Api 1160 api 570 presentacion
AndrsMolina9
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Aug 30, 2016
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About This Presentation
“EVALUACIÓN DE LA APLICABILIDAD DEL MODELO DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD PROPUESTO POR LA PRACTICA RECOMENDADA API 1160 EN ESTACIONES DE BOMBEO Y FACILIDADES DE TUBERÍA DE PROCESO “PIPING” Y/O NO MARRANEABLES, RESPECTO A LOS PARÁMETROS DE INSPECCIÓN DE API 570”
Slide Content
“EVALUACION DE LA APLICABILIDAD DEL MODELO DE GESTION
DE INTEGRIDAD PROPUESTO POR LA PRACTICA
RECOMENDADA API 1160 EN ESTACIONES DE BOMBEO Y
FACILIDADES DE TUBERÍA DE PROCESO “PIPING” Y/O NO
MARRANEABLES, RESPECTO A LOS PARÁMETROS DE
INSPECCIÓN DE API 570”
DE INTEGRIDAD PROPUESTO POR LA PRACTICA
RECOMENDADA API 1160 EN ESTACIONES DE BOMBEO Y
FACILIDADES DE TUBERÍA DE PROCESO “PIPING” Y/O NO
MARRANEABLES, RESPECTO A LOS PARÁMETROS DE
INSPECCIÓN DE API 570”
Autor:
ANDRES MOLINA V.
Ing. Metalúrgico, Esp. Gestión de integridad y corrosión,
Esp. En sistemas integrados de gestión QHSE,
Estudiante Maestría Gestión de integridad y corrosión,
API 570 Inspector Authorised Cert. No 67143,
NDT Level Il UT/PT/MT/PAUT
ANDRES MOLINA V.
Ing. Metalúrgico, Esp. Gestión de integridad y corrosión,
Esp. En sistemas integrados de gestión QHSE,
Estudiante Maestría Gestión de integridad y corrosión,
API 570 Inspector Authorised Cert. No 67143,
NDT Level Il UT/PT/MT/PAUT
Existe una gran confusión en la aplicación de los
parámetros de estas prácticas recomendadas para
estaciones de bombeo y facilidades de tuberías de
proceso o tuberías no marraneables, donde no es
posible evidenciar el código de construcción ASME
B31.3 o ASME B 31.4, en tales casos queda abierta
la posibilidad de ser inspeccionado bajo criterios
de inspección y aseguramiento erróneos y no
como se debe realizar bajo los criterios del código
de inspección por ejemplo API 570 para tuberías
construidas bajo los criterios del código de diseño
ASME B31.3
ll
parámetros de estas prácticas recomendadas para
estaciones de bombeo y facilidades de tuberías de
proceso o tuberías no marraneables, donde no es
posible evidenciar el código de construcción ASME
B31.3 o ASME B 31.4, en tales casos queda abierta
la posibilidad de ser inspeccionado bajo criterios
de inspección y aseguramiento erróneos y no
como se debe realizar bajo los criterios del código
de inspección por ejemplo API 570 para tuberías
construidas bajo los criterios del código de diseño
ASME B31.3
ll
1160 y CFR 49 "PA!
“Transportation of hazardous liquids by pipelime”
+ API 1160- “Introduction, Purpose and Objectives”
“Esta práctica recomendada también apo a el desarrollo de programas de gestión de
integridad side bajo 49 CFR 195.452 de las regulaciones federales de seguridad de
tuberias de EE.UU”.
+ CFR 195. 143 Excepciones Numeral (8)
No incluye “El transporte de liquidos peligrosos o diéxido de carbono a través de la
producciôn en tierra On-Shore” lincluyendo líneas de flujo), refinación, y las instalaciones
de fabricación o almacenamiento o sistemas de tuberías en planta asociados a este tipo de
facilidades o instalaciones”;
+ API 1160- Guidance principles.
“La integridad deben ser establecida en sistemas de tuberías desde la planificación inicial
el diseño y la construcción. La gestión de la integridad de una tubería comienza con la
concepción del diseño y la construcción de la tubería. Parámetros para construcciones
nuevas se proporcionan en una serie de normas de consenso, incluyendo ASME B31.4, así
como las normas de seguridad tubería. _
“Transportation of hazardous liquids by pipelime”
+ API 1160- “Introduction, Purpose and Objectives”
“Esta práctica recomendada también apo a el desarrollo de programas de gestión de
integridad side bajo 49 CFR 195.452 de las regulaciones federales de seguridad de
tuberias de EE.UU”.
+ CFR 195. 143 Excepciones Numeral (8)
No incluye “El transporte de liquidos peligrosos o diéxido de carbono a través de la
producciôn en tierra On-Shore” lincluyendo líneas de flujo), refinación, y las instalaciones
de fabricación o almacenamiento o sistemas de tuberías en planta asociados a este tipo de
facilidades o instalaciones”;
+ API 1160- Guidance principles.
“La integridad deben ser establecida en sistemas de tuberías desde la planificación inicial
el diseño y la construcción. La gestión de la integridad de una tubería comienza con la
concepción del diseño y la construcción de la tubería. Parámetros para construcciones
nuevas se proporcionan en una serie de normas de consenso, incluyendo ASME B31.4, así
como las normas de seguridad tubería. _
ANTECEDENTES
SISTEMAS DE GESTIÓN DE II
NTEGRIDAD
SISTEMAS DE GESTIÓN DE II
NTEGRIDAD
Sistema de gestion de integridad
(International Organization for Standardization-ISO) “Un sistema de
gestión describe el conjunto de procedimientos que una organización
necesita para seguir con el fin de cumplir sus objetivos”
Los beneficios:
+ Un uso más eficiente de los recursos
+ Mejora de la gestión de riesgos, y
+ Aumento de la satisfacción del cliente como
los servicios y productos de entregar
consistentemente lo que prometen”
(International Organization for Standardization-ISO) “Un sistema de
gestión describe el conjunto de procedimientos que una organización
necesita para seguir con el fin de cumplir sus objetivos”
Los beneficios:
+ Un uso más eficiente de los recursos
+ Mejora de la gestión de riesgos, y
+ Aumento de la satisfacción del cliente como
los servicios y productos de entregar
consistentemente lo que prometen”
ASME B31.8S
Fig. 2.1-1 Integrity Management Program Elements
Integrity
management
program
elements
Be Performance [Communications | et Quality control
lan pl plan
plan = 5 plan 2
(section 8) (section 9) (section 10) P ion 11) (section 12)
Fig. 2.1-1 Integrity Management Program Elements
Integrity
management
program
elements
Be Performance [Communications | et Quality control
lan pl plan
plan = 5 plan 2
(section 8) (section 9) (section 10) P ion 11) (section 12)
DNV-RP-F116 Y DNV- RP- 0002
Integrity management of subsea production systems”
Risk Asessment
and M Panning
Mitigation, Inspection,
intervention Monitoring
“Integrity management of submarine pipline systems”
>
~)
Integrity management of subsea production systems”
Risk Asessment
and M Panning
Mitigation, Inspection,
intervention Monitoring
“Integrity management of submarine pipline systems”
>
~)
+
mation janisation
Person
e.
Figure 2-2
RIM System description MTECORS
mation janisation
Person
e.
Figure 2-2
RIM System description MTECORS
—strtctural integrity Management (Fuente:
HSE-uk, RR684 Research Report)
STRUCTURAL INTEGRITY MANAGEMENT
Organisation & Management (Sect-3)
Tepecton Siratony
(Sects 5)
inspection
Programme (Sect. 5)
HSE-uk, RR684 Research Report)
STRUCTURAL INTEGRITY MANAGEMENT
Organisation & Management (Sect-3)
Tepecton Siratony
(Sects 5)
inspection
Programme (Sect. 5)
60 (13) Managing System Integrity
for Hazardous Liquid Pipelines
es nt potential Condsctinita data
vai Impacto ema! Serna rovew,
A mate | „| A serene
a (Goatons) (Sectons) ‘ame
Rava and
acto cial
ve on
5) an
(Section 10)
for Hazardous Liquid Pipelines
es nt potential Condsctinita data
vai Impacto ema! Serna rovew,
A mate | „| A serene
a (Goatons) (Sectons) ‘ame
Rava and
acto cial
ve on
5) an
(Section 10)
FACTORES PERDIDA DE CONTENCION
Factores que contribuyen a la perdida de
contención (ASME PCC-3)
Trastorno de proceso
Factores que contribuyen a la perdida de
contención (ASME PCC-3)
Trastorno de proceso
COSTOS DE CORROSION
+ 3.4% de la producción interna global domestica (GPD) de 2013 según
NACE internacional report (internationals measures of prevention,
application, and economics of corrosion technologies study- April 2016)
lo cual equivale a US$2.5 trillones,
+ Se podría realizar un ahorro entre 15% y 35% de costo total de la
corrosión (ej, entre US$375 y US$875 billones anualmente en base
global.
NACE international report - “internationals measures of prevention, application, and
economics of corrosion technologies study”- April 2016
+ 3.4% de la producción interna global domestica (GPD) de 2013 según
NACE internacional report (internationals measures of prevention,
application, and economics of corrosion technologies study- April 2016)
lo cual equivale a US$2.5 trillones,
+ Se podría realizar un ahorro entre 15% y 35% de costo total de la
corrosión (ej, entre US$375 y US$875 billones anualmente en base
global.
NACE international report - “internationals measures of prevention, application, and
economics of corrosion technologies study”- April 2016
REQUERIMIENTOS SGI API 1160
Identifición de
impactos potenciales
de la tubería
Ubicaciones criticas-
Recolección de datos,
revisión e integración:
Revisión del plan de
evaluación de
integridad y continuar
para evaluar
periódicamente
Inspección, mitigación
y/o remediación
Gestión de la
Aseguramiento de
es Desarrollo de un Plan
Establecimiento e
implementacón de Evaluarción del
medidas de prevención programa
y mitigación.
Integridad de Actualización, je p
Estaciones de Bombeo __ integraciónyrevisión — Manejode sistemas de
de tuberías y de datos mo
terminales A
Identifición de
impactos potenciales
de la tubería
Ubicaciones criticas-
Recolección de datos,
revisión e integración:
Revisión del plan de
evaluación de
integridad y continuar
para evaluar
periódicamente
Inspección, mitigación
y/o remediación
Gestión de la
Aseguramiento de
es Desarrollo de un Plan
Establecimiento e
implementacón de Evaluarción del
medidas de prevención programa
y mitigación.
Integridad de Actualización, je p
Estaciones de Bombeo __ integraciónyrevisión — Manejode sistemas de
de tuberías y de datos mo
terminales A
Inrecone
dependientes
‘Gel tiempo: Amenazas ostabı.
externa, ° lamenazas de daños
mocanicos: ol dano
infligido por primera,
Sogunda, o tercora
parte (instantaneo /
falla inmediata)
= Corrosion Tubería detectiosar - Daño previo on la
interna, tuberia:
sec: — Soldadura / relacionados con ia fabricación de | - Vandalismo:
amonazas: dofoctuosas soldaduras.
Sircuntorencialos de tuborias, soldaduras
Golectuosas de fabricación. dobleces y arrugas
“Suckies’ o hilos rectficados / tubería rota / falla.
de acoplamiento:
- Amenazas de equipo: empaque O ring. 108. - Procedimiento de
equipos de control / alivio de mat operacion incorrecta:
funcionamiento, falla de empaque de junta
bomba; y
= Vans: — Relacionados son
el clima y la fuerza
exterior amenazas:
Tiempo trio.
rolampagos. tuertos
inundaciones. y
tlorras:
e
dependientes
‘Gel tiempo: Amenazas ostabı.
externa, ° lamenazas de daños
mocanicos: ol dano
infligido por primera,
Sogunda, o tercora
parte (instantaneo /
falla inmediata)
= Corrosion Tubería detectiosar - Daño previo on la
interna, tuberia:
sec: — Soldadura / relacionados con ia fabricación de | - Vandalismo:
amonazas: dofoctuosas soldaduras.
Sircuntorencialos de tuborias, soldaduras
Golectuosas de fabricación. dobleces y arrugas
“Suckies’ o hilos rectficados / tubería rota / falla.
de acoplamiento:
- Amenazas de equipo: empaque O ring. 108. - Procedimiento de
equipos de control / alivio de mat operacion incorrecta:
funcionamiento, falla de empaque de junta
bomba; y
= Vans: — Relacionados son
el clima y la fuerza
exterior amenazas:
Tiempo trio.
rolampagos. tuertos
inundaciones. y
tlorras:
e
CAPITULO 5.
Identificación de
2 CA]
o
ubicaciones criticas
y aseguramiento de
"Rens.
Identificación de
2 CA]
o
ubicaciones criticas
y aseguramiento de
"Rens.
—addentificación de ubicaciones críticas y
aseguramiento de riesgos.
API1160 CAPITULO 5
“el operador de la tubería
debe establecer una alta
prioridad a la inspección,
evaluación y mantenimiento
de segmentos de ductos en
zonas donde las
consecuencias de un
derrame tendrían mäs
probabilidades de afectar a
Una zona crítica”
API 570 API 570 (2016)- 5.2.3
“Consequence Assessment.”
“La evaluación de las consecuencias debe
estar de acuerdo con los requisitos de API
580 y tendrá en cuenta los posibles
incidentes que uedan ocurrir como
resultado de la liberación de fluido, del
tamaño de una ‚postble liberación y el tipo
de una posible liberación (incluye
explosión, incendio o exposición tóxica).
Además usar técnicas disponibles de
análisis de peligrosidad y seguridad de
procesos HAZOP, HAZID, LOPA, entre
otras.
aseguramiento de riesgos.
API1160 CAPITULO 5
“el operador de la tubería
debe establecer una alta
prioridad a la inspección,
evaluación y mantenimiento
de segmentos de ductos en
zonas donde las
consecuencias de un
derrame tendrían mäs
probabilidades de afectar a
Una zona crítica”
API 570 API 570 (2016)- 5.2.3
“Consequence Assessment.”
“La evaluación de las consecuencias debe
estar de acuerdo con los requisitos de API
580 y tendrá en cuenta los posibles
incidentes que uedan ocurrir como
resultado de la liberación de fluido, del
tamaño de una ‚postble liberación y el tipo
de una posible liberación (incluye
explosión, incendio o exposición tóxica).
Además usar técnicas disponibles de
análisis de peligrosidad y seguridad de
procesos HAZOP, HAZID, LOPA, entre
otras.
Diámetro de la tubería;
Topografía y el volumen de liberación;
La presión interna y su efecto sobre la
pulverización del producto en el aire;
Los extremos en la temperatura ambiente;
Volumen del tanque para tanques en
facilidades o instalaciones;
Tiempo para detectar una gran liberación,
como una ruptura;
Tiempo para detectar una pequeña
liberación tal como una fuga que es justo
en el umbral del sistema de detección de
fugas;
Topografía y el volumen de liberación;
La presión interna y su efecto sobre la
pulverización del producto en el aire;
Los extremos en la temperatura ambiente;
Volumen del tanque para tanques en
facilidades o instalaciones;
Tiempo para detectar una gran liberación,
como una ruptura;
Tiempo para detectar una pequeña
liberación tal como una fuga que es justo
en el umbral del sistema de detección de
fugas;
ción de ubicaciones críticas y
aseguramiento de riesgos.
Tiempo para aislar el segmento o facilidad;
El tiempo de liberación por gravedad hacia
abajo que se produzca;
Viscosidad y la presión de vapor del producto; km
Terreno; =
Vias de agua (superficiales y subterräneas);
Zanjas, alcantarillas, y baldosas de drenaje;
Direcciön del viento para la dispersiön aérea;
La porosidad y la permeabilidad del suelo.
et
aseguramiento de riesgos.
Tiempo para aislar el segmento o facilidad;
El tiempo de liberación por gravedad hacia
abajo que se produzca;
Viscosidad y la presión de vapor del producto; km
Terreno; =
Vias de agua (superficiales y subterräneas);
Zanjas, alcantarillas, y baldosas de drenaje;
Direcciön del viento para la dispersiön aérea;
La porosidad y la permeabilidad del suelo.
et
Capitulo 6. Recopilación, revisión e
integración de datos.
integración de datos.
Recopilación, revisión e integración de datos.
API 1160 (13)- 6 “Gathering, Reviewing, and Integrating Data”/6.1 General
Considerations”
“los usuarios de esta práctica “El propietario/Usuario de la red
tendrán numerosas fuentes de de tuberías deberá mantener
datos en sus sistemas de , registros permanentes y
canalización administrada a través A n
de procesos existentes. Sin progresivos de sus sistemas de
embargo, estos datos pueden tuberías y dispositivos de alivio de
$ presión. Los registros
necesitar ser reunidos y ,
organizados de manera diferente permanentes se mantendrän
para fines de gestiön de durante toda la vida util de cada
integridad” _sistema de tuberias.
API 1160 (13)- 6 “Gathering, Reviewing, and Integrating Data”/6.1 General
Considerations”
“los usuarios de esta práctica “El propietario/Usuario de la red
tendrán numerosas fuentes de de tuberías deberá mantener
datos en sus sistemas de , registros permanentes y
canalización administrada a través A n
de procesos existentes. Sin progresivos de sus sistemas de
embargo, estos datos pueden tuberías y dispositivos de alivio de
$ presión. Los registros
necesitar ser reunidos y ,
organizados de manera diferente permanentes se mantendrän
para fines de gestiön de durante toda la vida util de cada
integridad” _sistema de tuberias.
integraci
Recopilación, revisión e
API 570 (2016)- 5.3.2 “Records Review”
"Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los
inspectores deben familiarizarse con el historial previo del sistema de
tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar
los resultados previos de inspección, reparaciones anteriores, el plan
de inspección actual y/u otras inspecciones de servicios similares de
los sistemas de tuberías. Además, es recomendable conocer la historia
reciente de funcionamiento que pueden afectar el plan de inspección.
Los tipos de daños y modos de falla experimentados por los sistemas
= API 579-1 / ASME FFS-1,”.
Recopilación, revisión e
API 570 (2016)- 5.3.2 “Records Review”
"Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los
inspectores deben familiarizarse con el historial previo del sistema de
tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar
los resultados previos de inspección, reparaciones anteriores, el plan
de inspección actual y/u otras inspecciones de servicios similares de
los sistemas de tuberías. Además, es recomendable conocer la historia
reciente de funcionamiento que pueden afectar el plan de inspección.
Los tipos de daños y modos de falla experimentados por los sistemas
= API 579-1 / ASME FFS-1,”.
isión e integración de datos.
TROS DE INFORMACION DE TUBERIAS DE
PROCESO SEGUN CAPITULO 7 DE API 570 (2016)
Registros de documentación mínimos de información para Ttem API 570
cualquier tipo de sistema de tuberías de proceso. (2016)
‘Operating and Maintenance Records 793
‘Computer Records 734
Piping Circuit Records 735
Inspection Isometric Drawings (ISOs) 796
Inspection Recommendations for Repair or Replacement 7.10
Inspection Records for External Inspections 7.11
Piping Failure and Leak Reports 7.12
Inspection Deferral or Interval Revision 7.18
PROCESO SEGUN CAPITULO 7 DE API 570 (2016)
Registros de documentación mínimos de información para Ttem API 570
cualquier tipo de sistema de tuberías de proceso. (2016)
‘Operating and Maintenance Records 793
‘Computer Records 734
Piping Circuit Records 735
Inspection Isometric Drawings (ISOs) 796
Inspection Recommendations for Repair or Replacement 7.10
Inspection Records for External Inspections 7.11
Piping Failure and Leak Reports 7.12
Inspection Deferral or Interval Revision 7.18
cl ADICIONALE
ADAS SEGÚN CAPÍTULO 9 AP
S PARA T
Registros de documentación adicional de información
Para sistemas de tuberías de proceso enterradas
Item API
570 (2016)
‘Above-grade Visual Surveillance
92
Pipe Coating Holiday Surve)
Soil Resistivity
Cathodic Protection Monitoring
Inspection Methods.
Above-grade Visual Surveillance
Pipe-to-soil Potential Survey
Pipe Coating Holiday Surve)
Soil Corrosivit
| External and Internal Inspection Intervals
Leak Testing Intervals
Repairs to Buried Piping Systems
Repairs to Coatings
‘Clamp Repairs
Welded Repairs
Records
ADAS SEGÚN CAPÍTULO 9 AP
S PARA T
Registros de documentación adicional de información
Para sistemas de tuberías de proceso enterradas
Item API
570 (2016)
‘Above-grade Visual Surveillance
92
Pipe Coating Holiday Surve)
Soil Resistivity
Cathodic Protection Monitoring
Inspection Methods.
Above-grade Visual Surveillance
Pipe-to-soil Potential Survey
Pipe Coating Holiday Surve)
Soil Corrosivit
| External and Internal Inspection Intervals
Leak Testing Intervals
Repairs to Buried Piping Systems
Repairs to Coatings
‘Clamp Repairs
Welded Repairs
Records
API 1160 (2013)-7.3 ” Characteristics of Risk
Assessment Approaches”
“Una adecuada evolución del
modelo de aseguramiento de
riesgos lo convertirá en una
herramienta esencial para la
planificación de evaluaciones de
integridad y acciones preventivas
y de mitigación en el futuro de
una manera que asegure la
continuidad de la integridad del
sistema”.
‘w= @ O a
implementation de aseguramiento del >
riesgo
API 570 (2016)
se considera totalmente aplicable al
aseguramiento de riesgo basado en RBI
con fundamentos de API 580 y la
metodología de API 581 para facilidades
y estaciones de bombeo de tubería de
proceso (API 570-2016); lo cual puede
incluir información de los atributos de la
tubería, factores de construcción,
ventanas operativas, historial de
operación e historial de aseguramiento
de la integridad como resultado final de
- aseguramiento del riesgo.
Assessment Approaches”
“Una adecuada evolución del
modelo de aseguramiento de
riesgos lo convertirá en una
herramienta esencial para la
planificación de evaluaciones de
integridad y acciones preventivas
y de mitigación en el futuro de
una manera que asegure la
continuidad de la integridad del
sistema”.
‘w= @ O a
implementation de aseguramiento del >
riesgo
API 570 (2016)
se considera totalmente aplicable al
aseguramiento de riesgo basado en RBI
con fundamentos de API 580 y la
metodología de API 581 para facilidades
y estaciones de bombeo de tubería de
proceso (API 570-2016); lo cual puede
incluir información de los atributos de la
tubería, factores de construcción,
ventanas operativas, historial de
operación e historial de aseguramiento
de la integridad como resultado final de
- aseguramiento del riesgo.
Capitulo 8. Aseguramiento de la integridad y
5 5“
PIPELINE (API 1160) PIPING (API 570)
5 5“
PIPELINE (API 1160) PIPING (API 570)
API 1160 (2013)- 8.5 Other Assessment Methods.
» “Tecnologías distintas a ILI o prueba
hidrostática que podría ser utilizadas
para evaluar la integridad de la
tubería incluyen "evaluación directa"
Inspección visual u otros métodos
tradicionales de ensayos no
destructivos (END) inspección visual o
[pruebas de ultrasonido (UT), ensayo
e partículas magnéticas (MPT),
pruebas de líquidos penetrante (PT),
etc.] se pueden utilizar en tuberías
excavadas o sobre el suelo.
» “Tecnologías distintas a ILI o prueba
hidrostática que podría ser utilizadas
para evaluar la integridad de la
tubería incluyen "evaluación directa"
Inspección visual u otros métodos
tradicionales de ensayos no
destructivos (END) inspección visual o
[pruebas de ultrasonido (UT), ensayo
e partículas magnéticas (MPT),
pruebas de líquidos penetrante (PT),
etc.] se pueden utilizar en tuberías
excavadas o sobre el suelo.
— seguramiento de la integridad y
Remediación
API 570 (2016)- 6.3.3 Setting Inspection Intervals Without the Use of RBI
Para tuberías no marraneables se debe establecer ubicaciones de monitoreo (CMLs) a
lo largo del sistema previamente identificado y segmentado por un análisis RBI
preliminar. En donde según API 570 (2013) deben ser establecidos por el inspector
autorizado del código de inspección en referencia con el apoyo de un especialista en
corrosión.
Remediación
API 570 (2016)- 6.3.3 Setting Inspection Intervals Without the Use of RBI
Para tuberías no marraneables se debe establecer ubicaciones de monitoreo (CMLs) a
lo largo del sistema previamente identificado y segmentado por un análisis RBI
preliminar. En donde según API 570 (2013) deben ser establecidos por el inspector
autorizado del código de inspección en referencia con el apoyo de un especialista en
corrosión.
NUMERALES NO APLICABLES EN
ESTACIONES DE BOMBEO Y/O FACILIDADES
Estaciones de bombeo y/o facilidades
de tuberías de proceso en donde
generalmente no se puede correr una
herramienta ILI como lo específica los
numerales 8.2, 8.3.1, 8.3.2 de API
1160 (13).
ESTACIONES DE BOMBEO Y/O FACILIDADES
Estaciones de bombeo y/o facilidades
de tuberías de proceso en donde
generalmente no se puede correr una
herramienta ILI como lo específica los
numerales 8.2, 8.3.1, 8.3.2 de API
1160 (13).
DIFERENCIAS EN CALCULOS DE ESPESOR
MINIMO REQUERIDO Y MAWP
14 NPS, ASTM A106, Grade B
ASME B31.3 ASME B31.4
2SEt
2St
MAWP = yoy MAWP =
a 0.208 600x14
‘= 3100000 x D + (600400) te as200 = 0,166
MINIMO REQUERIDO Y MAWP
14 NPS, ASTM A106, Grade B
ASME B31.3 ASME B31.4
2SEt
2St
MAWP = yoy MAWP =
a 0.208 600x14
‘= 3100000 x D + (600400) te as200 = 0,166
===
EVALUACIÓN DE DEFECTOS
FEA
AP1579 13
3 Kiefner & Associates,
a
2 NG-18
x Ln-sec
2 Effective Area
e RSTRENG
€ API 579 L2
2
E Modified B31G
' sen
>
Less conservative More conservative
More exact Less exact
Conservatism
EVALUACIÓN DE DEFECTOS
FEA
AP1579 13
3 Kiefner & Associates,
a
2 NG-18
x Ln-sec
2 Effective Area
e RSTRENG
€ API 579 L2
2
E Modified B31G
' sen
>
Less conservative More conservative
More exact Less exact
Conservatism
. Frecuencias de Re-aseguramiento.
API 1160 (2013) API 570 (2016)
* API 1160 (2013) con ASME B31G + API579/ASME FFS-1
o criterio modificado,
cl @ cs ca cs cs cr
Ml
Line pat or] [time © path of minimum
minimum thickness thickness. ‘Cylindrical Shell
readings n reads the
tonta drecion ‘reumferentaldrecton
(a) Inspection Planes and the Critical Thickness Profe
API 1160 (2013) API 570 (2016)
* API 1160 (2013) con ASME B31G + API579/ASME FFS-1
o criterio modificado,
cl @ cs ca cs cs cr
Ml
Line pat or] [time © path of minimum
minimum thickness thickness. ‘Cylindrical Shell
readings n reads the
tonta drecion ‘reumferentaldrecton
(a) Inspection Planes and the Critical Thickness Profe
METODOS DE REPARACION
E 4A
=
METODOS DE REPARACION API 1160
Table 3-Acceptable Repair Methods
EE
ES | ve Yes ves ves ves
rer So,
depth > 80 % of wall e = = “ =
a
a, | ne Ye Ne ve mo
a
| we ve Ne ve mo
See
A No ves Ne ves
eo
crak w = % = w
Ses
o | wo Yes No ves No
Bi
A te Ye w ve mo
Ea Te = = = EU]
Da De or
ee | Yeswinfier ves ves win filer ves
ce
Pain det =
=
METODOS DE REPARACION API 1160
Table 3-Acceptable Repair Methods
EE
ES | ve Yes ves ves ves
rer So,
depth > 80 % of wall e = = “ =
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ce
Pain det =
+ ASME PCC-2- Part 2- various
welded repairs to piping systems
+ ASME PCC-2- Part 3- Non-
welded repairs for piping
systems.
+ ASME PCC-2- Part 4- nonmetallic
composite wrap repair methods.
welded repairs to piping systems
+ ASME PCC-2- Part 3- Non-
welded repairs for piping
systems.
+ ASME PCC-2- Part 4- nonmetallic
composite wrap repair methods.
CAPI
ULO ! 10 MEDIDAS PREVENTIVAS \
VIITIGATIVAS
ULO ! 10 MEDIDAS PREVENTIVAS \
VIITIGATIVAS
PELIGRO
integridad en estaciones de
bombeo y facilidades
cipales amenazas a las Otras amenazas para instalaciones
instalaciones de tuberias incluyen:
Accesorios instalados en tuberías de pequeño diámetro y * Corrosión externa en soportes o suspensiones,
tuberías (NPS <2in); + La corrosión externa en las interfases de
Vibración de tuberías de pequeño diámetro y tuberías suelo/aire,
(SBP); + Corrosión externa bajo aislamiento (CUI),
Corrosión interna de agua atrapada y/o lodos en + La erosión y la corrosión interna / erosión,
particular con petróleo crudo, los tipos detuberiasmis . Agrietamiento ambiental asociado con el
susceptibles son las líneas de drenaje, líneas de ayuda, y transporte de etanol combustible,
"los tramos muertos" que experimentan baja o o o
intermitente del flujo de producto; * Bridas u otras conexiones.
Congelamiento del agua atrapada
“The hazardous liquids industry’s Pipeline Performance Tracking System (PPTS) “PPTS consultivo 2009-5”
bombeo y facilidades
cipales amenazas a las Otras amenazas para instalaciones
instalaciones de tuberias incluyen:
Accesorios instalados en tuberías de pequeño diámetro y * Corrosión externa en soportes o suspensiones,
tuberías (NPS <2in); + La corrosión externa en las interfases de
Vibración de tuberías de pequeño diámetro y tuberías suelo/aire,
(SBP); + Corrosión externa bajo aislamiento (CUI),
Corrosión interna de agua atrapada y/o lodos en + La erosión y la corrosión interna / erosión,
particular con petróleo crudo, los tipos detuberiasmis . Agrietamiento ambiental asociado con el
susceptibles son las líneas de drenaje, líneas de ayuda, y transporte de etanol combustible,
"los tramos muertos" que experimentan baja o o o
intermitente del flujo de producto; * Bridas u otras conexiones.
Congelamiento del agua atrapada
“The hazardous liquids industry’s Pipeline Performance Tracking System (PPTS) “PPTS consultivo 2009-5”
11.3 Mitigating Internal and
Extemal Corrosion
11.33 Solo. Interface
11.34 Contact Corrosion
11.35 Corrosion under
Insiation (CUI)
11.36 Erosion and Corosion’
Erosion
Extemal Corrosion
11.33 Solo. Interface
11.34 Contact Corrosion
11.35 Corrosion under
Insiation (CUI)
11.36 Erosion and Corosion’
Erosion
API 1160 (2013)- “12 Program Evaluation”
* 1) ¿Se llevaron a cabo todos los
objetivos del programa de
gestión de integridad?
* 2) ¿Ha mejorado efectivamente
integridad de la tubería y la
seguridad a través del programa
de gestión de integridad? (API
1160, 2013)
del programa de gestión de
integridad.
cumplen con este Código
API 570 (2016)-4.3.1.2 “Inspection Organization
Audits
+ a) Se cumplen los requisitos y principios del Código
de inspección;
+ b) Las responsabilidades del propietario/usuario se
ejercen adecuadamente;
+ c) Los planes de inspección documentados están
en su lugar para los sistemas de tuberías cubiertas;
+ d) Los intervalos y alcance de las inspecciones son
adecuados para los sistemas de tuberías cubiertas;
+ e) Se están aplicando adecuadamente tipos
generales de inspección y vigilancia;
+ f) Análisis de los datos de inspección, evaluación y
registro son adecuados;
+ g) Las reparaciones, alteraciones y re-ratings
* 1) ¿Se llevaron a cabo todos los
objetivos del programa de
gestión de integridad?
* 2) ¿Ha mejorado efectivamente
integridad de la tubería y la
seguridad a través del programa
de gestión de integridad? (API
1160, 2013)
del programa de gestión de
integridad.
cumplen con este Código
API 570 (2016)-4.3.1.2 “Inspection Organization
Audits
+ a) Se cumplen los requisitos y principios del Código
de inspección;
+ b) Las responsabilidades del propietario/usuario se
ejercen adecuadamente;
+ c) Los planes de inspección documentados están
en su lugar para los sistemas de tuberías cubiertas;
+ d) Los intervalos y alcance de las inspecciones son
adecuados para los sistemas de tuberías cubiertas;
+ e) Se están aplicando adecuadamente tipos
generales de inspección y vigilancia;
+ f) Análisis de los datos de inspección, evaluación y
registro son adecuados;
+ g) Las reparaciones, alteraciones y re-ratings
13. MANEJO
DEL CAMBIO (MOC)
API 1160 (2013)- 13 Management of Change API 570 (20016)- 4.3.1.3 MOC
“La gestión formal de los
procedimientos de cambio se
deben desarrollar para identificar
y considerar el impacto de los
cambios en atributos de las
tuberías, operaciones de tuberías,
la tecnología y los requisitos del
código o reglamentarias sobre la
PMI de u
» “El propietario/usuario también
es responsable de la
implementaciön de un proceso
de MOC eficaz y debe revisar y
controlar los cambios al proceso
y al hardware (estructura). Un
proceso MOC eficaz es vital para
el éxito de cualquier programa
_ gestión de integridad de tubería
DEL CAMBIO (MOC)
API 1160 (2013)- 13 Management of Change API 570 (20016)- 4.3.1.3 MOC
“La gestión formal de los
procedimientos de cambio se
deben desarrollar para identificar
y considerar el impacto de los
cambios en atributos de las
tuberías, operaciones de tuberías,
la tecnología y los requisitos del
código o reglamentarias sobre la
PMI de u
» “El propietario/usuario también
es responsable de la
implementaciön de un proceso
de MOC eficaz y debe revisar y
controlar los cambios al proceso
y al hardware (estructura). Un
proceso MOC eficaz es vital para
el éxito de cualquier programa
_ gestión de integridad de tubería
MANEJO DEL CAMBIO (MOC)
API 1160 (2013)- 13 Management of Change
implications
Now pumping
obs | Aunonzed by
Raising MoP | Toincronse | 1902, | stations 3 ana | Sad o
attire a E ion | Okectors and
ae") ANUS | ‘Goproved by | equpment. | ofretestto see # | contruction and
A eRe Mon ana | moldeo. | “teresting and.
nes ne environment | margin ot safety | mes ts IMP
‘perma for” | unbithe next it | "as vequved
erecta | orparzatcas | auermues | | aereas ne
cl e o Eo" O Lo E e
Sey | | one
New crack En Change text | responsible for | Manager of Pipeline
ee Nase, | respon tor | Authorized! oy wornmnscostary | tacon of | mento sand’ | New octo be
A E o | We'witmake | moines | edie, re
the’ ‘ow tsa Lo Mantes | Ranges tothe | emplomentaton tine’
Selected sur Manager of ERA
A mar purse [pee anne
Neos to | Beginning | tintorac win awareness | Wi see thatthe | Manager of Pipoine
nodos | “ere |ioncoccupant, | “unedzed by section bo | "appropnste . | “images to sora
encroachm | montre |'atermng trom | Manage’ < none moaeato. | sestensorimp | memo to ai sta
sunno | romamen | Sho imke amo | PP indiesie ho lana |arecnanged and | vowed in MP.
it [Pau "| nu sacre Es ES
API 1160 (2013)- 13 Management of Change
implications
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DEFICIENCIAS DEL SISTEMA DE GESTION
DE INTEGRIDAD API 1160 (13)
DE INTEGRIDAD API 1160 (13)
PRIORIZACION DE ANOMALIAS.
8.3.2 “Strategy for Responding to
Anomalies Identified by ILI” API 570 (2016)
* Condiciones de respuesta inmediata
* Condiciones de respuesta a otro tipo No establecido, se debería
de anomalía establecer un plan de priorización
* Condiciones de respuesta menor a de atención a condiciones con
365 días diferente plazo de respuesta,
: Condiciones de respuesta mayor a dependiendo las necesidades del
las
on 5 dueño o mantenedor de los
* Condiciones de respuesta en periodos =
intermedios establecidos por el duefio activos.
o mantenedor del sistema (por
sjemplo, hasta 30 dias, hasta 180
las, —
8.3.2 “Strategy for Responding to
Anomalies Identified by ILI” API 570 (2016)
* Condiciones de respuesta inmediata
* Condiciones de respuesta a otro tipo No establecido, se debería
de anomalía establecer un plan de priorización
* Condiciones de respuesta menor a de atención a condiciones con
365 días diferente plazo de respuesta,
: Condiciones de respuesta mayor a dependiendo las necesidades del
las
on 5 dueño o mantenedor de los
* Condiciones de respuesta en periodos =
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o mantenedor del sistema (por
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GESTION
Stakeholder Input
r
Organizational
Srategie Pian
T
I
y 7 r y y
Quality Asset Integrity Environmental
Safety Management Feier pain petita Asset Management
System System
(are 1173) System System {AIMS} Sister 150 5500)
1150 9000) {ASME 831.48) (SO 12000)
+ Y +
Structure Integrity Pipeline intearity Facility Integrity
Management Management Management
System (SIMS) System (PIMS) System (FINS)
1 ; t
Y Y
Corrasion Management System
o
Stakeholder Input
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Safety Management Feier pain petita Asset Management
System System
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1150 9000) {ASME 831.48) (SO 12000)
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Structure Integrity Pipeline intearity Facility Integrity
Management Management Management
System (SIMS) System (PIMS) System (FINS)
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Corrasion Management System
o
xy Universidad
Tecnológica
oi
GRACIAS!
[email protected]
Asociación Colombiana
de Corrosión y Protección
INTECORR
Tecnológica
oi
GRACIAS!
[email protected]
Asociación Colombiana
de Corrosión y Protección
INTECORR
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