285401371-API-1160-Traduccion

Sistema de Manejo Integral para las
Tuberías de Líquidos Peligrosos
Segmento de la Tubería
ESTÁNDAR API 1160
PRIMERA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2001
Instituto
Americano
De Petróleo
Ayudándolo a
hacer el
trabajo bien
i
COPYRIGHT 2003 instituto Americano de Petróleo
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Sistema de Manejo Integral para las
Tuberías de Líquidos Peligrosos
ESTÁNDAR API 1160
PRIMERA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2001
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NOTAS ESPECIALES
Las publicaciones del API tratan necesariamente problemas de una naturaleza general. Con
respecto a circunstancias particulares, locales, estatales, y las leyes y las regulaciones federales
deben ser revisadas.
API no está pretendiendo resolver los deberes de patrones, de los fabricantes, o de los
proveedores para advertir y para entrenar correctamente y no equipa a sus empleados, y otros
expuestos, referentes a salud y los riesgos de seguridad y las precauciones, ni pretende detener
sus obligaciones locales, estatales, o leyes federales.
La información referente a riesgos de seguridad y de salud y las precauciones apropiadas con
respecto a los materiales y las condiciones particulares se deben obtener del patrón, el fabricante
o el proveedor de ese material, o la base de datos del material de seguridad.
Ninguna información contenida en cualquier publicación del API debe ser interpretada como
garantía de derecho, implícitamente o de otra manera, para la fabricación, la venta, o el uso de
cualquier método, aparato, o producto cubierto por los documentos de patentes.
Tampoco cualquier cosa contenida en la publicación debe ser interpretada como seguro de
cualquier persona contra la responsabilidad por la infracción de la patente.
Generalmente, los estándares del API se repasan y están revisados, reafirmados, o retirados
por lo menos cada cinco años. Una extensión de una sola vez de hasta dos años será agregada
algunas veces a este ciclo de la revisión. Esta publicación no este vigente no más de cinco años
después de que su fecha de la publicación como API operativo estándar o, donde se ha
concedido una extensión, sobre la nueva edición. El estado de la publicación se puede
comprobar del segmento de la tubería del API [ teléfono (202) 682- 8000 ]. Un catálogo de las
publicaciones y de los materiales del API es publicado anualmente o periódicamente puesto al
día por API, 1220 L calle, N.W., Washington, dc 20005.
Este documento fue elaborado bajo procedimientos de la estandardización del API que
aseguran la notificación y la participación apropiadas en el proceso de desarrollo y se señala
como estándar del API. Preguntas referentes a la interpretación del contenido de este estándar o
comentarios y preguntas referentes a los procedimientos bajo los cuales este estándar fue
desarrollado debe ser escrito y dirigido al encargado de la estandardización, del Instituto
Americano del Petróleo, 1220 L calle, N.W., Washington, dc 20005. Los pedidos del permiso de
reproducción o de traducción de todo o cualquier parte del material publicado adjunto se deben
también dirigir al gerente general.
Los estándares API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de la ingeniería
probada, sana y de las prácticas de funcionamiento. Estos estándares no se piensan para evitar la
necesidad de aplicar el juicio sano de la ingeniería en relación con cuando y donde estos
estándares deben ser utilizados. La formulación y la publicación de los estándares del API no se
piensa de ninguna manera para inhibir a cualquier persona de usar alguna otra práctica.
Cualquier equipo o material de la marca del fabricante en conformidad con los requisitos de la
marca de un estándar del API es solamente responsable de conformarse con todos los requisitos
aplicables al estándar. El API no representa, autorización, o garantá que tales productos están de
hecho conformes con el estándar aplicable del API.
Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este trabajo se puede reproducir, almacenar
en un sistema de recuperación, o transmitir por cualquier medio, electrónico, mecánico,
fotocopiando, registrando, o de otra manera, sin el permiso escrito anterior del editor. Contacte
al editor, servicios que publican del API, calle 1220 L, N.W., Washington, dc 20005.
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PREÁMBULO
Requisitos Reguladores del Manejo Integral de la Tubería
Este sistema estándar de Manejo Integral de la Tubería para Líquido Peligroso
proporciona la dirección a la industria de la tubería para la totalidad de manejo. Es
importante que los operadores que usan este estándar entiendan los requisitos de
seguridad federales de la tubería para el manejo integral de ésta en áreas de alta
trascendencia al establecer o realzar sus programas de manejo integral. Aunque los
operadores de la tubería deben cumplir con las regulaciones de seguridad de la ésta, un
programa robusto de calidad total de la tubería alta requiere más que un acercamiento
al cumplimiento del manejo integral de la tubería. Los operadores deben construir
sobre las bases establecida por las regulaciones para desarrollar un programa del
manejo integral que ofrezca los mejores servicios para sus necesidades operacionales
únicas. Para asistir a los usuarios del estándar, esta advertencia proporciona un resumen
de los requisitos reguladores para el manejo integral.
Eficaz mayo 29, 2001, Código de Regulaciones Federales (CFR) la operación federal
de la tubería de líquidos peligrosos que gobernaba y su mantenimiento fueron
enmendados para establecer los nuevos requisitos para el “Manejo Integral de la
Tubería en las Áreas de Alto Riesgo” (49 CFR 195.452, designados aquí la regla) 1. El
propósito de estos nuevos requisitos es realzar y validar la totalidad de la tubería, y
proporcionar la protección mejorada para las áreas de alta trascendencia que se podrían
afectar por un lanzamiento involuntario de líquidos peligrosos de un sistema de
tubería.
Las áreas de alta trascendencia se definen en 49 CFR 195.450 como:
1.Una área de alta población,
Significa un área urbanizada, según definida y delineada por la oficina de censo
de ESTADOS UNIDOS, que contenga a 50.000 o más personas y tenga una
densidad demográfica por lo menos de 1.000 personas por milla cuadrada.
2. Otra área poblada, Significa un lugar, según lo definido y delineado por la
oficina de censo de U.S, que contenga una población concentrada, tal como una
ciudad, aldea, u otra área residencial o comercial incorporado o no incorporada a
la ya señalada.
3. Un canal comercialmente navegable,
Significa un canal donde existe una probabilidad substancial de la navegación
comercial. Estos canales se identifican en la red nacional de los canales, en una
base de datos geográfica creada por el comité nacional del diseño de los canales
de GIS.
4. Un área del ambiente que se ha señalado como inusualmente sensible a los
derrames de aceite
(un área inusualmente sensible) USA se define en el estándar 49 de CFR 195.6.
Este estándar API incluye la dirección para cumplir con estos requisitos basados en
las prácticas probadas de la industria para manejar integralmente el sistema de tuberías.
1
Esta se aplica a los operadores de tuberías de líquidos peligrosos cuando operen 500 millas o
más de tuberías de líquido peligroso. Cuando este estándar estaba siendo preparado una regla
similar que cubría a los operadores de tuberías de líquidos peligrosos estaba siendo preparada.
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La puntos siguiente proporciona una descripción de los requisitos en el 49 de
CFR195.452, e identifica la localización en este estándar en donde la dirección y la
información se proporcionan para facilitar la conformidad del operador.
La regla requiere que los operadores desarrollen y pongan un programa escrito del
manejo de la ejecución total. Este programa del manejo integral debe incluir:

Una identificación de todos los segmentos de la tubería que podrían afectar
una área de alta trascendencia en el acontecimiento de una falla del plano.

Un plano para delinear los despieces de la línea de la tubería.

Un marco que guíe como cada elemento del programa de manejo integral del
operador deba ser implementado.
Los segmentos de la tubería que podrían afectar áreas de alta trascendencia se deben
identificar antes de diciembre 31 de 2001. El plano y el marco del despiece de la línea
se deben terminar antes de marzo 31 de 2002. La sección 5 de este estándar
proporciona una descripción de un programa de manejo integral de la tubería, y los
pasos necesarios para hacer el marco de trabajo requerido.
El Plano del despiece de la línea base para determinar la condición de la línea de
segmentos que podrían afectar áreas de alta trascendencia debe:
1. Identificar todas las líneas de segmentos que podría afectar un área de alta
trascendencia. La sección 6 de este estándar describe donde conseguir la
información sobre la localización de las áreas de alta trascendencia y cómo
determinar si una línea o la línea de segmentos podría afectar un área de alta
trascendencia.
2. Especifique el método usado para determinar la integridad de la tubería para
cada segmento. los métodos aceptables para conducir despieces totales son prueba
de presión, inspección interna equipada 2, u otra tecnología que el operador
demuestre que puede proporcionar una comprensión equivalente de la condición de
la tubería.
3. Proporcione un horario para terminar el despiece total inicial para cada
segmento.
4. Explique la base técnica para la selección del método del despiece total y
la evaluación de los factores de riesgo considerados al programar el
despiece. Las secciones 7 y 8 de este estándar proporcionan la dirección
para seleccionar factores de riesgo importantes y dar la prioridad a los
segmentos para los programas de despiece total. La sección 9 describe los
diversas métodos y herramientas del despiece total, y las consideraciones
importantes en la determinación del acercamiento apropiado para una
situación particular.
El plano del despiece de la línea de base debe estar disponible para la revisión
por la oficina ambiental encargada de la revisión e interventoría durante las
inspecciones. Los operadores deben repasar periódicamente este plano para
estar seguros de que se continúa reflejando las prioridades apropiadas en los
2
Para la frecuencia baja, la resistencia eléctrica de la tubería soldada con autógena (ERW) o el
regazo de tubería soldada con autógena conforme con faltas longitudinales de la costura, un
operador debe seleccionar un método capaz de determinar la integridad de la costura, y ser
capaz de detectar anomalías de la corrosión y de las anomalías de deformación.
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despieces totales que conducen la línea de segmentos que puede afectar áreas de
alta trascendencia. En caso de necesidad, el plano del despiece de la línea se
puede revisar para reflejar nuevas experiencias de funcionamiento, los
conocimientos ganados de los despieces totales iniciales, y otros datos del
mantenimiento y de la vigilancia.
Aunque la regla requiere un plano del despiece de la línea de fondo solamente para
los segmentos que podrían afectar las áreas de alta trascendencia, un operador puede
encontrar que tal plano es útil para su sistema entero, y por consiguiente, podría
ampliar el alcance de su programa. La dirección proporcionada en este estándar es
conveniente para los sistemas completos de la tubería y no se limita a las áreas de alta
trascendencia.
La regla requiere que los operadores realicen la evaluación total de la línea de fondo
antes de marzo 31 de 2008 para todos los segmentos de la tubería que podrían afectar
un área de alta trascendencia. Además, cincuenta por ciento de este kilometraje de la
tubería se debe determinar antes de septiembre 30 de 2004, comenzando con los
segmentos del riesgo más alto. Los operadores, que han realizado los documentos de
despiece total después de enero del 1 de 1996, pueden utilizar estas evaluaciones para
validar la línea total si el acercamiento y la documentación del despiece son constantes
con las provisiones de la regla.
En la evaluación de los resultados del despiece total, los operadores deben integrar la
información de otras fuentes relevantes con la inspección o los resultados de la prueba
para identificar y para caracterizar completamente las amenazas potenciales para
canalizarlas totalmente. Otras fuentes de información pudieron incluir los datos
catódicos del sistema de protección, encuestas sobre intervalos cercanos, resultados de
inspecciones internas anteriores, funcionamiento e historia del escape, informes de
patrullajes, informes expuestos de la tubería, etc. La sección 7 de este estándar trata del
acopio, revisiones, e información y datos que lo integran. De esta evaluación, el
operador debe identificar la localización, la naturaleza, y el riesgo relativo de las
características que podrían amenazar la integridad de la tubería. Los operadores deben
utilizar un acercamiento riesgo-basado en las actividades de la reparación y de la
mitigación a dar prioridad, en las cuales cualquier defecto u otras características que
tengan el potencial que de lugar a un escape o a una falta a corto plazo se pueda tratar
puntualmente. La regla establece los límites del momento específico por los cuales
ciertas anomalías identificadas por la inspección en línea deben ser reparadas o ser
atenuadas. La sección 9 proporciona la dirección adicional para las anomalías a que hay
que dar prioridad y programar.
Como parte integral de un programa de continuación del manejo integral, la regla
también requiere que los operadores valoren de nuevo periódicamente la totalidad de la
tubería en la línea de segmentos que podría afectar áreas de alta trascendencia en los
intervalos para no exceder cinco años. El riesgo representado por el segmento se debe
utilizar para establecer el intervalo apropiado del despiece dentro de este período de
cinco años. Los operadores no les puede ser permitidas variaciones de este intervalo de
cinco años si una evaluación confiable de la ingeniería conjuntamente con otras
actividades tales como supervisión externa que proporcione una comparación.
Comprensión de la condición de la tubería. Los métodos del evaluación de riesgo
descritos en la sección 8 proporcionan un acercamiento para establecer una
justificación técnica para intervalos más largos de la inspección. Las variaciones
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pueden también ser permitidas si una tecnología particular del despiece deseado para
un segmento dado no está disponible (Ej.., los nuevos y más sofisticados dispositivos
internos de la inspección). Los operadores que solicitan tales variaciones deben
notificar a la interventoría por adelantado y mantener la documentación que justifica
estas decisiones.
Después de terminar un despiece de la línea de base, un operador debe conducir un
análisis del riesgo para la línea segmentos que podría afectar áreas de alta
trascendencia. Este análisis debe identificar y evaluar la necesidad de acciones
preventivas y atenuantes adicionales para proteger éstas áreas. Tales acciones pueden
incluir realzar los programas de la prevención de daños, mejora y supervisión de
protección catódica, reducción de vigilancia y los intervalos de inspección, adelantar
entrenamientos, conducción de perforaciones con los responsables de las emergencias,
y otros controles del manejo. La sección 10 describe un número de medidas de control
preventivas y atenuantes comunes del riesgo que se puedan utilizar para proporcionar la
protección adicional. Los operadores deben también evaluar explícitamente la
necesidad de dispositivos y de realces de restricción del flujo de la emergencia a los
sistemas de la detección de escape para proteger áreas de alta trascendencia. La regla
proporciona los factores importantes que se considerarán en la ejecución de estas
evaluaciones.
Según lo observado previamente, la regla requiere que el operador desarrolle y
proponga un programa del manejo y ejecución total. Este programa debe incluir los
elementos siguientes:
 Un proceso para determinar qué segmentos de tubería podría afectar un área de
alta trascendencia (sección 6 de este estándar).
 Un Plano del Despiece de la Línea de Fondo (Sección 9).
 proceso del periódico despiece y evaluación de la integridad y la evaluación
periódica de los segmentos que podrían afectar las áreas de alta trascendencia
(secciones 9 y 11).
 Un proceso analítico que integra toda la información disponible sobre tubería
integral y las consecuencias de una falla (sección 7 discute fuentes de
información, y la sección 8 describe un proceso de la evaluación de riesgo que
integre estos datos para identificar riesgos de la tubería).
 Reparación o mitigación para tratar las ediciones identificadas por el método
del despiece integral (sección 9).
 Proceso para identificar y evaluar medidas preventivas y atenuantes para
proteger áreas de ata trascendencia (la sección 8 describe un proceso basado en
riesgo para hacer estas determinaciones).
 Métodos para medir la eficacia del programa de manejo integral (sección 13).
 El proceso para la revisión del despiece integral, resultado y análisis de datos
de un individuo calificado.
El acercamiento de un operador para desarrollar y poner cada uno de estos elementos
en ejecución se debe tratar en el marco.
Finalmente, la regla identifica los expedientes que se deben mantener por el operador.
Un operador debe tener una descripción escrita del programa de manejo integral que
incluya cada elemento del programa que pone en ejecución. La documentación que
apoyaba las decisiones y los análisis que realizó como parte del programa también
deben explicarse. Es importante que el operador documente la justificación técnica para
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las decisiones de manejo integral dominantes así como para cualquier variación o
desviación permitida por la regla.
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CONTENIDO
La página
1 INTRODUCCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 1
1.1 propósito y Objetivos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . ... . . . . ............ . . 1
1.2 Principios guía . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ............. . . . . . . . .......1
2 ALCANCE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 2
3 REFERENCIAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . 2
3.1 Códigos de Referencias, Guías, y Normas. . . . . . . . . . . ...... . . . . . . . . ........2
3.2 otras Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ........ . . . .......... 3
4 CONDICIONES, DEFINICIONES, Y SIGLAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3
5 PROGRAMA DE MANEJO INTEGRAL.................. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
5.1 Consideraciones generales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..... . . . 4
5.2 Elementos del armazón. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . ...... . 4
6 ÁREAS ALTA TRASCENDENCIA................ . . . . . . . . . . . . .- . . . . . . . . . . 7
6.1 Identificación de las áreas de alta trascendencia . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
6.2 Uso de la Información de HCA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. ... . . . . . . . . 7
6.3 Determinación de Si un Segmento de la Tubería pudiera Afectar un área de
alta trascendencia........................ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . 7
6.4 Información de HCA documentando. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . --....... . . . 8
7 COLECCIÓN DE DATOS, REVISIÓN, E INTEGRACIÓN. . . . . . ....... . . . 8
7.1 Fuentes de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
7.2 Identificación y Situación de Datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . .......------ . . . . . . 9
7.3 Establecer un Sistema de la Referencia Común. . . . . . . . . . .......... . . . . . . . 9
7.4 Colección de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . 9
7.5 Integración de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
8 APLICACIÓN DE VALORACIÓN DE RIESGO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
8.1 Desarrollo de un Acercamiento de Valoración de Riesgo. .... . . . . . . . . . . 10
8.2 Definición de Riesgo de la Tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . 13
8.3 Riesgo estimando que Usa los Métodos de Valoración de Riesgo. . . . .. . . 13
8.4 Características de un Acercamiento de Valoración de Riesgo Legítimo... . 15
8.5 Primer Paso en el Proceso de Valoración de Riesgo. . . ....... . . . . . . . . . ... 15
8.6 Valoración de riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .................... 15
8.7 Centro del Riesgo Componentes Metodológicos de Valoración. . . ....... . . 16
8.8 Identificación y Recogida de Datos Requeridos para la Valoración de
Riesgo. . .. . . . ...................................................................................................18
8.9 Validación y Priorización de Riesgos. .. . . . . . . . ... . . . . . . . . ............. . . . 18
8.10 Mando de riesgo y Mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ....... . 20
8.11 Valoración de Riesgo continua. . . . . . . . . . . . . . ..... . . . . . . . . . . . . . . .....21
9 INICIAL EL DESARROLLO DE PLAN DE VALORACIÓN BÁSICO Y
LA APLICACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . ............. . 21
9.1niciar el Plan Básico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .......... . 21
9.2 Anomalías de la tubería y Defectos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ....... 21
9.3 Inspección Interior de la tubería y Tecnología de revisión .. . . . . . . . . ......21
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9.4 Determinación de Inspección Intervalo/Frequencia. . . . . . . . . ............ . . 23
9.5 Comprobación hidrostática. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
9.6 Estrategia para Responder a las Anomalías Identificadas por las
Inspecciones del En-línea.................................................................................. 27
9.7 Métodos de reparación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .... . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
10 OPCIONES de la MITIGACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
10.1 prevención De Daño a Terceros . . . . . . . . ... . . . . . . . .................... . . . . . 29
10.2 Control de Corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ........... 31
10.3 descubriendo y Minimizando los Descargos de la Tubería Imprevistos. . 31
10.4 tubería la Reducción de Presión Que opera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
11 REVISIÓN DEL PLAN de MANEJO INTEGRAL. . . . .............. . . ...... . . 34
12.MANEJO INTEGRAL DE LAS ESTACIONES Y LOS TERMINALES. DE
LAS TUBERÍAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
12.1 Recolección de los datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . 34
12.2 preocupaciones Único a las Opciones de la Mitigación. .. . . . . . . . . . . . . 35
12.3 Opciones de la mitigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . 35
13 EVALUACIÓN del PROGRAMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . . 36
13.1. Medidas de realización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . ..................... . . 37
13.2 Metodología de Medida de la realización. . . . . . . . . . . . . . . . . ................ 37
13.3 Funcionamiento de la Medición que Usa las Comparaciones Interiores. . 38
13.4 Funcionamiento de la medición que Usa las Comparaciones Externas. . . 38
13.5 Auditorias. . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .... 38
13.6 Mejora dl funcionamiento. . . .. . . . . . . . . . . . ...... . . . . . . . . . . . . . . .........40
14 CAMBIO del DIRECTOR EN UN PROGRAMA INTEGRAL...... . . . . . . 40
14.1 Cambios reconocidos Que Afectan el Programa Integral............ . . . . . . . 40
14.2 Actualización del Programa de Tuberías. . . . . . . . . . . . ... ......... . . . . . . . 41
APÉNDICE
A TIPOS
DE
LA ANOMALÍA,
CAUSAS,
Y
PREOCUPACIONES. APÉNDICE B ESTRATEGIAS DE REPARACIÓN. 47
APÉNDICE C ZONAS DE INFORMACIONES ESTÁNDARES PARA EL
SEGUIMIENTO ESCAPES EN LA TUBERÍA. . . . ............................. ......... 51
APÉNDICE D
CAMPOS DE
DATOS ESTÁNDARES PARA LA
INFORMACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE LA TUBERÍA. .. ....... 69
Las figuras
5-1 Armazón para un Programa de Manejo Integral............. . . . . . . . . . . . . . . . 5
8-1 Descripción Simplificada de Riesgo. . . . . . . . . . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . 14
8-2 Jerarquía de Valoración Simplificada de Riesgo... . . . . . . . . . . . . . . . . ..... 17
Las tablas
7-1 tipos de Datos para Coleccionar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
8-1 Muestra de las Variables Medioambientales. . . . .. . . . . ... . . . . . . . . . . . . 19
8-2 Variables de Plan de muestra. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
8-3 Variables que Afectan el Riesgo de las Tuberías (la Lista Parcial). . . . . . . 19
9-1 Tipos de Anomalías y Herramientas para Descubrirlos. . . . . . . . .. . . . . . . 24
9-2 Resumen de Reparaciones de la Tubería Permanentes Normalmente
Usadas.................................................................................................................28
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13-1 Ejemplo de Funcionamiento de Categorías de Medidas . . ...................... 39
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1 Sistema de Manejo Integral para las
Tuberías de Líquidos Peligrosos
Introducción
1.1 PROPÓSITO Y OBJETIVOS
la meta del operador de cualquier tubería es
hacer funcionar la tubería de una manera tal
que no haya efectos nocivos sobre los
empleados, el ambiente, el público, o sus
clientes como resultado de sus acciones.
Hacen esto mientras que ellos llenan las
necesidades del cliente y ganan una cuantía
razonable en su inversión. La meta es operar
sin error, sin derramar, y sin incidentes de la
tubería. Un programa de manejo integral
proporciona medios de mejorar la seguridad
de los sistemas de la tubería y de asignar
recursos del operador con eficacia para:
- Identificar y analizar de manera real los
acontecimientos potenciales del precursor
que pueden dar lugar a incidentes de la
tubería.
- Examina la probabilidad y severidad de
los incidentes potenciales de la tubería.
- Proporciona medios comprensibles e
integrados para examinar y comparar el
espectro disponible de los riesgos y de las
actividades de la reducción del riesgo.
- Proporcionan medios estructurados y
fácilmente comunicados para seleccionar e
implementar actividades que reduzcan
riesgos.
- Establecen y le hacen seguimiento al
funcionamiento del sistema con la meta de
mejorar ese funcionamiento.
Este estándar enmarca un proceso que un
operador de un sistema de la tubería pueda
utilizar para determinar riesgos y para tomar
decisiones
sobre
riesgos
en
el
funcionamiento de una tubería de líquidos
peligrosos para reducir el número de
incidentes y los efectos nocivos de errores y
de incidentes. La sección 5 describe el
manejo integral que forma la base de este
estándar.
Este
marco
se
ilustra
esquemáticamente en el cuadro 5-1. Este
estándar también apoya el desarrollo de los
programas de manejo integral requeridos
bajo título 49 CFR 195.452 de
las regulaciones federales de la seguridad de
la tubería.
Este estándar es pensado para su uso por
parte de los individuos y de equipos
encargados
del
planeamiento,
implementación y mejoramiento del
sistema de manejo integral de la tubería. Un
equipo incluiría típicamente a ingenieros,
personal de funcionamiento, y
los técnicos o los especialistas con la
experiencia o la maestría específica
(corrosión, inspección en línea, vigilancia de
vías, etc). Los usuarios de este estándar
deben estar familiarizados con las
regulaciones de la seguridad de la tubería
(parte 195 del título 49 CFR), incluyendo los
requisitos para los operadores de la tubería
para tener un programa escrito de la
integridad de la tubería, y para conducir una
evaluación de la línea de fondo y nuevas
valoraciones periódicas de la integridad del
manejo de la tubería.
1.2 PRINCIPIOS GUÍA
Al desarrollar este estándar de manejo
integral del sistema de la tubería, ciertos
principios de guía son la base del documento
entero. Estos principios se reflejan en
muchas de las secciones y se proporcionan
aquí para dar al lector el sentido de la
necesidad de visión integral de la tubería de
una amplia perspectiva. La integridad se
debe construir en el sistema de la tubería
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desde el planeamiento, del diseño, y la
construcción
El manejo integral de una tubería comienza
con el diseño del sonido y la construcción de
la tubería. La dirección para la nueva
construcción se proporciona en un número
de estándares del consenso, incluyendo
ASME B31.4, así como las regulaciones de
la seguridad de la tubería. Mientras que estos
estándares y pautas se aplican al diseño de
una tubería, el diseñador debe considerar el
área, las travesías de la tubería y los
impactos posibles que la tubería puede tener
en esa área y la gente que resida en su
vecindad. La nueva construcción no es un
tema de este estándar, pero las
especificaciones del diseño y la condición de
cómo construirla proporcionan información
importante de la línea de fondo para un
programa de manejo integral.
La integridad del sistema se construye en la
gente calificada, usando procesos definidos
para operar instalaciones a las que se les
hace mantenimiento.
La integridad de la instalación física es
solamente parte del sistema completo que
permite que un operador reduzca el número
de incidentes y los efectos nocivos de errores
y de incidentes. El sistema total también
incluye a gente que opera las instalaciones y
los procesos del trabajo que los empleados
utilizan y siguen. Un programa comprensivo
del manejo integral debe tratar a la gente, a
los procesos, e instalaciones. Un programa
de la gerencia de la integridad debe ser
flexible. Un
programa de la manejo integral se debe
modificar para requisitos particulares para
apoyar condiciones únicas de cada operador.
Además, el programa se debe evaluar
continuamente y debe ser modificado para
acomodar los cambios en el diseño y la
operación de la tubería, los cambios en el
ambiente en el cual el sistema funciona, y
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los nuevos datos de funcionamiento y la otra
información integral relacionada. La
evaluación continua se requiere para estar
seguros de que el programa toma las
ventajas de la tecnología mejorada y que el
resto del programa se mantiene integrado
con las prácticas de negocio de operadores
esto apoya efectivamente las metas
integrales de los operadores. Los operadores
tienen opciones múltiples disponibles para
tratar riesgos. Los componentes de la
facilidad o del sistema pueden ser
cambiados; el entrenamiento adicional se
puede proporcionar a la gente que opera el
sistema; los procesos o los procedimientos
pueden ser modificados; o una combinación
de las acciones puede ser utilizada para que
tengan el impacto más grande en la
reducción de riesgo.
La integración de la información es un
componente dominante en el manejo del
sistema integral.
Un elemento dominante del manejo integral
es la compilación de toda la información
disponible en el proceso de toma de
decisión. La información que puede afectar
la comprensión del operador de los riesgos
importantes en un sistema de la tubería viene
de una variedad de fuentes. El operador está
en la mejor posición para recopilar y para
analizar esta información. Integrando toda la
información disponible, el operador puede
determinar donde están los más grandes
riesgos de un incidente, y tomar decisiones
prudentes para reducir estos riesgos.
La preparación para conducir una
evaluación de riesgo es un elemento
dominante el sistema de manejo integral de
la tubería.
La evaluación de riesgo es un proceso
analítico con el cual un operador determina
los tipos de acontecimientos o las
condiciones adversas que pudieran afectar la
integridad de la tubería, la probabilidad de
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que esos acontecimientos o condiciones
conduzcan a una pérdida de integridad, y la
naturaleza y la severidad de las
consecuencias que pudieron ocurrir si
hubiera una falla. Este proceso analítico
implica la integración y el análisis de la
información del diseño, de la construcción,
del funcionamiento, del mantenimiento, de
la prueba, y otro sobre un sistema de la
tubería.
Las evaluaciones de riesgo pueden tener
alcances que cambian, variando niveles del
detalle, y utilizan diversos métodos. Sin
embargo, la última meta de evaluar riesgos
es identificar y dar la prioridad a los riesgos
más significativos de modo que un operador
pueda tomar decisiones informado sobre
estas ediciones.
La evaluación de riesgos para canalizar
integralmente es un proceso continuo.
El analizar riesgos en un sistema de la
tubería es un proceso iterativo. El operador
recolectará periódicamente experiencia de
funcionamiento adicional de la información
y del sistema. Esta información se debe
descomponer en factores en la comprensión
de los riesgos del sistema. Como el
significado y la importancia de esta
información adicional al riesgo se entiende,
el operador puede necesitar ajustar su plan
integral por consiguiente. Esto puede dar
lugar a cambios en los métodos o en la
frecuencia de la inspección, o en las
modificaciones adicionales al sistema de la
tubería en respuesta a los datos. Como
cambios se hacen, diversas tuberías dentro
de una sola compañía de funcionamiento y
diversos operadores estarán en diversos
lugares con respecto a la meta de la
operación sin incidente. Cada sistema de la
tubería y cada compañía necesitarán metas y
medidas específicas para supervisar las
mejoras en integridad y determinar la
necesidad de cambios adicionales. Las
acciones atenuantes se toman para los
defectos perjudiciales. Los operadores deben
llevar la acción de las ediciones de la
integridad de la dirección planteada en las
evaluaciones y de análisis de la información.
Los operadores deben evaluar anomalías e
identificar los que sean perjudiciales a la
integridad de la tubería. Los operadores
deben tomar la acción para atenuar o para
eliminar defectos perjudiciales. La nueva
tecnología se debe evaluar y utilizar,
apropiadamente. La nueva tecnología se
debe entender e incorporar en programas de
manejo integral. Tal nueva tecnología puede
realzar una capacidad de los operadores de
determinar riesgos y la capacidad de
herramientas analíticas para determinar la
integridad de los componentes del sistema.
Los
operadores
deben
determinar
periódicamente las capacidades de las
nuevas tecnologías y de las técnicas que
pueden proporcionar la comprensión
mejorada sobre la condición de tuberías o
proporcionar nuevas oportunidades de
reducir riesgo. El conocimiento sobre el cuál
está disponible y la voluntad eficaz permiten
que el operador aplique las tecnologías o las
técnicas más apropiadas a un riesgo
específico y así mejorar los impactos del
potencial de la dirección. Los programas
integrales del sistema de la tubería y del
manejo integral se deben evaluar sobre una
base regular. La oficina de seguridad de la
tubería proporciona una revisión periódica
del programa del manejo integral para el
operador a través de su personal de la
aplicación. Se anima a los operadores a que
realicen revisiones internas para asegurar la
eficacia del programa de manejo integral en
la realización de las metas de programas.
Algunos operadores pueden elegir utilizar
los servicios de terceros para asistir con
tales evaluaciones.
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2 Alcance
Este estándar es aplicable a los sistemas de
la tubería usados para transportar líquidos
peligrosos como se define en el título 49
CFR 195.2. El uso de este estándar no se
limita a las tuberías reguladas bajo título 49
CFR 195.1, y los principios incorporados al
manejo integral son aplicables a todos los
sistemas de la tubería. Este estándar se
diseña especialmente para proveer al
operador una descripción de prácticas
probadas en la industria del manejo integral
de tuberías. La dirección es específica a
tubería de la línea a lo largo del derecho de
paso, pero el proceso y el acercamiento
pueden y deben aplicarla a todas las
instalaciones de la tubería, incluyendo
estaciones de la tubería, a los terminales y a
las instalaciones de la entrega asociadas a los
sistemas de la tubería. Ciertas secciones de
este estándar proporcionan especificaciones
de la dirección en las estaciones de la
tubería, en los terminales, y en las
facilidades de la entrega..
3 Referencias
3.1 CÓDIGOS, ESTÁNDARES Y GUÍAS
REFERIDOS,
API
Std 5T1 Terminología de Imperfección
RP 1110 Tuberías de Prueba de Presión de Líquido
Publ 1156 Efectos de las abolladuras lisas y rocosas
en tuberías líquidas del petróleo
RP 579 Aptitud para el servicio
Std 653 Inspección, Reparación, Alteración y
Reconstrucción del Tanque
API 570 Código de Inspección de Tuberías:
Inspección, Reparación, Alteración en Sistemas de
Servicio de Tuberías.
DOT1
49 CFR Parte 195 Transporte de Líquidos Peligrosos
por Tubería
ASME2
1
Departamento de Transporte de los Estados Unidos,
calle 400 7, Washington D.C. 20590
B 31.4 Sistema de Tuberías para Transporte de
Hidrocarburos líquidos y Otros Líquidos
B 31G Manual para determinar la fuerza restante de
tuberías corroídas: Un suplemento al código de
ASME B31 para la tubería de la presión
NACE3
35100 Comité de reporte técnico “En línea
Inspección no destructiva de tuberías”
RP 0169 Control Externo de corroción en Sistemas
de Tuberías Metálicas Sumergidas y Bajo Tierra.
3.2 OTRAS REFERENCIAS
1. La tubería (el En-servicio) el Manual de
la Reparación de Tubería
Investigación del Concilio Internacional,
Proyecto PR-218-9307,
El Dic. 94, Kiefner, J. F., Bruce, W. A.,
Stephens, D. R.,(www.prci.com)
2. Hazardous el Riesgo de la Tubería
Líquido Assessment, California
El Mariscal de Fuego estatal, el 1993 de
marzo,
3. Kiefner, J. F., y Vieth, P. H., el ÒA
ModiÞed Criterio,
Evaluar la Fuerza Restante de Tubería
Corroída
El Informe final a la Corrosión de la Tubería
el Comité De supervisión del Comité de
Investigación de Tubería de La Asociación
de Gas de americano, el 22 de diciembre de
1989,
4. la Tierra de O’Common: El estudio de
Uno Llama y Daño y la prevención las
mejores prácticas EE.UU. DOT Office de La
seguridad en Tubería
agosto de 1999
(www.commonground.com)
2
ASME Internacional, Park Avenue 3, New York,
New York 10016-0518
3
NACE Internacional (Actualmente La
Asociación Nacional de Ingenieros de
Corroción), 1440 South Creek Drive, P.O.
Box 218340,
Houston, Texas 77218-8340.
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5. Tubería de ÒNational Mapping System,Ó
EE.UU. DOT Office de La seguridad en
Tubería (www.npms.rspa.dot.gov)
6. ÒGuidelines para la Valoración de Mellas
en Welds,Ó
El Concilio de Investigación de tubería
Internacional, Proyecto PR-218 9822, el Dic. 99, Rosenfeld, M. J.
(www.prci.com)
4 ANOMALÍAS DE LOS TÉRMINOS,
DE LAS DEFINICIONES, Y DE LAS
SIGLAS:
Una desviación posible del material o de la
autógena de la tubería de los sonidos. La
indicación se puede generar por la
inspección no destructiva, tal como
inspección en línea. Definición basada en el
informe técnico del comité del NACE,
inspección no destructiva en línea de
tuberías.
También
vea,
deserte;
imperfección.
presión de funcionamiento máxima
actualmente establecida: funcionamiento a
la máxima presión (MOP) de la tubería, a
veces diferente del diseño MOP El MOP
establecido actualmente se puede fijar
debido a la necesidad hasta la fecha de una
tubería o por otra razón.
Presión actual de operación: La presión
(suma de presión principal estática, de
presión requerida para superar pérdidas de la
fricción, y de cualquier presión trasera) en
cualquier punto en un sistema de tubería
cuando el sistema está funcionando bajo una
condición de estado constante
Defecto: Una imperfección de una magnitud
que excede criterios aceptables. Definición
basada en API 570. También vea, anomalía;
imperfección.
Informe final en línea de la inspección: Un
informe proporcionado por el vendedor en
línea de la inspección que provee al operador
una interpretación comprensiva de los datos
de una inspección en línea.
También vea, informe en línea preliminar de
la inspección.
HCA: áreas de alta trascendencia o riesgo:
Esas localizaciones en donde un lanzamiento
de la tubería pudo tener un efecto nocivo
significativo en un área inusualmente
sensible (véase 49 CFR 195.6), una área de
alta población, otra área poblada, o un canal
comercialmente navegable. Esta definición
está especificada por las regulaciones
federales en los Estados Unidos, vea 49 CFR
195.
Imperfección:
El
defecto
u
otra
discontinuidad
conocida
durante
la
inspección que puede estar conforme a
criterios de aceptación durante un análisis de
la ingeniería y de la inspección. Definición
basada en API 570. También vea, anomalía;
defecto.
Indicación: Encuentro de una técnica no
destructiva de la prueba o de la inspección.
Definición basada en el informe técnico del
comité del NACE, inspección no destructiva
en línea de tuberías.
Estado de funcionamiento bajo presión
máxima estable: Presión Máxima (suma de
presión principal estática, de presión
requerida para superar pérdidas de la
fricción, y de cualquier presión trasera) en
cualquier punto en un sistema de tuberías
cuando el sistema está funcionando bajo
condición constante .
La mitigación o la acción atenuante:
Tomar la acción apropiada basada en una
evaluación de los factores de riesgo para
reducir el nivel del riesgo de una anomalía
perjudicial dada. Tal acción puede consistir
en ello pero no está limitada a ella. Prueba y
evaluación adicional, los cambios al
ambiente físico, los cambios operacionales,
supervisión continuada, los cambios de
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procedimientos administrativos, o las
reparaciones.
MOP: Máxima presión de operación.
Presión normal de operación: Presión
pronosticada (suma de presión principal
estática, de presión requerida para superar
pérdidas de la fricción, y de cualquier
presión trasera) en cualquier punto en un
sistema de tubería cuando este está
funcionando bajo un sistema en estado
pronosticado constante.
Operador: Una persona que posee u opera
instalaciones de la tubería. Definición
basada en 49 CFR parte 195
P&ID: Diagrama de instrumentación y
tuberías.
PLC: Controlador lógico programable.
Informe en línea preliminar de la
inspección:
Un
informe,
realizado
generalmente en un periodo corto de tiempo,
que provee al operador de una lista de los
defectos considerados como un peligro
inmediato para la seguridad de las tuberías.
Típicamente, el operador define los
parámetros de divulgación reales. También
vea, inspección en línea del informe final
Riesgo: Una medida de pérdida en términos
de la probabilidad del incidente, de la
ocurrencia y de la magnitud de las
consecuencias.
Evaluación de riesgo: Se determina un
proceso sistemático, analítico en el cual los
peligros potenciales de la operación de la
instalación están identificados así como la
probabilidad y las consecuencias de
acontecimientos adversos potenciales. Las
evaluaciones de riesgo pueden tener alcances
que cambian, y se realizan en los niveles
variables de detalle dependiendo de los
objetivos del operador (véase la sección 8).
Manejo de riesgo: Un programa total que
consiste en identificar amenazas potenciales
para un área o un equipo; determinando el
riesgo que se asoció a esas amenazas en
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términos de la probabilidad y de las
consecuencias del incidente; atenuando el
riesgo
se reduce la probabilidad, las
consecuencias, o ambas; y medir el reductor
de riesgo se alcanzan los resultados.
Presión de funcionamiento segura: La
presión, calculada usando la fuerza restante
de los fórmulas corroídos de la tubería,
donde todas las regiones corroídas
soportarán una presión igual a un nivel de la
tensión de 1.39 veces la presión máxima de
funcionamiento (MOP).
SCADA: Control y adquisición de datos de
supervisión.
SCC: grieta por tensión y corrosión.
Shall: este término se usa en este estandar
para hablar de las practicas que son
obligatorias.
Should: El término que se utiliza en este
estándar es para indicar esas prácticas que
son preferibles, pero las cuales los
operadores determinan que prácticas son
alternativas o iguales o más eficaces, o esas
prácticas para las cuales se requiere el juicio
de la ingeniería.
Prueba Stand-up (operacional): Una prueba
de presión para determinar la tirantez del
escape de una tubería o de un segmento de la
tubería. Esta prueba se conduce típicamente
con el producto (o agua) en una presión
significativamente menor que la prueba de la
presión hidrostática requerida por 49 CFR
195.304 (presión de funcionamiento máxima
de 1.25 veces [ MOP ]) y no excede el MOP
de la tubería. Una compañía de tubería
puede conducir esta prueba después de que
una tubería se alinee pero antes de comenzar
el movimiento (entrega).
TPD: Daños de tercera persona.
5 Programa de Manejo Integral
5.1 CONSIDERACIONES GENERALES
Aunque todos los sistemas de la tubería
tienen las características del diseño y
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características de funcionamiento que son
únicas a cada sistema individual, un
programa eficaz del manejo integral del
sistema de la tubería debe tener una base
sólida abarcada de varios elementos
dominantes. Esta sección describe un marco
del programa que incluya estos elementos
dominantes. El cuadro 5-1 ilustra este marco
del programa del manejo integral.
Desarrollar e implementar un programa de
manejo y ejecución integral requiere hacerse
bajo regulaciones federales sobre la
seguridad de la tubería en 49 CFR 195.452.
El Preámbulo de este estándar describe la
regla. La regla requiere que cada operador
prepare inicialmente un marco que describe
cómo su programa de manejo de la
integridad
tratará
varios
elementos
dominantes. El marco presentado en este
estándar
proporciona
las
prácticas
reconocidas de la industria para desarrollar
estos elementos en el contexto de establecer
un programa comprensivo del manejo de la
integridad. El marco demostrado en el
cuadro 5-1 proporciona una estructura
común sobre la cual desarrollar un programa
específico del manejo integral del operador.
Al desarrollar un programa de manejo
integral, los operadores de la tubería deben
considerar sus metas y objetivos únicos a ser
alcanzados.
y
entonces
utilizan
acercamientos existentes o desarrollan
nuevos procesos para asegurar estas metas.
Hay muchos diversos acercamientos para
poner los diversos elementos en ejecución
identificado en el cuadro 5-1, extendiéndose
a lo largo de una serie continua
relativamente simple a altamente sofisticada
y compleja. No hay mejor acercamiento de
que sea aplicable a todos los sistemas de la
tubería para todas las situaciones. Este
estándar reconoce la importancia de la
flexibilidad en diseñar el programa de
manejo integral y proporciona la dirección
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conmensurada con esta necesidad. Es
importante reconocer que un programa de la
gerencia de la integridad debe ser un proceso
altamente integrado e iterativo. Aunque los
elementos representados en el cuadro 5-1 se
demuestran secuencialmente para la
facilidad en la ilustración, hay una cantidad
significativa de lujo y de interacción de la
información entre los diversos pasos. Por
ejemplo, la selección de un acercamiento de
la evaluación de riesgo depende en parte de
qué integridad relacionó datos y de que la
información esté disponible. Inversamente,
mientras que realizan una evaluación de
riesgo, las necesidades adicionales de los
datos son identificados generalmente para
mejorar ediciones potenciales de la
integridad de la dirección. Los elementos de
la evaluación así como los datos de la
reunión y de riesgo se juntan y pueden
firmemente requerir varias iteraciones hasta
que este el operador satisfecho que la
evaluación
de
riesgo
caracteriza
apropiadamente riesgos del sistema de la
tubería. Una breve descripción de los
elementos individuales del marco se
proporciona en esta sección, tan bien como
un mapa de camino más específico y
descripción detallada de los elementos
individuales que abarcan el resto de este
estándar. Las referencias a las secciones
detalladas específicamente en el estándar se
proporcionan en el cuadro 5-1 para la
conveniencia de los lectore.
5.2 ELEMENTOS del MARCO
Identificar impactos potenciales de la
tubería a HCAs.
Este elemento del marco implica la
identificación de los segmentos de la tubería
que podrían afectar las áreas de alta
trascendencia o riesgo (HCAs) en el
acontecimiento
de
una
fuga.
La
identificación del impacto de HCA implica
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el tener acceso a información que identifica
HCAs en un mapa, sobreponiendo el sistema
de la tubería en este mapa, y determinándose
en qué localizaciones podría afectar una fuga
los HCAs que quedan dentro o cerca al
pasillo del sistema de la tubería. Este análisis
es requerido por 49 CFR 195.452. La
dirección para hacer estas determinaciones
se proporciona en la sección 6 de este
estándar.
Reunión, revisión, e integración iniciales de
los datos. El primer paso es entender las
amenazas potenciales de la integridad en
HCAs y en cualquier otra parte a lo largo del
sistema de la tubería así que hay que montar
la información sobre riesgos potenciales. En
este fase, el operador realiza la colección, la
revisión, y la integración iniciales de los
datos que son necesarios para entender la
condición de la tubería e identificar las
amenazas a su integridad en el sector. Los
tipos de datos para apoyar una evaluación de
riesgo incluyen la información sobre la
operación, el mantenimiento, y las prácticas
de la vigilancia, el diseño de la tubería, la
historia de funcionamiento, y los modos y
las preocupaciones de la falla específica que
son únicos para cada sistema y los
segmentos dentro de un sistema. La sección
7 proporciona un resumen de las fuentes de
datos útiles, los elementos de datos comunes
que se utilizan típicamente en análisis de
riesgo y se acercan a la revisión y a la
integración de los datos. Para los operadores
que están formalizando un acercamiento al
manejo integral, la unión inicial de los datos
se puede centrar en un número limitado de
parámetros de modo que una investigación
sobre las amenazas más significativas de la
integridad
pueda
estar
fácilmente
identificadas.
La evaluación de riesgo inicial. En este
estándar, los datos montados del paso
anterior se utilizan para conducir una
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evaluación de riesgo del sistema de la
tubería. El gravamen de riesgo comienza con
una búsqueda sistemática y comprensiva
para las amenazas posibles a canalizar o la
integridad
de
la
instalación.
La
identificación de amenazas potenciales no se
debe limitar a una revisión de las categorías
del riesgo conocido pero deben incluir pasos
para buscar nuevas o únicas manifestaciones
de riesgos. Con la evaluación integrada de la
información y los datos recogidos en el paso
anterior, la identificación del proceso de
evaluación de riesgo, los acontecimientos de
la localización específica, las condiciones, o
las combinaciones de los acontecimientos y
de las condiciones que podrían conducir a la
pérdida integral de la tubería, y proporciona
una comprensión de la probabilidad y de las
consecuencias de estos acontecimientos. La
salida de una evaluación de riesgo debe
incluir la naturaleza y la localización de los
riesgos más significativos en el sistema de la
tubería. Hay una variación importante en el
detalle y la complejidad asociados a diversos
métodos de evaluación de riesgo. Algunos
operadores, sin procesos formales de ella, ,
han encontrado que una evaluación de riesgo
inicial del nivel de la investigación puede ser
beneficiosa en términos de recursos que se
enfocan en las partes más importantes.
Durante una evaluación de riesgo de la
investigación, un operador puede limitar el
alcance del sistema a esas porciones del
sistema donde una falla podría tener las
consecuencias más severas (es decir, un
HCA). De la misma manera, la evaluación
de riesgo y la colección de datos se pueden
enfocar para apoyar la identificación de los
mecanismos más probables de la falla en
esos segmentos de la tubería, sin entrar al
detalle extenso. Debido a el tiempo limitado
en el cual preparar el plan de evaluación de
la línea de fondo requerido por 49 CFR
195.452, algunos operadores pueden
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encontrar una visión de la investigación
como el acercamiento más práctico para dar
prioridad a la línea de segmentos para la
evaluación integral. Después de identificar
los riesgos más significativos en el sistema,
el paso siguiente es determinar qué acciones
preventivas o atenuantes pudieron ser
deseables para reducir riesgo, y donde
estarían las técnicas de la evaluación tales
como inspección y prueba de presión
internas, la mayoría del valor en identificar
defectos que amenazan la integridad del
potencial. El proceso del control y de la
mitigación del riesgo implica:
figura 5-1-armazón para un Programa de Manejo Integral
Identificar el Impacto
Potencial sobre las HCAs
(Sección 6)
Recolección inicial, revisión e
integración.
(Sección 7)
Evaluación de Riesgo Inicial
(Sección 8)
Plan de Desarrollo de la Línea
Base
(Sección 9)
Realizar Inspección o
Mitigación.
(Sección 9)
Revisar el Plan de Inspección y
Mitigación (Sección 11)
Evaluar el
Programa
(Sección 13)
Reevaluar el
Riesgo
(Sección 8)
-Identificación de las opciones del riesgo y
control que bajan la probabilidad de un
incidente en el sistema de la tubería y reduce
las consecuencias.
Actualizar, Integrar y Revisar
los datos
(Sección 7)
Manejo del Cambio
(Sección 14)
- Evaluación sistemática y comparación de
las opciones.
- Selección e implementación de la
estrategia óptima para el control del riesgo.
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Hay un número de métodos que se pueden
emplear para conducir una evaluación de
riesgo y para identificar actividades del
control del riesgo. La sección 8 proporciona
la dirección para desarrollar y poner un
acercamiento útil de la ejecución de la
evaluación de riesgo.
Desarrolle el plan de la evaluación de la
línea base. Usando la presentación de la
evaluación de riesgo (o de una evaluación de
la investigación), un plan se desarrolla para
tratar los riesgos más significativos y para
determinar la integridad del sistema de la
tubería. Este plan debe tratar actividades de
la evaluación integral (e.j., inspección o
prueba de presión interna), así como
cualquier preventivo y las acciones
atenuantes del control del riesgo identificado
en el proceso de la evaluación de riesgo.
Para los segmentos de la tubería que podrían
afectar HCAs, 49 CFR 195.452 requieren
que un plan documentado del despiece de la
línea de base esté preparado con la técnica
que los identifica internamente en la
inspección, la tecnología de prueba de
presión, u otra que será utilizada para
determinar la integridad de líneas, el horario
para conducir estas evaluaciones, y la
justificación para el método de la evaluación
integral seleccionada. La sección 9
proporciona una descripción de las varias
técnicas internas de la inspección
disponibles, y la dirección a los operadores
de la ayuda en seleccionar un método de
evaluación integral estableciendo un horario
para la inspección o la prueba de presión
periódica.
Inspección y/o mitigación. En este elemento,
se ponen en ejecución las actividades del
plan de evaluación de la línea de base, se
evalúan los resultados, se hacen las
reparaciones necesarias para asegurar los
que los defectos que pudieran causar una
falla sean eliminados. La sección 9
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proporciona
la dirección
para las
características al dar la prioridad identificada
por la inspección interna para el examen y la
reparación. El apéndice B proporciona una
descripción de las técnicas comúnmente
usadas de la reparación para tratar el diverso
tipo de defectos que se pudieron descubrir
durante la evaluación integral. Según lo
observado previamente, una evaluación de
riesgo puede identificar otros riesgos que
deban ser tratados. Por ejemplo, si eran el
daños de la excavación identificado como
riesgo significativo en un área particular, el
operador puede elegir para conducir
vigilancia adicional, para aumentar la
comunicación pública, para mejorar la línea
de marca, para mejorar la separación del
derecho de paso, para contratar activamente
a comisiones locales del planeamiento, y/o
realzar su programa del conocimiento del
excavador para reducir la probabilidad del
daño de tercera persona (TPD) a su línea. Un
menú de las actividades del control del
riesgo y de las opciones atenuantes para
tratar amenazas comunes de la integridad
también se proporciona en la sección 10.
Actualización, Integración, y revisión de
datos. Después de que se hayan realizado las
evaluaciones integrales iniciales, el operador
ha mejorado en información puesta al día
sobre la condición de la línea. Esta
información se conserva y se agrega a la
base de datos de la información usada para
apoyar los gravámenes de riesgo y las
evaluaciones futuras de la integridad.
Además, a medida que el sistema continúa
funcionando, el funcionamiento adicional, el
mantenimiento, vigilancia, y otros datos son
recogidos para así ampliar y mejorar la base
de datos histórica de la información para
apoyar al manejo integral.
Revalúe el riesgo. Las evaluaciones de
riesgo se deben realizar periódicamente para
recoger datos de funcionamiento recientes,
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considerar cambios al diseño del sistema de
la tubería
(e.j., válvulas nuevas, segmentos de tubería
o proyectos nuevamente substituidos de la
rehabilitación, etc.) y la operación (e.j., un
cambio en el flujo o el perfil de la presión
hidráulica), y analiza el impacto de cualquier
cambio externo que pueda haber ocurrido
desde la evaluación de riesgo anterior (e.j.,
usurpación de la población en nuevas áreas).
Los resultados de las evaluaciones de la
integridad, tales como inspección o prueba
de presión interna, se deben también
descomponer en factores en las evaluaciones
de riesgo futuros, para asegurar aquello que
refleja el proceso analítico y la última
lectura de la condición de la tubería
Plan de revisión de la mitigación y de la
inspección El plan de despiece de la línea
base se debe transformar en un plan en curso
de la evaluación integral que se pondrá al día
periódicamente con la nueva información
que reflejará la condición actual de las
amenazas a la integridad. Como nuevos
riesgos o nuevas manifestaciones de riesgos
previamente sabidos son identificados,
preventivos adicionales o las acciones
atenuantes para tratar estos riesgos se deben
realizar. Además, los resultados actualizados
de la evaluación de riesgo se deben también
utilizar para apoyar programas de
evaluaciones integrales futuras. La sección
11 discute la puesta al día del plan de
evaluación integral. La sección 9
proporciona una discusión de métodos a la
frecuencia interna de la inspección del plan y
de la prueba de presión.
Evalúe el programa. El operador debe
recoger la información del funcionamiento y
evaluar periódicamente el éxito de sus
técnicas de evaluación, de las actividades de
reparación de la tubería, y de otras
actividades preventivas y atenuantes del
control del riesgo. El operador debe también
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evaluar la eficacia de sus sistemas y
procesos de manejo en el soporte de
decisiones de manejos integrales sanos. La
sección 13 proporciona la dirección para las
medidas de funcionamiento que se
convierten de evaluar la eficacia del
programa, y la dirección para las
intervenciones que conducen a los
programas de manejo integral.
Maneje el cambio. Los sistemas de tuberías
y el ambiente en el cual funcionan nunca son
estáticos. Un proceso sistemático se debe
utilizar para asegurarse de que los cambios
al sistema de la tubería, diseño, operación, o
mantenimiento se evalúa para sus impactos
potenciales del riesgo antes de la puesta en
práctica, y asegurarse de que los cambios en
el ambiente en el cual la tubería funciona
estén evaluados. Además, después de que se
hayan realizado estos cambios, deben ser
incorporados, apropiadamente, en las
evaluaciones de riesgo futuras para estar
seguros que las direcciones del proceso de la
evaluación de riesgo está encaminada al
sistema como está actualmente configurado,
operado, y mantenido. La sección 14 discute
los aspectos importantes de cambios de
manejo mientras que se relacionan con el
manejo integral. Pues este elemento final
indica que el manejo de integridad de la
tubería no es un proceso de una sola vez.
Como se muestra en la porción más baja del
cuadro 5-1, un programa de manejo integral
implica un ciclo continuo de supervisar la
condición de la tubería, de identificar y de
determinar riesgos, y de tomar la acción para
reducir al mínimo las amenazas más
significativas. Las evaluaciones de riesgo
deben ser periódicamente actualizadas y
revisadas según las condiciones actuales que
reflejan el estado de la tubería así que los
operadores pueden utilizarlas con la mayor
eficacia posible en sus recursos finitos para
alcanzar la meta de la operación sin error,
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sin derrames. Finalmente, la sección 12 de
este estándar identifica algunas de las
consideraciones
especiales
para
la
instalación del sistema de la tubería con
excepción de la cañería, tal como estaciones
de la bomba y terminales que deben ser
considerados al desarrollar un programa
comprendido e integralmente completo del
manejo integral. Mientras que el mismo
marco según se representa en el cuadro 5-1
se aplica a estas instalaciones, hay algunas
consideraciones asociadas a la evaluación
integral de riesgo, probada, y a las acciones
preventivas y atenuantes que son únicas. La
sección 12 proporciona la dirección
específica de las estaciones y los terminales
de la bomba.
6 Áreas de Alto Riesgo
6.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS ÁREAS
DE ALTO RIESGO
Las áreas de alto riesgo, que comúnmente se
denominan como HCAs, son esas zonas en
donde un derramamiento de la tubería puede
tener impactos adversos significativos en la
población, el ambiente, o a la navegación
comercial. HCAs son definidas bajo CFR
49 de 195.450 y se describen en el
preámbulo de este estándar. Las definiciones
para los varios tipos de HCAs se reevalúan
periódicamente y los operadores deben estar
familiarizados con las regulaciones actuales
para la integridad de manejo del sistema de
la tubería y las definiciones de HCAs. El
gobierno federal, a través de la oficina de la
seguridad de la tubería (OPS de USA), hace
los mapas y las bases de datos que describen
HCAs disponible para la industria de la
tubería en las oficinas encargadas de esta
regulación. Un operador debe considerar el
HCAs federal prescrito al desarrollar un
programa de manejo integral de la tubería.
La localización física de alguna HCAs
cambiará en un cierto plazo con la nueva
población y con los datos ambientales de los
recursos disponibles. Por consiguiente, se
espera que los mapas que delinean las
localizaciones de HCAs sean puestos al día.
Por lo tanto, es importante que el operador
se asegure periódicamente de que su
programa de manejo integral considere la
información más reciente de la zona de HCA
proporcionada por el gobierno.
6.2 USAR INFORMACIÓN SOBRE
ÁREAS DE ALTO RIESGO
La información de la sobre HCAs se utiliza
en varios elementos dominantes sobre datos
del programa de manejo integral.
- Recolección de datos.
- Evaluación de riesgo
- Inspección y mitigación.
La información de HCAs se debe también
incorporar en un plan de respuesta del
operador.
6.3 DETERMINAR SI UN SEGMENTO
DE LA TUBERÍA PODRÍA AFECTAR
UN ÁREA DE ALTO RIESGO
Como parte de la recolección y de la
integración de los datos, los operadores de la
tubería deben determinar la probabilidad de
que un segmento particular, varios
segmentos, o el sistema de la tubería puedan
afectar un HCAs en el acontecimiento de un
derramamiento. Los operadores deben mirar
las HCAs en los cruces del segmento de la
tubería, así como esas HCAs en proximidad
al segmento o al sistema. Además el derecho
de paso de la tubería, los operadores
necesitan evaluar cualquier zona de impacto
de la tubería y las localizaciones asociadas a
la estación de bomba y las zonas de entrega.
Las zonas de impacto variarán de tamaño y
complejidad. Al determinar una zona
potencial de impacto los operadores deben
considerar (http://ops.dot.gov):
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1. Las consecuencias de salud y de seguridad
de un lanzamiento, incluyendo la necesidad
posible de la evacuación.
2. La naturaleza y las características del
producto o los productos transportados (los
productos refinados, petróleo crudo, los
líquidos altamente volátiles, etc.).
3. Las condiciones de funcionamiento de la
tubería (presión, temperatura, caudal, etc.).
4. La topografía de la tierra se asocia al HCA
y al segmento de la tubería.
5. El gradiente hidráulico de la tubería.
6. El diámetro de la tubería, del volumen
potencial del lanzamiento, y de la distancia
entre los puntos del aislamiento.
7. El tipo y las características del HCA
cruzado por el segmento o en proximidad a
este.
8. Caminos físicos potenciales entre la
tubería y el HCA.
9. Fuerzas naturales potenciales inherentes al
área (zonas de la inundación, zonas del
terremoto, áreas de hundimiento, etc.).
10. Capacidad de respuesta (hora de
detección, de confirmación y de localización
de un desalojo; hora de respuesta; naturaleza
de la respuesta; etc.). El Desarrollar una
comprensión de la zona potencial del
impacto le asegura que los operadores
incluyan la información apropiada de HCA
para el uso en la evaluación de riesgo.
6.4
DOCUMENTACIÓN
DE
LA
INFORMACIÓN DE HCA
Los mapas y bases de datos de HCA
proporcionado por la oficina de la seguridad
de la tubería incluirá la información sobre la
calidad del mapa o de los datos de HCA. Los
comúnmente llamados operadores de “meta
datos” o los datos sobre los datos, deben
documentar los “meta datos” para la
información de HCA cada vez que adquieren
información de HCA de la oficina de la
seguridad de la tubería o de otras fuentes.
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Además de la información de HCA obtenida
de OPS, los operadores deben documentar
cualquier área de HCA identificada durante
las evaluaciones de riesgo conducidos por un
operador rutinario, la vigilancia del derecho
de paso u otra actividad relacionados con
HCAs.
7
REUNIÓN,
REVISIÓN,
E
INTEGRACIÓN DE DATOS
El objetivo de esta sección es proporcionar
una metodología sistemática para los
operadores de la tubería para obtener los
datos necesarios para manejar la integridad
del sistema de la tubería. La mayoría de los
operadores encontrarán que muchos de los
elementos de datos sugeridos aquí se están
recogiendo ya. Esta sección proporciona una
revisión sistemática de datos potencialmente
útiles para apoyar un programa del manejo
integral. Sin embargo, debe ser reconocido
que todos los elementos de datos delineados
en esta sección no son necesariamente para
todos los sistemas.
Los tipos de datos requeridos dependen de
los tipos de defectos y de modos de fallo que
se anticipen. El operador debe considerar no
solamente los modos de fallo sospechosos
actualmente en el sistema, pero también
debe considerar si el potencial existe para
otros modos de fallo no experimentados
previamente en el sistema. Esta sección
incluye las listas de muchos tipos de
elementos de datos. Se han organizado estas
listas usando modo de fallo (o defectos
potenciales)
como
herramienta
de
organización que puede ser provechosa en
definir y utilizar la información. Mientras
que diversos tipos de datos se enumeran, los
tipos comunes de defectos y de modos de
fallo relacionados se indican. El propósito de
indicar los defectos y modos de fallo es
ayudar al usuario a entender la necesidad y
la importancia para el tipo relacionado de
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datos. Todos los defectos y modos de fallo
posibles no se enumeran necesariamente, así
que el operador es responsable de evaluar su
sistema para identificar aquellos que puedan
ser preocupantes.
Esta sección cubre la reunión, la revisión, y
la integración de los datos para el manejo
integral de la tubería. La discusión se separa
en cinco subdivisiones que traten fuentes de
datos, identificación y localización de datos,
establecimiento de un sistema común de
referencia, colección y revisión de datos, y la
integración de los datos.
7.1 FUENTES DE DATOS
El primer paso en recopilar datos es
identificar las fuentes de los datos necesarios
para el manejo integral de la tubería. Estas
fuentes se pueden dividir en cinco clases
diferentes.
Diseño, material, y expedientes de
construcción. La información del diseño se
utiliza para identificar la presión del diseño y
otras cargas, diámetro nominal de la tubería,
y grueso de pared del diseño. La
información material debe incluir el grado
del acero, el tipo de autógena, el tipo de
procedimiento de soldadura, el tipo de capa,
y el fabricante de la tubería, tan bien como
todos los expedientes materiales de
certificación disponibles. Los expedientes de
construcción importantes incluyen los
dibujos de cómo fue construido, los
procedimientos de postura de la tubería,
procedimientos para hacer los doblajes, las
autógenas, el tipo de relleno, y profundidad
de la cubierta en el campo. La lógica
excesiva de la protección de la presión para
el estado constante y las condiciones
transitorias tiene también valor.
Expedientes del derecho de paso. Los
expedientes actuales del derecho de paso se
utilizan para identificar la localización de la
tubería. Esta información es esencial para
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determinar las áreas que se pueden afectar
por la tubería, estableciendo programas de
patrullaje, y para proteger la tubería contra
Daño de Terceras Personas (TPD).
Operación, mantenimiento, inspección, y
expedientes de reparación. Los datos de
funcionamiento y los procedimientos del
control se utilizan para identificar las
presiones de funcionamiento máximas
(MOPs) y las fluctuaciones de la presión, las
materias transportadas, las temperaturas de
funcionamiento,
el
control
y
las
comunicaciones hardware y software,
calificación y entrenamiento del operador,
etc. Los expedientes del mantenimiento se
utilizan para determinar la eficacia de la
protección de corrosión y de otras
actividades para asegurar la integridad de la
tubería. Datos en línea y otros datos de la
inspección se utilizan para identificar áreas
de corrosión, de abolladuras, de grietas, y de
otros defectos. Los expedientes de
reparación identifican los problemas que han
ocurrido en el pasado y podrían
potencialmente ocurrir en el futuro. Estos
expedientes
también
identifican
las
localizaciones específicas en donde estos
problemas se han eliminado del sistema.
Expedientes para determinar las porciones
de la tubería que pueden afectar áreas de
alto riego u otras áreas sensibles. Esta
información se utiliza para desarrollar zonas
del impacto y la relación de tales zonas del
impacto con las diferentes áreas a lo largo de
la tubería (véase Sección 6). Cualquier
informe que determina consecuencias para el
medio ambiente se debe incluir como una de
las fuentes de datos.
Informes del incidente y de riesgo. Los
impactos de un desalojo involuntario en el
ambiente y la población son esenciales para
un análisis completo de la consecuencia. Las
preocupaciones de la respuesta de seguridad
y de la emergencia deben ser incluidas.
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7.2 IDENTIFICACIÓN DE DATOS Y
SU LOCALIZACIÓN
7.2.1 Identificar necesidades de los datos
El tipo y la cantidad de datos a ser
recolectados dependerán del sistema
individual de la tubería, de la metodología
de la evaluación de riesgo seleccionada, y de
las decisiones que deben ser hechas. El
acercamiento de la colección de datos
seguirá la trayectoria de la evaluación de
riesgo determinado por el equipo de expertos
inicial montado para identificar los datos
necesarios para el primer paso en la
evaluación de riesgo (véase la sección 8). La
cantidad de tubería que se evaluará y los
recursos disponibles pueden incitar al equipo
del análisis del riesgo a comenzar su trabajo
con un análisis de la descripción o de la
investigación de las ediciones más críticas
que afectan la tubería con el intento de
destacar los riesgos más altos. Por lo tanto,
el esfuerzo inicial de la colección de datos
incluirá solamente la información relevante
necesaria para apoyar este análisis del
riesgo. Como el proceso del análisis del
riesgo se desarrolla, el alcance de la
colección de datos será ampliado para
apoyar un análisis más detallado y para
mejorar resultados. Así como el operador
repasa esta sección, un muestreo de los tipos
de datos potenciales se presentará a los
lectores para ayudar a formular sus planes al
emprender el identificación de las fuentes de
datos de la tubería.
7.2.2 Localización de los datos requeridos
Los datos del operador están disponibles en
diversas formas y formatos. No pueden ser
almacenados o ser puestos al día físicamente
en una sola localización basada en el uso
actual o necesaria para la información. El
primer paso es hacer una lista de todos los
datos requeridos para el aseguramiento de la
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integridad y localizarlos. Los datos incluyen
generalmente:
-Diagramas de la tubería y de la
instrumentación (P&ID).
-Dibujos de la alineación de la tubería.
-Mapas aéreos de la tubería.
-Disposiciones de la instalación y los mapas.
-Dibujos de la construcción.
-Informes de la encuesta y los dibujos.
-Procedimientos
de
operación
y
mantenimiento.
-Procedimiento de respuesta en emergencias.
-Informes de inspección.
-Datos de riesgo e incidentes.
-Expedientes
de
reparación
y
mantenimiento.
-Reportes de pruebas y records.
-Informes de incidente e historia de la
operación.
-Expedientes reguladores y de conformidad.
-Reportes de diseño e ingeniería de las
tuberías.
-Estudios técnicos.
-Estándares
del
operador
y
sus
especificaciones.
-Expedientes del equipo.
-Estándares y especificaciones industriales.
7.3 ESTABLECIMIENTO DE UN
SISTEMA COMÚN DE REFERENCIA
Como parte del proceso de montaje de los
datos, las unidades de datos de fuentes
múltiples con estándares múltiples de la
referencia necesitan ser traducidas y ser
correlacionadas a un sistema al que se
refieran constantemente para poder alinear
características de los datos para la
observación de acontecimientos y de
localizaciones coincidentes. Las referencias
comunes (ejemplos en paréntesis) que se
utiliza para juntar información asociada a las
tuberías incluyen:
- Coordenadas GPS (longitud, latitud).
- Lecturas del odómetro (100.387 metros).
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- Poste Miliar (10.5 millas).
- Estación de la ingeniería (136 20).
- Referencias de superficie (300 pies norte
de FM 12).
Lo concerniente a la exactitud de los datos
serán dictadas por la resolución del proceso
del análisis del riesgo (discutido más
adelante en la sección 8). La exactitud del
sistema común de la referencia debe estar de
acuerdo con la exactitud de las fuentes de
datos. El poder poner datos recogidos en un
sistema común referido es esencial para
integrar o sobreponer datos para el análisis
según lo discutido en la sección 7.5.
7.4 RECOLECCIÓN DE DATOS
Cuando el esfuerzo de la colección
comienza, cada esfuerzo se debe hacer para
recoger datos de la calidad y consistencia
más altas. Cuando datos calidad o
consistencia sospechosa se encuentran, tales
datos deben ser abanderados para que
durante el proceso del análisis se pueda
poner en la consideración apropiada a estas
preocupaciones. Ninguna decisión se debe
tratar solamente en los datos sospechados.
La resolución de los datos de entrada debe
también ser considerada. La resolución de
los datos trata el excedente de la longitud
específica sobre que datos afectan la tubería
y se registran. Cada esfuerzo se debe hacer
para utilizar datos mientras que realmente
existan a lo largo de la tubería (es decir, no
asuma que un sistema entero tiene
características uniformes cuando se sabe más
información localizada). Las asunciones
extensas de los datos deben ser reducidas al
mínimo, pues no aumentarán la exactitud
total del análisis. La resolución será
manejada durante el análisis del riesgo
(véase la sección 8). En caso de que el
acercamiento del análisis del riesgo necesite
los datos de entrada que no están fácilmente
disponibles, el operador debe notificar la
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ausencia de la información. El equipo de la
evaluación de riesgo puede entonces discutir
la necesidad y la urgencia de recoger la
información que falta. Los datos que se
recogen típicamente se pueden dividir en
grupos del cinco según lo indicado en la
tabla 7.1. En esta tabla, los tipos de datos
que muchos operadores de la tubería han
encontrado para ser útiles en el manejo
integral y los factores importantes para la
consideración en la relación con esos datos
se enumeran. Un operador individual de la
tubería no necesitará generalmente recoger
cada tipo de datos enumerado en la tabla.
Además, un operador puede necesitar
recoger tipos de datos que no se enumeren.
Los tipos de datos que se recogerán se deben
basar en la metodología del análisis del
riesgo seleccionada (véase la sección 8) y las
amenazas específicas de la integridad que
son apropiadas a un sistema particular de la
tubería.
7.5 INTEGRACIÓN DE LOS DATOS
La calidad de una evaluación de riesgo en
curso, tan bien como un programa de
mantenimiento de datos confía fuertemente
en el uso de la información disponible y en
la supervisión de condiciones durante un
tiempo. Una cantidad substancial de
inspección y de datos de la supervisión se
recoge sobre la vida de una tubería. Los
ejemplos de tales datos son cheques
catódicos de la estación de la protección,
encuestas sobre cercanas el potencial del
intervalo, resultados en línea de la
inspección, inspecciones de capa de la
tubería, datos de la válvula incluyendo tarifa
del encierro, datos de prueba para el encierro
apretado del escape, volúmenes estimados
del derramamiento, etc. Estos datos pueden
residir dentro de varios departamentos y el
esfuerzo considerable se puede implicar para
recoger, para compaginar, y para arreglar
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estos datos en un formato que permita la
comparación ya lista. El número de los
puntos de referencias puede llegar a ser
grande, especialmente con el uso de un
sistema basado en la evaluación de riesgo y
la reparación de la tubería, mantenimiento,
inspección, y supervisión de datos. Los datos
de la integridad se deben almacenar en una
base de datos electrónica. El diseño de
informes y de la salida de datos es una
consideración importante al diseñar la base
de datos. Esto simplifica grandemente la
comparación de valores medidos contra
valores del diseño durante la evaluación
integral de la tubería. La fuerza de una
evaluación de riesgo está en su capacidad de
comparar los datos existentes para la
ocurrencia coincidente de condiciones o de
acontecimientos de riesgo elevado ya
sospechados. El usuario recogerá los datos
que indican condiciones de aumento de
riesgo, así como las actividades que
confirmarán o niegan el impacto de las
condiciones sospechadas del riesgo. La
integración de datos es una parte integral de
este acercamiento. Se demuestra abajo un
ejemplo de cómo la integración de datos se
utiliza para contestar a la pregunta, "cuál es
la probabilidad de TPD en una localización
de la tubería?"
- Cantidades extensas de inspección en línea
y de información no en línea de la
inspección puede ser almacenado.
- No perder de vista cambios y la puesta al
día de puntos de referencia son datos más
fáciles.
- Datos de diversas herramientas pueden ser
referida como ya hecha (e.j., una tubería que
contiene una abolladura puede además ser
corroída, allí aumentaría la severidad de la
abolladura).
- La información puede ser combinada más
fácilmente entre los resultados en línea y
otras técnicas de inspección o de evaluación
(e.j., corrosión de la inspección en una
travesía del río o cerca de los cables de alta
tensión).
- La información y los datos pueden ser
clasificados, filtrados, o buscados (e.j.,
enumere todos los defectos de la corrosión
con profundidades del 40% en HCAs).
- El descubrimiento e identificación de datos
necesarios para el proceso de evaluación de
riesgo se hace más fácil.
- la capacidad para importar los documentos,
fotografías, videos, dibujos, etc., permite la
visualización más fácil de localizaciones de
anomalías (exhibiciones de cuadros aéreos
del terreno con los mapas sobrepuestos y
dibujado
en
tubería
con
defectos
seleccionados representados).
Ejemplo de integración: Potencial para TPD
Indicadores de incremento
Confirmación de actividades
Las
- La integración de los módulos del
de riesgo
(confirmación o negación)
ventajas Frecuencia de vigilancia
del defecto (cálculos
Inspección en línea (ILI) despiece
Profundidad de cubierta
abolladura
incluyendo
la
presión
de
Construcción
o
trabajo Encuesta
funcionamiento)
permite
clasificar
las
decampo
Historia de escapes por
Historia de escapes por terceras personas
anomalías para dar la prioridad
terceras personas
Informes de exposiciones de
basadas en los cálculos del MOP.
Actividad de un llamado
ltubería
Pregunta: ¿Cuál será la probabilidad de TPD en una zona - Las anomalías pueden ser priorizadas
específica a lo largo de la tubería?
basados en la información combinada
adicionales de usar un sistema de manejo de
(e.j., un punto de la corrosión en una
datos para la integración de los datos
localización específica y conjuntamente con
incluyen:
un medidor). - Los datos de la integridad
pueden ser compatibles con otros sistemas
de manejo de datos.
xxviii
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- Los datos integrados pueden ser utilizados
en el empleado, el contratista, y en
educación pública y entrenamiento.
Construir las bases de datos estándar de
acuerdo con grandes empresas o empresas a
nivel industrial ofrece ventajas numerosas al
permitir que los operadores comparen su
propio funcionamiento con las compañías
comparables o a través de la industria de la
tubería (también vea la sección 13).
Al establecer un programa de evaluación de
riesgo, un operador de la tubería debe
considerar muchas características que son
únicas a sus sistemas y operaciones para
determinar qué acercamiento es el más
apropiado. La última meta de la evaluación
de riesgo es identificar y dar la prioridad a
riesgos en el sistema así que el operador de
la tubería puede determinar cómo, dónde, y
cuándo asignar recursos de la mitigación del
riesgo para mejorar la integridad del sistema
de la tubería. El operador debe decidir qué
información podría ser útil en la ejecución
de el despiece y cómo esa información se
puede utilizar para maximizar la exactitud y
la eficacia de la evaluación de riesgo.
8 Implementación de la evaluación de
Riesgo.
8.1
DESARROLLO
DE
UN
ACERCAMIENTO A LA EVALUACIÓN
DE RIESGO
Tabla 7-1-Tipos de datos a ser Recolectados
Tipo de datos
Factores de Ejemplo
Datos de diseño, material y construcción
Nombre e identificación del segmento de la tubería
Coordinación de la ruta de la tubería
Diámetro de la tubería
Grueso de pared de la tubería.
Grado de la tubería
Diseño de presión de funcionamiento y factores de seguridad
Tipo de tubería
- Resistencia eléctrica soldada con autógena (ERW)
- Las autógenas de alta frecuencia se utiliza en la línea de tubería moderna
- Las autógenas D.C. o de frecuencia baja fueron utilizadas en una
más vieja línea de tubería
-Llas autógenas del flash fue utilizada en una vieja línea de tubería
- Arco sumergido soldado con autógena (SAW)
- las autógenas sumergidas doble del arco (DSAW) se utiliza en la línea
moderna de tubería
- las solas autógenas sumergidas del arco (SSAW) fueron utilizadas en
una más vieja línea de tubería
- las solas autógenas sumergidas del arco (SSAW) fueron utilizadas en
una más vieja línea de tubería
Fecha de producción y manufactura de la tubería
Fecha o época de construcción
Calidad de envejecimiento y construcción
Tipo Capa
Condición de la capa
Tipo de protección catódica
Condición de protección catódica
Estación de bomba, aumentador de presión y terminal
Localización de válvulas, pruebas requeridas y tiempos de cierre.
Tipos de suelo (arena, roca, barro, etc.)
Arreos, rebordes, guarniciones, y líneas de instrumentación
Corrosión,
correctos externos corrosión, anchura
Etiquetas de identificación
HCA, Estaciones Ingeniería, GPS, Postes de milla
Tensión, volumen potencial de derrame
MOP, TPD
MOP
MOP, TPD
Dureza, defectos de grietas, anomalías metalúrgicas
rangos
Problemas históricos
Estado del arte
Falla por envejecimiento
Corrosión externa SCC
Corrosión externa
Corrosión externa
Corrosión externa
Potencial volumen de derrame
Potencial volumen de derrame
Corrosión externa, presión
Rangos Correctos de corroción
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Datos del Derecho de Paso
Grados de a profundidad de las derecho-de-vía
Profundidad de entierro
Condiciones del derecho de paso
Frecuencia de vigilancia
- línea vuelo
- conduciendo
- caminando
Usurpación de que y mitigación
Signos y marcaciones de la tubería
Lista legal de descripción y dueños de tierras
Descripción de uso de la tierra -rural, urbano, granja, industrial
Cruce de carretera y ferrocarril encajonado, desencajado
Río, riachuelo y lago
Tubería y otros cruces utilitarios, corredor de derecho de vía compartido
Relación de la comunidad
Conciencia pública de la tubería
Uso del sistema de Uno-llama, eficacia, y tiempo de respuesta
Presencia durante la excavación del personal operador
Reportes de la exposición de la tubería
Datos de Operación, Mantenimiento, Inspección y Reparación
Resultados de la inspección en línea (ILI)
Resultados de la evaluación de la anomalía de ILI
Datos de las pruebas de presión hidrostática
SCADA y detección de derrame
TPD
TPD
TPD, ingreso/egreso
TPD
TPD
TPD
Educación Pública
TPD
Corrosión externa, TPD
Consecuencias y control de derrame
Corrosión interferencia, TPD
Educación pública, TDP
Educación pública, TDP
TPD
Condición de la tubería, corrosión externa, TPD
Condición de la tubería, corrosión externa, TPD
Condición de la tubería, corrosión externa, TPD
Condición de la tubería, corrosión externa, TPD
Condición de la tubería, corrosión externa, TPD
Potencial volumen de derrame, tiempo de respuesta
Prevenciòn de desague
Error de operación
Tiempo de respuesta, minimización de escapes
Procedimiento para el control de las condiciones de cuarto y campo
Plan de respuesta a emergencia, perforación y enterramiento
Tabla 7.1 Tipos de Datos a ser Recolectados (Continuación)
Tipos de Datos
Factores de ejemplo
Plan de manejo del derrame
Plan de reserva para la comunicación y los apagones.
Calificación de los operadores y plan de entrenamiento
Contenido de la línea de presión o servicio (petróleo crudo,
gasolina, combustible para jets, HVL)
Perfil y ciclos de la presión
Control de derrame, consecuencias, HCA
Error de operador
Error de operador
Consecuencia
Temperatura de operación
Temperatura ambiente
Datos y condición atmosférica
Lectores de tubería para suelo
Encuesta de intervalos cerrados
Condición e inspección de la capa
Inspección catódica de protección
Profundidad de la inspección
Redirección, sección de reemplazo, disminución de la línea
Protección de la tubería n río, riachuelo, lagos y vías fluviales
Protección de la tubería y monitoreo en suelo inestable
Record para determinar porciones de tubería que pueda afectar áreas sensibles
Proximidad de agua potable: entre 500 y 2500 pies, 1, 5 a 10 millas
Falla de la tubería, fatiga, sobrepresión,
protección
Falla de la tubería, daño de la capa, SCC
Desalojo de propiedadescaracterísticas. nube
de vapor, fluido del producto
Corrosión externa
Corrosión externa
Corrosión externa
Corrosión externa
Corrosión externa
TPD
TPD
TPD, consecuencias
Desalojo por prevención.
Consecuencias, HCA
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Proximidad a un área poblada
Proximidad a Hábitat
Proximidad a aguas para recreación
Proximidad a otra vía fluvial o agua en uso
Proximidad a fincas
Proximidad a parques y bosques
Proximidad a zonas de pesca comercial
Proximidad a áreas sensibles
Proximidad a otras zonas importantes
Datos de riesgos e incidentes:
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Consecuencias, HCA
Historia de incidentes, goteos y fallas cercanas
Modo de falla, desalojo por prevención y
control
Localización
 Raíz de la causa y causa de fracasos
Ñ Consecuencias
Acciones remediales
Historia de reparación
Historia de usurpación
Programa de muestras de suelo, aire y agua
Potencial de seguridad humana
Potencia de desalojo en cañones
Potencial de impacto ambiental(suelo, aire y agua)
Potencial de fuego
Potencial de pérdidas financieras
Seguridad humana, lesiones y fatalidades
Daño de agua, suelo y aire
Pérdidas funcionales, gastos legales, multas y daños punitivos
Costos de aprovisionamiento de agua potable, tiempo muerto
de tuberías y cotos de combustible
Historia de otros sistemas en compañías e industrias
Consecuencia, corrosión
Consecuencia HCA
Consecuencia
Consecuencia HCA
Consecuencia HCA
Consecuencia HCA
Modo de falla
Notas:
HCA= áreas de alto riesgo
MOP= Máxima presión de operación
TDP= Daño a terceras personas
SCC= grietas por presión-corrosión
Esta tabla lista datos que varios operarios han usado en manejo integral de tuberías. Un operador individual probablemente no
necesitará todos los tipos de datos listados. Además un operador puede llegar a necesitar tipos de datos no listados en esta tabla.
Ejemplos de factores relevantes son dados para ayudar a ilustrar el porqué los datos se necesitan. El operados debe considerar
factores para su sistema al momento de decidir que tipo de datos recolectar.
.
Un programa de manejo de riesgo es el
más eficaz proceso continuo si está
integrado totalmente en la operación
diaria de una compañía. Las ventajas de
la integración eficaz de los datos (que
compara
los
resultados
de
las
localizaciones en línea de la anomalía y
de la inspección, el funcionamiento
catódico de la estación de la prueba de
protección, resultados cercanos de la
encuesta sobre el intervalo, proximidad a
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HCAs, y estudios del riesgo, etc.) la
voluntad realza en gran medida la
capacidad de un operador de planear un
mantenimiento eficaz y las actividades de
la mitigación así como identificar las
circunstancias que podrían dar lugar a un
lanzamiento
inintencional.
Los
operadores necesitan evaluar el alcance
de la entrada de datos inicial, así como la
actualización en curso de datos, el análisis
eficaz de los datos de un individuo
xxxi
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calificado, y el diseño y la puesta en
práctica de las actividades de la reducción
del riesgo. En seleccionar los tipos de
datos que el operador va a utilizar para la
evaluación de riesgo el operador debe
considerar lo siguiente (véase también la
tabla en la sección 7):
Lo completo de los datos. Para que un
sistema de datos sea útil para una
evaluación, el modem debe ser tan
completo y constante como sea posible a
través de la porción del sistema de la
tubería dentro del alcance del despiece.
Usar datos incompletos introducirá
incertidumbre
en
la
evaluación,
posiblemente dando unos resultados
pobres y engañosos. Sin embargo,
algunas
evaluaciones
de
riesgo
preliminares se pueden realizar con la
información mínima o incompleta para
defender rápidamente una colección
grande de activos, y para centrarse en el
análisis inicial del riesgo en las áreas de
la preocupación más alta. El uso de datos
incompletos
se
debe
contemplar
apropiadamente bajo el intento del
análisis. Este paso de evaluación de
riesgo inicial, o investigación del riesgo,
se puede utilizar, por ejemplo, para
desarrollar un plan de la inspección de la
línea de fondo y/o para dar la prioridad a
sistemas de la tubería o a porciones de los
sistemas para evaluaciones de riesgo más
completos. El alcance, el propósito, y los
objetivos de tal evaluación se deben
comunicar claramente de modo que los
responsables no interpreten los resultados
de una evaluación de riesgo de la
investigación como un grado más alto de
exactitud que el posible, dada la
información
contemplada
en
la
evaluación.
la calidad de los datos. Los datos que no
han estado constantemente y se han
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preparado regularmente, se han puesto al
día, y no se han mantenido pueden
también introducir error en la evaluación
que puede ser perjudicial a alcanzar el
objetivo. Los operadores deben esforzarse
por utilizar los datos que reflejan lo
mejor posible las condiciones de
localización específicas sabidas, reales en
la tubería.
En lo posible, los operadores deben evitar
el uso de las asunciones globales de los
datos (por ejemplo, la eficacia en sistema
entero uno-llame se define como
"bueno"). Esto apoyará una evaluación de
riesgo que discrimine áreas problemáticas
potenciales en el sistema, y permite que
los riesgos resultados sean basados en las
condiciones "reales" que cambian a lo
largo de la longitud de la tubería.
La puntualidad de los datos. Las
condiciones a lo largo de la tubería
cambian con el tiempo. Los tipos de
información tales como densidad
demográfica y actividad de tercera
persona de la excavación se deben
supervisar y poner al día para el uso en
evaluaciones de riesgo. Los datos
semejantemente
catódicos
de
la
protección que se recogen periódicamente
y se repasan anualmente se deben
incorporar en las evaluaciones de riesgo.
El usuario debe considerar las
condiciones que cambian de los datos
dominantes al usar y operar los resultados
de las evaluaciones de riesgo en la toma
de decisiones.
La importancia de los datos específicos
de la tubería. No toda la información
sobre una tubería se considera de valor
igual en una evaluación de riesgo. El
operador de la tubería debe decidir qué
nivel de importancia será puesto en datos
de la tubería específica. Los métodos de
la evaluación de riesgo deben considerar
xxxii
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los mecanismos históricos de la falla del
sistema específico, templados con la
industria más amplia y otras guías
técnicas y prácticas de ingeniería
probadas La evaluación de riesgo es un
proceso analítico muy importante en un
programa del manejo integral. Aunque
hay un número de diversos métodos para
realizar evaluaciones de riesgo, todos los
acercamientos deben contestar a las
preguntas básicas siguientes:
¿Qué clase de acontecimientos y/o
condiciones puden conducir a una pérdida
de integridad del sistema de la tubería?
¿Qué tan probable es que estos
acontecimientos y/o condiciones ocurran?
¿Cuál es la naturaleza y la severidad de
las consecuencias si ocurren estos
acontecimientos y/o condiciones?
¿Qué riesgos totales hacen estos
acontecimientos
y/o
condiciones
presentes?
Al seleccionar un método apropiado de
evaluación de riesgo, un operador debe
contestar a algunas preguntas dominantes:
¿Qué decisiones de
manejo serán
tomadas basados en los resultados de la
evaluación de riesgo?
¿Qué resultados específicos se requieren
de la evaluación de riesgo para apoyar el
proceso de toma de decisión?
¿Qué nivel de la comisión y los recursos
(interno y externo) se requieren para la
puesta en práctica acertada?
¿Qué tan rápido se necesita que los
resultados estén disponibles?
8.2 DEFINICIÓN DEL RIESGO DE
LA TUBERÍA
El riesgo total a una tubería es una
función de la probabilidad de un
acontecimiento o de una condición a
conducir a una fuga (e.j.,daños severos
por corrosión), y la consecuencia en el
acontecimiento de una fuga (e.j., petróleo
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bruto que entra en un canal). Ambos
componentes del riesgo deben ser
considerados al conducir una evaluación
de riesgo y en tomar decisiones prudentes
basadas en el riesgo.
El cuadro 8-1 proporciona una pintura
simple del riesgo.
8.3 RIESGO ESTIMANDO USANDO
MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE
RIESGO
Muchos programas de manejo integral y
riesgo de la tubería utilizan los métodos
de evaluación de riesgo que recogen y
procesan lógicamente datos para llegar a
un resultado de la valoración del riesgo.
Los métodos del gravamen de riesgo son
las herramientas que definen una relación
entre las amenazas que pueden reducir la
integridad del sistema (es decir,
corrosión, fuerza exterior) y las
consecuencias en el acontecimiento de
una fuga con una variedad de datos y de
asunciones sobre cómo un sistema se
diseña, construye, funciona, y se
mantiene, así como los factores
ambientales y externos que pueden
afectar el riesgo. Métodos de evaluación
de riesgo predicen el valor de la variable
de salida (e.j., riesgo) basada en los
valores de la entrada de más esas
variables facilmente medidas o evaluadas
(e.j., resultados de bombeo, condiciones
del suelo, grueso de pared de la tubería,
condición de capa, etc.). La calidad de la
predicción es dependiente de la calidad de
las entradas y la validez de las relaciones
lógicas inherentes en el método de
evaluación de riego usado para evaluar
las condiciones de la entrada y de la
salida. Es importante distinguir entre un
proceso de manejo de riesgo y un método
de evaluación de riesgo. La evaluación de
riesgo es la valoración del riesgo para los
propósitos de la toma de decisión. El
xxxiii
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manejo del riesgo es el proceso total que
incluye la evaluación de riesgo, la
actividad del mantenimiento, y la
reintegración de datos en evaluaciones de
riesgo subsecuentes. Los métodos de la
evaluación de riesgo pueden ser
herramientas analíticas de gran alcance
para integrar datos y la información, y
ayudan a entender la naturaleza y las
localizaciones de riesgos a lo largo de una
tubería. Sin embargo, los métodos de
evaluación de riesgo solamente no se
deben confiar para establecer riesgo, ni
solamente determinan decisiones sobre
cómo los riesgos deben ser tratados. Los
métodos de evaluación de riesgo se deben
utilizar como parte de un proceso que
implique a personal bien informado,
experimentado que repasa críticamente la
entrada, las asunciones, y los resultados.
Esta revisión debe integrar la salida del
desparte de riesgo con otros factores no
considerados por la herramienta, el
impacto de las asunciones dominantes, y
el impacto de las incertidumbres creadas
por la ausencia de datos o de la
variabilidad en entradas de la evaluación
antes de llegara las decisiones sobre
riesgo y acciones para reducir riesgo. Una
variedad de diversos acercamientos al la
evaluación de riesgo se ha empleado en la
tubería así como otras industrias. Las
diferencias
principales
entre
acercamientos se asocian:
a: mix relativo del conocimiento, de los
datos, y de sus relaciones lógicas dentro
del método de evaluación de riesgo la
complejidad y el detalle del método de
evaluación de riesgo la naturaleza de la
salida (probabilidades contra medidas
relativas del riesgo). La independiente del
método del gravamen de riesgo ha usado,
todas las técnicas e incorpora los mismos
componentes básicos:
1. Identifique los acontecimientos o las
condiciones potenciales que amenazan la
integridad de sistema.
2. Determine el riesgo representado por
estos acontecimientos o condiciones
determinando la probabilidad de una fuga
y las consecuencias de ella
3. Alinee los resultados del gravamen de
riesgo.
4. Identifique y evalúe las opciones de la
mitigación del riesgo (reducción del
riesgo de la red y los análisis de
beneficio/costo).
Figure 8-1—Descripción Simplificada del riesgo
xxxiv
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Región de alto
riesgo
Alto
Consecuencia
Medio
Medio
Bajo
Región
de bajo
riesgo
Bajo
Medio
Alto
Probabilidad de ocurrencia
5. Integre los datos del proyecto del
mantenimiento (es decir, un lazo de
regeneración).
6. Valore de nuevo el riesgo. En última
instancia, es la responsabilidad del operador
aplicar el método del análisis del riesgo este
mejora las reuniones de los requisitos de la
tarea de la evaluación de riesgo. Por lo tanto,
está en el mejor interés del operador de la
tubería el desarrollar una comprensión
cuidadosa de los varios métodos de la
evaluación de riesgo en uso y disponible,
tanto como las fuerzas y las limitaciones
respectivas de los diversos tipos de métodos,
antes de desarrollar una estrategia a largo
plazo.
8.4 CARACTERÍSTICAS DE UN
ACERCAMIENTO A LA EVALUACION
DE RIESGO SANO
La evaluación de riesgo deben ser:
Estructurado. La metodología subyacente se
estructura para proporcionar un análisis
cuidadoso. Algunas metodologías emplean
una estructura más rígida que lo otras.
Estructuras más flexibles pueden ser más
fáciles de utilizar; sin embargo, requieren
generalmente más entrada de expertos del
tema. Sin embargo, todos los métodos de
evaluación de riesgo identifican y utilizan
lógica para determinarse cómo los datos
considerados contribuyen al riesgo en
términos de afectar la probabilidad y/o las
consecuencias de incidentes potenciales.
xxxv
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Recursos adecuados dados. El personal
apropiado y el tiempo adecuado deben ser
asignados para acoplarse al nivel del detalle
del análisis.
Basado en la experiencia. La frecuencia y la
severidad de los últimos acontecimientos (en
el sistema sujeto o similar) deben ser
consideradas. La evaluación de riesgo debe
entenderse y explicarse en cualquier acción
correctiva que se haya hecho para prevenir
desgracias similares. La evaluación de riesgo
debe
considerar
la
historia
del
funcionamiento del sistema específico y el
otro conocimiento sobre el sistema que ha
sido adquirido por el campo, las operaciones,
y el personal de la ingeniería.
Profético. La evaluación de riesgo debe ser
un investigador en la naturaleza, intentando
identificar
amenazas
previamente
desconocidas para canalizar la integridad.
Debe hacer uso de acontecimientos
anteriores, pero el foco en el potencial para
las desgracias futuras, incluyendo los
panoramas que nunca pudieron haber
sucedido antes.
Utilice los datos apropiados. Algunas
decisiones del análisis del riesgo son
llamados de juicio. Sin embargo, los datos
relevantes y particularmente los datos sobre
el sistema bajo revisión deben afectar el
nivel del confianza puesto en las decisiones.
Capaz de prever y de identificar medios de
la regeneración. El análisis del riesgo es un
proceso iterativo. Los acontecimientos del
campo y los esfuerzos reales de la colección
de datos se deben utilizar para validar (o
invalidar) las asunciones hechas.
8.5 PRIMER PASO EN EL PROCESO
DE EVALUACIÓN DE RIESGO
Un paso común en el acercamiento a la
evaluación de riesgo es recoger a un grupo
representativo de expertos de la compañía
para identificar los acontecimientos o las
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condiciones potenciales que podrían
conducir
para
canalizar
falla,
las
consecuencias de estas fallas, y las
actividades de la reducción del riesgo para el
sistema de operarios. Estos expertos dibujan
en los años de experiencia, del conocimiento
práctico, y de las observaciones por
experiencia ingenieros, reguladores de la
operación de la tubería, operaciones de
campo y personal del mantenimiento para
entender donde las amenazas de la integridad
pueden residir y qué se puede hacer sobre
ellos. Tal grupo consiste típicamente en la
representación de: manejos de riesgo,
operaciones, control de la corrosión,
ingeniería y construcción, mantenimiento,
conformidad de seguridad, ambientales,
reguladores y departamentos del manejo del
derecho de paso. Este grupo de expertos se
centrará en los problemas y las actividades
potenciales del control del riesgo que serían
eficaces en un programa de manejo de riesgo
y no se estorbarían por la presencia o la
ausencia de datos mano. Durante un paso
más reciente en el proceso del desarrollo del
método de evaluación de riesgo, la
disponibilidad de datos, y el valor
incremental de recoger datos específicos
serán manejados. La meta fundamental de
este grupo es capturar y construir en el
método de evaluación de riesgo, la
experiencia de este grupo diverso de
expertos individuales de modo que el
proceso de evaluación de riesgo capture e
incorpore la información que puede no estar
disponible en bases de datos del operador.
Hay un número de técnicas empleadas por
estos equipos de expertos que han
comprobado lo útil de asegurar una revisión
sistemática y cuidadosa. Éstos incluyen:
-La reunión de reflexión de la forma libre de
temas y los riesgos potenciales.
-Conducción de una revisión de segmento
por segmento a lo largo de la línea usando
xxxvi
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las hojas o los mapas de la alineación de la
tubería.
-Usar listas de preguntas de comprobación o
diseñó de sistemas estructurados.
-Sacar la información sobre una lista
comprensiva de riesgos potenciales de las
ediciones de la integridad usando matrices
simples del riesgo para retratar y para
comunicar cualitativamente la probabilidad y
las consecuencias de diversos
acontecimientos
8.6 LA EVALUACIÓN DE RIESGO
Cada uno de los métodos de la evaluación de
riesgo usados comúnmente tiene sus propias
fuerzas
y
limitaciones.
Algunos
acercamientos se satisfacen bien con los usos
y a las decisiones particulares, pero pueden
no ser provechosos en otras situaciones. En
la selección o la aplicación de métodos de
evaluación de riesgo, hay un número de
preguntas que deben ser consideradas.
Algunas de las más significativas se resumen
abajo:
¿Alcanza el método de evaluación de riesgo
a abarcar causas y riesgos significativos de
la falla a lo largo del sistema de la tubería?
¿Si no, cómo pueden los riesgos que no se
incluyen en el método de evaluación de
riesgo ser determinado y ser integrado en el
futuro?
¿Deben ser analizados todos los datos
mientras que realmente existen a lo largo de
la tubería? (los datos deben ser especificados
en la localización para poder determinarse
efectos aditivos de las diferentes variables
del riesgo).
¿Puede la resolución del análisis ser alterado
en la evaluación (es decir, estación por
estación, milla por milla) dependiendo de las
necesidades?
¿Cuál es la estructura lógica de las variables
que se evalúan para proporcionar los
resultados cuantitativos de evaluación de
riesgo?
¿Esto promueve la colección y el
mantenimiento directos de datos?
¿Hacen los pesos numéricos del uso del
método de evaluación de riesgo y otros
factores empíricos derivar las medidas y los
resultados del riesgo?
¿Estos pesos se basan en la experiencia
operacional del sistema, del operador, o de la
industria?
¿Requiere las variables básicas de la entrada
del método de evaluación de riesgo que los
datos están disponibles para el operador?
¿Los procedimientos de actualización de los
sistemas de datos del operador y de los datos
de la tubería proporcionan la suficiente
ayuda para aplicar el método de evaluación
de riesgo con eficacia?
¿Cuál es el proceso para poner al día los
datos de evaluación de riesgo para reflejar
cambios en la condición de la tubería, la
nueva experiencia de funcionamiento, y
otros nuevos datos?
¿Cómo los datos de entrada se validan para
asegurarse de que la cobertura sea más
exacta, más actualizada del sistema de la
tubería esté reflejada en la evaluación de
riesgo?
¿Proporciona la salida de evaluación de
riesgo la ayuda adecuada para la
justificación técnica de decisiones basadas
en riesgo?
¿Los resultados y la salida de evaluación de
riesgo se documentan adecuadamente para
apoyar la justificación técnica de las
decisiones tomadas usando esta salida?
¿ Permite el método de evaluación de riesgo
el análisis de los efectos de incertidumbres
en los datos, la estructura, y los valores de
parámetro en el método saliente y las
decisiones que son apoyadas?
¿Qué
sensibilidad
o
análisis
de
incertidumbre es apoyado por el método de
evaluación de riesgo?
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8.7 BASE DE LOS COMPONENTES DE
LA
METODOLOGÍA
DE
LA
EVALUACIÓN DE RIESGO
Esta sección describe las características
comunes de los varios métodos de
evaluación de riesgo que se utilizan
actualmente para determinar riesgo del
sistema de la tubería. Hay muchas técnicas y
métodos disponibles pero todos tienen
elementos comunes. Una técnica de
evaluación de riesgo se basa típicamente en
un proceso lógicamente estructurado que
recoja y analice los datos para las causas
comunes de la falta de la tubería, así como
consecuencias de la falla a lo largo de la
tubería. El cuadro 8-2 proporciona un
ejemplo simplificado de la jerarquía lógica
que demuestra la relación entre las variables
Tabla 8.2 JERARQUÍA SIMPLIFICADA DE EVALUACIÓN DE RIESGOS
Riesgo Relativo
Posibilidad de
falla
Daño a terceras
partes
Corrosión
Consecuencia de las
fallas
Salud y
Seguridad
Diseño
Medio
Ambiente
Servicio
Confiable
Tipo Capa
Condición de la capa
Protección Catódica
Tipo de suelo
en muchos métodos de evaluación de riesgo.
Los métodos de evaluación de riesgo
incluyen típicamente un número diverso de
diseño, operación, y variables del
mantenimiento que puedan ser importantes
al afectar la probabilidad de la falla de la
tubería, así como las variables que reflejan
condiciones en los alrededores (Ej., densidad
demográfica, recursos ambientales sensibles,
etc.). Las cuentas variables o los valores se
asignan basados en la presencia o la ausencia
de estas variables para cada segmento de la
tubería. Estas variables se determinan según
su importancia y se combinan para
determinar el grado del riesgo representado
por ese segmento. La valoración del riesgo
es el proceso de combinar estimaciones de la
frecuencia y de la severidad en un valor del
riesgo. La frecuencia y la consecuencia
estimada para cada uno de los varios
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acontecimientos
identificados,
o
las
secuencias de evento, se combinan en un
valor del riesgo para esa secuencia del
acontecimiento. Los valores del riesgo para
todos
identifican
secuencias
del
acontecimiento que se pueden combinar en
un valor total del riesgo para el sistema o el
segmento de la tubería. Los valores del
riesgo pueden ser cualitativos, cuantitativos,
o una combinación de ambos, dependiendo
de los procesos usados para el análisis de la
frecuencia y de la consecuencia, y las metas
del programa de manejo de riesgo de
operadores. La sensibilidad de los métodos
de evaluación de riesgo es una función del
número de variables y de la capacidad de
estimar el riesgo que cambia a lo largo de la
longitud de la línea. Algunas técnicas
requieren que el usuario evalué secciones
largas de la línea usando un sistema
uniforme de características, mientras que
otras integran el efecto localizado de
cambiar los datos del funcionamiento (es
decir, valores catódicos de la protección,
número de las anomalías en línea de la
inspección, etc.). En muchos métodos de
evaluación de riesgo, se estima la
probabilidad usando una combinación de
variables en categorías tales como el
siguiente:
-Corrosión externa
-Corrosión interna.
- TPD.
-Movimiento de tierra.
-Diseño y materiales.
-Sistema operacional.
La
consecuencia
se
estima
como
combinación de variables en categorías por
ejemplo:
-Receptores ambientales.
-Población
-Interrupción de negocios.
-Tamaño del derrame.
-Peligro del producto.
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Los valores usados en un método de
evaluación de riesgo se determinan basados
en el conocimiento y la experiencia de los
operarios de tubería con los sistemas que
implicaban el funcionamiento de aumento o
que disminuía del riesgo de una variable. Por
ejemplo, un operador puede considerar una
capa más vieja un riesgo más alto que una
capa más nueva, o una línea un riesgo más
alto de la de presión alta que una línea de
baja presión. Para la valoración relativa del
riesgo, el valor numérico asignado a una
condición no es crítico; sin embargo, un
operador debe tener cuidado para asegurar
que los valores relativos asignados a
diversos reflejos de las condiciones mejoren
la comprensión de las contribuciones
relativas de diversas condiciones al riesgo.
El método de evaluación de riesgo está
buscando la ocurrencia coincidente de las
características de aumento del riesgo
múltiple. Los métodos de evaluación de
riesgo pueden considerar muy pocas o
muchas variables en el análisis dependiendo
de los datos disponibles, del propósito de
evaluación de riesgo y de la disponibilidad
del recurso para la evaluación de riesgo. Los
niveles del riesgo pueden ser cualitativos si
solamente un número limitado de variables
se utiliza. Los niveles del riesgo pueden
llegar a ser más cuantitativos como el
número de las variables usadas en el
aumento del análisis. La exactitud
cuantitativa se puede realzar más a fondo si
se vuelve a leer el efecto de las asunciones
(es decir, efecto del tipo del suelo, de la edad
de capa, de la edad de la tubería, del etc.)
cuando se recogen los datos del
funcionamiento que sugieren un mecanismo
de la falla específica no es activo (es decir, la
encuesta sobre cercanía del intervalo indica
que el funcionamiento adecuado o los
resultados en línea de la inspección no indica
anomalías). Los métodos cuantitativos del
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gravamen de riesgo son ésos donde las
características de los segmentos de la tubería
y de los alrededores se utilizan para derivar
una estimación real del riesgo para ese
segmento. La probabilidad se estima como la
probabilidad de la falta a lo largo del
excedente del segmento al período del
tiempo dado (típicamente por año). Los
niveles previstos reales de consecuencias en
diversas categorías (humano, ambiental,
económico) se estiman y se pueden
combinar usando algún métrico. El riesgo
total para el segmento se estima como el
producto de la probabilidad de la falla y de
las consecuencias previstas dadas por la
falla. Algunos métodos de evaluación de
riesgo calculan la probabilidad de diversos
modos de fallo de la tubería (Ej., escape
pequeño, escape grande, ruptura), y después
estiman el riesgo total sumando el producto
a la probabilidad de la falla en cada modo de
fallo y de las consecuencias previstas dadas
estas de ese modo. Una vez que se haya
desarrollado un método de evaluación de
riesgo, el operador organizará e incorporará
la información conocida sobre el sistema de
la tubería en el proceso del análisis del
riesgo. Cuando la determinación de los
riesgos de un grupo de activos funcionó por
una sola compañía, esos activos se pueden
dividir en segmentos distintos para permitir
la comparación de los riesgos relativos de
esos segmentos a través de la compañía. Esto
permitirá al operador asignar recursos
usando el priorización basada en riesgo para
reducir riesgo total de la manera más eficaz.
De igual manera, al determinar los riesgos de
un solo activo grande tales como una tubería
a campo traviesa el sistema se puede dividir
en segmentos geográficos o de organización
para comparar los riesgos de los segmentos
respectivos de la tubería para determinarse
cómo asignar recursos a través del sistema
de la tubería. El operador decide cuánto
tiempo estarán los segmentos y la
localización lógica de límites entre los
segmentos. Los factores que conducen estas
decisiones incluyen:
-Alcance de la evaluación de riesgo: es decir,
que los activos son incluidos o excluidos de
la evaluación.
-Equipo de límites tales como estaciones de
bomba o válvulas de bloqueo.
-Límites geográficos tales como líneas
estatales o ríos.
-Longitud mínima o máxima deseada de
cualquier segmento (es decir, pie, milla,
etc.).
-Cómo se instalan y se organizan las bases
de datos del sistema; esto es importante
puesto que los datos serán transferidos a
partir de una o varia bases de datos en los
cambios del diseño.
-El método de evaluación de riesgo (es decir,
grado, grueso de pared, tipo de capa, etc.).
-La población, la
densidad y tipo de
cambios
-La presencia ambiental de áreas sensible o
de población sensible (es decir, las escuelas,
las iglesias, etc.). Una vez que los datos para
cada segmento de la tubería se hayan
recogido y hayan estado montados, el
método de evaluación de riesgo se puede
utilizar para analizar factores de riesgo de
diversas maneras. Primero, los segmentos
individuales pueden ser alineados: por el
nivel total del riesgo, por categoría
individual de la probabilidad, o por el nivel
de la consecuencia. Un perfil del riesgo que
varía a lo largo de la tubería se puede crear,
destacando las áreas susceptibles a las
amenazas particulares. Estas graduaciones se
pueden utilizar por un operador para centrar
la atención en áreas problemáticas
potenciales. Un número de análisis
comparativos se pueden realizar, por
ejemplo:
xl
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-La comparación del riesgos de diversas
causas de la falla (Ej.,corrosión) a lo largo de
la tubería.
-La comparación de los riesgos de la tubería
por región geográfica.
-La comparación de diversos riesgos del
sistema de la tubería dentro de una
compañía.
- La comparación del perfil del riesgo de la
tubería con un estándar predefinido, tal
como conformidad con regulaciones o un
operador definitivo estándar.
Algunos criterios adicionales para evaluar
los resultados de un análisis del riesgo son :
¿Son los datos y los análisis manejados
competentemente y constantemente a través
del sistema? (¿puede la lógica seguir
fácilmente?)
¿Es el análisis presentado de una manera
organizada y útil?
¿Son todas las asunciones identificadas y
explicadas?
¿Son las dudas importantes (Ej., debido a
los datos faltantes) identificadas?
¿La evidencia, análisis y justificaciones
están
adecuadamente
concluidas
y
recomendadas?
8.8 IDENTIFIQUE Y RECOPILE LOS
DATOS REQUERIDOS PARA LA
EVALUACIÓN DE RIESGO
Para cada mecanismo potencial de la falla de
la tubería o se identifican el factor de riesgo
(es decir, corrosión externa, corrosión
interna, etc.), las características o las
variables que potencialmente podrían afectar
el riesgo/beneficioso y al contrario. Durante
el proceso de evaluación de riesgo, las
características de riesgo-aumento específicas
de la tubería son generalmente cualquier
variables ambientales (es decir, influencias
exteriores que actúan en el sistema de la
tubería) o variables del diseño (es decir,
características asociadas a las características
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físicas o a las prácticas de la instalación
usadas para fabricar la tubería). En cualquier
caso, estas variables son características del
sistema en servicio de la tubería y no se
alteran fácilmente. Una lista de la muestra es
expuesta en tablas 8-1 y 8-2, categorizando e
influenciando el tipo de factor. Las variables
se deben considerar basadas individualmente
en cómo afectan un factor de riesgo
específico. Esto significa que las variables se
podrían utilizar en diversas maneras, y con
influencias potencialmente contradictorias
dentro de evaluación de riesgo. Para esas
variables que caracterizan cambien con el
tiempo, (Ej., presión, tipo del producto,
caudal) aconsejan al operador considerar el
valor peor razonable del caso para esas
variables. Debajo están algunos ejemplos
que ilustran la importancia de considerar los
diversos impactos que una sola variable
puede tener en riesgo. Una vez que la
probabilidad de las características de
aumento del riesgo se evalúe, el paso
siguiente es incorporar resultados de la
inspección de la tubería (es decir, las
medidas catódicas de la protección,
inspección en línea resultante, el equipo de
supervisión del movimiento, los cupones de
la corrosión, los resultados de la inspección
visual, el de tierra, etc.) en la probabilidad de
la valoración de la falla (LOF). Las variables
directas de la integridad tienen la capacidad
de aumentar el LOF (es decir, si se identifica
el daños de la corrosión) o disminuyen el
LOF en caso que no se identifique ningunas
anomalías adversas o a las condiciones. Los
impactos en riesgo se deben basar como
fundamentales sanos de la ingeniería. El
riesgo total es determinado combinando los
factores que afectan el LOF con el impacto
asociado a la consecuencia de la falla. El
proceso total proactivo para evaluar e
identificar el potencial de condiciones de
riesgo-aumento antes del inicio de un
xli
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lanzamiento es el objetivo primario de la
evaluación de riesgo.
8.9 VALIDACIÓN Y PRIORITIZATION
DE LOS RIESGOS
Independientemente del proceso usado para
realizar una evaluación de riesgo, el
operador debe realizar una revisión del
control de calidad de la salida para
asegurarse de que la metodología ha
producido los resultados constantes con los
objetivos de evaluación. Esto se puede
alcanzar con una revisión de los datos y de
los resultados de evaluación de riesgo por un
individuo bien informado y experimentado,
o, preferiblemente, por un equipo funcional
que consiste en una mezcla del personal con
los sistemas de la habilidad y el
conocimiento basado en la experiencia de los
sistemas o de los segmentos de la tubería que
son repasados. Esta validación del método
de evaluación de riesgo se debe realizar para
asegurarse de que el método ha producido
los resultados que tienen sentido al operador.
El operador puede desear realizar análisis de
la sensibilidad o de la incertidumbre para
asegurarse de que las decisiones son fuertes
y puede soportar escrutinio técnico. Si los
resultados no son constantes con entender de
los operadores y expectativas de la operación
y de los riesgos de sistema, el operador debe
explorar las razones por las que y hace
ajustes apropiados al método, a las
asunciones, o a los datos. Una vez que se
haya validado el método y el proceso de
evaluación de riesgo, el operador tiene la
información necesaria para dar la prioridad a
riesgos. Para hacer esto, el operador clasifica
los segmentos de la tubería en orden del
nivel total del riesgo de cada segmento. Los
segmentos de la tubería del nivel de un
riesgo más alto se deben dar una prioridad
más alta al decidir a donde poner acciones de
la mitigación en ejecución del riesgo. Para
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determinar qué acciones de la mitigación del
riesgo se deben tomar, el operador considera
qué sistemas de la tubería (o segmentos de
sistemas) tienen el riesgo más alto y
entonces mira las razones por los que los
riesgos son más altos para estos activos. Lo
que hacen estos factores de riesgo se conoce
como conductores del riesgo puesto que
conducen el riesgo a un nivel más alto para
algunos activos que otros. Por ejemplo,
cuando en vista de un segmento de la tubería
que tiene el riesgo total más alto, el operador
encontró que dos factores de riesgo tenían
una influencia mucho mayor en la
determinación del riesgo que cualquiera de
los otros factores de riesgo. Para este
segmento, los factores que condujeron el
riesgo a un nivel más alto que el resto de los
segmentos considerados eran corrosión y
densidad
demográfica
externas.
La
evaluación de riesgo identifica un LOF más
alto debido a la corrosión externa porque la
tubería tiene capa de una más vieja, y de más
mala calidad cuando se compara con al resto
de los segmentos del sistema de la tubería.
También, la evaluación de riesgo identifica
una consecuencia potencial más alta de la
falla debido a un desarrollo residencial
grande de la cubierta en la vecindad
inmediata de este segmento de la tubería.
Estos conductores del riesgo fueron
combinados en el método de la evaluación
de riesgo para dar lugar al nivel total más
alto del riesgo para los activos considerados.
Esta información sobre conductores del
riesgo se puede entonces utilizar para
planear qué actividades de la mitigación del
riesgo serían eficaces en la reducción del
riesgo para este segmento de la tubería
específica. Este proceso se discute en la
sección siguiente. Los métodos de
evaluación del proceso o de riesgo de
evaluación de riesgo se pueden aplicar en
diversas etapas del proceso de evaluación y
xlii
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de la evaluación de la integridad. Por
capa de una más vieja, de menor calidad
ejemplo, puede ser aplicado a la ayuda
cuando está comparada al resto de los
selecta, dar la prioridad, y programar a las
segmentos del sistema de la tubería.
localizaciones para conducir inspecciones
También, la evaluación de riesgo identifica
internas. Puede también ser realizado
una secuencia potencial más alta de la falla
después de que el interno considere qué
debido a un desarrollo residencial grande de
sistemas de la tubería (o los segmentos de
la cubierta en la vecindad inmediata de este
sistemas) tenga el riesgo más alto y después
segmento de la tubería. Estos conductores
mire las razones de por qué los riesgos son
del riesgo fueron combinados en el método
más altos para estos activos. Lo hacen estos
de evaluación de riesgo para dar lugar al
factores de riesgo se conocen como
nivel total más alto del riesgo para los
conductores del riesgo puesto que conducen
activos considerados. Esta información sobre
el riesgo a un nivel más alto para algunos
conductores del riesgo se puede entonces
activos que otros. Por ejemplo, cuando en
utilizar para planear qué actividades de la
vista de un segmento de la tubería que tiene
mitigación del riesgo serían eficaces en la
el riesgo total más alto, el operador encontró
reducción del riesgo para este segmento de
que dos factores de riesgo tenían un
la tubería específica. Este proceso se discute
influencia mucho mayor en la determinación
en la sección siguiente. Los métodos de
del riesgo que cualesquiera de los otros
evaluación del proceso o de riesgo de
factores de riesgo. Para este segmento, los
evaluación de riesgo se pueden aplicar en
factores que condujeron el riesgo a un nivel
diversas etapas del proceso de evaluación y
más alto que el resto de los segmentos
de la evaluación de la integridad. Por
considerados eran corrosión y de densidad
ejemplo, puede ser aplicado a la ayuda
demográfica externas. La evaluación de
selecta, dar la prioridad, y programar las
riesgo identifica un LOF más alto debido a la
localizaciones para conducir inspecciones
corrosión externa porque la tubería tiene
Tabla 8.1 – Muestras Variables del Medio Ambiente
Factor de Riesgo
Variable
Características del ejemplo
Corrosión
Externa
Tipo de suelo
Arcilla
Greda
Corrosión
Interna
Contenido interno
de agua
Ninguno <0.5%
Arena
Roca
<1%
>1%
Impacto en terceras personas
Profundidad en tierra de la cubierta
<12” 12”–24” 24”–36” >36”
__________________________________________________________________________________________________
Tabla 8.2 – Muestras Variables del Medio Ambiente
Factor de Riesgo
Variable
Características del ejemplo
Corrosión
Externa
Tipo de Capa
FBE
Alquitrán de carbón
Movimiento
Del Suelo
Fallas sísmicas
si
no
Operación
Válvulas y desagüe
No desagüe
SCADA
Cinta
Pelado
Válvula
Cierre a
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del sistema
de cierre
principal
remoto
Tabla 8.3 –Variables de Riesgo que Afectan la Tubería
· la resistencia del suelo afecta la distribución actual y la eficacia del sistema de protección catódico
· La textura del suelo puede afectar el daño de capa y la corrosión prematura.
· La acidez del suelo puede atacar la capa y aumentar grandemente el rango de corrosión.
· aunque no es preferida por las razones antedichas, suelos más estables tales como roca pueden ser
Tipo de Suelo
preferible en áreas propensas al movimiento de tierra.
_______________________________________________________________
Grueso de Pared
· El incremento del grueso de pared incrementa la resistencia de TPD y amplía la profundidad de
picaduras antes de que ocurra un derrame.
· El aumentó del grueso de pared se prefiera sobre las cruces del camino por protección catódica
· El incremento de la relación D/t aumenta el potencial de daño por movimiento de tierra
__________________________________________________________________________________________________
Peso/Acentamiento
· El peso aumenta el potencial para la corrosión de la grieta, abrasión de capa, y la protección
catódica del escudo.
· El peso y los asentamientos reducen el riesgo del movimiento de tierra asociado a las ediciones de
la flotabilidad y a la inestabilidad de la ladera.
__________________________________________________________________________________________________
internas.
Puede también ser realizado
después del interno la inspección se termina
para conducir un gravamen de riesgo más
comprensivo que incorpore una información
más exacta sobre la condición de la tubería.
8.10 Los métodos de evaluación de riesgo
CONTROL Y DE MITIGACIÓN DEL
RIESGO
También son herramientas importantes para
ayudar a operadores a tomar las decisiones
rentables y sanas para controlar riesgos en
sus sistemas. Una vez que se haya
identificado un riesgo potencial, los métodos
del gravamen de riesgo se pueden utilizar
para predecir la reducción o las ventajas
previstas del riesgo que serán alcanzadas. El
proceso mímico es típicamente un trabajo de
flujo actual de los operadores al proponer
proyectos de mantenimiento. Cuando están
combinados con valoraciones de costos del
proyecto, los métodos de la evaluación de
riesgo pueden comparar los resultados de
costo/beneficio
de
varios
proyectos
propuestos para ayudar a una compañía a
determinar si el proyecto es la mejor
solución para el período bajo consideración.
Las
actividades
capitales
y
del
mantenimiento potencial de la mejora
pueden dar la prioridad para apoyar la toma
de decisión de la gerencia. Esta sección
proporciona una descripción de este proceso.
Después de que los resultados de la
evaluación de riesgo estén disponibles, el
paso siguiente es examinar los riesgos más
significativos en el sistema, tan bien como
otras oportunidades más eficientes del
control de riesgos y determinar qué acciones
preventivas o atenuantes pudieron ser
deseables. Debe ser observado que muchos
que arriesgan actividades de la mitigación
pueden no requerir una evaluación cuidadosa
o extensa y puede ser puesto en ejecución
según lo juzgado apropiadamente por el
operador. El proceso de evaluación del
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control y de la mitigación del riesgo puede
implicar los pasos siguientes:
-La identificación de las opciones del control
del riesgo que bajan la probabilidad de un
incidente del sistema de la tubería, reduce las
consecuencias, o ambas (es decir, las
actividades preventivas o atenuantes).
-Evaluación y comparación sistemáticas de
esas opciones para cuantificar el impacto de
la reducción del riesgo de la selección
-Proyecto y puesta en práctica de propuestas
de la estrategia óptima para el control del
riesgo. Este proceso se describe brevemente
abajo: Típicamente hay muchas maneras de
tratar un riesgo particular. Por ejemplo, las
mejoras o las modificaciones se pueden
hacer a la configuración del hardware o de
equipo del sistema, a la operación y a las
prácticas de mantenimiento, de las
inspecciones y de la prueba, entrenamiento
del personal, control de la tubería e interfaz
los métodos de supervisión, respuesta de la
emergencia, y con el público y otras
organizaciones externas. La sección 10 de
este estándar proporciona una discusión de
las opciones del control del riesgo que se
utilizan con frecuencia para reducir
amenazas de la integridad de la tubería. Para
encontrar el acercamiento óptimo y no
arriesgar el control, es importante que una
variedad de opciones, y quizás de
combinaciones
de
actividades,
sean
consideradas, más bien que apenas se toma
la primera idea que es propuesta lo cuál ha
sido siempre costumbre. Esto permite que la
gerencia
considere
las
soluciones
innovadoras y quizás las nuevas tecnologías
que pueden ser más eficaces en la dirección
de riesgo. Muchos operadores han
encontrado que un proceso estructurado para
identificar opciones del control del riesgo y
animar soluciones innovadoras esto ha
producido penetraciones únicas y ha
contribuido a un manejo de riesgo más
eficaz. Después de identificar el riesgo
controle las opciones disponibles, el paso
siguiente es evaluar y comparar la eficacia
de los diversos alternativas. Esta evaluación
y comparación se realiza a menudo en más
de un nivel. Por ejemplo, una compañía
puede desear seleccionar el mejor
acercamiento entre varias opciones para
tratar un riesgo específico. Sin embargo, en
una escala más amplia, la compañía puede
necesitar evaluar las ventajas relativas de un
número de proyectos de reducción de riesgo
y de actividades como parte de su proceso y
del presupuesto. En cada caso, la base para
la comparación y la graduación deben
considerar ambos la magnitud de ventajas de
la reducción del riesgo esperadas tan bien
como los recursos expendidos. Muchos
operadores utilizan un cociente del ventajacosto (donde está la reducción la ventaja
prevista del riesgo) para evaluar y para
alinear proyectos potenciales del control del
riesgo. Esto puede proporcionar una medida
simple, fácil de entender o que permite que
los proyectos con las ventajas diversas sean
comparados. Al conducir una graduación de
los proyectos basados en una ventaja al
acercamiento del costo, una evaluación y un
proceso comprensivos de la comparación
deben también incluir una revisión de los
riesgos del sistema de la tubería para estar
seguros que los riesgos relativamente altos
no están pasados por alto simplemente
porque los proyectos del control del riesgo
propuestos no tienen un alto cociente de
ventaja-costo. Esto puede
señalar la
necesidad de considerar otras opciones del
control del riesgo. El proceso debe también
considerar la cantidad de reducción del
riesgo que es alcanzada para estar seguro de
que se están proponiendo los proyectos más
eficaces. Hay muchos otros factores
prácticos que se consideran típicamente al
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evaluar y dando la prioridad a actividades.
Éstos pueden incluir:
- Incertidumbres en la reducción del riesgo y
las valoraciones de costos.
- Valor tecnológico de una opción particular
(E.J.., empleando un dispositivo interno de la
inspección de la nueva generación).
- Valor a largo plazo, estratégico del activo
de la tubería a la compañía.
- Apremios del recurso humano y del equipo.
- Ediciones logísticas y de la puesta en
práctica (E.J., retraso en la capacidad del
vendedor de proveer el equipo necesario o la
inhabilidad de tener acceso a la tubería
durante una estación particular debido al
tiempo o a las preocupaciones ambientales
del recurso).
- Preocupaciones de las organizaciones del
gobierno y de otros tenedores de puestos
externos.
Muchos
operadores
han
encontrado
que
una
metodología
estructurada y constante para evaluar las
ventajas relativas de diversas opciones o
actividades ha conducido a un uso más
eficaz de recursos en sus organizaciones.
Hay un número de graduación y las
herramientas y los acercamientos de
priorización que se emplean para
proporcionar, aunque resumido en una
manera linear para este estándar, el control
del riesgo y proceso de la mitigación, como
el proceso de evaluación de riesgo, son
altamente interactivos en estructura y
consistencia de la naturaleza a este proceso
de la evaluación. Éstos incluyen las
revisiones del equipo de expertos, métodos
de evaluación de riesgo, matrices de la
prioridad, y se atribuyen modelos para uso
general. Se utiliza cualquier acercamiento, es
importante
que el
proceso
utiliza
constantemente los criterios establecidos y
claros de las entradas definidas, de los pasos
analíticos específicos, de decisión, y salida
documentada. Las decisiones de la
inspección de la integridad y de la
mitigación del riesgo que son producidas por
este proceso se utilizan para preparar el plan
de la línea de fondo, o modificarel plan
existente, según lo descrito en la sección 9.
8.11 Evaluación de riesgo
EVALUACIÓN
DE
RIESGO
CONTÍNUO
No es un acontecimiento de una sola vez y
debe haber un proceso establecido para
repetir el gravamen de riesgo en una cierta
frecuencia definida por el operador-. El
proceso y los métodos usados para realizar la
evaluación de riesgo se deben repasar
periódicamente para asegurarse de que el
proceso es apropiadamente riguroso y rinde
los resultados constantes con los objetivos
del programa de la gerencia de la integridad
de los operadores. El método usado para
realizar la evaluación de riesgo será ajustado
y mejorado con cada uso mientras el
operador incorpora una información más
detallada y más actual sobre el sistema de la
tubería. El operador de la tubería aprende
más sobre los riesgos del sistema de la
tubería con cada evaluación de riesgo.
Usando este conocimiento, el operador debe
repasar y actualizarse periódicamente, según
lo necesitado, un horario para la nueva
valoración de cada sistema de la tubería o
segmento. Algunos de los factores que un
operador
debe
considerar
en
la
determinación de cuando realizar una nueva
valoración de un sistema específico de la
tubería o el segmento incluye:
-Número de las reparaciones requeridas
durante la inspección, la prueba, y la
actividad anteriores de la mitigación.
- El tipo de defectos encontrado durante
inspecciones y pruebas anteriores.
-Las causas de defectos encontradas durante
inspecciones y la prueba anterior.
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- Índice de la degradación de la tubería
(cuando está sabido).
– Consecuencias potenciales de las fallas
más probables de la tubería.
- Cantidad y calidad de la información
sabidas sobre la tubería. (menos información
en medios disponibles a la mayor
incertidumbre en entender el riesgo. Por lo
tanto,
los
riesgos
potencialmente
significativos podían ser desconocidos).
las secciones de la tubería.
- Exhibición de característica en un campo
común a la tubería nuevamente descubierta.
-Cambio en servicio o cambio significativo
en parámetros de funcionamiento.
9.Desarrollo y puesta en práctica iniciales
del plan de evaluación de la línea de fondo
9.1PLAN INICIAL DE LA LÍNEA DE
FONDO
El plan de la línea de fondo se desarrolla
como resultado de la reunión de los datos y
del gravamen de riesgo iniciales (véase las
secciones 7 y 8), y consiste en un plan inicial
de la inspección y posiblemente algunas
actividades de la mitigación incluyendo un
horario para estas actividades. Para
desarrollar el plan de la línea de fondo, la
técnica más apropiada de la inspección se
debe identificar para cada activo, y el trabajo
debe ser dado la prioridad y programar. La
inspección de cada segmento del activo o de
la tuberíaesto se podía lograr por la prueba
hidrostática, la inspección en línea, otras
tecnologías equivalentes, o una combinación
de estas técnicas. La evaluación de riesgo
inicial proporcionará la dirección para
determinarse qué factores se deben considera
(véase sección 8). Esta sección proporciona
la información sobre técnicas de la
inspección. El plan de la línea de fondo, una
vez que esté desarrollado, identificará qué
examinar, cómo examinar y cuándo
examinar. El plan inicial de la línea de fondo
puede también incluir una lista de las
actividades de la mitigación. Éstas son
acciones, identificadas durante la evaluación
de riesgo inicial, que mejorará integridad de
la tubería y confianza y reducirá riesgos, y
no requieren datos adicionales de la
inspección determinarse si se justifican.
Estas acciones podían incluir actividades
para
prevenir
derramamientos,
para
proporcionar la detección temprana de
derramamientos, o para reducir al mínimo
consecuencias. La sección 10 también
proporciona la información a la ayuda en el
desarrollo de las estrategias de la mitigación.
El operador debe considerar los factores
siguientes al desarrollar el plan de la línea de
fondo:
1. Canalice las anomalías que pueden afectar
al contrario integridad de la tubería.
2. Varias técnicas de la inspección usadas
típicamente para las tuberías subterráneas.
3. Metodología para la evaluación de los
datos en línea de la inspección.
4. Metodologías de la reparación de la
tubería, y otras actividades de la mitigación
que pueden mejorar la integridad de la
tubería.
Apéndice 9.2 ANOMALÍAS Y DE LOS
DEFECTOS DE LA TUBERÍA Contornea
las varias anomalías de la tubería que pueden
ocurrir en su sistema. Una comprensión de
las anomalías de la tubería, y las condiciones
bajo las cuales ellas pueden ocurrir es
esencial para seleccionar la técnica más
apropiada de la inspección. La tabla 9-1
contiene una matriz de los defectos de la
tubería y de las tecnologías apropiadas de la
inspección disponibles para detectarlas.
9.3 LA TECNOLOGÍA INTERNA DE LA
INSPECCIÓN Y DE LA PRUEBA DE LA
TUBERÍA
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Esta sección presenta una descripción de dos
técnicas del gravamen de la integridad de la
tubería; inspección en línea y prueba
hidrostática. Se anima al operador que
consulte el Informe Técnico del Comité de
NACE, Inspección en Línea no Destructiva
de Tuberías y Prueba de Presión de Tubería
Líquidas del API 1110, para una información
más detallada. La tecnología en línea de la
inspección
se
está
desarrollando
constantemente y la única manera confiable
de determinar el estado plus ultra es
permanecer en contacto con los vendedores,
los investigadores de ce
ntro de la tecnología, y otros operadores.
9.3.1 Las herramientas internas de la
inspección.
Desde los años 60, la industria de la tubería
ha sido la que usaba y desarrollaba las
herramientas en línea de la inspección de la
tubería para identificar anomalías de la
tubería. Las herramientas que desarrollaron
la corrosión tratada y la deformación de la
tubería, se habían limitado a sus
capacidades. Los avances en tecnología han
mejorado la gama, la aplicabilidad, y la
exactitud de las herramientas de la corrosión
y de la deformación y han permitido
identificar otras anomalías tales como
grietas. Antes de funcionar la evaluación de
la línea de fondo sobre un segmento de la
tubería, un operador de la tubería debe
examinar la historia del segmento y
considerar la causa de la raíz de fallas, si las
hay. El operador debe también considerar
otros factores, tales como el tipo y la edad de
la tubería y de la capa, de la presión de
funcionamiento, del funcionamiento de los
sistemas de protección catódicos y de
ediciones ambientales antes de seleccionar
una herramienta interna de la inspección o
una combinación de las herramientas para
una evaluación. Una inspección en línea
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interna es un método para determinar la
integridad de una tubería. Diversas
tecnologías en línea de la inspección existen
para diversas clases de anomalías. Cuando la
inspección en línea se selecciona para
verificar la integridad de un segmento de la
tubería, la inspección se debe conducir
usando la tecnología apropiada para detectar
anomalías que el operador tiene razón de
creer que pueda existir en una tubería dada.
La inspección múltiples funciona usando
diversas herramientas que deben demostrar
ser beneficiosas más que cualquier
herramienta sola para detectar defectos y
anomalías. Las herramientas en línea de la
inspección están solamente disponibles en
ciertos tamaños y una cierta línea de
segmentos que no pueden ser acomodados.
En ese caso, las técnicas alternas de la
inspección serán consideradas. La exactitud
y la confiabilidad de las herramientas en
línea de la inspección varía con cada
herramienta, condiciones de la tubería y
otros factores. Al conducir un programa en
línea de la inspección, el operador debe
evaluar las capacidades de las herramientas
disponibles de la inspección para el uso
previsto y formular un plan para validar los
resultados. Suficientes excavaciones de
verificación de se deben hacer para
demostrar que la herramienta es exacta y
confiable. Entonces y solamente entonces, el
operador puede tener la confianza adecuada
que las anomalías perjudiciales críticas serán
encontradas para poder ser quitadas o
reparadas.
9.3.1.1 Herramientas de Metal Suelto
(herramientas de corrosión)
Resolución estándar de la salida magnética
del flujo. La primera la generación de las
herramientas internas de corrosión para
inspección utilizó imanes y electroimanes
permanentes para inducir un campo
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magnético axialmente orientado en la pared
de la tubería mientras que la herramienta
atravesó la tubería. Los sensores miden la
salida magnética del flujo (MFL) de la pared
de la tubería en el interior de ella y registran
cualquier desviación en densidad del flujo.
Tales desviaciones son el indicador de un
cambio en el grosor o la otra anomalía que
causa un disturbio del campo magnético, tal
como metal ferroso en proximidad a la
tubería. Esto es un método deductivo puesto
que las características de las anomalías
tienen que ser deducidas de las
características de la salida del flujo. Hay
ciertas limitaciones a la detección y a la
capacidad
de
cuantificar
pérdida
longitudinalmente orientada del metal
usando esta técnica. Esta herramienta
divulga anomalías probables de la corrosión
como luz, moderación o profundidad severos
basados en el estimad de la anomalía, E.J.
Astro de luz 10% a 30% grosor de pared,
moderado 30% a 50%, y un ser severo sobre
el 50%. Las herramientas estándares de la
corrosión de la resolución han estado en uso
por un número de años y han demostrado ser
eficaces. La mayoría de los operadores que
utilizan las herramientas estándares de la
resolución excavan y examinan las
anomalías severas y moderadas divulgadas.
MFL de alta resolución. Las herramientas
magnéticas de alta resolución de corrosión
de flujo funcionan en los mismos principios
que las herramientas estándares de la
resolución con la diferencia que es que las
herramientas de alta resolución tienen más
sensores con un espaciamiento más cercano
a las desviaciones de la medida en el campo
magnético. Esto permite que la herramienta
recoja y almacene datos más exactos de la
longitud y de la profundidad para cada
anomalía. Usando la fuerza restante de los
cálculos corroídos de la tubería, los datos de
MFL se pueden utilizar para determinar la
fuerza restante aproximada de la tubería. Las
herramientas de alta resolución pueden
también determinar si una anomalía de la
corrosión es interna o externa a la pared de
la tubería. Hay limitaciones a la detección de
la pérdida longitudinalmente orientada del
metal usando esta técnica. La ventaja de las
herramientas de alta resolución de la
corrosión es una medida mejorada de la
corrosión y de otras anomalías de la pérdida
del metal. Esta mejora da lugar a una
evaluación más exacta y más confiable sobre
la integridad de la tubería; permitiendo que
un operador centre esfuerzos y recursos en la
reparación de esas anomalías que, de hecho,
tienen un efecto deletéreo en la integridad de
la tubería. Generalmente, un operador tendrá
que realizar pocas excavaciones y
reparaciones, una consideración importante
en áreas del acceso limitado o difícil.
Ultrasónico. Las herramientas ultrasónicas
de la corrosión funcionan usando traductores
de transmisión/recepción para transmitir un
pulso ultrasónico en la pared de la tubería, y
registran los tiempos de la reflexión de sus
superficies internas y externas, permitiendo
para la medida directa del grosor de pared y
de la discriminación interna y externa del
defecto. Las herramientas ultrasónicas
proporcionan la medida directa y linear del
grosor de pared que se puede utilizar para
aproximar, con cálculos apropiados, la
fuerza restante de la tubería corroída. Las
herramientas tienen la ventaja de ser una
descripción más directa de una anomalía con
respecto a la herramienta magnética del
flujo, que es una medida deducida de una
anomalía. Con una herramienta ultrasónica,
es crítico que la señal acústica esté junto con
la identificación de la tubería. Ésta puede ser
una edición en algunas líneas del petróleo
crudo con una estructura de parafina en la
identificación de la tubería, y algunos
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líquidos con las características ultrasónicas
inadecuadas tales como etanol.
tecnología requiere una evaluación más
detallada de la anomalía.
9.3.1.2 Herramientas de la detección de
Grieta Las herramientas en línea de la
inspección de grieta se han desarrollado
recientemente para detectar las grietas y la
grieta longitudinalmente orientadas como
características, tales como grietas por
corrosión de tensión y para coser las grietas
a lo largo. Estas herramientas utiliza
cualquiera las ondas ultrasónicas del
esquileo o tecnología magnética (transversal)
circunferencial del flujo.
Detección de grieta ultrasónica. Las
herramientas
ultrasónicas
funcionan
introduciendo un pulso ultrasónico en la
pared de la tubería en ángulos tales que
generan una onda del esquileo que viaja
circunferencial a través de la pared de la pipa
mientras que se refleja de las superficies de
la identificación y del OD de la tubería.
Si el pulso encuentra una grieta, se refleja
detrás a lo largo de la misma trayectoria y se
recibe en el transductor. La herramienta
ultrasónica es capaz de detectar defectos
tales como carencia de fusión, grietas del
gancho grieta por tensión-corrosión y vacíos,
así como la corrosión axial estrecha. El nivel
de detección, de discriminación, apresto que
ha sido alcanzado por tales herramientas es
superior a la prueba hidrostática. Al rotar los
traductores por 90¡, las herramientas se
pueden modificar para detectar las grietas y
las
grietas
circunferenciales
como
características.
MFL
Transversal.
Las
herramientas
transversales de MFL magnetizan la pared
de la tubería circunferencial y han detectado
las grietas y la carencia de la fusión. Estas
herramientas pueden también detectar la
corrosión longitudinalmente orientada de la
costura. Aunque esta tecnología se está
desarrollando rápidamente, el uso de esta
9.3.1.3 Herramientas de geometría
Las herramientas de la geometría se utilizan
típicamente para encontrar desviaciones en
la geometría (deformación), el daño, el radio
de curva, el hundimiento y el movimiento
mecánicos de la tubería. Estas herramientas
también se utilizan para trazar tuberías
usando tecnología de los GIS (SOLDADOS
ENROLADOS EN EL EJÉRCITO), así
como para determinarse si el paso de las
herramientas en línea de la inspección tales
como MFL y de las herramientas
ultrasónicas es posible.
Herramientas del calibrador. El calibrador
filetea desviaciones de medida en la
geometría de un diámetro de la tubería. Las
herramientas del calibrador utilizan un
sistema de dedos mecánicos (brazos) ese
surco contra la identificación de la tubería o
de los métodos electromagnéticos para
detectar la ovalidad de la tubería. Cualquier
cambio en la geometría del diámetro de la
tubería causará un movimiento relativo de
los brazos o un cambio en la lectura
electromágnetica y será registrado. Los
cambios en la geometría del diámetro de la
tubería pueden ser debidos a las curvas de la
tubería, las abolladuras, las hebillas, puerta o
las válvulas de cheque, o los cambios en el
grosor de la pared. Las herramientas del
calibrador se utilizan para verificar que las
tuberías son capaces de pasar otras
herramientas tales como herramientas de la
corrosión y para examinarlas y saber si hay
hebillas o abolladuras en la tubería Las
hebillas y las abolladuras pueden ser el
resultado del establecimiento de la tubería
durante o después de la construcción, o el
resultado de TPD. Las herramientas del
calibrador pueden determinar si una
abolladura es una "abolladura lisa" que no es
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generalmente una preocupación o una
"abolladura aguda" que pueden ser una
preocupación, particularmente si hay un
formón asociado que podría fallar
eventualmente debido a la fatiga.
Herramientas de la deformación. Las
herramientas
de
la
deformación
proporcionan el mismo tipo de información
que las herramientas del calibrador de la
adición de la localización circunferencial de
la abolladura o de la otra anomalía. Las
herramientas de la deformación pueden
proporcionar datos de alta resolución, dando
por resultado una medida más exacta de
abolladuras más pequeñas y más complejas
formadas.
Herramientas de trazo. Estas herramientas se
basan en la navegación de inercia usando los
giroscopios y los acelerómetros incorporados
y establecen los coordenadas geográficos de
la tubería. La información incluye las
coordenadas de las autógenas de la
circunferencia y es útil para crear mapas de
la alineación de la tubería, poblar sistemas
de información de los GIS y determinar el
movimiento de tierra de la tubería.
según lo revelado por las lecturas del plomo
de prueba, lecturas potenciales de la tuberíasuelo, requisitos actuales, consumo del
ánodo (o toda del precedente), temperatura
de funcionamiento de la tubería; tipo de
suelo que observa especialmente las
condiciones que pudieron causar la
protección catódica del escudo tal como
fosos de la roca, y la historia de los escapes
o de las rupturas anteriores causados por la
corrosión externa. Observe que las
canalizaciones verticales de la tubería en
condiciones del suelo mojado son propensas
a la corrosión externa debido a la carencia de
la integridad de capa en el interfaz del aire
del suelo.
Corrosión interna. Cuando en vista de la
necesidad de una inspección inicial para la
corrosión interna, el operador debe
considerar la edad de la tubería, el grosor de
pared,
la
naturaleza
del
producto
transportado especialmente tomando la nota
de la presencia posible del agua, salinidad
del agua, CO2, H2S, las bacterias, o
sedimento, el estado de las puntas de prueba
de la corrosión o las cupones, si o los cerdos
de limpieza se han utilizado en los intervalos
regulares, las cantidades de productos de la
corrosión se recuperaron al limpiar se han
funcionado los cerdos, los índices de
corriente en la tubería, observando
especialmente períodos ociosos con el
producto en la tubería, el uso o el no uso de
inhibidores o las biosidras, y la historia
anteriores de escapes o de rupturas causadas
por la corrosión interna.
Abolladuras o hebillas. Cuando en vista de
la necesidad de una inspección inicial para
las abolladuras o las hebillas, el operador
debe considerar la edad de la tubería, las
condiciones del rellenar, el cociente del
grosor del pared del diámetro, la gama y el
número de los ciclos de la presión del
servicio aplicados a la tubería, y la historia
9.4
DETERMINACIÓN
DE
LA
INSPECCIÓN
DEL INTERVALO/
FRECUENCIA
9.4.1 Inspecciones Iniciales de la del de la
Al decidir si y cuándo conducir una
inspección inicial, el operador considera los
resultados de evaluación de riesgo y el tipo o
los tipos de anomalías sospechadas.
Corrosión externa. Cuando en vista de la
necesidad de una inspección inicial para la
corrosión externa, el operador debe
considerar la edad de la tubería; grosor de
pared; tipo de capa, condición de la capa
según lo revelado por observaciones directas
o por los exámenes eléctricos o los requisitos
catódico-protección-actuales (o por todos
éstos), el estado de la protección catódica
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de escapes o de rupturas anteriores causado
por las abolladuras o las hebillas. Debe ser
observado que la información adicional
sobre abolladuras y hebillas se puede obtener
del funcionamiento de las herramientas para
otros propósitos tales como ésos diseñados
para detectar pérdida del metal o las grietas
longitudinales.
La
información
que
correlaciona cruzada de tipos múltiples de
dispositivos de la inspección puede
proporcionar la información esencial en la
severidad de abolladuras, en detalle. El
operador debe también considerar el valor de
conducir una inspección de una tubería
nueva para localizar daño de la construcción,
curvas con la ondulación leve, y los lugares
en donde la tubería puede afectar a rocas.
Más información se puede encontrar en el
API 1156 Efectos de las abolladuras lisas y
de la roca en tuberías líquidas de petróleo.
Y Grietas longitudinales, defectos de
costura, corrosión selectiva de la costura.
Cuando en vista de la necesidad de una
inspección inicial para las grietas
longitudinales, la costura deserta, o
corrosión selectiva de la costura, el operador
debe considerar la edad de la tubería, la
metalurgia, las características mecánicas, el
tipo de costura longitudinal, el rango y el
número de los ciclos de presión, los niveles
de presión de pruebas y épocas de las
pruebas hidrostáticas anteriores, el tipo de
capa, y la historia de escapes anteriores y de
rupturas
causados
por
las
grietas
longitudinales, los defectos de la costura, y/o
la corrosión selectiva de la costura. los
modelos de los fractura mecánicas están
disponibles para determinar los efectos de la
fatiga inducida por el ciclo de presión en el
crecimiento de grietas longitudinales. Éstos
se pueden utilizar para determinar la
necesidad de la inspección.
Agrietamiento de tensión de corrosión
(SCC). Ésta es una forma de agrietarse
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asistido ambientalmente. Los factores que
influencian este tipo de anomalía incluyen la
edad de la tubería, tipo de capa, las
condiciones y los niveles catódicos del
sistema de protección, las tensiones del
suelo, tipo del drenaje y grado de ciclos de la
presión. Estos factores junto con los datos de
la excavación, si los hay, permitirán la
identificación de cualquier susceptibilidad de
una tubería. Los modelos mecánicos de la
fractura se pueden utilizar con tarifa de
crecimiento de grieta para determinar la
necesidad y la sincronización de la
inspección si la tubería tiene grietas de la
corrosión de tensión.
9.4.2 FIJAR LOS INTERVALOS DE REINSPECCIÓN
Los modos en curso de deterioro tales como
corrosión externa e interna y el crecimiento
de defectos como resultado la fatiga del ciclo
de presión inducida o agrietamiento
ambiental hará necesario la inspección
repetida. Los ejemplos de los métodos para
determinar intervalos de la re-inspección
siguen. Otros métodos para fijar intervalos
de la re-inspección pueden ser apropiados.
Corrosión externa o interna. Las
excavaciones en respuesta a una inspección
inicial de la pérdida de metal revelarán las
localizaciones afectadas por la corrosión y la
naturaleza y el grado de la pérdida del metal.
De acuerdo con profundidades reales de la
pérdida del metal, y la reinspección
subsecuentes, el operador debe poder estimar
una tarifa de la corrosión. De acuerdo con
estas tarifas estimadas, los intervalos de la
re-inspección se deben programar basados
en el cálculo no más que de la mitad de la
vida restante del metal de más profunda
corrosión que es la más irremovible e
irreparable pérdida del a menos que otros
factores o evaluaciones críticos indiquen que
una frecuencia de inspección alterna es
apropiada. Otros factores que pueden
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influenciar intervalos de la re-inspección
incluyen el producto transportado, potencial
para el desarrollo de las picaduras aisladas
en redes, el mantenimiento, uso del
inhibidor, protección y calidad catódica del
sistema de capas, edad del grosor de pared
de la tubería, tamaño de la tubería (tamaño
potencial del derramamiento), localización
relacionada con el movimiento de tierra
potencial, perfil hidráulico (presión de
funcionamiento), las localizaciones de HCA
historia
del
escape,
tensión
de
funcionamiento, detección del escape, ayuda
física de un segmento, y otros factores que
podrían cambiar el índice de la pérdida del
metal. El código de tubería de la inspección
del API 570, sección 7.1Ñ,
El rango de corrosión determinado ofrece la
dirección en esta área. A este punto, el
operador tiene varias opciones por ejemplo:
- reinspecciona la tubería.
- reduzc el MOP de la tubería.
- Comprende las reparaciones
adicionales.
Después de que se haya realizado una
segunda inspección, especialmente si la
misma tecnología se utiliza para ambas
inspecciones, las comparaciones de las
anomalías irreparables
mientras
que
aparecen en ambos expedientes de la
inspección
pueden
proporcionar
la
información sobre pérdida del metaladicional.
Grietas longitudinales.
Donde hay una preocupación de que las
grietas longitudinales estén pasando
desapercibidas y agrandadas por fatiga de
presión ciclo-inducida los modelos de las
fracturas mecánicas se pueden utilizar para
determinar el intervalo apropiado para la reinspección. Está más allá del alcance de este
documento el proporcionar la dirección en el
uso de los modelos de las fracturas
mecánicas.
Grietas de la corrosión de tensión. la Reinspección se debe determinar por los
modelos de la fractura y los datos basados en
los mecánicos de la excavación. Después de
una segunda inspección, si no hay sitios
nuevos del SCC que se convierten en la
tubería, es posible que la inspección pueda
ser suspendida o ser pospuesta. Hay dos
tipos de SCC, alto pH y acerca a neutral pH
SCC. El tipo de SCC podía afectar el
acercamiento tomado para la gerencia de la
integridad. Vea el apéndice A para una
descripción
más
completa
de
los
mecanismos
de
la
tubería
SCC.
Herramientas de geometría. los intervalos de
la Re-inspección para las herramientas de la
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Tabla 9 Tipos se Anomalías y Herramientas para Detectarlas
HERAMIENTAS PARA PÉRDIDA DE METAL
PROPOSITO DE ILI
Salida Magnética del Flujo (MLF)
HERRAMIENTAS DETECCIÓN GRIETAS
Ultrasonido
Ultrasonic
Transverso
(Onda Comprimida)
(Onda cortante)
MFL
Detección 2 del
Detección 2 del
Detección2 del
Detección2 del
Tamaño4
tamaño3
tamaño3
No Detección
No Detección4
Detección 2, Medida3
No Detección
No Detección
No Detección
Resolución Estandar
Resolución Alta
(HR) MFL
PERDIDA DEL METAL (CORROSIÓN)
(SR) MLF
Detección1,
Medida3.10
Corrosión Externa
No ID/OD
Corrosión Interna
Dscriminación
CORROSION EXTERNA DEL AXIAL
HERRAMIENTAS
GEOMÉTRIC.
Calibrador
Trazo
tamaño3
No Detección
No Detección
Detección2, Medida3
Detección 2, Medida3
No Detección
No Detección
Detección,
Detección,
No Detección
No Detección
Tamaño
Tamaño
Detección y tamaño
No detección
No Detección
No Detección
ESTRECHO (NAEC)
DEFECTOS DE GRIETAS Y
POSIBLES GRIETAS
Grieta por tensión de corrosión
Grietas por Fatiga
Imperfecciones de la Costura Autógena
Longitudinal
Fusión Incompleta
(Falta de Fusión)
Grietasde Dedos
GRIETAS
No Detección
Detección 5 y
Detección7.
Tamaño5
Detección 7,
Medida
Detección 7, Medida
Detección7, Medida
Detección 7, Medida
No confiables
No confiables
No confiables
No confiables
CIRCUNFERENCIALES
ARRUGAS EN LAS ABOLLADURAS
DE LAS HEBILLAS DOBLADAS
No Detección
si es modificado
En caso de detección, Posición Circunferencial es dada
FORMONES
LAMINACIÓN O INCLUSIÓN
REPARACIONES PREVIAS
ANOMALÍAS RELACIONADAS CON MOLINOS
DOBLAJES
Detección1.2, pero no discriminación como Formones
Detección
Detección Limitada
Limitada
Detección y tamaño3
Ünica Det.
Detección de Mangas
Remiendos
Detección y
Detección 8,10 y
Tamaño
Tamaño
No Confiable
No Detección
Detección y tamaño3
Ünica Det.
Remiendos
Detección y tamaño
No Deteccióm
No Detección
No Detección
No Detección
de Acero y Remiendos
de Mangas de Acero
de Mangas de Acero
Detección de Mangas
de Acero y
Remiendos
otros solo con
y remiendos
y remiendos
otros solo con
Soldados a la Tubería
Soldados a la Tubería
Marcas Ferrosas
Detección
Detección
Detección Limitada
No detección
No detección
No Detección
No Detección
No Detección
Detección y
Detección y
Marcas Ferrosas
Detección
Detección limitada
Limitada
No Detección
No Detección
Tamaño3
Tamaño3
OVALIDADES
No Detección
No Detección
No Detección
No Detección
No Detección
Detección y
Detección y
Tamaño3,11
Tamaño3,9
COORDINACIÓN DE TUBERÍA
No Detección
No Detección
No Detección
No Detección
No Detección
No Detección
Detección y
Tamaño3
1. Limitado por el mínimo deppérdida de metal detectable
7. Confiabilidad reducida dependiendo del tamaño y la forma de la abolladura
2. Límitado por el mínimo de profundidad, longitud y grosor de los defectos
8. Dependiendo de la configuración de la herramienta, también posición circunferencial
3 Definido por el tamaño adecuado de la herramienta.
9. Si está equipado por medidas ovales.
Si el grosor es más pequeño que el defecto mínimo detectable por la herramienta
10. Disponibles en herramientas con correas
5. Reducción de la Probabilidad de detección (POD) para grietas apretadas
11. Si está equipado con medidas de doblaje
6. Traductores a ser rotados en 90°
geometría tales como el trazo de las
herramientas y las herramientas del
calibrador dependen de una evaluación de la
probabilidad de la actividad adicional en el
área que podría conducir al daño mecánico
de tercera persona, los acontecimientos y las
ediciones sísmicos sabidas acerca de la
estabilidad del suelo. la Re-inspección que
usa el tipo herramientas en línea de la
deformación de la inspección se basa en los
resultados del análisis de riesgo.
9.5 PRUEBA HIDROSTÁTICO
9.5.1 Valor de la Prueba Hidrostática
Las prueba hidrostática se ha aceptado de
cómo un método de prueba de la integridad
de tuberías. Las líneas de prueba
hidrostáticas que han estado en servicio son
complicadas debido a la interrupción del
servicio y a la dificultad en adquirir los
permisos para adquirirlas, para tratar, y para
disponer del agua que se pudo haber
contaminado por el producto que es
transportado. Sin embargo, la prueba
hidrostática sigue siendo una alternativa
viable que se considerará por un operador
para la integridad que prueba si la tubería no
puede acomodar el paso de una herramienta
en línea de la inspección, la historia del
segmento demuestra que las anomalías que
no son perceptibles por las herramientas
internas de la inspección u otros métodos de
la inspección de la metodología de
evaluación no proporcionan una confianza
satisfactoria en la integridad de la línea. La
prueba hidrostática valida la integridad a la
hora de la prueba demostrando la integridad
de una tubería con respecto a el MOP
establecido y la tirantez del escape de una
tubería método del cálculo de la presión de
funcionamiento (E.J.., B31G, B31G
modificado, RSTRENG). - pérdida predicha
del metal de el 50% de la pared nominal en
la línea extranjera travesías. – pérdida
predicha el 50% en áreas con la corrosión
extensa círculo-conferencial, es decir el tipo
del metal de la corrosión donde el
cargamento
axial
puede
ser
una
preocupación o donde la mitigación de la
corrosión continuada puede ser importante
mantener el MOP.
- Anomalías de la autógena con una pérdida
predicha el 50% del metal de pared nominal.
- Indicaciones de las grietas probables que
sobre la excavación se determinan para ser
grietas.
- Corrosión selectiva de la costura o a lo
largo de las autógenas detectadas de la
costura. - formones o surcos posibles mayor
de 12.5% de la pared nominal. Un operador
debe tomar en la consideración las
exactitudes estadísticas indicadas los
vendedores en línea de la inspección,
técnicas del análisis, y los operadores
experimentan en la determinación de un
programa eficaz de la investigación de la
anomalía. Una vez que todos sobre
anomalías de la pérdida del metal se traten,
el operador documentará todas las
indicaciones restantes e integrará esta
información en el modelo del gravamen de
riesgo. Las anomalías situadas adentro o las
cubiertas cercanas, cerca de travesías
extranjeras de la tubería, las áreas con la
protección catódica sospechada, o HCAs
deben tomar precedencia sobre otras
localizaciones de la tubería con indicaciones
similares. El daños y la corrosión mecánicos
se asociaron a una costura longitudinal
deben tomar generalmente prioridad sobre
daño de la corrosión. La sección 451.6 de
ASME/ANSI B31.4 proporciona los límites
específicos para la disposición de ciertos
defectos. la parte 195.452 de 49 CFR
proporciona los límites específicos para la
disposición de ciertos defectos.
ETRATEGIAS DE REPARACION PRIMARIAS
Disposiciòn del
metal de
Soldadura
Anomalìas
Externo
Perdidade Metal
£ 80% w.t.
Pèrdida de Metal
Interno £ 80%
w.t.
Pèrdida de Metal
Externo > 80%
w.t.
Pèrdida de Metal
Interno
> 80% w.t.
Grietas y
goteras,
Defectos del
contorno y
soldadura del
arco
Abolladuras por
tensiòn
Concentrados
Abolladuras
Planas
Uniòn de de
Tuberìa
Soldadura del
contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Abrasadera con
Rosca
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Uniòn de
Tuberìas
Soldadura de
Contorno
Cuerpo de la
Tuberìa
Dobleses
Mangas de Tipo
1
Si
Mangas de
Tipo2
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No
No
Si 3
Si
No
No
No
No
No
No3
Si
Si
Si
Si
Si
Si
No8
No8
No8
Si
No8
No
No
No
No
No
No
No
No3
No
No
No
No
No
No
No
No
No
Si
Si
Si
Si
Si
Si
Si 3
Si
Si
Si
Refuerzo de
Compuesto
Grifo
Caliente
Yes
No
Yes
No
Yes
Si
Yes4
Si
No
No
No
No
No
Si
No
Si
No8
No
No8
No
No8
Si
No8
Si
No
No
No
No
No
Si
No
Si
No
No
No
No
No
No10
Si 3
No
No10
No
Not Practical
No
No
No
Si 5,6
Si 6
No
No
No
Si 5,6
Si 6
No
No
No
Si 5,6
Si 6
No
Si 11
No
Si 3,5,6
Si 3,6
No
Si 11
No
Si 5
Si
No7
No
No
Si 5
Si
No7
No
No
Si 5
si
No7
Si 11
No
Si 3,5
Si s3
No
Si s11
Si 3
Si
Si
Si
9,6 ESTRATEGIA PARA RESPONDER A
ANOMALIAS IDENTIFICADAS POR
INSPECCIONES EN-LINEA
Debido a la complejidad de datos
preliminares de inspección en-línea, el
vendedor de herramientas evalúa típicamente
esta información y proporciona al operario
de tubería con los resultados. Es entonces la
responsabilidad del operario, revisar y
evaluar estas interpretaciones y desarrollar
una estrategia de reparación y mitigación. Lo
siguiente ayudará al operario a desarrollar
una estrategia para la evaluación de
anomalías identificadas por un instrumento
de la inspección de la en-línea. Un operario
tomará medidas para dirigir la tubería
integral concerniente identificada durante la
evaluación de datos de inspección en-línea.
Si una condición existe en la tubería que re
presenta una preocupación inmediata
(definida abajo), el operario iniciará las
acciones de mitigaciòn dentro de cinco días
para continuar operando la parte afectada del
sistema. La acción de mitigación se basa en
los requisitos regulativos, en las pautas de la
compañía, y en la evaluación del riesgo.
Cuándo una tubería es inspeccionada por un
instrumento de inspección en-línea, los
resultados de la inspección final deben ser
proporcionados al operario dentro de seis
meses. Sin embargo, ciertos tipos de
defectos potenciales deben ser traídos a la
atención del operario por un informe
preliminar. El siguiente podría presentar una
preocupación inmediata y debe ser
informado por el vendedor de la inspección
en-línea tan pronto como sea posible, pero
dentro de treinta días.
-La pérdida de metal de más del 80% de
pared nominal a pesar de las dimensiones.
Estas anomalías pueden ser mitigadas
temporalmente por control local, por la
prueba de escape, por la reducción de la
presión, o por otras acciones de mitigación
hasta que la anomalía se haya excavado,
valorada, y ha sido reparada, si es necesario.
-Quedándo la fuerza que tiene el tubo como
resultado de una presión predicha del chorro
que es menor que la MOP en la ubicación de
la anomalía que utiliza un método restante
conveniente del cálculo de la fuerza. Las
acciones temporarias de mitigaciòn incluyen
la reducción en la presión operativa con la
reposiciòn concurrente de los puntos de
referncia de los dispositivos de alivio de
presión, o de otras acciones de mitigaciòn
hasta que la anomalía pueda ser excavada,
pueda ser valorada y pueda ser reparada si es
necesario6. La cima de las abolladuras de la
línea (encima de cuatro y ocho posiciones
del punto) con pérdida indicada de metal.
Las acciones temporarias de mitigaciòn
incluyen la reducción en la presión
operadora con la reposiciòn concurrente de
los dispositivos de alivio de presión, o de
otras acciones de mitigaciòn hasta que la
anomalía se pueda excavar, puede ser
valorada, y puede ser reparada si es
necesario.
– La anomalía significante que encuentra
otros criterios establecidos por el operario
para la acción inmediata. La condición de las
acciónes de mitigaciòn se basará en el
análisis de datos de inspección en-línea sin
verificación de excavación.
La acción temporaria de mitigación (las
acciones) será iniciada tan pronto como sea
posible; dentro de cinco días de recibo del
informe preliminar de la inspección enlínea y se quedará en el lugar hasta que la
anomalía se pueda excavar y pueda ser
valorada. La acción permanente de
mitigación tal como las reparaciones, si es
requerido, debe ser alcanzado dentro de
treinta días de recibido el informe preliminar
de la inspección en linea. Las áreas
siguientes se deben evaluar, deben ser
reparadas o de otro modo deben ser
mitigadas, si es necesario, dentro del
transcurso de seis meses de recibo del
informe final de la inspección en-línea. Las
acciones de Mitigación, si son necesarias,
para estos defectos pueden parecer a las de
los defectos evaluados por la excavación:
-Las abolladuras con la pérdida de metal o
rodamientos que afectan la curvatura de tubo
en una soldadura longitudinal discernida de
la unión. –Las abolladuras localizados en la
cima del tubo de la línea entre cuatro y ocho
puntos donde la profundidad de la abolladura
excede: . 2% del diámetro del tubo para NPS
12 y más grande. 0,250 en. para conducir
por tubería los diámetros menores de NPS
12.
-Abolladuras con profundidades informadas
de más de 6% del diámetro del tubo.
-Quedándose la fuerza del tubo tiene como
resultado una presión operativa segura que
es menos que la corriente MOP establecida
en la ubicación de la anomalía que utiliza un
seguro conveniente.
9.7 LAS INSPECCIONES DE LOS
MÉTODOS DE LA REPARACIÓN
conducidas por un plan de la gerencia de la
integridad del operador identificarán las
anomalías que deben ser evaluadas. Un
número de estas anomalías requerirán la
reparación. Esta sección y apéndice B
proporcionan la dirección para la reparación.
La información en este estándar no se debe
considerar un resumen completo de cada tipo
de reparación, sino una descripción de
algunas de las técnicas más con frecuencia
hoy usadas en la industria. En ausencia de
los procedimientos detallados de la
compañía para el reemplazo o la reparación
de la pipa, el manual de reparaciones en
servicio de la tubería debe ser consultado. La
tabla 9-2 proporciona una referencia lista
para los individuos que determinan la
estrategia apropiada de la reparación para
cierto tipo de defecto en cierta localización
(costura,
cuerpo,
autógena
de
la
circunferencia) de la línea pipa. Todos los
serán reparadas con los materiales que
resuelven o exceden el MOP de la porción
afectada de la tubería y se conforman con
regulaciones aplicables. 10 opciones de la
mitigación un programa de la gerencia de la
integridad de los operadores incluirán
actividades aplicables de la mitigación para
prevenir, para detectar, y para reducir al
mínimo las consecuencias de lanzamientos
involuntarios. Las actividades de la
mitigación no requieren necesariamente la
justificación con datos en línea adicionales
de la inspección. Las acciones atenuantes se
pueden identificar durante la operación
normal de la tubería, durante el gravamen de
riesgo inicial, durante la puesta en práctica
del plan de la inspección de la línea de
fondo, o durante la prueba subsecuente. Las
actividades de la mitigación presentaron en
esta sección incluyen la información
encendido:
- Prevención de TPD.
- corrosión que controla.
-detección de lanzamientos involuntarios.
- deducción al mínimo de las consecuencias
de lanzamientos involuntarios.
- reducción de la presión de funcionamiento.
Los operadores deben entender a fondo las
fuerzas y las limitaciones en el uso y el
funcionamiento de las opciones de la
mitigación.
10 La PREVENCIÓN DEL DAÑO TPD
DE TERCERAS PARTES
Es una causa importante de los lanzamientos
de la tubería. Los datos actuales del PUNTO
de los E.E.U.U. indican que áspero un cuarto
de todos los incidentes divulgados de la
tubería es causado por TPD. Las actividades
siguientes de la mitigación deben ser
consideradas.
10.1. “Uno-llama” Es un operador para uso
general de la tubería de los sistemas de
localización que la participación en unollama sistemas de localización para uso
general es muy importante. Actualmente,
cada estado excepto Hawaii y el distrito de
Colombia tiene una ley subterránea de la
prevención de daños de la facilidad para
gobernar las actividades de operadores y de
excavadores de la mayoría de las utilidades
enterradas. En la orden para que este sistema
sea eficaz, un operador de la tubería debe
asegurarse de que todas las tuberías en el
sistema están incluidas en apropiado unollaman mapas y la documentación de la
jurisdicción, y que equipan y están entrenado
al personal señalado para localizar
exactamente y marcar la tubería en respuesta
a cada uno-llama la investigación. Nota:
Actualmente, todos sino
siete estados
(Connecticut,
Iowa,
Massachusetts,
Maryland, Maine, New Hampshire, y
Vermont) han concedido excepciones a una
variedad
de
organizaciones.
En
organizaciones generales, exentas no se
requieren para participar en un programa de
la prevención del daños de la excavación de
los estados. Las exenciones se han
concedido a los departamentos del transporte
del estado; ferrocarriles; operaciones de
explotación minera; ciudad, estado, y
gobiernos federales; cementerios; bases
militares; y tierras americanas nativas.
10.2 La línea mejorada Esta línea es parte de
la primera línea de defensa contra incidentes
de tercera persona. Los marcadores
adicionales hacen la tubería más visible a los
terceros que trabajan en la vecindad. La línea
marcadores se debe requerir generalmente en
ambos lados de cada camino, carretera,
ferrocarril, y travesía del agua. En áreas de la
alta actividad de tercera persona, la línea
intermedia marcadores debe estar
En el análisis de beneficio de costo el
estudio encontró que puede haber más
justificación para válvulas de bloqueo
adicional en segmentos largos de tubería
( De más de diez millas). Sin embargo, el
estudio notó que el terreno natural y otros
factores (Ej. Proximidad a poblaciones
densas, áreas sensibles ambientalmente ,etc.)
afectan cada segmento de la tubería
diferentemente.
10.3
DESCUBRIENDO
Y
MINIMIZANDO
DESCARGOS
IMPREVISTOS DE LA TUBERÍA
En caso de un descargo del producto
imprevisto desde dentro un
sistema de
tubería, las consecuencias
pueden minimizarse a través de:
*Reducir el tiempo requerido para el
descubrimiento del descargo.
*Reducir el tiempo requerido para localizar
el descargo.
*Reducir el volumen que puede soltarse.
*Reducir tiempo de contestación de
emergencia.
10.3.1 Reducción de volumen perdido por
descargos involuntarios
El papel del descubrimiento del descargo es
minimizar el tiempo
Requerido para descubrir el producto de que
está soltándose activamente
del sistema de la tubería. Es importante
evaluar y entender
el volumen potencial del producto de la
tubería que podría ser
el prior soltado antes de un evento de alarma
de un sistema de descubrimiento de
descargo.
La tecnología y equipos de descubrimiento
de descargo proporcionan un
Amplio rango de sensibilidad y fiabilidad.
Para lograr
el sitio específico del segmento de tubería,
los objetivos del descubrimiento del
descargo, a veces puede ser necesario utilizar
de
tecnologías de descubrimiento de
descargo complementarias.
La selección de un sistema de
descubrimiento de descargo depende de
la aplicación específica requerida de la
tubería. Los factores para considerarse antes
de la selección y aplicación incluyen: la
longitud
y tamaño de tubería, el tipo de productos
contenidos en la tubería,
la
complejidad
de
instalación
y
mantenimiento, HCAs,
criterios de desempeño aceptables del
sistema de descubrimiento de descargo, el
riesgo, resultados de la valoración y otros
datos de manejo integral tales como los
resultados de inspección en la línea. Ya que
alarmas falsas excesivas
corroen la
confianza
en
el
desempeño
del
descubrimiento del descargo, el potencial
para los eventos de falsas alarma también
deben ser considerados con cualquier
sistema.
Los
fabricantes
de
sistemas
de
descubrimiento de descargo, y/o
representantes de los fabricantes, debe
proporcionar a operadores de la tubería, las
descripciones escritas de las expectativas de
las capacidades y desempeño del sistema
para aplicación cada segmento específico de
tubería.
Las expectativas de desempeño deben
describirse en las condiciones
de volumen del producto soltado contra
tiempo para la detección. Las limitaciones
potenciales del sistema de descubrimiento de
descargo, o preocupaciones por la
conveniencia de servicio específico, también
deben proporcionarse al operador de la
tubería.
La actuación y fiabilidad de los sistemas de
comunicaciones
pueden
afectar
significativamente el desempeño y tiempo de
la contestación de algunos sistemas de
descubrimiento de descargo. El operador
debe
evaluar
los
procesos
de
comunicaciones para
sistemas críticos dónde la acción debe
tomarse dentro de marcos de tiempo
relativamente cortos.
Donde sea aplicable, mejoras a estos
sistemas
puede reducir el tiempo requerido para
descubrir y responder a un
descargo
imprevisto,
así
reduciendo
las
consecuencias.
Todo el personal responsable por supervisar
las funciones de alarmas y datos del sistema
de descubrimiento del descargo
Deben estar apropiadamente entrenados en
el funcionamiento y mantenimiento del
sistema. El entrenamiento del director de la
tubería
debe incluir el proceso para reconocer y
analizar alarmas de descubrimiento de
descargo y conceptos básicos de la
hidráulica de la tubería (estado permanente
y temporal).
La tecnología para descubrir los descargos
imprevistos de las tuberías
está sufriendo desarrollo y mejora continúa.
Por consiguiente,
tecnología nueva y
mejorada debe ser considerada
con cualquier decisión de descubrimiento de
descargo.
10.3.2
Tipos
de
Sistemas
de
Descubrimiento de Descargo
Una descripción breve de sistemas de
descubrimiento de descargo actuales
incluye:
El modelo de flujo dinámico. Este modelo
simula básicamente
las condiciones de operación de la tubería a
través de los cálculos hidráulicos, después
compara las presiones computadas (basados
en
una tasa de flujo, temperatura, perfil de la
cañería, y densidad) contra
los datos de tiempo real obtenidos de varios
puntos de la medición a lo largo de la
tubería. Se comparan las desviaciones contra
los puntos de instalación de la alarma.
Cuando las desviaciones exceden los puntos
fijados para las alarmas del sistema.
Estos sistemas normalmente se integran con
la tecnología de comunicaciones SCADA
de tuberías. Información de la situación de la
gotera no se proporciona.
El químico de trazo. Este abordaje requiere
mezclar una
cantidad muy pequeña ( ppb al ppm del
volumen total) de un trazo de químico volátil
específico
con los contenidos de una
tubería. El trazo de químico no es un
componente de los contenidos de la tubería y
no ocurre naturalmente en el suelo. Después
de la inoculación de
la tubería con el químico de trazo, las
muestras del vapor contenido
en la tierra fuera de la tubería es reunido.
Las muestras de vapor del suelo son
obtenidas de sondas u otros dispositivos
instalados intermitentemente a lo largo de la
tubería. Las muestras del vapor se analizan
por un cromatografía de gas para el químico
de trazo específico que fue mezclado con los
contenidos de la tubería. La presencia del
químico del trazo en la muestra sólo puede
ocurrir a través de
un descargo activo del producto de la tubería
mezclado con el de trazo
en el suelo. Estos sistemas pueden
proporcionar pruebas de
la rigidez del líquido sencilla o continúa y
proporcionará información de la ubicación
del descargo .
Cable de detección de descargo. Los cables
censores de detección de descargo están
diseñados para alarmar después de contacto
con líquidos hidrocarburos
a cualquier
punto a lo largo de su longitud. La presencia
de hidrocarburos crea un circuito entre dos
alambres censores y dispara la alarma.
Típicamente, el cable de descubrimiento de
gotera se instala en Canalización de PVC
con ranuras que se entierra en la trinchera de
la cañería a lo largo de o debajo de la
tubería. Estos sistemas proporcionan
monitoreo continuo a través de unidades
del mando electrónicas capaces de unirse
con tecnología
SCADA y puede
proporcionar información de la situación de
la gotera.
Descubrimiento de descargo cerrado
( estático ). Esta técnica básicamente
consiste en una prueba de presión, con la
tubería llena con sus
contenidos normales. Entre los embarques,
la tubería se presiona
contra las válvula(s) cerrada(s). Esta
herramienta de descubrimiento de descargo
permite al operador analizar la tubería en un
modo estático (sin flujo),
sin las
complicaciones de funcionamientos de la
tubería. Con la tubería bloqueada, la presión
(compensada por las fluctuaciones de
temperatura) en una sección debe
permanecer constante. La presión
se supervisa entonces para cualquier pérdida
de presión inexplicada.
Esta prueba no proporciona información de
situación de gotera.
Software de
detección de descargo y
análisis de punto de presión. El software
para este sistema incorpora dos métodos
independientes
de descubrimiento de descargo: el análisis de
punto de presión y equilibrio de masa.
Se usan patrones de Algoritmos de
reconocimiento que distinguen eventos
operativos normales de las goteras. Cuando
se usa con un sistema de comunicaciones, el
análisis de punto de presión puede
proporcionar la
la situación calculada de un descargo.
10.3.3 Contestación de Emergencia
mejorada
La información sobre eventos de descargo
imprevisto activos ocurriendo
en una tubería pueden presentarse a un
operador a través de
alarmas de funcionamiento del sistema de
tubería, pruebas de descubrimiento de
descargo, observaciones de terceros,
agencias de contestación de emergencia, etc.
Es importante desarrollar los procedimientos
de la contestación para cada uno. Éstos
procedimientos deben definir un plan de
acción que incluya:
*Definición de líneas organizacionales de
responsabilidad y
notificación de la contestación a los
descargos imprevistos.
*Entrenamiento de todo el personal
responsable para eventos de descargo
imprevistos.
* Verificación Inmediata de descargos
imprevistos, si es necesario.
* Aislamiento y control de la fuente del
descargo imprevisto.
*Control del producto soltado según los
procedimientos
desarrollado
para
los
impactos
medioambientales específicos y volúmenes
de descargo imprevistos.
Los procedimientos para verificar alarmas de
descargos imprevistos y las notificaciones
deben ser bien definidas y practicadas. Si la
verificación es necesaria, el proceso debe ser
completado en el tiempo más corto posible.
Entonces no debe haber duda por parte del
operador para ejecutar medidas de control
para descargos activos.
10.3.4
Líneas
organizacionales
de
Responsabilidad y notificación para la
contestación de descargo Imprevisto
Todo el personal operacional de la tubería
involucrado con
el descargo imprevisto necesita tener clara la
definición de su
la autoridad y responsabilidad personal.
Ellos necesitan saber exactamente entonces
con cual personal del operador y agencias
externas notificar
la información de un evento de descargo
imprevisto
.
10.3.5 Entrenamiento de Todo el Personal
Responsable para
Los Descargos imprevistos
El personal debe ser entrenado para actuar
en respuesta a una variedad de descargos
imprevistos potenciales que puedan ocurrir
dentro de sus áreas de responsabilidad . Un
entrenamiento para ser comprensivo debe
incluir:
*Procedimientos de notificación
del
personal de la compañía y agencias externas.
*La tecnología, el equipo, y los
procedimientos usados para minimizar la
consecuencia de un descargo imprevisto
*Recursos adicionales disponibles para el
control y la mitigación del descargo no
deseado.
*Simulacros de emergencia deben ser
conducidos con equipos de respuesta
establecidos para proporcionar capacitación
para el operador y el personal de la agencia
externa.
10.7.3 Control y aislamiento de la fuente
de descargo
La fuente de un descargo imprevisto activo
necesita ser inmediatamente controlada. Las
medidas de control pueden variar
dependiendo del volumen del descargo, tasa,
ubicación, y capacidades operacionales de la
tubería.
Los operadores de la tubería deben tener
procedimientos que aborden cada uno de
estos problemas para todos los segmentos de
la tubería.
Los métodos primarios de control de fuente
para un descargo imprevisto activo son:
*Reducción de la presión operando en la
tubería
*Cierre total del flujo del producto de la
tubería y cierre de las válvulas de la línea del
área de la fuente del descargo, cuando sea
aplicable.
*Aislamiento del segmento de línea
conteniendo el descargo cerrando las
válvulas principales de bloqueo de línea u
otros mecanismos.
El personal del operador con la autoridad y
responsabilidad para reducir las presiones de
operación y/o detener el flujo del producto
de la línea necesitan ser claramente definidos
y accesibles todo el tiempo. Los criterios
para restringir y parar el flujo del producto
de la línea durante un evento de descargo
imprevisto deben ser claros y concisos.
La restricción del flujo debe entonces ser
implementada inmediatamente cuando la
situación de garantía.
10.3.6 Verificación de descargo
10.3.7.1 Válvulas de chequeo o revisión
Las válvulas de chequeo o revisión (Un tipo
de dispositivo de emergencia que restringe el
flujo) puede servir para restringir el flujo en
la ubicación del descargo. Sin embargo, debe
notarse que las válvulas de chequeo o de
bloqueo son sólo capaces de minimizar un
componente de volumen de descargo
imprevisto- El volumen debajo del drenaje.
En muchas situaciones, segmentar la línea
puede reducir el volumen de escape
improvisto. Esto puede ser hecho añadiendo
válvulas de bloqueo o chequeo intermedias,
pero tales decisiones son tomadas
dependiendo de muchos factores tales como
el terreno, acceso, productos, etc.
10.3.7.2 Dispositivos de emergencia que
restringen el flujo (EFRD)
EFRDs tales como las válvulas de línea
principal (Manuales y operadas por control
remoto), y las válvulas de revisión pueden
ser usadas para minimizar la magnitud del
descargo involuntario.
En un evento de descargo imprevisto, el
volumen resultante depende de un número
de variables: características físicas del
producto descargado, el volumen de los
contenidos dentro de la línea, el perfil de la
línea (Topografía del suelo), el volumen del
drenaje de la línea, etc. Ya que un terreno
natural y otros factores afectan partes de la
línea diferentemente, los segmentos de la
línea deben ser analizados por un rango de
tasa de flujo de descargo. Sin embargo, si los
volúmenes
del
descargo
imprevisto
resultantes son inaceptables, válvulas de
bloqueo adicional deben ser consideradas, al
tiempo que el método de actuación de
válvula.
10.3.7.3 Limitaciones de EFRDs
Válvulas automáticas o manejadas por
control remoto pueden causar descargos
imprevistos adicionales ya que las válvulas
a veces gotean o funcionan mal. Además,
las válvulas pueden ser cerradas sin
intención, como resultado de aparato dañado
de cierre con control remoto o automático,
causando otros problemas operativos
incluyendo sobre presión y posible ruptura
de la línea.
Un estudio de dirección de fuego en el
estado de california en 1993 de más de 7,000
millas de tuberías de líquidos peligrosos
regulados interestatal e intra estatal
analizaron la efectividad de las válvulas de
bloqueo. Este estudio encontró que había
menos correlación estadística entre el
espacio de la válvula de bloqueo y el
tamaño de derrame resultante. Este estudio
encontró que por cada 50% de los
incidentes , el volumen de derrame fue
menos que un uno por ciento del volumen
total entre las válvulas de bloqueo
adyecentes.
En el análisis de beneficio de costo el
estudio encontró que puede haber más
justificación para válvulas de bloqueo
adicional en segmentos largos de tubería
( De más de diez millas). Sin embargo, el
estudio notó que el terreno natural y otros
factores (Ej. Proximidad a poblaciones
densas, áreas sensibles ambientalmente ,etc.)
afectan cada segmento de la tubería
diferentemente.
10.3.8. Control del producto emitido:
Cuando el volumen y la ubicación de una
emisión no deseada garantiza medidas
inmediatas de control en el sitio, el equipo
de respuesta del operador y los equipos
terceros de respuesta necesitan ser enviados.
Los criterios de tiempo máximo de respuesta
deben ser desarrollados para todas las
secciones de la tubería. El personal debe
estar equipado y entrenado, o tener acceso a
recursos de contrato, para contener
emisiones no deseadas de varios volúmenes.
El personal del operador o agencias externas
designadas para autoridad de comando
puede variar según los factores como el
volumen de emisión imprevisto, la
ubicación, los impactos ambientales
potenciales, impactos potenciales al público
y a las
jurisdicciones
externas de la agencia. Por consiguiente, los
procedimientos para identificar y mantener
el personal a cargo de una emisión
imprevista en varias ubicaciones deben
desarrollarse y comunicarse a todos los
participantes
potenciales para eliminar
disputas e indecisión durante un evento
activo de emisión. Esto es normalmente
cumplido usando un incidente o un sistema
de comando unificado.
10.4 REDUCCIÓN DE PRESIÓN EN
LA TUBERÍA OPERANDO:
La reducción de presión en la operación se
usa como medida tanto ocasional como
permanente para reducir el riesgo. La
reducción de presión en la operación es una
acción temporal, pero de atenuación
inmediata, para reducir el riesgo hasta que
un defecto pueda evaluarse por medio de
excavación, reparación o remoción. En
algunos casos, el operador puede determinar
que las consecuencias de la falla son lo
suficientemente significativas para diseñar
un nivel más alto de seguridad que el
normalmente proporcionado por ASME
B31.4. Una reducción de presión en la
operación puede proporcionar beneficio
similar a una prueba hidrostática, pero una
margen más grande de reducción de presión
puede ser necesaria.
11 Revisión del plan de manejo integral
Inspecciones realizadas bajo un plan de
manejo integral del operador producirá datos
que deben analizarse e integrarse con los
datos recogidos
previamente. Esto es
adicional a los otros tipos de datos
relacionados con manejo integral que se
están
recogiendo
constantemente,
actualizados, revisados e integrados a la base
de datos del operador (vea Sección 7). El
resultado de esta integración continuada de
datos, y la valoración de riesgo periódica
producirán la revisión de planes de
atenuación nuevos o modificados, y las
valoraciones de integridad subsecuentes.
El análisis de los datos de inspección
probablemente resultará en una serie de
actividades de atenuación adicionales.
Algunas de estas actividades de atenuación
pueden requerir acción inmediata mientras
otras pueden fijarse en un plan a largo
plazo. La relevancia de las acciones de
atenuación y la programación de las mismas
dependerá de los resultados de integrar esta
información a una valoración de riesgo del
operador.
12. Manejo integral de las estaciones de
bombeo y terminales de la tubería.
Conceptualmente, el manejo integral de las
estaciones de la tubería
y las terminales es similar al de la línea
principal de la tubería que cruza el país.
Los elementos del armazón descritos en la
Sección 5 aplican a las estaciones y
terminales de la tubería, así como a la propia
tubería. Sin embargo,
algunos aspectos de la recolección de datos,
valoración de riesgo, herramientas y técnicas
de inspección, y atenuación son específicos
para las estaciones y terminales de la tubería.
La sección 12 se refiere a los aspectos de la
integridad de la tubería que son específicos a
las estaciones y a las terminales de la
tubería.
Cualquiera de los métodos de riesgo usados
para evaluar el riesgo de una tubería
puede aplicarse a las estaciones y a las
terminales de la tubería. Los datos usados
en un modelo de facilidad variarán de
aquellos usados para modelar una tubería. El
hecho que las instalaciones ocupan un área
geográfica limitada hace que la valoración
de riesgo sea una tarea más fácil comparado
a la valoración de riesgo de un recurso
geográficamente dispersado como una
tubería en campo abierto . Por otro lado, la
naturaleza relativamente más compleja de la
tubería de instalación que incluye gran
cantidad de válvulas múltiples, conexiones
con pestaña, sistemas de protección catódica
complejos, secciones de tubería de bajo flujo
o secciones sin salida, y una tubería auxiliar
y de instrumentación hacen la valoración
integral un mayor desafío que tuberías en
campo abierto, que consisten en cañería con
una válvula ocasional.
12.1 RECOLECCIÓN DE DATOS
12.1.1 Historia incidente
El proceso de valoración de riesgo para una
instalación de tubería debe incluir una
revisión completa de la historia incidente de
la instalación y de instalaciones de diseño
similar en el sistema de tubería. La
naturaleza y características de emisiones en
las instalaciones de tubería difieren y son
más variadas que aquéllas de tuberías en
campo abierto.
La corrosión, que es una de las dos causas
principales de escapes de tubería, también es
un problema con las instalaciones pero es el
tercero detrás de los errores de operación y
fallas de equipo que no son de tubería. Las
fallas de equipo que no son de tubería
incluyen goteras de los sellos de la bomba,
sellos en el origen de la válvula, y uniones
de rosca. Daños por terceros, la causa
principal de fugas, en las tuberías en campo
abierto es raro en las instalaciones porque el
acceso a terceros está muy limitado por
cercas y otras medidas de seguridad.
Un análisis completo de la historia incidente
en una instalación, incluyendo el análisis de
causa de raíz, es importante para entender la
probabilidad y consecuencias de las fallas,
así como para determinar
la acción
atenuante.
12.1.2 Datos de la instalación
Los siguientes tipos de datos son útiles para
llevar a cabo una valoración de riesgo para
las estaciones y terminales:
*Diseñar datos. Los datos pueden recogerse
de dibujos originales y revisados, y
especificaciones si están disponibles, de otra
manera una visita al sitio proporcionará
mucha información. El diseño de datos
incluye:
-Diseñar la presión que opera
- La presión de operación normal.
- Temperatura de operación
-Los datos de la tubería, incluyendo el
fabricante, el espesor de la pared,
grado, dureza de la muesca, y el proceso
industrial
-La compatibilidad del Material
-Los datos de las partes ( Pestañas,
Accesorios, etc.), incluyendo
niveles de presión ANSI.
-Ubicación de la tubería: Sobre o bajo tierra.
-Conecciones de la tubería: Soldado, con
pestañas, o de rosca.
- Manual de válvulas, operadores eléctricos
o hidráulicos,
- Tipos de tanque, construcción, capacidad,
antigüedad, sistemas de control de vapor y
ventilación.
-Antigüedad de las tuberías, tanques, y
partes.
-Cobertura
-Protección catódica
- Dispositivos de liberación
- Dispositivos de protección: válvulas,
interruptores de presión, y alarmas de nivel.
-Separadores de agua y aceite
-Diques de contención de derrames y
estanques de retención
-Recolección/ Drenaje de aguas lluvias.
-Tubería
auxiliar
y
tubería
de
instrumentación
-Sellos de equipo y contención de goteo de
sello
-Distancias del equipo y la tubería a las
líneas de propiedad.
-Datos de corrosión. También deben
recogerse datos
sobre la naturaleza y
efectividad del control de corrosión.
Los datos de corrosión incluyen:
-La cobertura de la tubería, tipo, antigüedad
y condición.
-Mecanismo de corrosión y resultados de
monitoreo.
-Aislamiento de tuberías, tipo, antigüedad y
condición.
-El sistema de protección catódica,
antigüedad y condición
-Resultados de la medición de intervalos
cerrados.
- Pintura de la superficie y sistemas de
cobertura.
*Información de seguridad. Tal información
incluye:
-Cercas
-Sistemas de seguridad de monitoreo
-Iluminación
-Alrededores
-Visibilidad
-Señalización
*La Información sobre el ambiente físico de
la instalación. Tal información incluye:
-Tipos de suelo
-Medición de gas en el suelo
-Profundidad hasta aguas subterráneas
-Receptores con pendiente descendiente
como estanques, lagos, arroyos, o
humedales.
* Monitoreo de aguas subterráneas,
ubicaciones de pozos.
-Calidad del agua
-Hábitat de vida salvaje circundante
-Fuentes de agua potable en los alrededores
- Alcantarillas de lluvia y ubicación de
alcantarillas sanitarias
*Información
sobre
preocupaciones
ambientales cerca de las instalaciones. Tal
información incluye:
-Población cercana en pendiente o en
dirección del viento
-Edificios públicos
- Carreteras y autopistas públicas
-Rutas de evacuación
-Canales navegables comerciales
-Monitoreo de aguas lluvias, ubicaciones de
pozos.
-Calidad del agua.
*La Información sobre las características de
operación en las instalaciones. Tal
información incluye:
-Tipos de productos y características
-Presiones de operación normales
-Manipulación, humana o automática.
-Procedimientos de operación
-Frecuencia de inspecciones visuales a las
instalaciones
-Capacitación del operador
-Historia de fallos controlados y errores de
operación
-Registros de mantenimiento preventivo
-Informes de inspección de tuberías
-Informes de fallas en los equipos
*La Información sobre las capacidades para
respuesta de emergencia en las instalaciones.
Tal información incluye:
-Capacidad de extinción de fuego en las
instalaciones, incluyendo el equipo,
y la capacitación.
-Estaciones
de
bomberos
cercanas,
capacidades, y ubicación.
12.2 ASUNTOS CONCERNIENTES
SÓLO
A LAS
OPCIONES
DE
ATENUACIÓN DE RIESGOS
La atenuación de riesgos en las instalaciones
involucra referirse tanto a la probabilidad
como a la consecuencia del riesgo. Manejar
el la probabilidad de una falla de refiere a
prevención de gotera. Manejar el lado de la
consecuencia se refiere a través del
descubrimiento de fuga, contención,
contestación, y remedio. Por ejemplo, las
goteras del sello son una de las causas
principales de emisiones involuntarias en las
instalaciones. Manejar la probabilidad de
una gotera del sello puede incluir reemplazo
por un sello más fuerte de un diseño o
material diferente, o un reemplazo periódico
previo a la falla
usando técnicas de
mantenimiento preventivo.
12.3 OPCIONES DE ATENUACIÓN
Las opciones de atenuación para reducir las
consecuencias de una emisión involuntaria
pueden incluir:
36 API ESTÁNDAR 1160
*Un sistema de recolección de líquido como
uno que recolecta el producto que gotea por
medio de una válvula o conexión de
instrumento que lo dirige a un pozo negro u
otro dispositivo de recolección.
*Inspección visual periódica de las
instalaciones para descubrir goteras en el
sello, mientras que cualquier cantidad del
producto que pueda haber escapado en el
ambiente sea pequeña, y su recuperación y
solución sean relativamente fáciles.
* Instrumentación o sistemas de que
descubran la presencia del producto una vez
ha escapado del conducto.
12.3.1 Inspecciones
API 570 es un documento guiando aceptable
para ayudar a un operador a desarrollar una
estrategia de inspección. Pueden fijarse
inspecciones visuales periódicas a las
instalaciones.
Un sitio para la inspección visual de una
instalación debe incluir
lo siguiente:
*Goteras Obvias o indicaciones de una
gotera como manchas
alrededor de las válvulas o pestañas o tierra
o arena gruesa manchada.
*La Inspección de los pozos de instrumento
para señal de goteo en las
conexiones de tubería o corrosión de las
tuberías o tuberías auxiliares.
*Evidencia de vibración excesiva de la
cañería o tuberías auxiliares que pudieran
producir fallas relacionadas con uso
excesivo.
*Pozos negros para los niveles de producto
*Conexiones sueltas de uniones con pestaña
o de rosca.
*Separadores de agua y aceite.
*Lustres del producto lustres en los
estanques de retención.
*Condición de cercado de seguridad, señales
de vandalismo o acceso desautorizado.
*Corrosión de interfaz de aire-tierra en la
tubería.
Las tuberías de las instalaciones pueden
fijarse para pruebas periódicas no
destructivas,
incluyendo
radiografía,
ultrasónico y otras técnicas apropiadas.
12.3.2 Mantenimiento rutinario
Dispositivos de Protección:
de
Las instalaciones incluyen un amplio rango
de dispositivos de protección, incluyendo
los reguladores de presión como las válvulas
de control y los interruptores de presión, e
indicadores del nivel producto, interruptores
y alarmas.
Estos dispositivos deben inspeccionarse
periódicamente, calibrados, y
probados para asegurar que ellos realizan su
función correctamente.
12.3.3 Control de corrosión
Los sistemas de protección catódicas deben
mantenerse. Mediciones en intervalos
cercanos pueden usarse para evaluar la
efectividad de la protección catódica. La
integridad de los sistemas de cobertura debe
evaluarse. Si la corrosión interior es un
problema, la necesidad de tratamientos
inhibidores y bioácidos debe ser evaluada.
Las tuberías con secciones sin salida deben
ser identificadas, y el potencial de corrosión
interna debe ser evaluado.
12.3.4 Tanques
El API 653 Inspección de Tanque,
Reparación, Alteración, y Reconstrucción
debe consultarse como guía en la inspección,
mantenimiento, y reparación de tanques.
12.3.5 Descubrimiento de gotera
Las acciones de atenuación potenciales para
descubrir y reducir
sus consecuencias
incluyen:
*Instalación de dispositivos/cables sensores
de hidrocarburo.
*Instalación de sensores de gas para
descubrir vapores combustibles.
*Prueba integral ( prueba de goteo, prueba
hidrostática,
prueba neumática, químicos rastreadores).
12.3.6 Capacidad de Contestación de
emergencia
Las acciones de atenuación potenciales para
mejorar las capacidades de la contestación
de
emergencia
para
reducir
las
consecuencias de fugas involuntarias
incluyen:
*Equipo y material de contención de
derramamiento en el sitio.
*Sitios predeterminados de recuperación de
contención del producto.
*Participación en grupos de respuesta
conjunta.
*Entrenamiento
en
contestación
de
emergencia incluyendo la participación en
simulacros de emergencia periódicos.
12.3.7 Consideraciones del diseño de las
instalaciones
Cuando se construyen nuevas instalaciones,
o cuando las instalaciones existentes son
restauradas o reconfiguradas, características
de diseño mejoradas pueden ser
incorporadas en las instalaciones, como:
*Hacer accesibles las tuberías
para
inspección, por ejemplo limitando
la
cantidad de tubería enterrada.
*Evitar conexiones de pestaña o de rosca
enterradas .
* Evitar secciones de bajo flujo o sin salida.
*Minimizar el número de grifos pequeños
que estén sujetos a daño.
*Instalar
barreras
impenetrables
o
revestimientos bajo tanques y tuberías.
* Dirigir el desagüe de la superficie a través
de estanques de retención de bajo flujo.
*Instalar medidor remoto de tanque.
13 Evaluación del programa
La intención de esta sección es proporcionar
a operadores del sistema una metodología
que pueda usarse para evaluar la efectividad
del manejo integral. La meta del operador de
cualquier tubería es operar la tubería de tal
manera que no haya ningún efecto adverso
en los empleados, el ambiente, el público, o
sus clientes como resultado de sus acciones.
Se necesitan hacer evaluaciones de manera
periódica para revisar la efectividad del
programa de manejo integral del operador.
En
el sentido más básico, una evaluación del
programa debe ayudar al operador a
responder las siguientes preguntas:
¿Hizo usted lo que dijo que iba a hacer?
¿ Fue lo que usted dijo que usted iba a hacer
efectivo para abordar los problemas de
integridad en su sistema de tubería?
13.1 MEDIDAS DE DESEMPEÑO
El operador debe recolectar la información
de desempeño y evaluar periódicamente la
efectividad de sus métodos de valoración de
integridad, sus actividades de control de
riesgo atenuantes y preventivas, incluyendo
reparación. El operador también debe
evaluar la efectividad de sus sistemas de
dirección y procesos en
las decisiones de manejo integral de apoyo.
Una combinación de
las medidas de desempeño y auditorias del
sistema es necesaria para evaluar
la efectividad global de un programa integral
de tubería.
Cada operador debe tener un mínimo de 10
medidas de desempeño. Estas diez medidas
de desempeño deben incluir una distribución
de
medidas de dirección, retrazo,
deterioración
(vea 13.2 para una discusión de los tipos de
medidas de desempeño).
Estas diez medidas de desempeño serán
parte del programa de manejo integral del
operador, y debe estar basado en una
comprensión de los mecanismos con fallas o
amenazas a la integridad para cada sistema
de tubería operado.
De la diez medidas de desempeño requeridas
las siguientes deben ser incluidas:
1. Una medida de desempeño y una meta
para reducir el
el volumen total de las fugas imprevistas con
una meta última de cero.
2. Una medida de desempeño y una meta
para reducir el
el número total de fugas imprevistas (basado
en un umbral
de cinco galones) con una meta última de
cero.
3. Una medida del desempeño y una meta
que documente
el porcentaje de actividades de manejo
integral completado durante el año
calendario.
4. Una medida de desempeño y una meta
para rastrear y
evaluar la efectividad de las actividades no
solicitadas de la comunidad del operador.
5. Una descripción narrativa de la integridad
del sistema de tubería,
incluyendo un resumen de mejoras en el
desempeño,
tanto
cualitativo
como
cuantitativo, en el programa de manejo
integral
del
operador,
preparado
periódicamente.
De la diez medidas de desempeño requeridas
las cinco restantes debe incluir al menos los
siguientes tipos:
1. Una medida de desempeño basada en
auditorias internas del sistema de tubería del
operador por 49 CFR Parte 195.
2. Una medida de desempeño basada en las
auditorias externas del sistema de tubería del
operador por 49 CFR Parte 195.
3. Una medida de desempeño basada en
eventos operacionales
(por ejemplo, ocurrencias de emisión, cierre
de válvula no planeado,
Cortes de electricidad SCADA, etc.) que
tienen el potencial de afectar adversamente
la integridad de la tubería.
4. Una medida de desempeño para demostrar
que el programa de manejo integral del
operador reduce el riesgo en el transcurso
del tiempo con un enfoque en los artículos
de alto riesgo.
5. Una medida del desempeño para
demostrar que el programa de manejo
integral del operador para las estaciones y
terminales de la tubería reduce el riesgo con
el tiempo con un enfoque en artículos de alto
riesgo.
13.2 METODOLOGÍA DE LA MEDIDA
DE DESEMPEÑO
Todo la valoración de riesgo y métodos de
atenuación discutidos anteriormente en esta
norma son presentados con el fin de reducir
las probabilidades y consecuencias de la
fuga de un producto.
Finalmente, la medida de desempeño del
programa de manejo integral de un operador
es el grado en que se eliminan los emisiones
imprevistas. Sin embargo, un programa de
manejo integral típico contendrá muchos
elementos, y
el programa operará en
horizontes de
tiempo largos. Así, un programa de manejo
integral no puede evaluarse basado en una
medida única. Esta sección describe un
acercamiento al monitoreo de desempeño de
los componentes de un programa integral
con la expectativa que el progreso de
componente se relacione con el éxito del
programa en general. Las medidas de
desempeño
realmente
forman
una
continuación de indicadores encabezando
(antes de escapes o fallas) a retrasados
(después de escapes o fallas), e incluye
medidas de proceso,
medidas de
deterioración, y medidas de fallas reales o
escapes. La distinción entre muchas de estas
medidas no siempre es clara.
Medidas de proceso seleccionadas. La
métrica que monitorea la vigilancia
y actividades preventivas emprendidas por el
operador.
Estas medidas indican qué tan bien un
operador está llevando a cabo
los elementos varios del programa de manejo
integral..
Estas medidas contestan la pregunta: “¿Una
vez el programa ha sido definido, qué tan
bien se están ejecutando los detalles?”
Medidas
de
actividad
deben
ser
seleccionadas cuidadosamente ya que no
todas las medidas de actividad medirán el
desempeño eficazmente.
Las medidas de deterioración. Tendencias
operacionales y de mantenimiento que
indican cuando la integridad del sistema es
reducido a pesar de las medidas preventivas.
Algunas medidas de desempeño de este tipo
pueden indicar que la condición del sistema
se está deteriorando a pesar de las
actividades preventivas bien-ejecutadas.
Por ejemplo, otras medidas de desempeño
pueden indicar que las tasas estimadas de
pérdida de la pared por corrosión están
dentro de parámetros esperados o no están
dentro de los parámetros esperados.
Las medidas de deterioración deben
evaluarse con tiempo para comprender las
tendencias.
Las medidas de falla. Los ejemplos incluyen
historia de gotera,
Respuesta al incidente, costos de limpieza ,
pérdida del producto, y porcentaje de la
recuperación,
etc. Estas medidas son
indicaciones claras que el último
objetivo del programa no se ha logrado
todavía, pero
esperanzadamente indicará progreso hacia
menos derramamientos, menos daños , la
contestación más rápida, y la limpieza más
eficaz. Las medidas de fracaso
deben evaluarse con el tiempo para entender
las tendencias.
La tabla 13-1 es un mapa que muestra
ejemplos de la relación
de medidas de desempeño a lo largo del
continuo de liderazgo a retrazo. Este mapa
también ilustra la relación de las tres
categorías de medidas de desempeño y
sugiere
un acercamiento a las medidas de
desempeño en relación a los mecanismos de
falla de la tubería. Se anima a los operadores
a generar sus propias medidas de
desempeño.
13.3 MEDICIÓN DE DESEMPEÑO
USANDO
COMPARACIONES INTERNAS
Cada operador debe evaluar su desempeño
actual
contra su desempeño en el pasado y
establecer
metas
específicas.
Las
comparaciones internas con el tiempo son
convenientes para analizar las tendencias.
Por
ejemplo,
millas
de
cañería
inspeccionadas durante los últimos doce
meses pueden trazarse de manera ondulante
una vez cada tres meses. Una tendencia
creciente indicaría que el tiempo promedio
de los datos de la inspección está mejorando.
El porcentaje del sistema hidrostático
probado o inspeccionado usando las
herramientas de inspección en línea dentro
de los últimos cinco años trazados en una
base trimestral darían una
indicación similar de la expansión de la
prueba y datos de la inspección.
Las comparaciones internas de una porción
de un sistema de tubería
contra otra porción del mismo sistema de
tubería (por ejemplo, porciones
del sistema dentro de HCAs designadas
contra otras porciones
fuera de HCAs designado) puede usarse para
evaluar la
efectividad de las acciones
preventivas o atenuantes.
Las comparaciones internas de una región
geográfica a
otra región geográfica dentro de la misma
compañía operando,
o de una unidad comercial a otra unidad
comercial pueden
ser maneras útiles de identificar las áreas con
deficiencias.
13.4 MEDICIÓN DE DESEMPEÑO
USANDO
COMPARACIONES EXTERNAS
Las comparaciones externas pueden ser más
difíciles de obtener. Esto
es particularmente verdadero para la métrica
relacionada a las acciones preventivas y
a las acciones atenuantes. Puntos de
referencia entre los operadores puede ser
práctico cuando esos operadores no están en
competición directa.
Se necesita cuidado para asegurar que los
puntos de referencia son conducidos de tal
manera que esa información sea comparable
entre los operadores o sistemas de los puntos
de referencia.
Los operadores también deben conducir
evaluaciones periódicas de su la propio
desempeño comparado con la fuente de
datos de la industria. Por ejemplo, un
operador debe revisar periódicamente su
desempeño comparado con la base de datos
manejada por la oficina de Seguridad de la
Tubería basado en 49 CFR Parte 195,
requisitos de informe de incidente. Los
operadores también pueden tomar la ventaja
de los programas de rastreo de desempeño
voluntario tales como el del del Instituto de
Petróleo americano a través de su iniciativa
de rastreo de desempeño de tubería
Para asegurar que operadores tengan acceso
a las bases de datos externas, los operadores
necesitan participar en iniciativas de datos,
tanto el punto de referencia del operador
como las bases de datos de la industria.
La industria de la tubería ha creado una base
de datos de rastreo de desempeño
voluntario, llamada la iniciativa de rastreo de
desempeño de tubería.
Una copia del conjunto estándar de campos
de datos incidentes está adjunta al Apéndice
C de este estándar. Los operadores
individuales deben recoger información
incidente interna que usando el campo de
datos incidentes estándar aun cuando ellos
no escojan contribuir la información del
operador a bases de datos externas. Sólo a
través del uso de los campos de datos
estándar se pueden hacer comparaciones
externas a operadores individuales.
Para dirigir el análisis de la tendencia de
incidentes, las características del sistema
también necesitan ser capturadas usando un
formato estándar (millas, millas por el
diámetro, las millas por década de
construcción, millas por el tamaño de la
cañería, millas por presión operando, y
volúmenes movidos). La industria de la
tubería ha desarrollado campos de datos
estándar para las características del sistema.
Esos campos de datos estándar para las
características del sistema (también llamados
datos de infraestructura) se proporcionan en
el Apéndice D de esta norma. Los
operadores deben recolectar los datos de la
infraestructura para el análisis de tendencia
usando los campos de datos estándar aun
cuando ellos no escogen aportar la
información de infraestructura del sistema a
las bases de datos externas.
13.5 AUDITORIAS
Las auditorias de los programas de manejo
integral son un elemento importante para
evaluar la efectividad del programa e
identificar las áreas para mejorar. Las
auditorias pueden ser realizadas por el
personal
con la organización (auto
valoraciones), o por interventores
de
organizaciones externas. Ejemplos de
preguntas que las auditorías del programa
de manejo integral deben abordar incluyen:
*¿Son actividades que se realizan como
fueron perfiladas la documentación del
operador?
*¿Está alguien a cargo de la responsabilidad
por cada área de trabajo?
*¿Están
las
referencias
apropiadas
disponibles a aquéllos que las necesitan?
*¿Están las personas que hacen el trabajo
entrenadas en el área de trabajo?
*¿Son usadas personas calificadas cuando lo
requiere un código o ley?
*¿Las actividades que se realizan están
usando un marco de manejo integral
apropiado como perfilado en esta norma
(API 1160)?
*¿Están todas las actividades requeridas
documentadas por el operador?
¿ Se siguen los artículos de acción ?
*¿Hay una revisión formal de la teoría usada
para desarrollar los criterios de riesgo usado
por el operador de la tubería?
*¿Hay criterios establecidos para reparar, reclasificar, reemplazar, o redireccionar las
tuberías dañadas? ¿ Están los criterios
establecidos
para
estas
actividades
mencionadas
anteriormente
para
las
terminales,
las estaciones de bombeo,
conducto asociado y sistemas de liberación?
____________________________________
8 Otras actividades de datos de industria
existen; por ejemplo, Los estándares de
datos abiertos de Tubería. (PODS) es una
base de datos correlativa diseñada para
el uso de la industria de la tubería. Está
diseñada para apoyar el gas natural ylas
tuberías de líquidos así como sus vendedores
y aplicación de diseñadores de software y
proveedores de datos. La PODS es manejada
por la industria de la tubería para la industria
de la tubería. Se le pide a los operadores de
tubería, vendedores, y proveedores de datos
interesados que designen a representantes
para que sirvan en comités que trabajan para
construir y mantener al modelo.
(La información extensa está disponible vía
el internet: el http: / /
www.pods.org /)
La tabla 13-1- Ejemplo de Categorías de medición de desempeño
Liderando
Mecanismo
de
falla
La
excavación
tercerista,
construcción,
u otro trabajo al
tiempo de falla
Medidas de proceso
seleccionadas
*Cumplimiento con
195.442
*Cumplimiento con
“Suelo Común”
*Número de llamadas
Indicador
Retrazo
Medidas de
Medidas de falla
Deterioración
*Informes de patrulla * Gotera debido a daños
aérea sin llamar
causados por terceros
*Seguimiento
inadecuado
de
llamada
*Cumplimiento con
195.442
*Daños causados por
cerdos caminando
Excavación
por
terceros,
construcción
O otra actividad
laboral
ocurrida
algo de tiempo
antes de la falla
*Más daños por *Cumplimiento con
terceros,
195.442
incluyendo
vandalismo,
contacto
de
vehículo de tercero
con la instalación,
y otros actos con o
sin intención
Corrosión
Corrosión externa
*Cumplimiento con
195.236,
238,242,244,416
*Cumplimiento con
NACE RPO 169
Corrosión interna
*Contenido de agua
* Contenido deH2 S
*Contenido de CO2
Fallas
de
materiales
Materiales
de Repaso
de
tubería, unión de propiedades
tuberías, soldadura material
de tubería, falla de
soldadura
de
reparación
Falla del equipo
*Informes de patrulla
aérea sin llamar
*Seguimiento
inadecuado
de
llamada
*Daño
causado
por
cerdos caminando
* Notificación de daño en
la tubería causado por
terceros.
*Informes de patrulla * Gotera debido a daños
aérea
causados por terceros
*Daños causados por
cerdos caminando
*Caminado
por
cerdos con corrosión
indicada
*Informes
de
excepción
de
protección catódica
anual
*Mediciones
con
intervalos cercanos
*Prueba
de
interferencia.
*Pruebas de cupón
*Caminado
por
cerdos con corrosión
indicada
*Intervalos de tiempo
entre trabajo con
rastrillo
*Goteo
corrosión
debido
a
*Goteo causado
corrosión
por
las *Resultado de uso de *Gotera o ruptura
de herramientas
* Pinchaduras por
hidro-pruebas
Mal
funcionamiento del
equipo o falla de
un
componente
diferente a tubería
*Especificaciones
inapropiadas
*Materiales
inapropiados
*Pruebas
de
eficiencia de bombas
*Entrenamiento
de
mantenimiento
*Análisis de falla de
causa de raíz por
problemas sistémicos
*Procedimientos de
mantenimiento
*Pruebas de válvulas
de control
*Pruebas
de
dispositivos
de
cerramiento
de
presión alta
*Pruebas de válvulas
de liberación
*Falla de corrosión
*Inspecciones
API
653
*Inspecciones
API
570
Error operacional
*Excavación
o *Entrenamiento apropiado
daño físico a la *Llamadas internas
instalación o a la
tubería
por
operadores
o
contratistas
del
operador.
Válvula dejada o
ubicada en lugar
equivocado
Presión alta del *Revisión de programas de
equipo o tubería
entrenamiento
* Cumplimiento con 195
Liderando
Vehículo de motor
Tanque sobre llenado
Otro error humano
*Goteo debido a fallas de
empaque y sellamiento
*Goteras de tanque de
pozo negro
*Número de Fallos *Goteras
próximos reportados.
*Daño de las tuberías
causadas por cerdos
caminando.
*Falla de válvula de *Alta presión
liberación
*Goteras
*Contaminación
*Número de válvulas *Goteras
de liberación operando
Indicador
Retrazo
*Procedimientos
de *Mantenimiento de la
operación adecuados
alarma
*Cambios
en
los
horarios de entrega
O
entregas
sin
programar
*Distanciamiento de *Goteras
válvulas de liberación
y dispositivos de
cierre para largos
períodos de tiempo
Fuerzas naturales
Clima frío
Inundaciones o lluvias *Inspecciones de cruce
*Tuberías expuestas
*Rupturas
fuertes
Rayos
Movimiento de tierra
de agua
*Desastres
*Número de cierre de
estación debido a fallas
de suelo
*
Número
de *Cambio de suelos
terremotos
*Fuego
*Ruptura
Otro
Otro
*¿Hay una revisión formal de los datos
proveídos por las fuentes de datos federales,
tales como la oficina de interventoría de la
seguridad de tuberías relacionadas con las
HCAs (Ubicación/Tamaños) que pueden
haber cambiado y cuál es su frecuencia en
esa revisión?
reportadas a aquellos individuos dentro de
una compañía de operación que sean
responsables por la integridad y operaciones
de la tubería. El desempeño debe ser
revisado al menos anualmente y los
problemas deben ser abordados.
14. Cambio de manejo en un programa
integral
13.6 MEJORA DE DESEMPEÑO.
La evaluación del programa debe ser
conducida con bases de tiempo progresivas.
La información debe ser acumulada y
documentada con le tiempo. Ya que los datos
de los programas de manejo integrales del
operador variarán, también deben cambiar el
conjunto de medidas apropiadas
de desempeño. La sección 13.1 identifica las
medidas de desempeño para ser usadas por
todos los operadores. Muchos operadores
elegirán tener más de diez medidas de
desempeño.
Auditorías internas y externas deben ser
usadas como fuentes de información
adicional para comprender la efectividad de
los programas de integridad de tuberías.
Recomendaciones para la mejora de los
programas de manejo integral deben ser
desarrolladas basados en los resultados de la
evaluación de desempeño, incluyendo
medidas de desempeño y auditorías. Los
resultados de las medidas de desempeño y
las auditorías deben ser factores para
prevención de riesgos futuros.
Los resultados de las auditorías y las
medidas de desempeño, incluyendo todas las
recomendaciones de seguimiento, deben ser
Una vez que el programa de integridad de la
tubería es establecido, es de suma
importancia que el operador de la tubería
monitoree
y
mejore
el
programa
continuamente. Cambios a la tubería hechos
por la compañía operativa, y cambios
afectando la tubería hechos por otros,
podrían afectar las prioridades del programa
integral y las medidas de control de riesgo
utilizadas. Para asegurar validez continúa del
programa , los operadores deben:
*Reconocer los cambios antes o poco
después de ocurrir.
*Asegurar que esos cambios no incrementen
los riesgos necesariamente.
*Actualice las porciones del programa
integral de tubería afectadas.
Los operadores con un programa de cambio
de manejo existente (CDM) deberían
verificar
que los tipos de cambio
mencionados en esta sección estén incluidos
en el programa CDM. Para otros operadores,
un sistema debe ser establecido para
reconocer y manejar cambios relevantes al
programa de integridad de tubería.
14.1
RECONOCIMIENTO
CAMBIOS
QUE
AFECTAN
PROGRAMA INTEGRAL
DE
EL
Para mantener el programa integral de
tubería actualizado, el operador debe
identificar las maneras en como la tubería
puede ser modificada que podría impactar
cualquiera de los factores de riesgo
identificados en el programa de integridad de
tubería. Ejemplos de tales cambios son:
ier control de derrame u otras medidas de
atenuación empleadas.
*Cambios en la tasa de flujo y /o en la
presión de operación.
*Recomenzar el equipo o sistemas que
hayan estado fuera de servicio por un tiempo
extendido y / o sistemas que no hayan sido
mantenidos.
*Cambios a los procedimientos existentes, o
adición de nuevos procedimientos.
* Cambios en el tiempo de ejecución, tales
como cambios en el uso de la tierra.
*Cambios de normas.
El operador es responsable de reconocer
estos cambios y asegurarse que estos
cambios sean revisados apropiadamente.
14.2
ACTUALIZANDO
PROGRAMA
INTEGRAL
TUBERÍAS
EL
DE
Un cambio puede impactar algo o todo el
programa de integridad de la tubería . Las
secciones 6 a la 13 de este documento
abordan los elementos del programa que
puede impactarse por un cambio. Como
parte de manejar un cambio, el operador
debe evaluar
los problemas del programa de integridad
como:
*¿Han sido los impactos potenciales o las
zonas de impacto afectadas alterados?
(Sección 6)
*¿Se deben agregar, anular, o modificar
datos? (Sección 7)
*¿Este cambio impacta datos que fueron
aportados o suposiciones hechas durante la
valoración de riesgo? ( sección 8)
*Añadir, eliminar, o de otra manera
modificar el equipo de tubería.
*Cambios en los fluidos transportados y/o
sus condiciones de operación en la tubería
que puedan también afectar la prioridad de
riesgo y cualqu
*¿Este cambio afecta los planes de
inspección, prevención, o atenuación?
(Sección 10)
*¿Debe cambio dirigir a una revisión del
plan de manejo integral? (Sección 11)
*¿Este cambio impacta el programa de
integridad para las estaciones de tubería,
terminales, y/o instalaciones de entrega? (La
sección
12)
*¿Este cambio impacta cualquier indicación
de desempeño o criterio de auditoría?
(Sección 13)
Cualquier cambio que afecta el programa de
integridad de tubería debe
ser documentado. Las partes afectadas del
programa de integridad de tubería deben ser
modificados según lo necesario para reflejar
el cambio.
APÉNDICE
ATIPOS
ANOMALÍAS,
CAUSAS,
PREOCUPACIONES
DE
Y
qué aparece. Aunque hay varias formas
diferentes de corrosión todas tienen factores
comunes.
*Un ánodo.
*Un cátodo.
*Un camino metálico que conecta el ánodo y
el cátodo (típicamente
la propia cañería).
*Un electrolito (típicamente la tierra y el
agua del suelo).
Aunque ésta es una simplificación, no
importa qué tipo de corrosión este presente,
cada uno de los cuatro artículos listados
arriba están siempre presentes. Eliminar
cualquiera de los cuatro detendrá la reacción
de corrosión electroquímica. La eliminación
de uno de los cuatro factores comunes es la
base para un programa de control de
corrosión.
Los métodos más comunes de control de
corrosión son selección apropiada del
material, capas de pinturas de protección,
químicos de tratamiento de corrosión,
aislamiento del dieléctrico, y protección
catódica.
Cada uno de estos métodos tiene ventajas y
desventajas distintas. Todos deben ser
considerados al planear un programa de
control de corrosión comprensivo.
A.1 Pérdida de metal (Corrosión)
A.1.1 CORROSIÓN EXTERNA
La corrosión se define como la deterioración
de un material, normalmente,
un metal, por reacción con su ambiente. La
proporción en
qué un metal se deteriorará (corroerá) se
gobierna principalmente
por el ambiente en el cual este se ha puesto y
también por las medidas preventivas que se
han puesto en el lugar para mitigar el la
reacción.
Casi todos los tipos de ataque de corrosión
(externo o interno) puede listarse bajo
algunas categorías mayores. Quizás
el
rasgo más llamativo de la corrosión es la
inmensa variedad de condiciones en la que
ocurre y el número grande de formas en
Cuando una tubería se pone en la tierra,
desarrolla típicamente sitios catódicos y
anódicos, que se crearon por el proceso de
manufacturación del acero , el ambiente
circundante, otras instalaciones enterradas,
y otros factores. La propia tubería es
el camino metálico y la tierra es el
electrolito. Típicamente,
puede categorizarse la corrosión externa en
las tuberías como “ Corrosión general” o
“Corrosión localizada”
La corrosión localizadas normalmente son
confinadas a un área pequeña o
algunas áreas pequeñas interconectadas.
Localizada (o corrosión localizada)
pueden ser hoyos individuales o múltiples
rodeados por la cañería
que está en o cerca del espesor completo de
la pared. La corrosión localizada es
evaluada usando medidas de profundidad y
de longitud para determinar
la fuerza restante del acero. Las bacterias,
concentraciones de oxígeno diferencial,
las corrientes de interferencia perdidas, o
simplemente
la interacción entre las células galvánicas
puede causar corrosión localizada.
La corrosión localizada causa preocupación
para la integridad de una tubería
desde que el área atacada puede ser muy
pequeña y la proporción de corrosión, en
algunas situaciones, puede ser sumamente
alta.
La corrosión externase controla en las
tuberías enterradas con el uso combinado de
capas protectoras y protecciones catódicas.
Las capas protectoras forman una barrera
entre el acero de la cañería y
la tierra así, aislando la cañería del
electrolito. La protección catódica se usa en
combinación con las capas para proporcionar
control de corrosión dónde hay vacaciones o
daño a la capa protectora, ya que la cañería
de acero se expone el
el electrolito corrosivo. La protección
catódica esencialmente cambia las áreas
anódicas en la superficie de acero en áreas
catódicas, transfiriendo corrosión a una
estructura externa diferente a la tubería que
pueda
ser fácil y periódicamente
reemplazada. La corrosión actual perdida es
corrosión (normalmente localizada) causada
por la influencia de fuentes externas de
corrientes eléctricas.
A.1.2
CORROSIÓN
SELECTIVA ERW
DE
UNIÓN
La corrosión de unión ERW selectiva,
también llamada corrosión preferencial de
unión, se crea cuando la cañería está
experimentando corrosión causando pérdida
de metal, interna o externa, al oto lado de, o
adyacente a una unión ERW. La acción
corrosiva ataca la región de atadura de la
unión en una proporción más alta que el
metal circundante.
El resultado es a menudo una grieta en forma
de v o ranura dentro de la línea de la atadura.
En algunos materiales de ERW, esta región
de atadura exhibe dureza de fractura baja. La
corrosión de unión selectiva y baja dureza
crea un defecto serio que es más
probablemente que cause una ruptura que
corrosión coincidente en el cuerpo de la
cañería.
A.1.3 CORROSIÓN EXTERNA AXIAL
ESTRECHA
Aunque no exclusiva para uniones de
tuberías longitudinales,
la corrosión externa axial estrecha (CEAE)
se encuentra a menudo en uniones de tubería
soldadas de arco sumergido doble cubiertas
con cinta de polietileno.
La “conexión” permite la intrusión de agua y
proporciona un
ambiente que podría escudar la superficie
externa de la cañería
de protección catódica. Esta área protegida
se orienta y limita axialmente al área
inmediatamente adyacente a la soldadura de
la unión. El defecto resultante parecido a una
ranura más probablemente es una ruptura
que una corrosión tenue típica.
A.1.4 CORROSIÓN INTERIOR
La corrosión interior sigue los mismos
principios básicos de
la corrosión externa. Los productos de
petróleo refinados y aceite crudo
pueden
contener
agua,
bacterias,
contaminantes químicos y escombros
que pueden crear un ambiente corrosivo en
la cañería interior.
Como la corrosión externa, corrosión
localizada y corrosión general
Son las formas típicos de ataque de
corrosión.
Protección catódica aplicada a la superficie
externa es ineficaz
Atenuando el ataque de corrosión interior.
Mientras que la protección catódica
aplicada internamente puede ser eficaz
mitigando
la corrosión interior (como dentro de un
tanque de agua), es típicamente
no usada internamente en las tuberías debido
a las dificultades de aplicación, ruptura del
flujo de la cañería, la presencia de válvulas,
la inaccesibilidad, etc. Los químicos de
tratamiento de Corrosión como los
inhibidores, las bactericidas se usan a
menudo para combatir la corrosión interior.
Aplicándose a intervalos regulares, y a
menudo junto con el tratamiento químico, es
una técnica eficaz para quitar el agua
y escombros de una tubería y ayuda a
prevenir la corrosión interior.
A.1.5 CORROSIÓN BAJO-DEPÓSITO
La corrosión bajo-depósito es un forma de
corrosión interior
normalmente encontrada en el cuadrante del
fondo de la cañería y puede o
no actuar junto con la corrosión bacteriana.
Las piscinas de agua, sobre todo en tuberías
que transportan petróleo crudo semitratado,
provee el electrolito para el proceso de
corrosión y contiene corrosivos disueltos
como cloruros y los gases agrios.
Agua que se apoza en áreas bajas también
actúa como un medio para proporcionar
los nutrientes para el sulfato que reduce el
crecimiento bacteriano.
La corrosión localizada ocurre bajo estas
condiciones a través de
varios mecanismos:
* Depósitos adherentes permiten la
formación de regiones anódicas y catódicas
que manejan el proceso de corrosión.
*Los Cloruros en salmuera dañan las capas
pasivas e se hidrolizan para formar
condiciones ácidas.
*Gases disueltos crean soluciones ácidas y
proporcionan reactantes anódicos a la célula
de corrosión.
El desarrollo de éstas células de
concentración bajo un depósito puede llevar
a la corrosión acelerada, normalmente en el
fondo de la tubería. Este tipo de corrosión
difícil de controlar
porque el depósito
ayuda a evitar que los corrosivos sean
removidos por las fuerzas de flujo y evita
que
los
inhibidores
filmen
áreas
corroyéndose. Esta protección también evita
que los bioácidos hagan contacto con los
microorganismos corrosivos.
A.1.6 OTROS TIPOS DE CORROSIÓN
Como expresado anteriormente, hay varios
tipos diferentes de ataques de corrosión.
El tipo de ataque que una tubería puede
encontrar depende principalmente del
ambiente. Listado debajo, hay algunos
ejemplos de otros tipos de corrosión.
A.1.6.1 Corrosión Bacteriana (Corrosión
influenciada microbiológicamente)
Se encuentran las bacterias esencialmente en
toda la tierra y agua, y
algunas de ellas no presentan problemas en
la medida en que a la corrosión de
metales se refiere . Hay excepciones
importantes sin embargo.
Las dos categorías básicas de bacterias son
aeróbicas ( que usan oxígeno) y anaeróbicas
(que no usan oxígeno). Ambos tipos pueden
estar presentes en el mismo ambiente
dependiendo de la temperatura, la humedad,
el suministro nutriente, etc. Las bacterias
aeróbicas serán más abundantes donde
oxígeno es abundante, y
bacterias
anaeróbicas
serán más abundantes en los ambientes
deficientes de oxígeno.
Los miembros de ambos grupos pueden
contribuir a las condiciones
que causan corrosión externa e interior de
tuberías.
Un
consorcio
de
microorganismos
típicamente influye en la corrosión
de metales férreos. Estas bacterias consumen
hidrógeno, bacterias reductoras de sulfato
normalmente son llamadas como bacterias
reductoras de sulfato o BRSs. Las bacterias
no atacan directamente el acero, pero crean
cambios en el electrolito que aumenta la
actividad de corrosión. No sólo convierten
sulfato en ácido sulfúrico que ataca la
cañería pero también consumen hidrógeno
que destruye el filme de polarización
en estructuras protegidas catódicamente y
aumenta el requisito de corriente para
protección catódica eficaz.
Las bacterias anaerobicas se encuentran en
cuerpos de agua estancada,
Tanto dulce como salada, en las tierras de
arcilla pesada, pantanos, humedales, y en
la mayoría de áreas que tienen la humedad,
materiales orgánicos, oxígeno bajo,
y alguna forma de sulfato. También se
encuentran bacterias anaeróbicas
en agua salada produciendo formaciones de
varios miles de pies de profundo, y
en muchas áreas es el factor mayor causando
corrosión de pozos.
Las bacterias aeróbicas también pueden
crear ambientes corrosivos
Para estructuras de acero enterrado cuando
suficiente materia orgánica está
disponible como suministro de comida.
Varios ácidos orgánicos pueden ser
formados dependiendo del tipo de bacterias
y el material orgánico disponible. Cuando las
bacterias producen gas carbónico, este se
combina con el agua disponible para formar
el ácido carbónico y compuestos de
amoníaco que se oxidan en nitroso y
ácido nítrico. Otros ácidos que pueden
formarse bajo las condiciones apropiadas
son lácticos, acéticos, cítricos, oxálicos, el
butílicos, y posiblemente otros.
Se conoce que las bacterias aeróbicas atacan
algunos materiales de las capas de la tubería
hechas de materiales orgánicos y los usan
como un
La fuente de “Alimento”; éstos incluyen
capas del asfalto y cebadores, cinta
adhesiva , papel craft , y fieltros de la
tubería.
A.1.6.2 Galvánica
La corrosión galvánica se define como
corrosión asociada con
la corriente que es el resultado del
acoplamiento de dos o más
metales
disímiles en contacto con un electrolito
común. Un metal será los anódico (el ánodo)
el otro será catódico(el cátodo). Como
expresado anteriormente, un pedazo de acero
tiene áreas catódicas y anódicas. Estas áreas
existen cuando las aleaciones diferentes
como cobre y el acero inoxidable están en
contacto con acero, o una nueva pieza de
cañería está en contacto con la cañería más
vieja. También pueden crearse células de
corrosión galvánicas debido a metales
disímiles usados al soldar la cañería.
Adicionalmente, la corrosión galvánica
también puede ocurrir como resultado
de la introducción de tensión en la cañería
como en las uniones soldadas,
curvas de cañería mecánicas, o en una
cañería que se haya dañado por
los dientes de excavadora. Además, la
presencia de hormigón en porciones
de la tubería, ya que algunas áreas de acero
son cubiertas con concreto y otras áreas no
son cubiertas con concreto, puede llevar a la
corrosión galvánica.
A.1.6.3 Corrosión de presión
Corrosión de presión que se agrieta (CPA) es
un medio de formación de grietas
ambientalmente asistido, en el que pequeñas
grietas se alargan y ahondan despacio
durante un período de años. Las grietas
individuales,
qué pueden ocurrir en colonias, puede unirse
en el futuro para formar grietas más grandes.
CPA puede estar presente en una cañería por
muchos años sin causar problemas, aunque
una vez una grieta es lo bastante grande la
tubería podría gotear o podría romperse.
Tres condiciones deben estar presentes para
que ocurra CPA: una microestructura
sensible, un ambiente conducente, y una
presión con tensión.
1. Microestructura –Todos los aceros
normalmente usados en cañería de línea
son susceptibles, aunque la susceptibilidad
puede aumentar con
la fuerza tensora.
2. El ambiente- formas específicas de CPA
se asocian con tipos de la tierra y terrenos
específicos, particularmente aquéllos que
tienen condiciones de alternación mojadosecas y aquéllos a que tienden a dañar o
desunir capas. Sin embargo, CPA puede
ocurrir en casi cualquier tipo de tierra ya
que la electroquímica local en
la superficie de la cañería puede aislarse de
las condiciones circundantes.
Así, el tipo y condición de capa de cañería
pueden ser un factor importante.
3. Nivel de tensión- La susceptibilidad a
CPA aumenta con
el nivel de tensión, aunque puede que no
haya niveles de umbrales más baja tensión.
Los niveles de tensión conducentes pueden
ocurrir
en las discontinuidades de estructura locales
(por ejemplo, soldadura de extremos) o sitios
de deformación debido a fuerzas externas
(por ejemplo, abolladuras de la piedra).
Alguna cantidad de ciclo de tensión puede
promover el crecimiento de CPA rompiendo
el filme de óxido que se forma en la
superficie de la grieta, re-exponiendo la
punta de la grieta al ambiente. La carga
cíclica parece ser un factor importante en la
iniciación de CPA.
Dos formas de CPA han sido identificadas: el
alto-pH (clásico)
y pH casi neutral (no-clásico) CPA. La
forma de alto-pH tiende a ocurrir dentro de
un rango de potencial catódico estrecho y
un pH local sobre 9. Esto es asociado con
las temperaturas aumentadas en la operación
de la cañería. Los grietas tienden a ser
estrechas y principalmente intergranulares.
Tuberías con capas de alquitrán de carbón y
asfalto son a veces susceptibles a este tipo
de grietas.
PH casi neutral de CPA tiende a ocurrir a un
pH local de 5.5 a
7.5. Esto es asociado con las concentraciones
leves de CO2 en el agua del suelo y los
climas más fríos. Las grietas generalmente
son transgranulares, anchas, y más corroídas
que aquéllas encontradas en alto pH de CPA.
Generalmente, los sistemas cubiertos con
cinta son susceptibles a
este tipo de
ambiente.
A.2 Daño de Construcción / Daño por
terceros
La cañería y defectos de soldadura de
cañería pueden ocurrir durante la nueva
construcción
o mantenimiento. Estos
defectos varían en tipo: las mellas,
hoyos, debilitamiento, falta de fusión, falta
de penetración, o grietas.
El daño por terceros y fuerzas externas,
como un movimiento de tierra y equipos de
excavación pueden causar mellas, hoyos,
arañazos, pérdida de apoyo de la tubería,
cambio en la alineación de la tubería y
pérdida de la tapa.
A.2.1 MELLAS (ABOLLADURA)
Pueden separarse las mellas en dos tipos
básicos, las mellas llanas,
y mellas que incluyen un concentrador de
tensión.
A.2.1.1 Mellas llanas
Las mellas llanas son un cambio local en el
contorno de la superficie pero no
acompañado por un concentrador de tensión,
piedras en el relleno o impacto mecánico.
Las mellas llanas pueden ser analizadas con
las técnicas de uso en exceso existentes.
A.2.1.2 Mellas con un concentrador de
tensión
Los hoyos son ranuras largas o cavidades
causadas por el levantamiento mecánico de
metal. Un hoyo puede reconocerse por la
agudeza de sus bordes. Los hoyos pueden ser
muy perjudiciales para la integridad de una
tubería. La corrosión tiene típicamente una
forma parabólica o redondeada, mientras los
hoyos tienen bordes más definidos.
Este tipo de defecto es una mella con
concentradores de tensión tal
como los grietas, hoyos, las ranuras, o arcos,
localizados dentro de la mella. Estas mellas
pueden mantener el punto de partida para
una falla de cañería . Este tipo de defecto
puede
proponer
un
problema
potencialmente serio al problema de
integridad para una tubería. Las mellas con
un concentrador de tensión deben ser
separadas.
A.2.3 QUEMADURAS DE ARCO
Las quemaduras de arco a veces son
llamadas
quemaduras
de
contacto.
Normalmente
una serie de hoyos pequeños o espacios
adyacentes a o en la superficie de soldadura
causada por arco entre el electrodo de la
soldadura (Vara de la soldadura) o la
superficie del suelo y de la cañería .
A.2.5 PARTES SOLDADAS A LA LÍNEA
A.2.1.3 Mellas Dobles
Las mellas dobles consisten en dos mellas
que se sobreponen a lo largo del eje de la
cañería que crea una área central de
curvatura inversa en dirección longitudinal.
Las grietas de uso en exceso se desarrollan
en la región entre las dos mellas y a menudo
se desarrollan a proporciones críticas más
rápidamente que las grietas por uso en
exceso en las mellas sencillas.
A.2.1.4
Mellas
Soldaduras
que
Afectan
las
Las Mellas que afectan las soldaduras de
uniones de cañería longitudinales o
soldaduras del cinturón pueden ser
analizadas por las técnicas de uso en exceso
existentes tales como el informe PRCI PR218-9822 “Parámetros para la valoración de
Mellas en soldaduras” con propósitos de
evaluar el riesgo
y prioridad de la
reparación.
A.2.2 HOYOS
Una parte soldada a la tubería es cualquier
estructura mecánica atada a la línea, es decir
el uniones de tapón, conexión de rama,
grifos, etc.,
A.2.5
CODOS
CURVATURAS
ARRUGADOS
/
La arruga es una deformación local de la
pared de la cañería causada por
Tensión comprensiva longitudinal en la
cañería, caracterizada por,
Abultamiento hacia fuera menor o asimetría
interior.
La curva es una arruga que ha avanzado al
régimen posterior de arruga . Un arruga se
caracteriza por una gran deformación de la
pared de la cañería con las amplitudes
mayores de 1 pulgada.
A.2.6 REPARACIONES ANTERIORES
Algunos procedimientos usados en el pasado
para reparar los defectos de la cañería no son
recomendados hoy. Por ejemplo, el “Puddle
(Charco)”, se usaba soldadura para
reemplazar el metal perdido o dañado y
restaurar la continuidad de la cañería.
La soldadura de “Puddle” no debe
confundirse con la
tecnología actual de
metal de soldadura depositado, la cual ha
mostrado producir reparaciones de calidad
aceptable.
Se pueden haber usado parches y envolturas
medias para reparar goteo en
las tuberías. Estas reparaciones ya no se
recomiendan para
la cañería de línea de alta-fuerza debido al
punto débil potencial en
la unión entre la soldadura de filete
longitudinal y el parche
o envoltura media.
A.2.7 CRACKS (GRIETAS)
Las grietas son separación del metal
inducidas por tensión que,
sin cualquier otra influencia, no es lo
bastante grande para causar
la ruptura completa del material. Debido a
que el crecimiento potencial de la grieta en
el servicio de tubería de líquido a través de
uso en exceso y corrosión intergranular, las
grietas representan una preocupación mayor
para los operadores de la tubería.
A.2.8 ANOMALÍAS RELACIONADAS
CON MOLINOS
Los defectos de cañería pueden ocurrir
durante el proceso industrial.
Estos defectos incluyen pero no se limitan a
aquéllos nombrados a continuación:
La ampolla. Una mancha levantada en la
superficie de la cañería causada por
expansión de gas en una cavidad dentro de la
pared de la cañería.
Marcas expansivas. Las marcas expansivas
son causadas debido al funcionamiento frío
del acero en el molino. Estas marcas son
normalmente de menos de 1/8 inches.
y normalmente no afectan la vida de servicio
de la tubería.
Ovalidad: Cañería que es oval o con forma
de huevo y en que
los ejes mayores y/o menores están
respectivamente en exceso o menos
que las tolerancias permitidas en la norma de
la cañería designada
en el especificaciones de orden de compra.
Laminación o inclusión. Una separación
metálica interna creando capas generalmente
paralelas
a la superficie. Algunas
laminaciones son causadas por un
encogimiento de la cavidad en la parte
superior de un lingote. Si se forma oxido en
la superficie de esta cavidad, las superficies,
no
soldarán
juntas
durante
los
funcionamientos rodantes subsecuentes.
Desde que el encogimiento de la cavidad
empieza en el centro de un lingote, este
permanecerá en el centro de la tabla
resultante, plato, y cañería.
Las laminaciones que rompen la superficie
pueden comportarse mucho parecido a las
grietas. Las laminaciones en la cañería
transportando sulfato de hidrógeno o
contenidos agrios pueden ser los sitios para
el aumento de hidrógeno y subsecuente
agrietamiento o ampollando.
La fusión incompleta. Una falta de unión
completa de alguna porción del metal en la
unión de la soldadura.
La cañería quemada. A veces apareciendo
en la soldadura de las uniones de la cañería,
una “Cañería quemada” es una condición
que ocurre cuando los bordes fueron
calentados a una temperatura muy alta y se
formó una capa de sulfatos. Estas capas se
caracterizan por ser muy brillantes y
susceptible a grietas después de que el
material ha sido enfriado. Se cree que una
“tubería quemada” y una unión inadecuada
debido al acumulamiento de óxido en la
propia soldadura cuenta para inhabilitar la
cañería para desarrollar a su fuerza plena.
“Grietas de gancho” (imperfección de fibra
salida). Una grieta de gancho o
imperfección de fibra salida es definida en el
mancha y consiste de un lugar sin toma de
Boletín 5TL de API como,
temperatura, y cambios de temperatura baja
“Separaciones de metal resultado de las
y alta. Otra fuente de material excesivamente
imperfecciones al borde de
duro en la línea de la cañería podría ser una
la placa o chapado, paralelo a la superficie,
unión ERW tratada al calor después de la
que se tuerce hacia el diámetro interior o
soldadura inadecuadamente. Cualquier tipo
fuera del diámetro de la superficie de la
de zona dura (sitio sin toma de temperatura)
cañería de cuando
sin tener en cuenta su origen puede
los bordes son puestos hacia arriba durante
agrietarse si se expone al hidrógeno atómico
la soldadura”. Las grietas de gancho no son
de productos agrios o protecciones catódicas.
un problema de soldadura en sí aunque no
existen sino como una soldadura hacia
A.2.9 MARCAS DE MANDRIL DE
arriba tales como una unión de ERW. Estas
CURVATURA DE CAMPO
se levantan de inclusiones no metálicas o
laminaciones
que
normalmente
son
Las marcas de mandril de curvatura de
paralelas a las superficie y no afectan la
campo son asociadas con el torcimiento de la
fuerza de tensión. La pérdida se agudiza
cañería. Las curvaturas del campo pueden
entre las capas porque cuando las fibras
contener las marcas del mandril hasta en 1/8
están torcidas causan que las capas no
pulgadas sin afectar la vida de servicio de la
metálicas se rompan resultando en una
mayoría de las tuberías.
grieta con forma de gancho o de J cerca de
la línea de unión. A veces las grietas no
ocurren hasta que la cañería es sujeta a
presión interna grande, como en la prueba de
molino o campo hidrostático. Las grietas de
gancho no expuestas a una prueba
hidrostática raramente se esperarían a causar
problemas en el servicio a menos que sean
extendidas
por el crecimiento de la grieta por uso en
exceso de números grandes de ciclos de
presión de tamaño significativo. Las fallas
de grietas de gancho durante la recomprobación de algunas tuberías de ERW
más viejas es bastante común.
Las manchas duras. Las manchas duras son
áreas de alta dureza creadas durante
el rodamiento caliente de la placa por
apagado localizado. Estas manchas duras son
de forma redonda y en varios diámetros.
Lecturas de dureza, como indicado, alcanzan
una fuerza tensora que va de 130,000 a
200,000 psi en la porción del central de la
APÉNDICE B- ESTRATEGIAS DE REPARACIÓN
B.1 General
Las inspecciones dirigidas por el plan de
manejo integral del operador producirá
anomalías que deben evaluarse. Un
el número de estas anomalías requerirá
reparación y este apéndice
proporciona parámetros para desarrollar
estrategias de reparación. La información
proveída en este apéndice no debe ser
considerada un resumen completo de cada
tipo de reparación, sino una apreciación
global de algunas de las técnicas usadas más
frecuentemente en la industria hoy. En la
ausencia de procedimientos de la compañía
detallados para reemplazo o reparación de
cañería, el “Manual de reparación de
tuberías en servicio” debe consultarse. La
tabla 9-2 (vea Sección 9) contiene una lista
de anomalías y las estrategias de reparación
aceptables para éstas anomalías, y provee
una referencia lista para individuos que
estén determinando la estrategia de
reparación apropiada para cierto tipo de
defecto en un determinado lugar (unión,
cuerpo, y soldadura de contorno)de la línea
de cañería.
ASME B31.4 Sección 451.6 –Reparación de
tuberías-describe
los umbrales para la reparación de defectos
específicos.
49 CFR Parte 195 describe las reglas para la
reparación. La regla actual dice que las
reparaciones pueden ser “hechas por un
método que pruebas de ingeniería fiables y
análisis muestren que se puede restaurar
permanentemente la funcionalidad de la
tubería”. Esto da al operador la flexibilidad
para usar nuevas o innovadoras tecnologías
de reparación.
Todas las reparaciones se harán con
materiales que tengan las propiedades que
reunan o excedan el MOP del segmento de la
línea afectado y obedezca las regulaciones
aplicables.
B.2 Reemplazo de tubería
Si una sección de cañería se encuentra con
una anomalía severa, o anomalías, o una
cobertura de refuerzo de acero no encaja, o
una cobertura de refuerzo compuesta no
encaja , el reemplazo de la sección
defectuosa de la tubería por otra sección
debe tubería puede ser requerido. El
reemplazo debe tener una fuerza de diseño al
menos igual al de la tubería que está siendo
reemplazada.
B.3 Re-cubrimiento y relleno posterior
Después que una anomalía externa ha sido
evaluada y determinada que no requiere
reparación, la anomalía puede ser recubierta
y rellenada por detrás. Al completar un
recubrimiento, la anomalía debe estar
nuevamente bajo la protección de
recubrimiento y protección catódica.
Sin embargo, si la tubería fue previamente
recubierta y protegida católicamente, alguna
determinación de la causa de raíz de la
anomalía de la corrosión debe ser tomada , al
igual que medidas de atenuación para
descartar la re-ocurrencia o incremento en la
severidad de la anormalidad.
B.4 Coberturas de tuberías
Coberturas de cubrimiento total de acero son
uno de los métodos más usados para
reparación general de defectos en tuberías.
Al principio de los años setenta, La
Asociación de Gas Americano fundó un
proyecto de gran escala en la efectividad de
varios métodos de reparación, con especial
énfasis en coberturas de cubrimiento
completo. Este trabajo mostró que una
cobertura fabricada correctamente restaurará
la fuerza de la pieza defectuosa de la tubería
al menos en 100% SMYS. Hay muchos tipos
de configuraciones de coberturas de
cubrimiento total de acero que pueden ser
usadas, dependiendo de la configuración del
segmento de la línea y el área defectuosa
para reparar.
Un tipo de cobertura A consiste en dos
mitades de cilindro de tubería o dos placas
curvas localizadas alrededor de la tubería
transportadora en el área defectuosa y unido
ya sea soldando los lados de la unión a
través de una soldadura de penetración
completa en la ranura o a través de una
soldadura de filete sencilla. Los extremos no
son soldados a la tubería transportadora,
pero deben ser sellados para prevenir salida
de agua entre la tubería y la cobertura de
refuerzo. No puede contener presión y sólo
puede ser usado en defectos diferentes a
goteo. Para que sea efectivo, la cobertura
tipo A debe reforzar el área defectuosa,
conteniéndola de abultarse de manera radial
tanto como sea posible. La reducción de la
presión operativa mientras que la cobertura
está siendo instalada hace una reparación
más efectiva. Esto también se aplica para
usar rellenos de resina no comprimible en el
espacio anular.
Ventajas
1. No hay soldadura en el tubo
transportador
2. Soldaduras longitudinales pueden ser
hechas con barras de celulosa, si es
necesario.
Desventajas:
1.La reparación no es recomendable para
defectos orientados circunferencialmente.
2. No puede usarse para reparar cualquier
tipo de anomalías de goteo o anomalías que
eventualmente gotearán.
Otro tipo de cobertura de acero usado para
reparar defectos en tuberías es la cobertura
Tipo B en la cual los extremos son soldados
en filete a la tubería transportadora.
La cobertura Tipo B consiste de dos mitades
de un cilindro de tubería y dos placas curvas
fabricadas y ubicadas de la misma manera
que en una cobertura Tipo A. Una cobertura
Tipo B puede contener presión y/o cargar
tensión longitudinal substancial impuesta en
la tubería por cargas laterales. Se usa para
reparar goteras y fortalecer defectos
orientados circunferencialmente. A veces las
coberturas Tipo B usadas para reparar
defectos distintos a gotera son presionadas
por medio de golpeteo caliente a través de la
cobertura y la tubería para liberar presión de
aro del área defectuosa. La cobertura Tipo B
debe ser fabricada usando soldaduras de
penetración completa para la unión del lado.
Sólo Coberturas Tipo A que tienen
coberturas longitudinales soldadas en el
fondo pueden convertirse en coberturas de
Tipo B
Ventajas:
1. Puede usarse en la mayoría de tipos de
anomalía, incluyendo defectos de goteo.
2. Puede ser usado en anomalías orientadas
circunferencialmente.
3. La reparación es fácilmente detectada por
pérdida de metal en la herramienta de
control en la línea.
4. Espacio anular entre la cobertura y la
tubería transportadora está protegido de
corrosión.
Desventajas:
1.Hay potencial de agrietado retrazado
asociado con las soldaduras de filete
circunferenciales si las soldaduras son
hechas cuando la línea está en servicio
usando un proceso de soldadura no bajo en
hidrógeno.
2. Reducciones en la tasa de flujo y/o
presión operativa deben ser consideradas
durante la reparación.
B.5 La cobertura "Calabaza"
En muchas tuberías más viejas, las junturas
eran hechas por acoplamientos de tipo de
condensación
mecánica.
Estos
acoplamientos normalmente incluían las
pasadores longitudinales y cuellos usados
para comprimir empaques para sellar contra
la
cañería.
Ellos
proporcionaban
transferencia de tensión longitudinal
insignificante a lo largo de la tubería , por lo
tanto ellos estaban sujetos a los incidentes
“salida”
cuando
cargas
longitudinal
inusuales se impusieron sobre la tubería.
Para superar
el problema de salida y el problema de
goteo, una cobertura “pumpkin(Calabaza)”,
se instala encima del acoplamiento y la
soldadura filete a la tubería en ambos
extremos. Las uniones laterales también se
sueldan para que la cobertura pueda contener
la presión. Las coberturas “calabaza”
también pueden ser usadas para
reparar curvas, ovalidades, y curvas
arrugadas porque ellos también encajan en
tales anomalías. Este tipo de cobertura de
calabaza
debe instalarse de la misma
manera como una cobertura convencional
Tipo B. Porque las calabazas tienen
típicamente un diámetro significativamente
más grande que el de la cañería
transportadora, ellos necesitan ser más
gruesos o de grado más alto que la cañería
transportadora para llevar el diseño de
presión; por consiguiente, una revisión
completa del diseño técnico
debe llevarse a cabo antes de la instalación
de una calabaza.
Otro tipo de calabaza puede instalarse
encima de un grifo con gotera. Un pedazo
pequeño de cañería
con una cubierta
soldada en el extremo es soldada a la cañería
para prevenir cualquier posible gotera del
grifo. La calabaza se ha usado típicamente
sólo como una técnica de último recurso
cuando una cobertura de refuerzo de acero
Tipo A o Tipo B muestran ser inadecuadas.
Las coberturas de calabaza o ataduras sólo
deben usarse como un último recurso y
típicamente son consideradas temporales.
B.6 ABRAZADERA DE REFUERZO DE
CUBIERTA DIVIDIDA
(ARCD) (o Abrazadera con perno)
AECDs son un método ampliamente usado
para reparar las anomalías para restaurar
restaure el MOP de la tubería completa y
puede ser considerado una reparación
permanente en la mayoría de las situaciones.
Estos pueden usarse en
tuberías de presión alta y baja que llevan
aceite, gas, o productos.
Típicamente, las abrazaderas con pernos son
bastante gruesas y pesadas debido a los
grandes pernos necesitados para asegurar la
fuerza sujetadora adecuada.
Aunque hay muchos tipos de abrazaderas
con pernos comercialmente disponibles, hay
dos configuraciones de instalación básicas:
(1) Sellamiento elastomérico que sólo sella,
y (2) el sellamiento elastomérico
con soldadura. El sello elastomérico se
diseña para que contenga la presión si el
defecto es gotera. La opción de soldadura se
diseña como un dispositivo de seguridad. Si
el sello elastomérico falla, la abrazadera
soldada se diseña para sellar la gotera y
continúa conteniendo la presión. La opción
“soldada” debe escogerse de manera
individual, pero debe tenerse gran cuidado
al soldar abrazaderas con pernos,
sobre todo debido a la desigualdad del
grosor de la pared. Además, los materiales
empacados no deben ser calentados en
exceso, aún la fusión a la pared pesada debe
obtenerse.
Ventajas
1. Las abrazaderas tienen un costo eficaz.
2. No hay ninguna soldadura requerida a la
cañería portadora.
Desventajas
1. La longitud corta previene el uso en
anomalías más grandes
aunque las coberturas individualizadas
pueden fabricarse en longitudes más largas.
2. Típicamente usado en las secciones rectas
de
cañería
pero
hay
aplicaciones
individuales para codos y uniones
disponibles.
B.7 Abrazaderas de gotera
Se usan abrazaderas de gotera para reparar
hoyos de corrosión externa goteando. Ellos
se usan ampliamente en hoyos aislados pero
son considerados
reparaciones temporales que sólo duran
hasta que el segmento de la cañería pueda
ser
reemplazado. Las abrazaderas de gotera son
distinguidas de las abrazaderas de cañería o
cubiertas debido a su naturaleza temporal.
Ellas deben usarse
sólo si el análisis muestra que la ruptura de
corrosión general
alrededor de la gotera es imposible, o si el
nivel de presión
permanece bajado hasta que una reparación
permanente sea hecha. Las abrazaderas de
gotera incluyen bandas de metal ligero con
pernos de rosca sencilla para apretarlos en la
tubería. Ellos también incluyen un hoyo con
rosca localizado a 180 grados de la rosca del
perno la cual se usa para forzar un cono del
neopreno en el hoyo goteando.
B.8 Cobertura de refuerzo no-metálica
Se usan coberturas de refuerzo no-metálicas
como un refuerzo
y alternativa de reparación para dividir
coberturas de acero para defectos distintos a
goteo. Ellos se diseñan para reparar defectos
de corrosión tenue y están disponibles en
una variedad de tecnologías. La estructura
resulta de una cobertura no-metálica que
proporciona el refuerzo circunferencial . Un
operador debe investigar
cada tecnología para asegurar que pruebas de
ingeniería fiables y el análisis muestre que la
reparación puede restaurar el servicio de la
tubería permanentemente.
Las ventajas
1. No hay ninguna soldadura a la cañería
portadora.
2. El costo global de la técnica de
reparación es menos de el de una cobertura
Tipo A.
Las desventajas
1. El costo del material es más alto que el de
las coberturas de acero.
2. La reparación no puede verse por una
herramienta de inspección en-línea
sin la instalación de un marcador, como una
banda de acero.
B.9 Otras Reparaciones
Reparaciones de Depósitos de Soldadura
Reparar una tubería por medio de metal de
soldadura depositado
involucra reemplazar el metal dañado o
perdido con un metal de relleno para
restaurar la continuidad de la cañería. Este
tipo de reparación requiere procedimientos
especiales.
Golpes con calor
Algunos defectos, goteando o non-goteando,
pueden quitarse en
una tubería en servicio golpeando con calor
un relleno encima del defecto
y recortando el defecto. Este tipo de
reparación también requiere procedimientos
especiales.
Cobertura rellena de resina no comprimible
Este sistema usa un armazón metálico
relleno con lechada de epoxy.
Se considera que la técnica es una reparación
permanente para
Los
hoyos,
corrosión,
mellas,
circunferencial, o defectos de contorno de
soldadura, sin ninguna soldadura en la
cañería portadora.
Reparaciones de molido
Relleno molido a mano o molido con disco
eléctrico son ampliamente
aceptados para reparar defecto superficiales
y defectos un poco más relevantes como
hoyos.
APÉNDICE C- CAMPOS DE DATOS ESTÁNDARES PARA RASTREAR FUGAS DE LA
TUBERÍA
y creó el Sistema de Rastreo de desempeño
de la Tubería
Los miembros de tubería de petróleo del
en 1998. El SRDT (PPTS) usa un juego
Instituto de Petróleo americano
normal de campos de datos para
y la Asociación de Líneas de tubería de
rastrear emisiones basado en un umbral
petróleo empezó un rastreo profundo
informando 5 galones.
del desempeño ambiental y de seguridad de
la industria de la tubería
se proporciona para compartir los campos de
datos normales usados por el SRDT
y para animar el uso de estos campos
estándares para todos los
operadores de tubería de líquidos.
La participación en SRDT es voluntaria. El
API prepara periódicamente
los análisis basados en los datos de industria
agregados. Este apéndice
REGISTRO DE
PELIGROSOS
EMISIONES-
INSTALACIONES
DE
TUBERÍA
DE
LÍQUIDOS
El Nombre del Usuario API-asignado ___________________________
PARTE DS. DESCRIPCIÓN DE EMISIÓN
La fecha de descargo: __/__/__
Es tubería o instalación: __interestatal
__intraestatal
Es tubería o instalaciones:
__ una línea de la recolección (basado en la función, no en la
Definición de la Parte 195)
En ese caso, __ es regulado bajo la Parte 195 o su equivalente
estatal
__ No es regulado bajo la Parte 195
¿Fue o será un informe DOT 7000-1 presentado?
__ Sí
__ No
__ No se
¿Fue o será un reporte de emisión telefónico o escrito hecho a cualquier agencia del Estado?
__ Sí
__No
__ No se
¿Se hizo un informe telefónico al Centro de Respuesta Nacional para este incidente?
__ Sí
__No
__ No se
Envío de productos básicos transportados (Selecciones uno):
__HVLs u otro fluido inflamable o tóxico que es un gas en las condiciones del ambiente
__CO2, N2 u otro fluido no tóxico o no inflamable que es un gas en las condiciones del
ambiente
_La gasolina, diesel, aceite de combustible, u otro producto de petróleo que es un
líquido en las condiciones del ambiente
__Petróleo crudo
El rango de tamaño aproximado de emisión:
__<1 galón de lustre en el agua parte SM
__<1 galón - 4.99 bbls PARTE SM
__ 5 bbls
El tamaño estimado de emisión: ____________ bbls
La cantidad de artículo básico recuperado: ____________ bbls
¿La recuperación de artículos adicionales se prevé?
La emisión ocurrió: __En la orilla
__ Fuera de la orilla
¿La emisión ocurrió en un área “no __ Aguas federales __Aguas estatales
rural”? ( Definición de la Parte 195 )?
Área fuera de la orilla ( Sin número de
__ Sí
__ No
__ No se
bloque ej. Banco de peces, barcos)
Profundidad aproximada del agua ____
Pies
PARTE CQ. CONSECUENCIA DE LA EMISIÓN
¿Había un fuego?
¿Había una explosión?
¿Cualquier muerte o lesiones?
¿Era requisito la evacuación del público?
__Sí
_No
__Sí
_No
__Sí
_No
Si Sí también Complete la PARTE PB
__Sí
_No
Si Sí también Complete la PARTE PB
¿El área se afectó por el descargo contenido en las instalaciones controladas por la compañía
(excluyendo derecho de vía)?
__Sí
_No
Tipo de agua impactada (seleccione todos los que aplican):
__Ninguno
__¿El agua de la superficie si fue revisada, era un cierre de succión?__Sí __ No __No se
__¿ El agua del suelo si fue revisada, era un cierre de pozo?
__Sí __ No __No se
__El agua potable para el consumo humano
El tipo de ecología impactado (seleccione todos los que aplican):
__Ninguno
__ Vida vegetal/ plantas
__ Vida acuática/Peces (excluyendo el ganado)
__Pájaros (excluyendo el ganado)
__Otra fauna (excluyendo el ganado)
__ Ganado como peces criados comercialmente, animales, pájaros y otro ganado
Actividades de remedio emprendidas se relacionan con lo siguiente (Seleccione todos los que
aplican):
__No fue necesario
__Vida Vegetal/plantas
__La tierra
__El agua de la superficie
__ Agua del suelo
__ Vida acuática/Peces (excluyendo el ganado)
__Pájaros (excluyendo el ganado)
__Otra fauna (excluyendo el ganado)
__ Ganado como peces criados comercialmente, animales, pájaros y otro ganado
¿Se realizaron otros proyectos medioambientales qué no estén en la lista anterior?
__No
__Sí
__Desconocido en este momento
Si Sí, Este fue:
__Durante la ejecución __ Anticipado
__Planeado
¿Se amenazó o puso en peligro especies o se dañaron plantas (animal, planta, pez, o pájaro)?
__No
__Si
_No se sabe
¿Una Valoración de Daño de Recursos Naturales se ha realizado?
__No
__Si
_No se sabe
Si Sí, ¿la acción correctiva fue realizada o planeada?
__ No
¿La propiedad pública o comercial fue afectada o dañada? __ No
Si Sí, verifique todos los que aplican:
__Casas y/o recursos recreativos de propiedad personal
__Negocios/ navegación Comercial
__Negocio de granja/agricultura
__Sí
__Sí __No se
PARTE FA. INSTALACIÓN INVOLUCRADA
Parte de sistema involucrado (Seleccione una categoría principal y un subcategoría):
__Tanque de almacenamiento en la superficie
__Presión atmosférica o baja
__Presurizado
--Vaya a la PARTE TK para la causa de emisión
__Caverna u otra instalación de almacenamiento subterránea
__Instalación debajo de la superficie
__Equipo de pozo
__ Estación de medida y de bombeo; conducto & el equipo de granja terminales/ tanques,
incluyendo pozos negros,
¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS?
__Sí
__No
__Equipo o cañería de superficie
__Equipo o cañería bajo la superficie
__En transición de sobre la superficie/bajo la superficie
__Tubería sobre orilla, incluyendo los sitios de válvula,
¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS?
__Sí
__Equipo o cañería bajo la superficie
__Exposición involuntaria de cañería enterrada
__Transición diseñada de bajo/sobre la superficie
__Equipo o cañería sobre la superficie
__ Tubería lejos de la orilla, incluyendo plataformas,
¿La instalación opera sobre un 20% de SMYS?
__Cruce de orilla o acercamiento a la orilla
__Debajo del agua
__Zona de salpicadura
__Sobre el agua
__Sí
__No
__No
En caso de estación/Terminal/Tanque de granja, Tubería sobre la orilla, Tubería lejos de la
orilla, complete "Artículo involucrado"
Artículo involucrado(Seleccione uno):
__Cañería o unión de Cañería____________También complete PARTE PI
__Soldadura, incluyendo zona afectadaza por calentamiento___También complete
PARTE WL
__Válvula __ Bomba __Medidor/Probador
__Separador/Pozo negro
__Relleno de Pozo
__Relleno de reparación __ Rosca u otro relleno __otro
El artículo del año fue instalado (real o estimado si necesario) __________
PARTA CA. CAUSA DE EMISIÓN
Causa primaria de emisión (seleccione uno):
__ Daños por terceros (actual o pasado)
PARTE TP
__Corrosión
PARTE CR
__ Material de tubería, unión de tubería, soldadura de tubería o falla
en la reparación de la tubería
PARTE PW
__Funcionamiento defectuoso del equipo o falla de componente distinto a cañería
PARTE EQ
__Error del operador u otra operación incorrecta
PARTE OP
__Fuerzas naturales
PARTE NF
__Otro
PARTE OT
La parte CD no debe ser completada cuando la instalación involucrada es un tanque de
Almacenamiento sobre la superficie, una Caverna u otra instalación de almacenamiento bajo
tierra, o pozos negros/Separadores.
PARTE CD. CONDICIONES RELACIONADAS CON EMISIÓN
La presión de operación máxima del componente con falla (psig): _________ no se
La presión estimada en el tiempo y ubicación de la falla (el psig): _________ no se
Las Pruebas del sistema e Inspecciones
¿Había habido una prueba de presión en el sistema? __ Sí
__Ningún __no se
Si Sí,
__ Duración de la prueba más reciente (el hrs.) _________ no se
__La presión máxima de la prueba más reciente (el psig) _______ no se
__Año de la prueba más reciente _____ no se
¿Había habido un dispositivo de inspección interna funcionando en el momento de la falla?
__Sí
__ No
Si Sí, Tipo de dispositivo utilizado (seleccione todos los que apliquen incluyendo las
herramientas de combinación):
__Herramienta de flujo magnético de alta definición
Año de la última inspección en la línea: ________
__Herramienta de flujo magnético de baja resolución
Año de la última inspección en la línea: ________
__Herramienta de geometría
Año de la última inspección en la línea: ________
__Herramienta calibradora
Año de la última inspección en la línea: ________
__Herramienta de grieta
Año de la última inspección en la línea: ________
__Herramienta de manchas duras
Año de la última inspección en la línea: ________
__Otro
Año de la última inspección en la línea: ________
Descubrimiento de la gotera
¿Cómo se descubrió la fuga inicialmente? (seleccione uno):
__El sistema basado en CPM/SCADA con descubrimiento de gotera automático ( alerta/alarma)
__El personal que opera el control, incluyendo controladores
__La prueba de cerrado estática u otra prueba de presión o de gotera
__El personal de operación local, procedimientos, o equipo
__Patrulla aérea o la vigilancia del suelo
__ Terceros
__Otro
¿Cómo fue la presencia de la fuga confirmada? (seleccione uno):
__El sistema basado en CPM/SCADA con descubrimiento de gotera automático ( alerta/alarma)
__El personal que opera el control, incluyendo controladores
__La prueba de cerrado estática u otra prueba de presión o de gotera
__El personal de operación local, procedimientos, o equipo
__Patrulla aérea o la vigilancia del suelo
__ Terceros
__Otro
¿Las herramientas de descubrimiento de gotera aplicadas funcionaron como se esperaba?
__No
__ No se
Si no
razón para no desempeñarse (seleccione uno):
__Fallo de instrumentación de campo
__Fallo de comunicaciones
__Fallo del software
__Error humano
__Otro
__Sí
Contestación de la emergencia
¿ El gobierno Federal controló la contestación? __ Sí
__No __No se
Si: 1) el volumen emitido es mayor o igual a 50 bbls; y 2) La fuga involucró una tubería en
orilla o lejos de la orilla, complete la sección de "Contestación de Aislamiento" debajo:
La Contestación de aislamiento
¿Había un aislamiento? __Sí
__No (si no, obvie el resto de la sección)
¿Cuál es la distancia aproximada entre válvulas que estaban cerradas para el aislamiento inicial?
Las millas ______
_____no se
¿Cuánto tiempo tomó la detección /confirmación de la emisión para realizar este aislamiento
inicial?
Minutos ______
______ no se
¿Cuál es la distancia aproximada entre válvulas que estaban cerradas para el aislamiento final, si
fueron necesitadas?
Millas ______
_______no se
¿Cuánto tiempo tomó del detección/confirmación de la emisión para realizar este último
aislamiento, si fue necesario?
Minutos ______
______no se
Estas instrucciones deben aparecer como una de las primeras pantallas que el usuario vea al
comenzar el programa de registro de emisión.
Retroalimentación o mejoras sugeridas
Esta sección describe un rasgo que se construye en el programa de la base de datos que le permite
proporcionar retroalimentación valiosa y mejoras sugeridas a este Formulario de Registro de
emisión "en línea". Cuando usted entre los datos, un artículo de menú "Retroalimentación" está
continuamente disponible para usted. Este artículo del menú puede activarse mientras usted está
entrando los datos para cualquier campo de datos. Le permitirá entonces hacer : 1) un comentario
relacionado a ese campo de datos particular; o, 2) un comentario más general relacionado a la
base de datos global
del programa. Seleccionando el artículo de menú "Retroalimentación" activará la pantalla
automática siguiente dónde usted podrá registrar su retroalimentación o mejoras sugeridas:
__El comentario general en el programa de la base de datos global
__Una definición se necesita para este término
__La definición que existe no es bastante clara
__Este elemento de datos o la pregunta no es apropiada
__Este elemento de datos o la pregunta necesita ser establecida más claramente
__Un nuevo elemento de datos o de pregunta necesita ser agregado
__Otra retroalimentación o la mejora sugerida
Explique su selección anteriormente:
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
______________________________________________________________________________
Definiciones – Los términos contenidos en el programa de Registro de Emisión deben ser escritos
en negrilla para indicar que un la definición y/o la explicación está disponible a través de una
pantalla automática.
LA PANTALLA AUTOMÁTICA PARA DESCARGOS PEQUEÑOS
PARTE SM. FORMULARIO CORTO PARA DESCARGOS PEQUEÑOS
¿Cualquier muerte o lesiones? __No
__Sí
¿Fuego o explosión?
__No
__Sí
El descargo ocurrió:
__en la orilla o
Si Sí vaya al Formulario Largo
Si Sí vaya al Formulario Largo
__ lejos de la orilla
Si está en la orilla:
Fue el área afectada por el descargo contenido en las instalaciones controladas por la
compañía (excluyendo el paso permitido)? __Sí
__No __No se
La emisión ocurrió en un área "no-rural" (Definición de la Parte 195)?
__Sí
__No __No se
El tipo de agua impactado (seleccione todos los que aplican):
__Ninguno
__¿El agua de la superficie si fue verificada, fue un cierre de succión?
__Sí
__No __No se
__¿El agua del suelo si se verificó, fue un cierre de pozo?
__Sí
__No __No se
__Agua potable para el consumo humano
La parte de sistema involucrada (Seleccione una):
__El tanque de almacenamiento sobre la superficie
__Caverna u otra instalación de almacenamiento de bajo el suelo
__La estación de medida /bombeo; los equipos y el conducto del tanque/ terminales de la granja,
incluyendo los pozos negros
__La tubería en la orilla, incluyendo los sitios de la válvula,
__Tubería lejos de la orilla, incluyendo plataformas,
La causa del descargo (seleccione uno):
__Daño por terceros (actual o pasado)
__La corrosión
__El material de la cañería, unión de la cañería, soldadura de la cañería o falla de la soldadura de
reparación
__Funcionamiento defectuoso del equipo o falla de un componente distinto a cañería
__Error del operador u otro funcionamiento incorrecto
__Fuerzas naturales
__Otro
LA PANTALLA AUTOMÁTICA PARA LOS DETALLES DE CONSECUENCIAS DE
SEGURIDAD PÚBLICAS
PARTA PB. LOS DETALLES DE CONSECUENCIAS DE SEGURIDAD PÚBLICA
Muertes y/o lesiones:
Número de empleados del operador _____ muertos _____ heridos
Número de empleados del contratista que trabajan para el operador _____ muertos _____ heridos
El número de otros _____ muertos _____ heridos
Total _____ muertos _____ heridos
Evacuación pública emprendida (seleccione todos los que aplican):
__Evacuación preventiva emprendida por la compañía
__Evacuación requerida por o comenzada por un oficial público
LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS CUANDO LA CAÑERÍA O LAS SOLDADURAS
ESTÁN INVOLUCRADAS
PARTE PI. LOS DETALLES CUANDO LA CAÑERÍA ESTÁ INVOLUCRADA
El tamaño de la cañería nominal ______ pulgadas.
__No se
La grosor de la pared
______ pulgadas.
__No se
SMYS (psi)
_____________
__No se
Tipo de cañería (seleccione uno):
__Sin unión
__ Soldadura Flash
__ Soldadura espiral SAW
__ERW
__Soldadura de fondo __ERW soldado en espiral
__SAW sencilla __Soldada a lo largo __Plástica/ no metálica
__ Otra
__Desconocida
El fabricante (si conocido) ___________________ desconocido___________
Año de fabricación (si conocido) ________
desconocido___________
¿Era este una falla relacionada a la unión?
__Sí __No
__No se
La naturaleza de la falla ( seleccione una):
__Gotera de agujero o grieta
__Ruptura
__Perforación
__Otro
PARTE WL. DETALLES CUANDO UNA SOLDADURA DE CONTORNO O
FABRICACIÓN O REPARACIÓN DE SOLDADURA ESTÁ INVOLUCRADA
Naturaleza de la falla (seleccione una):
__Gotera de agujero o grieta
__Separación total de la soldadura
__Separación parcial de la soldadura
¿Era esta una soldadura de acetileno? __Sí
__No
__No se
LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO
SOBRE LA SUPERFICIE
PARTE TK. LA CAUSA DE DESCARGO- TANQUES DE ALMACENAMIENTO SOBRE
LA SUPERFICIE
Descripción de la falla (seleccione una):
__Falla sencilla en el fondo del sistema
__ Falla doble en el fondo del sistema
__Falla en la cabeza o el armazón
Presión o llenado en exceso (cheque uno)
__Error del operador
__Funcionamiento defectuoso del equipo
__Otro
Falla de parte (seleccione una)
__Falla del desagüe del tejado
__Otro
__Daño por terceros
Vaya a la PARTE TP
__Daño por operador
Vaya a la PARTE OP
__Daño por la fuerza natural
Vaya a la PARTE NF
__Otra falla
¿Fue esta una falla catastrófica?
___Sí
__No
__No se
¿Fue el tanque hydroprobado o de otra manera la presión se probó durante la construcción o
reparación de gran escala?
___Sí
__No
__No se
¿El fondo de tanque está protegido católicamente?
___Sí
__No
__No se
¿Está el fondo del tanque recubierto? ___Sí
__No
__No se
Año de más reciente de inspección API 653 del tanque interiormente o equivalentes
_____________ No se__________
Año de más reciente de inspección API 653 del grosor de la cobertura exterior del tanque o
equivalentes
________ No se _____________
LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA EL DAÑO POR TERCEROS
PARTE TP. EL DAÑO POR TERCEROS
La falla ocurrió debido a (seleccione uno):
__Excavación por terceros, construcción, u otra actividad de trabajo
ocurrida en el momento de la falla
___________#1 Pantalla automática debajo
__Excavación por terceros, construcción, u otra actividad de trabajo
ocurrida previa a la falla
__________#2 Pantalla automática debajo
__Otro, incluyendo vandalismo, el contacto de vehículo de terceros
con las instalaciones, y otros actos intencionales o involuntarios.
_________#3 Pantalla automática debajo
#1 PANTALLA AUTOMÁTICO- OCURRIDA EN EL MOMENTO DE LA FALLA
Actividad o agente destructivo (seleccione uno):
__Operador de la tubería o su contratista
----se llamara "Error del Operador", y no daño por Terceros
__Operador o su contratista de otra tubería de transmisión de gas
Otro operador de las instalaciones subterráneas o sus contratista (Seleccione uno):
__Distribución de Gas de compañía eléctrica
__Las Telecomunicaciones de televisión por cable
__Servicios de agua y alcantarillado
__Otra industria o agente
__Negocios agrícolas o de granja
__Propietario u otra actividad relacionada a la residencia de propietario
__Desarrollo residencial o comercial
__Construcción de carreteras o mantenimiento, incluyendo gradación de dique , la construcción
de un semáforo, etc.,
__La construcción de un ferrocarril, mantenimiento, o reparación
__Construcción de canal o depósito, o mantenimiento, incluyendo el dragado,
__Algunos tipos de producción de petróleo lejos de la orilla, marítimo, enviando, o actividad de
pesca o equipo
__Algunos tipos de producción de petróleo del canal interior, marítimo, enviando, o actividad de
pesca o equipo
__Otra actividad o agente destructor
__Si es en tierra, la profundidad de la cobertura del sitio del daño:
______ pulgadas. ______No se
El daño resultó de (seleccione uno):
__Taladrado, perforación,
__Detonación , hechura de túnel, minado,
__Apertura de fosos, gradación , relleno de la parte de atrás ,
__Otro
¿Fue el sistema de llamada única utilizado? Ninguno disponible
__Sí __No
La contestación de operador de la tubería para la notificación de llamada única (seleccione todas
las que apliquen):
__El centro de la línea de la cañería marcado o delineado
__Representación en el sitio proporcionada durante la excavación
__Propia línea excavada para terceros
__Operador de tubería no era conciente de actividad de excavación
__Frecuencia de patrulla: Semanal__ Quincenal __ Otra __
¿El derecho al paso por la tubería para terceros estaba permanentemente marcado y visible en el
sitio?
__ Sí
__No
__No se
¿Había un plan de trabajo específico de la excavación en el efecto?
__ Sí
__No
__No se
Causa primaria aparente del daño (Seleccione una):
__Fracaso del tercero para utilizar el sistema de una llamada
__Fracaso del tercero para esperar el tiempo apropiado
__Fracaso del tercero para respetar las direcciones o procedimientos de la compañía de tubería
__Fracaso del tercero para tener cuidado razonable para proteger las instalaciones
__Fracaso del operador de la tubería para responder o marcar la tubería propiamente
__Otro
#2 PANTALLA AUTOMÁTICA- DAÑO ANTERIOR
La causa posible o probable de daño (seleccione una):
__Algunos tipos de construcción sobre la orilla, perforaciones, o equipo de la excavación
__Algunos tipos de producción de petróleo de canal interior en tierra o lejos de la orilla,
marítimo, barcos, o actividad o equipo de pesca
__Profundidad del agua aproximada: _______ pies
___no se
__Otra fuente
__No hay ninguna pista acerca de la posible causa
La evidencia de daño (seleccione uno):
__Solo daño en la cubierta
__Abolladura sin pérdida de metal
__ Hoyo u otra pérdida de metal ( Con o sin abolladura)
__Otro
La Posición del daño en la cañería (seleccione uno):
__Daño cubriendo sólo la cima (10 - 2 posición de la hora)
__Mella o curva sin de pérdida de metal lateral (8 - 10 & 2 - 4 posición de la hora)
__Hoyo u otra pérdida de metal (con o Fondo (4 - 8 posición de la hora) sin mella o
curva)
__Otro
Si es sobre la orilla, profundidad de la cobertura del sitio del daño
_______ pulgadas
____________ No se
#3 PANTALLA AUTOMATICA-OTRO
La causa de daño por terceros (seleccione uno):
__Vandalismo/ robo/ mala conducta
__Sabotaje
__Impacto de vehículo
__Si fue verificado, el vehículo era manejado por:
__Un empleado directo del operador o un empleado del contratista
comprometido por el operador
__Si fue verificado recorriendo nuevamente sus pasos, éste es un error del operador,
no del tercero
__Otro agente
__Otro
__Fuego
LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA LA CORROSIÓN
PARTE CR. LA CORROSIÓN
La situación de corrosión:
__Externa
__Interna
_____________________________________________________________________
Si la corrosión es externa, complete lo siguiente:
El tipo de corrosión (seleccione uno):
__ Galvánica
__Corrosión Microbiologicamente -inducida
__Grietas de corrosión por presión atmosférica
__Corrosión de unión selectiva ,
__Corrosión de corriente desviada
__Otro
¿Las instalaciones externamente cubiertas o pintadas? __Sí __Ningún __No se
Si Sí,el Tipo de cobertura( seleccione unu):
__Alquitrán de Carbón
__Cinta
__Plástico empujado hacia afuera
__fusión de epoxy-adherido
__Pintura
__Otro
__Desconocido
¿Fue la capa protectora o la cobertura desunida un factor en este fracaso?
___Sí
__No
__No se
¿Fue una capa dañada un factor en este fracaso?
___Sí
__No
__No se
¿La tubería o equipo en el sitio del fracaso estaban operando a más de 100°F?
___Sí
__No
__No se
¿Estaban las instalaciones bajo protección catódica?
___Sí
__No
__No se
Año que fue instalada la protección catódica : _______
¿Una medición en intervalos cercanos de la protección catódica se ha realizado?
___Sí
__No
__No se
Año de las mediciones en intervalos cortos más reciente : _______
¿La falla ocurrió dentro de o simplemente externamente de un camino que cruza la cubierta?
___Sí
__No
__No se
______________________________________________________________________
Si es Corrosión Interior, complete lo siguiente:
Fueron inhibidores inyectados, desagües, u otros sistemas y procedimientos de mitigación de
corrosión interiores empleados?
___Sí
__No
__No se Año desde el cual el sistema o procedimientos de mitigación
han sido continuamente empleados: _______
no se ____________
LAS PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA FALLAS DE CAÑERÍA Y MATERIALES Y
FALLAS EN EL EQUIPO & LAS OPERACIONES
PARTE PW. LOS DETALLES DE CAÑERÍA, EL MATERIAL DE LA CAÑERÍA, &
FALLA DE SOLDADURA
El fracaso ocurrió debido a (seleccione uno):
__Cuerpo de cañería defectivo
__Unión de cañería defectiva
__Soldadura de contorno defectiva
__Soldadura de fabricación o soldadura de reparación defectiva
__ Daño de fabricación o defecto de construcción original
__Daño de cañería transportadora
__Daño anterior por terceros
Vaya a la PARTE TP
__Otra soldadura o material defectuoso
¿Qué otros factores sospecha usted que jugaron un papel en el incidente? (Seleccione todos los
que aplican)
__El crecimiento de la grieta por exceso de uso
__Exceso de presión
__Establecimiento de tierra u otra pérdida de apoyo
__Otros factores
__Ninguno
PARTE EQ. DETALLES DEL EQUIPMENT & FALLAS DE COMPONENTES
DISTINTOS A LA TUBERÍA
El fracaso ocurrió debido a (seleccione uno):
__El funcionamiento defectuoso del equipo de mando y de liberación
__ Roscas lisas, uniones o tubos defectivos o sueltos , acoplamiento fallado,
__Falla en el sello o empaque
__Falla de la empaquetadura o de la rosca
__Falla de otro equipo o fracaso del componente diferente a cañería
PANTALLAS AUTOMÁTICAS PARA EL DAÑO POR FUERZA NATURAL Y OTRAS
CAUSAS
PARTE OP. ERROR DEL OPERADO O FUNCIONAMIENTO INCORRECTO
La naturaleza de la falla (seleccione una):
__Excavación o daño físico a las instalaciones o a la tubería por el operador o el contratista de
operador
__La válvula dejada o puesta en posición incorrecta
__Exceso de presión en la tubería o el equipo
__Vehículo de motor
__Tanque sobrellenado
__Otro error humano
¿Estaba el individuo involucrado:
__Un empleado directo del operador
__Un empleado del contrato comprometido por el operador
PARTE NF. DAÑO POR FUERZA NATURAL
Cuáles de las fuerzas naturales siguientes estaban involucradas en la falla (seleccione todas las
que aplican):
__Derrumbamiento o deslizamiento de lodo
__Terremoto
__Apaciguamiento u otro movimiento de tierra
__viento, huracán, o tornado
__El tiempo frío
__Heladas
__Relámpago
__Lluvias pesadas o diluvios incluyendo desastre
_-Desbordamiento de cauce o lecho marino
__Otro
PARTE OT. OTRA CAUSA
Qué de lo siguiente mejor describe esta causa de fracaso (seleccione uno):
__La causa de fracaso es desconocida en este momento
__La causa de fracaso no podría determinarse
__La causa de fracaso no encaja en cualquiera de las otras clasificaciones
APÉNDICE D- LOS CAMPOS DE DATOS ESTÁNDARES PARA LA
INFRAESTRUCTURA DE LA TUBERÍA
INFORMACIÓN
Los miembros de tubería de petróleo del Instituto de Petróleo americano y la Asociación de
Líneas de Cañería de Aceite empezó de manera profunda a rastrear el desempeño de seguridad y
medio ambiente de la industria de la tubería y creó el Sistema de rastreo de desempeño de
tuberías en 1998. El SRDT (PSTS) usa un juego normal de campos de datos para la
infraestructura de la tubería. La participación en PPTS es voluntaria.
El API prepara análisis basados en los datos agregados por la industria periódicamente . Este
apéndice se proporciona para compartir el uso de estos campos de estándares usados por el PPTS
y para animar el uso de éstos campos de estándares por todos los operadores de la tubería de
líquidos.
LA INFORMACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA
Los campos en negrita y Cursivas son automáticamente llenados por el API
AÑO _____
LA DISTANCIA EN MILLAS DEL SISTEMA
1. El número total de millas que operó en el comercio interestatal
2. El número total de millas que operó en el comercio intraestatal
3. la Distancia en millas del Sistema total (Línea 1 + Línea 2 o Linea 4 + Línea 5)
4. El número total de millas que operó lejos de la orilla
5. El número total de millas que operó el la orilla
6. la distancia en millas por Estado (Total de todos los estados = Línea 3)
Por favor especifique "lejos de la orilla federal " como un estado separado. El formulario
electrónico aceptará las entradas para cualquier número de estados.
Estado
Interestatales
Intraestatales
Total
Linea igual 1
Linea igual 2
7. la Distancia en millas sobre la orilla operadas en las Áreas No-rurales
8. la Distancia en millas sobre la orilla operadas en las Áreas rurales
(Línea 5 - Línea 7)
9. la distancia en millas por Década (real o estimado)
Década de
La construcción
Antes - 1920
1920 - 1929
1930 - 1939
1940 - 1949
1950 - 1959
1960 - 1969
1970 - 1979
1980 - 1989
1990 - 1999
2000 -
Millas sobre la orilla
Millas lejos de la orilla
10. La distancia en millas por presión de operación
Rango de la presión Millas sobre la orilla Millas lejos de la
orilla
20% SMYS
> 20% SMYS
Total
Igual Línea 5
Igual línea 6
11. La distancia en millas por el Tamaño de la Cañería Nominal (real o estimación)
Tamaño de tubería nominal Millas en la orilla
Millas lejos de la orilla
(NPS)
<8 NPS
8 NPS
10 NPS
12 NPS
14 NPS
16 NPS
18 NPS
20 NPS
22 NPS
24 NPS
26 NPS
28 NPS
30 NPS
32 NPS
34 NPS
36 NPS
38 NPS
40 NPS
42 NPS
44 NPS
46 NPS
48 NPS
> 48 NPS
<-
LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DIFERENTES A LA CAÑERÍA DE LA LÍNEA
12. El número total de tanques del almacenamiento atmosféricos (los tanques operados a
la presión atmosférica)
13. El número total de tanques de almacenamiento de presión bajos (los tanques
operados a presiones de 15 psig)
14. El número total de tanques de almacenamiento de presión alta (aquéllos usados para
guardar HVLs)
15. El número total de cualquier otro tanque del almacenamiento que no se encuentra en
las definiciones de líneas 12, 13 o 14)
16. Número total de cavernas u otras instalaciones de almacenamiento bajo el suelo
(excluyendo los pozos negros)
17. El número total de estaciones de bomba
18. El número total de las estaciones de medida
VOLÚMENES QUE ENTRARON _____ (año pasado completo para lo cual la información está
disponible)
19. El volumen total en las millas de barril de HVLs u otro fluido inflamable o tóxico
que es un gas en condiciones ambientes
20. El volumen total en las millas de barril de CO2, N2 u otro , fluido no inflamable,
No-tóxico que es un gas en las condiciones del ambiente
21. El volumen total en las millas de barril de gasolina u otro producto de petróleo que
es un líquido en condiciones ambientes
22. El volumen total en las millas de barril de petróleo crudo
23. El USO DE DISPOSITIVOS DE INSPECCIÓN INTERNA PARA ______ (año pasado
completo para el cual la información está disponible)
Por favor proporcione la distancia en millas del sistema en que cada dispositivo (incluyendo las
herramientas de combinación) fue ejecutado
Dispositivo
Distancia en millas
La herramienta de flujo magnética de alta
definición
la herramienta de flujo magnética de baja
resolución
La herramienta de UT
La herramienta de geometría
La herramienta del calibrador
La herramienta del grieta
La herramienta de mancha dura
Otro dispositivo de la inspección interior
Factura para (o revise aquí si es lo mismo que “Enviar a")
El nombre:
El título:
La compañía:
El departamento:
La dirección:
La ciudad: State/Province:
Zip/Postal Code: El país:
El teléfono:
El fax:
El correo electrónico:
* Pago Adjunto * P.O. No. (Adjunte la Copia)
* Cargue a mi Cuenta Global No.
* VISA * MasterCard * American Express *Dinners club *Discover
La Tarjeta de crédito No.:
El Nombre impreso (Como Aparece en la Tarjeta):
La Fecha de expiración:
La firma:
El cantidad Producto Número Título Total
El subtotal
Impuestos a las Ventas (vea debajo)
Honorarios de entrega rápida (vea debajo)
Enviado y Manipulación (vea debajo)
El total (en Dólares americanos)
H Para ser puesto en la Orden En pie para ediciones futuras de esta
publicación, ponga un visto bueno en la columna correspondiente y firme aquí:
Precio y disponibilidad sujetos a cambio sin aviso.
La fecha:
Precio de unidad
Orden de Publicaciones relacionadas al Instituto de Petróleo americano – Formulario 2001
Miembro del API (Revise si Sí)
Envíe A (No se entregarán a un P.O. Box)
El nombre:
El título:
La compañía:
El departamento:
La dirección:
La ciudad: Estado/Provincia:
Zip/Código postal: El país:
El teléfono:
El fax:
El correo electrónico:
Disponible a través de la Ingeniería Global Eficaz el 1 de agosto de 2001 Documenta
Las Órdenes al teléfono: 1-800-854-7179 (peaje-libre en el EE.UU. y Canadá) *303-397-7956
(Local e Internacional) los * Órdenes por fax: 303-397-2740
Los Órdenes en línea: www.global.ihs.com
D11049 Std 1104, Soldado de Tuberías y Medios Relacionados $182.00
D11104 $41.00
El correo Pide el Pago por cheque o giro postal en dólares americanos se requiere las cuentas
establecidas. El estado y los impuestos locales, $10 cuota del proceso *, y 5% de enviado deben
ser agregados. Envíe las órdenes del correo a: Las Publicaciones del API, los Documentos de la
Ingeniería Globales, 15 Inverness Manera Este, M/S C303B, Englewood, CO 80112-5776,
EE.UU.,.
Solicitud de compra: se aceptan órdenes de compras de las cuentas establecidas. La factura
incluirá el costo de carga real, $10 cuota del proceso *, impuestos locales y estatales.
Solicitud telefónica: Si pide por el teléfono, $10 cuota del proceso * y se agregarán los costos de
carga reales a la orden.
Las ventas Imponen contribuciones que Todas las compras americanas deben incluir estado
aplicable y el impuesto de las ventas locales. Los Clientes que exigen el impuesto-exento al
estado deben proporcionar generalidades con una copia de su
certificado de exención.
Enviando ( Órdenes americanos) se envían Órdenes de envíos dentro de los EE.UU. vía los
medios identificables. La mayoría de los órdenes se envía el mismo día. Las actualizaciones de
subscripción son enviadas por Correo Primera clase.
Otras opciones, incluso el servicio del próximo-día, servicio aéreo, y transmisión del facsímil está
disponible con costo adicional. Llame 1-800-854-7179 para más información.
Envíos (Órdenes Internacionales) que el envío internacional Normal está por el servicio del
mensajero expreso aéreo. Las actualizaciones de subscripción son enviadas por el Correo
Mundial. La entrega normal es 3-4 días de la fecha de enviado.
Envío de prisa: la Próxima Entrega del Día pide que el cargo es $20 además de los cargos del
portador. Los próximos pedidos de Entrega de Día deben ser hechos por 2:00 postmeridiano para
asegurar la entrega de noche.
Los ingresos : Todos los ingresos deben pre-aprobarse llamando al Departamento de Servicio al
cliente global al 1-800-624-3974 para información y ayuda. Puede haber un 15% de cuota de
reabastecimiento .
Los artículos de ordenes especiales, documentos electrónicos, y los materiales no son retornables.
* La Orden mínimo: es $50 mínimo para todas las órdenes que contienen los documentos de la
impresión. El $50 mínimo aplica al subtotal de la orden incluyendo la $10 cuota del proceso,
mientras excluyendo
cualquier impuesto aplicable y cargos de carga. Si el costo total de los documentos en la orden
más la cuota de $10 del proceso está menos de $50, la cuota del proceso se aumentará para traer
la cantidad del orden al $50 mínimo. Esta cuota del proceso se aplicará antes de cualquier cuenta
del depósito aplicable, cantidad o descuentos del miembro han sido aplicados. No hay ningún
mínimo para órdenes que sólo contienen electrónicamente los documentos entregados.
D22003
D11581
D11611
RP 2200, Reparando petróleo Crudo, Gas de Petróleo Licuado y Tuberías del Producto,
Publ 1161, Documento guía para la Calificación del Personal de la Tubería de Líquido,
Publ 1158, Análisis de la interventoría de los incidentes reportables para las Tuberías de Líquidos
Peligrosos,
El Instituto de Petróleo americano proporciona recursos adicionales y programas a la industria de
gas natural y petróleo crudo que están basados en las Normas del API. Para más información,
el contacto:
Monograma de o que Autoriza el Teléfono del Programa: 202-962-4791
El facsímil: 202-682-8070
o el Petróleo Instituto Calidad Registrador Teléfono americano: 202-962-4791
(APIQR) el Facsímil: 202-682-8070
la o API Especificación el Q1 Registración Teléfono: 202-962-4791
El facsímil: 202-682-8070
el o Perforador Sistema Registración Teléfono: 202-962-4791
El facsímil: 202-682-8070
o Inspector Teléfono de Programas de Certificación: 202-682-8161
El facsímil: 202-962-4739
Artefacto, Aceite Autorización y Teléfono de Sistema de Certificación: 202-682-8233
(EOLCS) el Facsímil: 202-962-4739
el o Training/Workshops Teléfono: 202-682-8490
El facsímil: 202-962-4797
Compruebe las Publicaciones del API, Programas, y Catálogo de Servicios en línea a
www.api.org/cat.
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Rev. 09.26.01
Las copias adicionales están disponibles a través de los Documentos de la Ingeniería Globales
a (800) 854-7179 o (303) 397-7956
La información sobre las Publicaciones del API, Programas y los Servicios están disponibles en
el Web a: http://www.api.org
El producto No. D11601