API RP 1160 Presentación para industria petrolera

API RP 1160

1. PRÁCTICA RECOMENDADA API 1160 “SISTEMA GESTIÓN DE INTEGRIDAD PARA TUBERIAS QUE TRANSPORTAN LIQUIDOS PELIGROSOS”. Presentado por: Camilo Polo Iván Rodríguez Orlando Zea Sebastián Fajardo

2. Contenido Introducción. 1. Alcance. 4. Programa de gestión de integridad. 5. Identificación puntos críticos. 6. Recopilación, revisión e integración de datos. 7. Aplicación de evaluación de riesgos. 8. Evaluación de integridad y reparaciones .

3. 9. Frecuencias de re-evaluación. 10. Medidas de prevención y mitigación. 11. Gestión de integridad de estaciones de bombeo y terminales. 12. Evaluación del PGI. 13. Manejo del cambio. Anexos. Contenido

4. Introducción Propósitos y Objetivos: Objetivo del operador es operar y cuidar: - Trabajadores. - Público. - Medio ambiente. - Clientes. La meta de operar: - Sin incidentes. - Sin errores operacionales. - Sin derrames.

5. PGI Proporciona un medio Seguridad Mejorar la operación Asignar Recursos Proporciona: IDENTIFICAR Y ANALIZAR Eventos e incidentes EVALUAR Probabilidad de ocurrencia Potencial incidente CREAR Método examinar y comparar riesgos SELECCIÓN Y EJECUCIÓN Actividades que reduzcan riesgos ESTABLECER Seguimiento y mejora Propósitos y Objetivos:

6. Principios Guía para: PGI Flexible Diseño conceptual Ciclo de vida del activo Personas calificadas Información Evaluación de riesgos Proceso continuo Mitigar y eliminar Tecnologías y técnicas evaluadas Evaluación periódica

7. 1. Alcance Brindar mejores prácticas de la industria en la gestión de integridad de ductos. Sistemas de tuberías utilizados para el transporte de líquidos peligrosos. Incluyen todas las facilidades: - Segmentos de tubería a lo largo del derecho de vía. - Terminales de cargue y descargue. - Instalaciones de bombeo.

8. 4. Programa De Gestión De Integridad Consideraciones generales Identificar Amenazas de integridad Consecuencias potenciales Riesgos Especificar Reparaciones o acciones de mitigación Medidas preventivas Amenazas relevantes Evaluar Frecuencia de reevaluación Actualizar Resultados mejora de PGI

9. Identificación de amenzasa Recolección, revisión e integración Evaluación riesgos Plan de evaluación Integridad Inspección mitigación Evaluación integridad Medidas preventivas y mitigadoras Evaluación PGI Gestión del cambio Reevaluación de riesgos Actualizar e integrar Elementos Gestión De Integridad

10. Amenazas Dependientes del tiempo Estables en el tiempo Independientes del tiempo 1. Corrosión externa 4. Defectos costura tubería 8.Daño previo tubería 2. Corrosión interna 5. Defectos tubería -arrugas -roturas - Daño junta torica 9. Vandalismo : -primera Segunda tercera 3. SCC 6. Juntas soldadas 10. Operación incorrecta 7. Fallas en equipamientos: Mal funcionamiento de equipo. Fallos válvulas Fallos otros componentes 11. Clima y fuerza externa: Frio Rayos Lluvias e inundaciones movimientos tierra 22. Desconocida Adicionar 23. fatiga

11. Figura 2. Flujo de proceso PGI

12. 5. Identificación Puntos Críticos 5.1 General: La información acerca de los puntos críticos es usada en varios elementos claves del PGI: Recolección de información Evaluación del riesgo Inspección y mitigación La información de puntos criticos debe ser incorporada en el Plan de Respuesta a Emergencias

13. 5.2 Identificación de los Segmentos de Tubería que Pueden Afectar un punto critico. El operador debe: determinara probabilidad de afectación identificar las posibles zonas de impacto de las estación de bombeo y de entrega asociadas. Lugares criticos cercanos o que atraviesan la tubería

14. Datos a considerar Proximidad tubería Naturaleza del producto Condiciones operación Topografía terreno Gradiente hidráulico Características puntos criticos Vías físicas

15. 6. Recopilación, Revisión E Integración De Datos Consideraciones generales: Reunir datos y organizarlos. Datos de calidad y verídicos. Evitar de hacer suposiciones en ausencia de datos Son utilizados para la evaluación del riesgo. Datos reflejan condiciones actuales. Integración de datos: Utilización de dos o más conjunto de datos. Uso de software para correlacionar.

16. Tipos de datos Año Soldaduras Método instalación Tipo de suelo Resistividad Profundidad Ancho derecho vía Uso de suelo Topografía Estaciones de bombeo Diámetro Espesor Fabricante Año fabricación Tipo tubería Recubrimiento Presión operación Accesorios Terminales TUBERIA CONSTRUCCIÓN OPERACIÓN HISTORIALES DE EVALUACIÓN Liquido Señalización Inhibidores Raspadores Insp. Derecho vía Capacitaciones Reporte de fallas e incidentes Velocidad de flujo Historial de presiones Planes resp. Emergencias Reporte de inspecciones Prueba hidrostática DCVG Inspecciones visuales Reparaciones ILI Medición Potenciales

17. 7. Aplicación de evaluación de riesgos Consideraciones generales: El riesgo puede ser descrito, como el producto de probabilidad por la consecuencia. La meta final de la evaluación del riesgo es identificar y priorizar los riesgos del sistema. Determinar cómo, dónde y cuándo asignar recursos de mitigación para mejorar la integridad del sistema.

18. Objetivos de la evaluación de riesgos

19. Un proceso de evaluación de riesgos a tubería debe abordar las siguientes preguntas:

20. Datos para la evaluación del riesgo

21. 8. Evaluación De Integridad Y Reparaciones Esta sección de la RP proporciona orientación sobre métodos de evaluación de la integridad y los métodos de reparación e incluye los siguientes temas:

22. Evaluación De Integridad Y Reparaciones Los datos esenciales que deben ser grabado durante una prueba hidrostática para evaluar la integridad de la tubería incluyen los siguientes:

23. Método de reparación Anomalías encontradas reparables: - Remplazo de tubería - Mangas de acero -Refuerzos material compuesto - Abrazaderas mecánicas - Metal de soldadura depositado Anexo C Estrategias de reparación.

24. Tabla 3. métodos de reparación aceptados

25. 9. Frecuencias De Re-evaluación Se debe reevaluar la integridad de un segmento de tubería sujeto a un mecanismo de crecimiento de anomalía dependiente del tiempo. Tasas de crecimiento de la corrosión externa, corrosión interna, y SCC. Tasas de crecimiento de Fatiga. Anexo D. calculo de los intervalos de re-evaluación.

26. 10. Medidas de prevención y mitigación.

27. MEDIDAS DE MITIGACIÓN

28. 11. Gestión De Integridad En Estaciones De Bombeo Y Facilidades . Esta sección cubre las amenazas a las tuberías en estaciones de Bombeo y terminales, y se analiza su mitigación. Esta sección no cubre las amenazas que surgen de fallas del equipo o errores de operación. La ruptura de tuberías de los tanques de almacenamiento están fuera del alcance de este documento. Los tanques de inspección y mantenimiento o almacenamiento de tuberías están cubiertos por API 653. 11.1 Consideraciones Generales

29. 11. Gestión De Integridad En Estaciones De Bombeo Y Facilidades . Tensiones operativas relativamente bajas en múltiples tipos y tamaños de tuberías y tubos. Partes del sistema que se utilizan con poca frecuencia que presentan flujo bajo o intermitente. Tamaños pequeños de tubería unidos por accesorios no soldados. Tuberías sobre el suelo a veces cubiertas con aislamiento. Configuraciones de tuberías donde se puede acumular agua. Accesorios instalados incorrectamente en tubos y tuberías de diámetro pequeño (≤ 2 pulg ). Vibración de tubos y tuberías de pequeño calibre. Corrosión interna por agua atrapada y / o lodo, particularmente con petróleo crudo. La congelación de agua atrapada. Corrosión externa en soportes. Corrosión externa en las interfaces suelo / aire. Corrosión externa bajo aislamiento (CUI). Erosión interna y corrosión / erosión. Grietas asociadas con el transporte de etanol de grado combustible. Bridas u otras conexiones. Amenazas:

30. 11. Gestión De Integridad En Estaciones De Bombeo Y Facilidades . Temas 11.2 Tubing y tuberías desnudas pequeñas 11.3 Mitigación de Corrosión interna y externa Piernas Muertas Interfaces Aero- enterradas Corrosión de contacto Corrosión bajo aislamientos Erosión 11.4 Prevención de congelamiento y agua estancada 11.5 Prevención de cracking relacionado con Etanol 11.6 Inspecciones Visuales y END 11.7 Historial de Incidentes

31. 11. Gestión De Integridad En Estaciones De Bombeo Y Facilidades . MITIGACIÓN

32. 11. Gestión De Integridad En Estaciones De Bombeo Y Facilidades . MITIGACIÓN

33. 12. Evaluación del PGI. Preguntas es para una evaluación del Programa de Gestión de Integridad:

34. 12. Evaluación del PGI.

35. 12. Evaluación del PGI. Tabla 9 Ejemplo de Medición de Desempeño por Amenaza

36. 12. Evaluación del PGI. Tabla 10 Medición de Desempeño por Pasos del Proceso

37. 13. MANEJO DEL CAMBIO La gestión del cambio debe abordar los cambios operativos, técnicos, físicos, de procedimiento y de organización del sistema de tuberías del operador. Debe contar con: Descripción del cambio Razón para el cambio Fecha efectiva para el cambio Aprobación del cambio Análisis de las consecuencias Adquisición de permisos de trabajo Lista de los roles, responsabilidades y rendición de cuentas Modificación de elementos apropiados de la IMP Documentación del cambio y razón Comunicación de cambio a las partes afectada Implementación del cambio Proceso de flujo de trabajo

38. Anexos Anexo A: Amenazas a la integridad de ductos. Anexo B: Tecnología ILI Anexo C: Estrategias de reparación Anexo D: calculo de intervalos de re –evaluación. Anexo E: Otras tecnologías. Anexo F: Métodos de detección de fugas.

39. Gracias por su atención.