Estudio de integridad del oleoducto principal de Repsol YPF Ecuador desde el SPF (facilidades de producción del sur) hasta el OCP (oleoducto de crudos pesados)

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AGROINDUSTRIA. ESTUDIO DE INTEGRIDAD DEL OLEODUCTO PRINCIPAL DE REPSOL – YPF ECUADOR, DESDE EL CAMPO SPF (FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SUR) HASTA EL OCP (OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS). PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO. MARCO FERNANDO NARANJO ARAUJO [email protected]. DIRECTOR: ING. PATRICIO HERNÁN ESTUPIÑAN MELO [email protected]. Quito, Diciembre 2011.

(2) © Escuela Politécnica Nacional (2011) Reservados todos los derechos de reproducción.

(3) DECLARACIÓN. Yo Marco Fernando Naranjo Araujo declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. La. Escuela. Politécnica. Nacional. puede. hacer. uso. de. los. derechos. correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.. __________________________. Marco Fernando Naranjo Araujo.

(4) CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Marco Fernando Naranjo Araujo bajo mi supervisión.. _________________________. Ing. Patricio Estupiñan DIRECTOR DE PROYECTO.

(5) AUSPICIO. La presente investigación contó con el auspicio financiero de Repsol – YPF Ecuador..

(6) DEDICATORIA. A mis padres Gloria Araujo y Marco Naranjo por estar junto a mí durante toda mi carrera profesional mostrándome su apoyo, amor y compresión. Les dedico este trabajo fruto de nuestro esfuerzo.. A mis hermanas Carla y Vanessa por estar a mi lado en todo momento.. A mis amigos Andrés, Fer, Iveth, Paco y Remi, los seis empezamos con este sueño que poco a poco se vuelve realidad, gracias por toda su amistad, apoyo, ayuda, paciencia y más durante estos seis años..

(7) i. ÍNDICE DE CONTENIDO PÁGINA RESUMEN INTRODUCCIÓN 1. 1.1.. PARTE TEÓRICA. xx xxii 1. Integridad de tuberías 1.1.1. Definición de integridad 1.1.2. Código US.DOT.49 CFR-195.452 gestión de integridad de tuberías 1.1.3. Norma API 1160 gestión de integridad de tuberías 1.1.3.1. Estructura de un programa de gestión de integridad 1.1.3.2. Áreas de alta consecuencia 1.1.3.3. Recolección, revisión e integración de la información 1.1.3.4. Evaluación de riesgos 1.1.3.5. Evaluación de la resistencia mecánica remanente 1.1.3.6. Opciones de mitigación y control. 6 14 21 23. 1.2.. Criterios de evaluacion de integridad 1.2.1. Inspección en línea (ILI) 1.2.1.1. Geométrica -calibrador 1.2.1.2. Herramientas de pérdida de espesor 1.2.1.3. Herramientas de detección de grietas 1.2.1.4. Herramienta para limpieza interna de una tubería 1.2.1.5. Facilidades para el envío de chanchos 1.2.2. Prueba hidrostática 1.2.3. Evaluación directa 1.2.3.1. Evaluación directa de corrosión externa (ECDA) 1.2.3.2. Evaluación directa de corrosión interna (ICDA). 25 25 26 26 28 31 33 34 36 36 50. 1.3.. Criterios para evaluación de defectos 1.3.1. Norma ASME B31.G manual para determinar la resistencia remanente en tuberías corroídas 1.3.2. Criterios NACE PCIM 1.3.3. Métodos de reparación. 53. 2.. METODOLOGÍA. 1 1 2 3 4 4. 53 54 55 59. 2.1.. Oleoducto principal de REPSOL – YPF. 59. 2.2.. Caracterización del fluido. 61. 2.3.. Inspección del derecho de vía. 62. 2.4.. Verificación en campo. 63.

(8) ii. 2.5.. Revisión, recolección e integración de la información 2.5.1. Segmentación del oleoducto 2.5.2. Ubicación de válvulas, lanzadores y recibidores 2.5.3. Ubicación de postes de protección catódica 2.5.4. Diseño, materiales y construcción 2.5.4.1. Presión de diseño y factores de seguridad 2.5.4.2. Estudio de resistividad y ph del suelo 2.5.5. Derecho de vía 2.5.6. Áreas sensibles o componentes para HCA 2.5.7. Operación, mantenimiento, inspección y reparación 2.5.7.1. Inspección en línea 2.5.7.2. Inspección de la protección catódica 2.5.7.3. Inspección del recubrimiento. 63 63 64 64 67 68 68 69 69 70 70 71 72. 2.6.. Determinación de las áreas de alta consecuencia 2.6.1. Determinación del corredor de seguridad 2.6.2. Evaluación de los componentes 2.6.2.1. Peso de los componentes 2.6.2.2. Valor resultante y clasificación de las hca. 73 74 75 77 77. 2.7.. Evaluación de riesgos 2.7.1. Calculo de la probabilidad de falla -INDEX SUM 2.7.1.1. Índice de daños por terceros (0 – 100 puntos) 2.7.1.2. Índice de corrosión (0 – 100 puntos) 2.7.1.3. Índice de diseño (0 – 100 puntos) 2.7.1.4. Índice de operaciones incorrectas (0 – 100 puntos) 2.7.2. Calculo del factor de impacto de fuga - LIF 2.7.2.1. Peligrosidad del producto (PH) 2.7.2.2. Volumen de derrame (LV) 2.7.2.3. Dispersión (D) 2.7.2.4. Receptores (R) 2.7.3. Cálculo del riesgo absoluto 2.7.3.1. Cálculo de la probabilidad de derrame e índice de falla 2.7.3.2. Cálculo del índice de consecuencias 2.7.3.3. Índice de riesgo 2.7.3.4. Correlación con las HCA. 2.8.. Evaluación de la resistencia mecánica remanente 2.8.1. Evaluación de defectos 2.8.2. Segmentos con inspección ILI 2006 2.8.2.1. Cálculo de la longitud máxima permisible del área corroída 2.8.2.2. Cálculo del factor estimado de reparación (ERF) 2.8.2.3. Cálculo de la presión segura 2.8.2.4. Cálculo de la presión de falla 2.8.2.5. Velocidad de corrosión 2.8.2.6. Vida remanente 2.8.2.7. Proyección 2010. 78 80 80 83 87 90 91 92 95 98 100 100 100 101 102 103 104 104 104 105 107 107 108 109 109 111.

(9) iii. 2.9. 3.. 2.8.3. Segmentos sin inspección ILI 2006 2.8.3.1. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión interna 2.8.3.2. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión externa 2.8.4. Plan de inspección inicial. 112. Desarrollo del plan de mitigación y control. 114. RESULTADOS Y DISCUSIÓN. 113 113 114. 117. 3.1.. Segmentación del oleoducto. 117. 3.2.. Integración de la información 3.2.1. Diseño, materiales y construcción 3.2.2. Derecho de vía 3.2.2.1. Ancho y profundidad del derecho de vía 3.2.2.2. Resultados de la inspección del derecho de vía: 3.2.2.3. Cruces de tubería, derecho de vía compartido 3.2.2.4. Topografía de la tubería 3.2.3. Operación, mantenimiento inspeccion, y reparación 3.2.3.1. Resultados de la inspección en línea 3.2.3.2. Temperatura de operación 3.2.3.3. Presión de operación 3.2.3.4. Máxima presión de operación permisible (maop) 3.2.3.5. Estaciones de bombeo y válvulas esdv 3.2.3.6. Ratas de flujo 3.2.3.7. Condiciones y datos atmosféricos 3.2.3.8. Contenido de la línea 3.2.3.9. Inspección de la protección catódica 3.2.3.10. Inspección y condición del recubrimiento 3.2.3.11. Procedimientos de operación 3.2.3.12. Mantenimiento del oleoducto 3.2.3.13. Reparaciones 3.2.4. Historial de fugas 3.2.5. Componentes para hca 3.2.5.1. Componentes para HCA 3.2.5.2. Ubicación gráfica de los componentes para HCA. 118 118 130 130 130 132 134 137 137 142 142 143 143 144 144 145 146 156 162 163 163 165 166 166 166. 3.3.. Determinación de las áreas de alta consecuencia 3.3.1. Determinacion del corredor de seguridad 3.3.2. Evaluación de los componentes hca. 167 168 169. 3.4.. Evaluación de riesgos 3.4.1. Probabilidad de falla - INDEX SUM 3.4.1.1. Índice de daños por terceros 3.4.1.2. Índice de corrosión 3.4.1.3. Índice de diseño. 175 175 175 180 190.

(10) iv. 3.5.. 3.6.. Índice de operaciones incorrectas 3.4.1.4. 3.4.2. Factor de impacto de fuga – LIF 3.4.2.1. Peligrosidad del producto (PH) 3.4.2.2. Volumen de derrame (LV) 3.4.2.3. Dispersión (D) 3.4.2.4. Receptores (R) 3.4.3. Riesgo relativo 3.4.4. Riesgo absoluto 3.4.4.1. Índice de probabilidad 3.4.4.2. Índice de severidad 3.4.4.3. Índice de riesgo 3.4.4.4. Correlación HCA. 193 197 197 199 200 203 204 205 205 207 209 209. Evaluación de resistencia mecánica remanente 3.5.1. Segmentos con inspección ILI 3.5.1.1. Resultados de la evaluación de defectos 3.5.1.2. Calculo de la presión de falla 3.5.1.3. Resultados velocidad de corrosión 3.5.1.4. . Resultados vida remanente 3.5.1.5. Resultados de la proyección 3.5.2. Segmentos sin inspección ILI 3.5.2.1. Calculo predictivo de la velocidad de corrosión interna 3.5.2.2. Cálculo predictivo de la velocidad de corrosión externa 3.5.2.3. Cálculo predictivo de la vida remanente 3.5.3. Plan de inspección inicial. 211 211 211 213 214 215 220 227. Plan de mitigación y control 3.6.1. Mitigación y control para daños por terceros 3.6.1.1. Profundidad mínima de cubierta 3.6.1.2. Facilidades en superficie 3.6.1.3. Nivel de actividad 3.6.1.4. Educación pública 3.6.1.5. Cruce de vía 3.6.1.6. Cruce de tuberías y derecho de vía compartido 3.6.1.7. Condición del derecho de vía 3.6.1.8. Patrullaje del ddv 3.6.1.9. Localización de la línea 3.6.2. Mitigación y control para corrosión 3.6.2.1. Corrosión atmosférica 3.6.2.2. Corrosión interna 3.6.2.3. Corrosión externa 3.6.2.4. Recubrimiento 3.6.3. Mitigación y control para diseño 3.6.3.1. Factor de seguridad 3.6.3.2. Fatiga 3.6.3.3. Posibles sobrepresiones. 232 232 232 233 234 234 236 236 236 237 238 240 240 240 241 244 245 245 246 247. 227 227 228 229.

(11) v. Verificaciones de integridad 3.6.3.4. 3.6.3.5. Movimientos de tierra 3.6.4. Mitigación para el índice de operaciones incorrectas 3.6.5. Mitigación y control para consecuencias 3.6.6. Índice de riesgo y correlación hca 4. 4.1. 4.2.. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones Recomendaciones. 248 249 250 253 257 259 259 262. BIBLIOGRAFÍA. 265. ANEXOS. 270.

(12) vi. ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA Tabla 1.1.. Tipo de información a recolectar e integrar durante el estudio. Tabla 1.2.. Materiales para construcción de oleoductos. 10. Tabla 1.3.. Composición química del acero utilizado en oleoductos. 10. Tabla 1.4.. Ejemplos de atributos y prevenciones. 17. Tabla 1.5.. Herramientas ILI y capacidad de detección de diferentes tipos de defectos. 30. Tabla 1.6.. Ventajas y desventajas de las herramientas MFL. 31. Tabla 1.7.. Matriz de selección para herramientas ECDA. 38. Tabla 1.8.. Categorización de los defectos en el recubrimiento. 43. Tabla 1.9.. Categorización del suelo por su valor de resistividad. 47. Tabla 1.10.. Clasificación de los defectos-condiciones herramienta seleccionada. según. 7. la 48. Tabla 1.11.. Criterios NACE PCIM. 55. Tabla 1.12.. Métodos de reparación de tuberías. 56. Tabla 2.1.. Ejemplo de la base de datos DCVG 2004. 67. Tabla 2.2.. Ejemplo de la base de datos resistividad y pH 2005. 69. Tabla 2.3.. Ejemplo de las bases de datos de los estudios Poste a Poste. 71. Tabla 2.4.. Ejemplo de las bases de datos del estudio PCM. 73. Tabla 2.5.. Componentes y escala de valoración de las HCA. 76. Tabla 2.6.. Peso de cada componente y características tomadas en cuenta. 77. Tabla 2.7.. Clasificación de las HCA según el valor de criticidad. 78. Tabla 2.8.. Calificación de los sistemas de aislamiento y sistemas de detección. 97. Tabla 2.9.. Combinación de puntajes. 97. Tabla 2.10.. Evaluación de consecuencias inflamables. 100.

(13) vii. Tabla 2.11.. Escala para obtener y clasificar el índice de probabilidad. 101. Tabla 2.12.. Variables utilizadas para el cálculo del índice de severidad. 101. Tabla 2.13.. Criterios para determinar el índice de severidad. 102. Tabla 2.14.. Criterios de aceptabilidad del índice de riesgo. 102. Tabla 2.15.. Criterios de priorización. 103. Tabla 2.16.. Velocidades de corrosión para el acero en suelo (corrosión externa). 114. Segmentos en los que se divide el Oleoducto de Repsol YPF. 117. Tabla 3.2.. Información sobre material, diseño y construcción. 119. Tabla 3.3.. Calculo de la Presión de Diseño. 119. Tabla 3.4.. Resistividad y pH del Suelo por segmentos. 129. Tabla 3.5.. Resumen de la Inspección del derecho de vía. 132. Tabla 3.6.. Resumen cruces de vía y derecho de vía compartido. 133. Tabla 3.7.. Ubicación de los cruces de tubería y DDV compartido. 133. Tabla 3.8.. Especificaciones operativas de la Herramienta MFL.. 137. Tabla 3.9.. Resumen de defectos detectados por la herramienta MFL.. 138. Tabla 3.10.. Temperatura de operación de cada subsegmento del oleoducto. 142. Tabla 3.11.. Presión de operación de cada subsegmento del oleoducto. 142. Tabla 3.12.. Máxima presión de operación del oleoducto por segmentos. 143. |Tabla 3.13.. Presión de succión y de descarga en las estaciones de Bombeo. 144. Tabla 3.14.. Presión de cierre de las válvulas ESDV. 144. Tabla 3.15.. Ratas de flujo de cada subsegmento del oleoducto. 145. Tabla 3.16.. Condiciones atmosféricas y temperatura ambiente. 145. Tabla 3.1..

(14) viii. Tabla 3.17.. Contenido del Oleoducto principal de Repsol - YPF. 146. Tabla 3.18.. Criterio de polarización catódica respecto a la temperatura de operación. 147. Tabla 3.19.. Defectos del recubrimiento clasificados por el %IR. 156. Tabla 3.20.. Defectos del recubrimiento clasificados por el criterio C/C, C/A o A/A. 156. Tabla 3.21.. Datos del recorrido de PIG de limpieza. 164. Tabla 3.22.. Defectos de pérdida de espesor reparados en oleoducto. 165. Tabla 3.23.. Resumen de componentes para HCA encontradas en el recorrido del oleoducto. 166. Tabla 3.24.. Calculo del Radio de piscina. 169. Tabla 3.25.. Condiciones encontradas a cada componente y su valor correspondiente. 169. Tabla 3.26.. Áreas de alta consecuencia identificadas por segmentos. 170. Tabla 3.27.. Puntuación del índice de daños por terceros obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 180. Puntuación del índice de corrosión atmosférica obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 182. Puntuación del índice de corrosión interna obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 184. Puntuación por ambiente bajo superficie obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 186. Puntuación por protección catódica obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 188. Puntuación por índice de corrosión externa obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 189. Puntuación por índice de corrosión obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 190. Puntuación del Índice de Diseño obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 193. Tabla 3.28.. Tabla 3.29.. Tabla 3.30.. Tabla 3.31.. Tabla 3.32.. Tabla 3.33.. Tabla 3.34..

(15) ix. Tabla 3.35.. Tabla 3.36.. Tabla 3.37.. Puntuación por operaciones incorrectas obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 196. Valores de INDEX SUM obtenidos para cada subsegmento del oleoducto. 197. Volumen derramado y puntos asignados orificios. 199. - derrame por. Tabla 3.38.. Volumen derramado y puntos asignados - derrame por rotura. 200. Tabla 3.39.. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame por orificios. 201. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame por rotura. 201. Cuantifificacion de las consecuencias flamables para derrame por orificios de cada subsegmento del oleoducto. 202. Cuantificación de las consecuencias flamables para derrame por rotura de cada subsegmento del oleoducto. 203. Valores de LIF obtenidos para cada subsegmento del oleoducto. 204. Valores de riesgo relativo obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 205. Tabla 3.45.. Ejemplo de cálculo de la probabilidad de falla. 206. Tabla 3.46.. Probabilidad de falla e índice de probabilidad obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 206. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame por orificio. 208. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame por rotura. 208. Índice de riesgo obtenido para cada subsegmento del oeoducto. 210. Índice de prioridad obtenido para cada subsegmento del oleoducto. 210. Evaluación de los defectos segmento SPF – NPF cuya Lm>L. 211. Tabla 3.40.. Tabla 3.41.. Tabla 3.42.. Tabla 3.43.. Tabla 3.44.. Tabla 3.47.. Tabla 3.48.. Tabla 3.49.. Tabla 3.50.. Tabla 3.51..

(16) x. Tabla 3.52.. Evaluación de los defectos segmento NPF - POMPEYA cuya Lm>L. 212. Tabla 3.53.. Defecto con la presión de falla menor a la MAOP. 213. Tabla 3.54.. Valores de ERF calculados para los defectos reparados. 213. Tabla 3.55.. Resumen velocidades de corrosión. 214. Tabla 3.56.. Velocidades de corrosión máximas para los defectos externos e internos Velocidad de corrosión en puntos donde existe cambio de espesor. Tabla 3.57.. 215 215. Tabla 3.58.. Defectos externos clasificados por vida remanente. 216. Tabla 3.59.. Ubicación de los defectos externos con vida remanente entre 1 y 5 años. 216. Tabla 3.60.. Defectos internos clasificados por vida remanente. 217. Tabla 3.61.. Históricos temperatura de operación. 221. Tabla 3.62.. Proyección de vida remanente 2010. 222. Tabla 3.63.. Espesor proyectado en puntos donde existe cambio de espesor. 224. Velocidad de corrosión interna promedio y espesor remanente para el segmento POZO 27 -OCP. 228. Velocidades de corrosión externa promedio y espesor remanente para el segmento POZO 27 -OCP. 228. Tabla 3.66.. Tiempo de vaciado de cada segmento del oleoducto. 230. Tabla 3.67.. Puntuación del índice de daños por terceros luego de las actividades de mitigación y control. 239. Puntuación del índice de corrosión luego de las actividades de mitigación. 246. Tabla 3.69.. Mínima presión de falla segmento. 248. Tabla 3.70.. Puntuación del índice de diseño luego de las actividades de mitigación. 250. Índice de operaciones incorrectas luego de las acciones de mitigación. 251. Tabla 3.64.. Tabla 3.65.. Tabla 3.68.. Tabla 3.71..

(17) xi. Tabla 3.72.. Probabilidad de falla luego de las actividades de mitigación. 252. Tabla 3.73.. Reducción de la probabilidad de falla. 253. Tabla 3.74.. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugasderrame por orificio. 255. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugasderrame por rotura. 256. Reducción en los costos de consecuencias luego de las acciones de mitigación. 256. Índice de riesgo luego de las actividades de mitigación y control. 257. Índice de prioridad luego de las actividades de mitigación y control. 258. Tabla A2.1.. Base de datos DCVG. 272. Tabla A2.2.. Cálculo presión de diseño. 273. Tabla A2.3.. Cálculo criticidad HCA. 274. Tabla A2.4.. Evaluación de los defectos de pérdida de espesor. 275. Tabla A2.5.. Cálculo de la vida remanente. 278. Tabla A3.1.. Inspección del segmento: Pompeya –Shushufindi. 281. Tabla A3.2.. Inspección del segmento Shushufindi – Rio Aguarico. 283. Tabla A4.1.. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro. 285. Puntuación de los factores que influyen en el nivel de actividad. 292. Tabla A5.2.. Puntuación asignada por facilidades en superficie. 292. Tabla A5.3.. Puntuación asignada a los factores que influyen en la localización de la línea. 292. Puntuación asignada a los factores para calificar la variable educación pública. 292. Criterios para evaluar la condición del Derecho de vía. 293. Tabla 3.75.. Tabla 3.76.. Tabla 3.77.. Tabla 3.78.. Tabla A5.1.. Tabla A5.4.. Tabla A5.5..

(18) xii. Tabla A5.6.. Puntuación de la frecuencia de patrullaje. 293. Tabla A5.7.. Puntuación por exposición atmosférica. 293. Tabla A5.8.. Tipos de atmósferas y puntaje asignado. 293. Tabla A5.9.. Condiciones para evaluación del Recubrimiento Atmosférico. 294. Tabla A5.10.. Factores para evaluación de la corrosividad del producto. 294. Tabla A5.11.. Puntuación por corrosividad del suelo. 294. Tabla A5.12.. Condiciones para evaluación de SCC. 294. Tabla A5.13.. Peso de los estudios para evaluación de la protección catódica. 295. Tabla A5.14.. Condiciones efecto escudo. 295. Tabla A5.15.. Condiciones para evaluación del Recubrimiento. 295. Tabla A5.16.. Puntuación por fatiga. 295. Tabla A5.17.. Evaluación de la probabilidad de sobretensiones. 296. Tabla A5.18.. Evaluación robustez ILI. 296. Tabla A5.19.. Criterios para la evaluación de los movimientos de tierra. 296. Tabla A5.20.. Criterios para evaluar la potencial MAOP. 296. Tabla A5.21.. Criterios para evaluación de sistemas de seguridad. 297. Tabla A5.22.. Factores para evaluar la construcción. 297. Tabla A5.23.. Criterios y condiciones para la evaluación de la variable operación. 297. Tabla A5.24.. Criterios para la evaluación del sistema SCADA. 298. Tabla A5.25.. Criterios y condiciones para la evaluación la variable mantenimiento. 298. Tabla A5.26.. Escala NFPA para evaluación de peligros agudos. 298. Tabla A5.27.. Categorías para evaluación de la inflamabilidad. 299. Tabla A5.28.. Criterios para evaluación de la reactividad del producto. 299.

(19) xiii. Tabla A5.29.. Reactividad en función de la presión. 299. Tabla A5.30.. Criterios para evaluación de la reactividad del producto. 299. Tabla A5.31.. Criterio evaluación de peligros crónicos. 299. Tabla A5.32.. Puntaje de acuerdo a volumen de derrame. 299. Tabla A5.33.. Puntaje de acuerdo a radio de dispersión. 299. Tabla A5.34.. Escala para la evaluación de los receptores. 299. Tabla A6.1.. Matriz índice de daños por terceros. 300. Tabla A6.2.. Matriz índice de corrosión. 301. Tabla A6.3.. Matriz índice de diseño. 305. Tabla A6.4.. Matriz índice de daños operaciones incorrectas. 306. Tabla A6.5.. Matriz de factor de impacto de fuga. 308. Tabla A7.1.. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 SPF – NPF. 309. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 NPF – POMPEYA. 309. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 POMPEYA - SHUSHUFINDI. 311. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO. 311. Tabla A7.2.. Tabla A7.3.. Tabla A7.4..

(20) xiv. ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA Figura 1.1.. Principales causas de derrames en tuberías en Canadá. 3. Figura 1.2.. Estructura de un programa de gestión de integridad. 5. Figura 1.3.. Representación de las áreas de alta consecuencia. 6. Figura 1.4.. Protección catódica galvánica. 11. Figura 1.5.. Sistema de protección catódica por corriente impresa. 12. Figura 1.6.. Esquemas del FBE y el 3LPP. 14. Figura 1.7.. Matriz de Riesgo simple. 19. Figura 1.8.. Herramienta geométrica. 26. Figura 1.9.. MFL tipo de sensores y principio de funcionamiento. 27. Figura 1.10.. Herramienta ultrasonido de principio de funcionamiento. 28. onda de compresión y su. Figura 1.11.. Herramienta MFL transversal. 29. Figura 1.12.. Herramienta de ultrasonido de onda de corte. 29. Figura 1.13.. Acción de limpieza de un chancho. 32. Figura 1.14.. Chanchos de copas y de cepillos. 33. Figura 1.15.. Lanzadores y Recibidores. 33. Figura 1.16.. Definición de Regiones ECDA. 37. Figura 1.17.. Criterios de protección catódica. 40. Figura 1.18.. Estudio CIPS y grafico potencial en función de la distancia. 41. Figura 1.19.. Equipo PCM. 45. Figura 1.20.. Instalación del transmisor. 45. Figura 1.21.. Flujo de la corriente hacia un defecto en recubrimiento. 46. Figura 1.22.. Método de los cuatro electrodos. 47. Figura 1.23.. Camisas de refuerzo. 58.

(21) xv. Figura 2.1.. Recorrido del Oleoducto Principal de Repsol – YPF desde el SPF hasta el OCP. 60. Figura 2.2.. Equipo GPS e inspección del DDV. 63. Figura 2.3.. Ejemplo de la base de datos ILI 2006. 65. Figura 2.4.. Plano de construcción del oleoducto. 66. Figura 2.5.. Ejemplo de las bases de datos del estudio CIPS. 72. Figura 2.6.. Corredor de seguridad. 75. Figura 2.7.. Evaluación de los componentes para la determinación de las HCAs. 77. Figura 2.8.. Diagrama de la puntuación de riesgo relativo por índices. 79. Figura 2.9.. Oleoducto hacia un recibidor (tubería aérea). 84. Figura 2.10.. Flujograma de evaluación de los peligros crónicos de una sustancia. 94. Figura 2.11.. Posible comportamiento inflamable de una fuga. 99. Figura 2.12.. Matriz de Riesgos. 103. Figura 2.13.. Matriz de priorización. 104. Figura 2.14.. Metodología ASME B31.G para la evaluación de los defectos de pérdida de espesor.. 106. Figura 2.15.. Selección de la metodología de verificación de integridad. 115. Figura 3.1.. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento SPF – NPF. 120. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento NPF - POMPEYA. 121. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento POMPEYA SHUSHUFINDI. 122. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO. 123. Figura 3.2.. Figura 3.3.. Figura 3.4..

(22) xvi. Figura 3.5.. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento POZO 27 - OCP. 124. Estudio de resistividad y de pH del suelo segmento SPF NPF. 125. Estudio de resistividad y pH del suelo segmento NPF POMPEYA. 126. Estudio de resistividad y pH del suelo segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI. 127. Estudio de resistividad del suelo segmento SHUSHUFINDI LAGO AGRIO. 128. Figura 3.10.. Estudio de resistividad del suelo segmento POZO 27 – OCP. 129. Figura 3.11.. Derecho de vía Oleoducto Principal Repsol - YPF (Extra Bloque 16). 130. Figura 3.12.. Registro fotográfico de la inspección al derecho de vía. 131. Figura 3.13.. Topografía segmento SPF- NPF. 135. Figura 3.14.. Topografía segmento NPF - POMPEYA. 135. Figura 3.15.. Topografía segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI. 136. Figura 3.16.. Topografía segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO. 136. Figura 3.17.. Topografía segmento POZO 27 – OCP. 137. Figura 3.18.. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento SPF – NPF. 140. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento NPF – POMPEYA. 140. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI. 141. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (SOTE). 141. Potencial OFF vs. distancia segmento SPF – NPF (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009. 150. Potencial OFF vs. distancia segmento NPF–POMPEYA (a) Estudio Poste a Poste 2005,(b) Estudio Poste s Poste 2009. 151. Figura 3.6.. Figura 3.7.. Figura 3.8.. Figura 3.9.. Figura 3.19.. Figura 3.20.. Figura 3.21.. Figura 3.22.. Figura 3.23..

(23) xvii. Figura 3.24.. Figura 3.25.. Figura 3.26.. Figura 3.27.. Figura 3.28.. Figura 3.29.. Figura 3.30.. Figura 3.31.. Figura 3.32.. Figura 3.33.. Figura 3.34.. Figura 3.35.. Figura 3.36.. Figura 3.37.. Figura 3.38.. Potencial OFF vs. distancia segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009. 152. Potencial OFF vs. distancia segmento SHUSHUFINDI– LAGO AGRIO (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009. 153. Potencial OFF vs. distancia segmento POZO 27 – OCP (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009. 154. Potencial OFF vs. distancia segmento Pompeya- Shushufindi (Tramo 32+700 - 28+700), estudio CIPS. 155. Potencial OFF vs. distancia segmento Shushufindi- Lago Agrio (Tramo SHUSHUFINDI–52+339), estudio CIPS. 155. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento SPF – NPF. 160. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento NPF – POMPEYA. 160. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento POMPEYA– SHUSHUFINDI. 161. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento SHUSHUFINDI– L.AGRIO. 161. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento POZO 27 – OCP. 162. Ubicación de los defectos en el recubrimiento, estudio PCM, segmento POMPEYA –SHUSHUFINDI. 162. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento SPF – NPF. 171. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento NPF - POMPEYA. 172. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento POMPEYA SHUSHUFINDI. 173. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO. 174.

(24) xviii. Figura 3.39.. Representación gráfica de las áreas de alta consecuencia determinadas, segmento POZO 27 – OCP. 175. Figura 3.40.. Facilidades con protección contra daños por terceros. 178. Figura 3.41.. Velocidad de Corrosión de los defectos SPF - NPF. 218. Figura 3.42.. Velocidad de Corrosión de los defectos NPF - POMPEYA. 218. Figura 3.43.. Velocidad de Corrosión de los defectos POMPEYA SHUSHUFINDI. 219. Velocidad de Corrosión de los defectos SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (SOTE). 219. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento SPF – NPF. 225. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento NPF - POMPEYA. 225. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI. 226. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO. 226. Figura 3.49.. Instalación de cinta de advertencia. 233. Figura 3.50.. Instalación de barreras de protección como opción de mitigación de daños por terceros a las facilidades en superficie. 234. Figura 3.44.. Figura 3.45.. Figura 3.46.. Figura 3.47.. Figura 3.48..

(25) xix. ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO I Reporte diario de laboratorio - analisis del crudo. 271. ANEXO II Ejemplos de cálculo. 272. ANEXO III Inspección del derecho de vía. 281. ANEXO IV Matriz de cálculo hca. 285. ANEXO V Tablas de calificación para la evaluación de riesgos. 292. ANEXO VI Matrices de evaluación de riesgos. 300. ANEXO VII Defectos con vida remanente 1 - 5 años. 309.

(26) xx. RESUMEN El presente estudio evaluó la integridad del oleoducto principal de Repsol – YPF Ecuador, según la Norma API 1160 “Sistema de Gestión de Integridad de Líquidos Peligrosos”. El oleoducto se extiende desde el campo SPF (facilidades de producción del sur) hasta el OCP (oleoducto de crudos pesados) y tiene 211 km de longitud, por lo que el paso inicial del estudio fue dividir el oleoducto en 5 segmentos: SPF – NPF, NPF – POMPEYA, POMPEYA – SHUSHUFINDI, SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO y POZO 27 – OCP.. La información del oleoducto fue integrada en cinco categorías: diseño, materiales y. construcción;. operación,. mantenimiento,. inspección,. reparaciones. y. procedimientos; áreas sensibles; derecho de vía y finalmente historial de fugas.. Se determinaron las áreas de alta consecuencia (HCA), ya que el recorrido del oleoducto atraviesa un área ambientalmente sensible. Se utilizó la información integrada sobre áreas sensibles se realizó el cálculo de el. área de derrame. esperada en función del volumen transportado y se determinó un radio de afectación de 500m, de esta manera se obtuvieron áreas con limites las cuales fueron categorizadas mediante un modelo que le asigna un peso a cada componente. Así se determinaron 211 áreas de alta consecuencia: 83 de criticidad alta, 91 de criticidad media alta, 36 de criticidad media, 1 de criticidad baja.. La evaluación del riesgo de falla del oleoducto fue el siguiente paso. El objetivo de la evaluación fue obtener un valor cuantitativo del riesgo, que permita categorizar a los segmentos de la tubería en función de la información integrada. Los resultados de la evaluación de riesgos según el modelo aplicado fue que los segmentos del oleoducto. poseen un valor de RIESGO INACEPTABLE y se. deben tomar medidas de mitigación y control en los siguientes 3 meses.. La evaluación de la resistencia remanente permitió determinar: que la velocidad de corrosión de los defectos detectados en el oleoducto (854 externos y 277.

(27) xxi. internos) está entre 2,84 y 20,80mpy, la vida remanente de los defectos más críticos está entre 1 y 5 años, y permitió determinar los defectos que requieren reparación.. Finalmente el plan de mitigación y control determinó las variables que pueden ser modificadas, para obtener un valor de riesgo ACEPTABLE.. Luego de la. evaluación se redujo la probabilidad de falla en un 20% y los costos de las consecuencias hasta en un 99% Sin embargo, el valor de riesgo obtenido es un valor INACEPTABLE, y se recomendaron todas las acciones posibles para mejorar este escenario..

(28) xxii. INTRODUCCIÓN Los oleoductos son activos que transportan productos peligrosos a presión a través de la propiedad pública. La operación de dichos activos expone a las personas y al medio ambiente a riesgos en caso del derrame del contenido. La integridad de una tubería es que ésta sea operada de tal manera que no haya efectos adversos en las instalaciones, los empleados, el medio ambiente, y la población. Entonces se puede definir, en pocas palabras, a la integridad de una tubería como: “La operación de ésta libre de errores, derrames, e incidentes”. (API 1160, 2001). La CONCAWE (Conservation of Clean Air and Water in Europe) determina cinco causas de derrame para oleoductos •. Eventos de derrame atribuidos a daños mecánicos. •. Eventos de derrame atribuídos a errores operacionales. •. Eventos de derrame atribuídos a fenómenos corrosivos. •. Fuerzas Naturales. •. Daños por Terceros (CONCAWE, 2004). En los Estados Unidos, las pérdidas directas debidas a la corrosión le cuestan al país alrededor de $276 billones de dólares anuales. Si la corrosión no es propiamente considerada en el diseño inicial de una tubería puede causar frecuentes paros no programados y la necesidad de mantenimiento excesivo, reparaciones y reemplazo de piezas dañadas para mantener el sistema en operación. El costo de estos factores comúnmente excede el costo de evitar la corrosión durante la etapa de diseño, mediante la selección de un material adecuado, cambios en las condiciones de operación del sistema, o la aplicación de medidas de control. (NACE, 2004).. El derrame del contenido puede tener costos significativos, directos e indirectos. Los costos directos incluyen el valor del producto en sí, el costo de reparaciones, y los costos asociados al tiempo fuera de producción. Sin embargo existe un.

(29) xxiii. riesgo mayor ya que el derrame del contenido de una tubería puede ocasionar significativos efectos adversos a la población, el medio ambiente, una red fluvial, etc., y los daños pueden llegar a ser irreparables e irreversibles. Las operadoras de tuberías deben cumplir exigencias legales, de ingeniería, de seguridad, ambientales y económicas, establecidas por el gobierno de cada país y por organizaciones internacionales antes durante y después de la operación de una tubería ya que están sujetas a inspecciones periódicas reglamentarias, verificaciones y recertificaciones. (Muhlbauer, 2004).. En los Estados Unidos se aplica un nuevo enfoque, donde las operadoras de tuberías están obligadas por ley a demostrar y documentar que la integridad de sus instalaciones se mantiene en todo momento. Este nuevo enfoque nació como una. iniciativa. de. la. PHMSA. (Pipeline. &. Hazardous. Materials. Safety. Administration), una de las diez agencias del Departamento de Transporte de los Estados Unidos (U.S. Department of Transportation, U.S. DOT), que busca la protección de la población, el medioambiente, el transporte seguro y sin riesgos de sustancias peligrosas de la industria por diferentes tipos de transporte, incluidas las tuberías. Esta agencia permite una mejor administración del transporte de sustancias peligrosas a través de tuberías ya que desarrolla y aplica leyes para la seguridad, confiabilidad y operación ambientalmente correcta de 2,3 millones de millas de tuberías y cerca de 1 millón de embarques de materiales peligrosos por tierra, agua y aire. (DOT, 2010). Operar una tubería que transporta un fluido de manera que no produzca impactos negativos sobre la producción, el medio ambiente, los empleados, los equipos, la economía e imagen de la compañía es el principal objetivo del desarrollo de un estudio de integridad de tuberías. Un estudio de integridad para el oleoducto principal de Repsol – YPF Ecuador busca asegurar que dicho objetivo sea cumplido. (API 1160, 2001). Un estudio de integridad le proporciona a una operadora de oleoductos medios para el mejoramiento de su operación, y le permite asignar de mejor manera sus recursos, técnicos, tecnológicos, humanos y financieros para:.

(30) xxiv. •. Determinar las áreas ambientalmente sensibles que pueden verse afectadas en caso de un derrame.. •. Identificar y analizar las condiciones que pueden desembocar en fallas del oleoducto, así como examinar la probabilidad de un derrame y la magnitud de las consecuencias del mismo.. •. Evaluar el estado mecánico del oleoducto y tomar las medidas necesarias para evitar un derrame.. •. Desarrollar acciones de control y mitigación en función de las condiciones actuales de operación. (Muhlbauer, 2004)..

(31) xxv. ABREVIATURAS Y UNIDADES A:. Área transversal del orificio m2 (ft2). Ad:. Es el área de la piscina o área dispersada en m2 (ft2). a:. Espacio entre los electrodos (cm). BS&W:. Contenido de sedimentos y agua en el crudo. CoordEi:. Coordenada este en un punto. CoordNi:. Coordenada norte en un punto. Cd:. Coeficiente de descarga. C:. Factor de calibración. ρ:. Densidad del fluido kg/m3 (lb/ft3). D:. Diámetro externo en mm (in). DDV:. Derecho de vía. dr:. Distancia relativa (m). d:. Pérdida o profundidad del área corroída (defecto) en mm (in). E:. Factor de soldadura, 1 para tuberías sin costuras. Eij:. Valor asociado a la escala j del componente i. ESDV:. Emergency shutdown valve. g:. Aceleración de la Gravedad 9,8m/s2 (32.2ft/s). HCA:. Área de alta consecuencia. ILI:. Inspección en línea. MA:. Masa de derrame ajustada en kg (lb). MAOP:. Máxima presión de operación en MPa (psi). Mi:. Valor máximo del componente. MD:. Masa derramada en kg (lb). m f:. Flujo másico de fuga kg/s (lb/s). ncomp:. Número de componentes a evaluar. mr:. Masa real dispersada en kg (lb). nescalas:. Número de escalas del componente i. pp:. Profundidad de la piscina de derrame en m (ft). Pc:. Peso del componente.. P:. Presión de operación en MPa (psi). Pi:. Presión interna de diseño en MPa (psi).

(32) xxvi. P’:. Presión segura en MPa (psi). Pf:. Presión de falla en MPa (psi). q:. Rata de Fuga m3/s (ft3/s). R:. Resistencia del suelo (Ω). r:. Radio de Fuga (m). rd:. Radio de dispersión (m). Ra:. Resistencia entre el ánodo y el electrolito (Ω). Rc:. Resistencia entre el cátodo y el electrolito (Ω). SCADA:. Supervosory Control and Data Adquisition. SCC:. Stress corrosion cracking. SMYS:. Resistencia mínima a la cedencia especificada en MPa (psi). S:. Valor de Stress aplicable permisible en MPa (psi). t:. Espesor nominal de la pared de la tubería en mm (in). tremanente:. Espesor remanente de la tubería en mm (in). trequerido:. Espesor requerido para soportar la MAOP en mm (in). td:. Tiempo de detección (s). TF:. Tiempo calculado hasta la ruptura (años). TL:. Tiempo calculado hasta la fuga (años). VC:. Velocidad de corrosión (mpy). :. Vida remanente (años) Volumen dispersado real en m3 (ft3).. V:. Volumen transportado en m3. ∆P:. Diferencia de presión. VR:. aguas arriba del fluido transportado y la. presión atmosférica MPa (psi) YP:. Presión de cedencia MPa (psi).

(33) 1. 1. PARTE TEÓRICA 1.1. INTEGRIDAD DE TUBERÍAS. 1.1.1. DEFINICIÓN DE INTEGRIDAD. Los oleoductos son activos que transportan productos peligrosos a presión a través de la propiedad pública, cuya operación expone a las personas, las comunidades y al medio ambiente a riesgos en caso de derrame del contenido. Por otro lado los oleoductos están expuestos a daños causados por terceros, y ésta a menudo es la causa principal de derrames. La correcta gestión de la operación y la. interacción con el público son de primordial importancia y. requieren de un integrado y eficiente sistema de gestión de integridad. Es decir, la integridad de una tubería se puede definir como la operación de ésta sin efectos adversos en las instalaciones, los empleados, el medio ambiente, la población y libre de errores, derrames, e incidentes (API 1160, 2001, Bureau Veritas, 2010).. La integridad de tuberías, además, es un término que incluye una serie de actividades. multidisciplinarias. como:. diseño,. operación,. mantenimiento. e. inspección, orientadas a reducir la probabilidad de derrame. Al mantener la integridad de una tubería se logra proteger a la población y al medio ambiente de riesgos relacionados con eventuales derrames, prevenir cortes en el servicio, a la par de que se protegen y preservan los activos de la empresa operadora (NACE, 2009).. En los Estados Unidos desde el año 2001 un nuevo enfoque se aplica, donde las operadoras de tuberías están obligadas a demostrar y documentar que la integridad de sus instalaciones se mantiene en todo momento. Este nuevo enfoque nació en los Estados Unidos como una iniciativa de la PHMSA (Pipeline & Hazardous Materials Safety Administration), una de las diez agencias del Departamento de Transporte de los Estados Unidos (U.S. Department of Transportation, U.S. DOT), que busca la protección de la población, el.

(34) 2. medioambiente, asegura el transporte seguro y sin riesgos de materiales peligrosos de la industria por diferentes tipos de transporte, incluidas a las tuberías. La PHMSA permite una mejor administración del transporte de materiales peligrosos por tuberías, mediante la ley para la gestión de integridad o código US. DOT.49 CFR-195.452, para garantizar la seguridad, integridad y operación ambientalmente correcta de las tuberías en los Estados Unidos (DOT, 2010).. 1.1.2.. CÓDIGO US.DOT.49 CFR-195.452 GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS. El. Código de Reglamentos Federales, del US. DOT.. 49 CFR-195.452. Gestión de integridad para la operación de tuberías de líquidos peligrosos es una ley de los Estados Unidos que obliga a las operadoras de tuberías a evaluar periódicamente los riesgos asociados con la operación de sus instalaciones. y. tomar. todas. las. consecuencias de cualquier derrame.. medidas. necesarias. para. mitigar. las. La ley aplica a cualquier tubería que. transporte un líquido peligroso o dióxido de carbono y estipula que las operadoras deben desarrollar e implementar un programa de gestión de integridad que abarque la ingeniería, operación, inspección, mantenimiento, comunicación corporativa, seguridad física y medio ambiente relacionados con el normal funcionamiento de una tubería. El objetivo no está solamente enfocado hacia la condición mecánica de la instalación, un funcionamiento confiable y el cumplimiento de sus obligaciones de operación, sino que también, incluye a la población, el medio ambiente, la. imagen, la reputación y la economía de la. operadora y sus partes interesadas. (DOT 2010; NACE, 2009).. El programa puede utilizar como punto de partida las bases de datos históricas que proporcionan información acerca de los factores relacionados con la integridad de la tubería como: el tipo de producto transportado, diámetro, longitud, materiales de construcción, edad de la tubería y el entorno operativo. Al analizar estos factores se puede determinar las causas de los accidentes y derrames,.

(35) 3. entre las que se destacan: los daños por terceros, las fallas mecánicas originadas por corrosión interna y externa, diseño y operaciones incorrectas. En la figura 1.1 se muestra un ejemplo de las principales causas de derrames en las tuberías que transportan diferentes productos en Canadá. (DOT, 2010; Zendejas, 2008).. Figura 1.1. Principales causas de derrames en tuberías en Canadá (Zendejas, 2008). El código 49 CFR-195.452 fue el punto de partida para el desarrollo de la norma API 1160 Programa de gestión de integridad de tuberías de líquidos peligrosos, que da los lineamientos para el desarrollo de un programa de gestión de integridad de tuberías. (DOT, 2010). 1.1.3. NORMA API 1160 GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS. La norma API 1160 provee una guía para desarrollar un programa de gestión de integridad de alta calidad que sirva de la mejor manera a las necesidades únicas y específicas de cada sistema de tuberías..

(36) 4. Un programa de gestión de integridad es una herramienta para mejorar la seguridad de los sistemas de tuberías y asignar los recursos de operación de manera eficaz para: •. Identificar y analizar los eventos precursores de derrames en tuberías. La probabilidad de que estos ocurran y su potencial severidad.. •. Proporcionar un medio global e integrado para analizar los riesgos y mediante un medio estructurado y fácil de comunicación seleccionar y ejecutar las actividades que permitan reducirlos. (NACE PCIM, 2009). 1.1.3.1. Estructura de un programa de gestión de integridad. Un programa eficaz de gestión de integridad de tuberías tiene una base sólida compuesta por varios elementos clave de modo que pueda ser aplicada a cualquier sistema de tuberías con características de diseño y de operación únicas. En la figura 1.2 se describe la estructura de un programa de gestión de integridad que incluye estos elementos clave. (API 1160, 2001).. 1.1.3.2. Áreas de alta consecuencia. Las áreas de alta consecuencia o HCA por sus siglas en inglés (high consequences areas), son los lugares donde el derrame del contenido de una tubería puede ocasionar significativos efectos adversos a la población, el medio ambiente, o una vía fluvial comercialmente navegable. Las HCA deben ser identificadas y ubicadas en un mapa o representación gráfica del recorrido de la tubería. La ubicación física de las HCA cambiará con el tiempo. En consecuencia los mapas que ubican las HCA deben ser continuamente actualizados. (API 1160, 2001). Un área de alta consecuencia o HCA según la norma API 1160 se define como:.

(37) 5. •. Una vía fluvial comercialmente navegable o con la posibilidad de serlo. •. Un área densamente poblada de 50 000 habitantes con una densidad poblacional de 1 000 hab/milla2.. •. Un área ambientalmente sensible a un derrame de petróleo crudo.. Identificación de las áreas de alta consecuencia. Recolección, revisión e integración de la información. Evaluación inicial de riersgos. Desarrollo delo plan línea base. Plan de mitigación y control. Revisión del plan de mitigación y control. Desempeño del programa. Actualización, revisión e integración de la información. Reevaluación de riesgos Gestión del cambio. Figura 1.2. Estructura de un programa de gestión de integridad (API 1160, 2001). . Las áreas de alta consecuencia pueden ser identificadas y ubicadas gráficamente en un mapa de la tubería, mediante la determinación de un radio de afectación de un derrame del contenido como se muestra en la figura 1.3. El radio de afectación depende del contenido de la tubería, de la máxima presión de operación permisible (MAOP), y del volumen de derrame. (ASME B31.8S, 2004).

(38) 6. Figura 1.3. Representación de las áreas de alta consecuencia (ASME B31.8S, 2004). 1.1.3.3. Recolección, revisión e integración de la información. El objetivo de esta sección es obtener los datos necesarios para realizar la evaluación de riesgos y el plan línea base. El primer paso en la recolección de datos es identificar los tipos y las fuentes de información (API 1160, 2001).. La información se puede dividir en cinco categorías diferentes como se muestra en la tabla 1.1. El derecho de vía es el espacio (tierra) sobre la tubería enterrada que está bajo la administración del operador de la misma. Este espacio conocido también como “corredor de la tubería” tiene varios metros de ancho y ha sido comprado o arrendado por la compañía. Los registros de derecho de vía son utilizados para identificar la ubicación de la tubería, determinar las zonas que puedan verse afectadas por un derrame, establecer programas de patrullaje, y para la protección de la tubería de daños por terceros (API 1160, 2001, Muhlbauer, 2004).. La información sobre áreas sensibles se utiliza para identificar las áreas de alta consecuencia. Los reportes de evaluación de impactos ambientales deben ser incluidos como una fuente de información. Esta información permitirá establecer los impactos de un derrame no deseado para completar el análisis de las.

(39) 7. consecuencias en la evaluación de riesgos. Los reportes de seguridad y respuesta a emergencias deben ser incluidos. (API 1160, 2001). Tabla 1.1. Tipo de información a recolectar e integrar durante el estudio CATEGORIA. · Diseño, material y registros de construcción. Derecho de via. Operación, mantenimiento, inspecciones y reparación. Áreas sensibles. Reportes de incidentes y riesgos API 1160, 2001. TIPO DE INFORMACION Identificación de la tubería y los segmentos de la misma Fecha de construcción o edad de la tubería Diámetro de la tubería Espesor de la pared de la tubería Material de construcción, grado de la tubería, tipo de tubería Tipo de Recubrimiento Condición del recubrimiento Presión de diseño y factores de seguridad Tipo de protección catódica Condición de la protección catódica Ubicación de las estaciones de bombeo, válvulas, lanzadores y recibidores Tipo de Suelo Material de construcción, grado de la tubería, tipo de tubería Tipo de protección catódica Tipo de Recubrimiento Ancho del derecho de vía Profundidad de enterramiento Condición del derecho de vía/ inspecciones Frecuencia de Patrullaje Verificación y mitigación de invasiones Marcadores de tubería y señalización Coordenadas de la ruta de la tubería Carreteras Ríos y riachuelos Cruces de tuberías y reparto del derecho de vía Resultados de la inspección en línea Resultados de la evaluación de los defectos y reparaciones Temperatura de Operación Temperatura Ambiente Perfil de presión Máxima presión de operación permisible (MAOP) Condiciones y datos atmosféricos Contenido de la línea Inspección de la protección catódica (Poste a Poste, CIPS) Inspección y condición del recubrimiento (DCVG, PCM) Mantenimiento de la tubería Procedimientos Ubicación de ríos Ubicación de poblaciones Ubicación de áreas sensibles, bosques, pantanos, etc. Historial de derrames Potencial daño a la población, Potencial para que se produzca fuego, Potencial impacto en el medio ambiente, Peligrosidad y toxicidad del contenido de la tubería, etc..

(40) 8. La información está disponible en diferentes formas y formatos. El primer paso es hacer una lista de todos los datos requeridos y localizarlos. Las fuentes de información son: diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID), mapas aéreos de tuberías, planos topográficos, distribución de instalaciones y mapas, planos de construcción, informes de inspecciones realizadas, procedimientos de operación y mantenimiento, procedimientos de respuesta ante emergencias, datos de incidentes y riesgo, registros de reparación y mantenimiento, informes de incidentes y el historial de la operación, reglamentación y los registros de cumplimiento, diseño de tuberías y los informes de ingeniería, estudios técnicos, normas de operación y especificaciones. (API 1160, 2001).. Los datos recolectados deben ser de alta calidad y consistencia. La resolución de los datos debe tenerse en cuenta. La resolución se refiere a la longitud específica sobre la cual se registran los datos de la tubería, se inicia con el establecimiento de las referencias (estaciones de bombeo, postes de protección catódica, lanzadores o recibidores) sobre las cuales se integrará toda la información. La opción óptima es utilizar datos reales existentes a lo largo de la tubería (no asumir que un sistema entero tiene propiedades uniformes en base a información puntual) (NACE PCIM, 2009; Muhlbahuer, 2004).. Los datos deben ser almacenados y ordenados en una base de datos electrónica ya que la cantidad de información de una tubería puede llegar a ser extensa y compleja. La evaluación de riesgos requiere que esta información esté ordenada y fácilmente disponible.. (API 1160, 2001; Muhlbahuer, 2004). La integración. requiere la unificación de la información proveniente de diferentes fuentes. La información de una tubería generalmente tiene múltiples referencias las cuales deben ser transformadas y relacionadas a un mismo sistema de referencia para que la información pueda ser analizada (longitud, tiempo, etc.). La referencia más sencilla de utilizar es la longitud respecto a puntos de referencia como válvulas, lanzadores y recibidores, bombas, postes de protección catódica, etc. (API 1160, 2001). La información a recolectar incluye:.

(41) 9. a. Tipos de Tuberías •. Tuberías con costura longitudinal: Las tuberías con costura longitudinal se forman a partir de hojas de acero, los bordes de las hojas son unidos para formar los cilindros por soldadura de resistencia electica (ERW) o por soldadura de arco sumergido (SAW) (Tormo, 2003).. •. Tubería con costura helicoidal: Las tuberías con costura helicoidal se fabrican a partir de una hoja de acero la cual se envuelve de manera de espiral alrededor de un cilindro de metal del diámetro deseado y los bordes son unidos mediante ERW o mediante SAW. Este tipo de tuberías son susceptibles a los mismos defectos que las tuberías con costura longitudinal (NACE PCIM, 2009).. •. Tuberías sin costuras: La tubería sin costura es la mejor para contención de fluidos a presión gracias a la homogeneidad en todas sus direcciones. Las tuberías sin costura se fabrican a partir de un lingote hecho del material (acero al carbón) calentado (a la temperatura de trabajo del acero, 1 400 °C) es perforado con un penetrador, el agujero se aumenta por un elongador rotatorio y el penetrador se fuerza a pasar para obtener el diámetro interno deseado, con el penetrador en posición, la tubería pasa por unos rodillos hasta conseguir el espesor deseado. Este tipo de tuberías no tienen costura longitudinal por lo que no son susceptibles a defectos en la costura, sin embargo es susceptible a defectos causados por impurezas en el acero (NACE PCIM, 2009; Tormo, 2003).. b. Material de construcción. Las tuberías para el transporte de petróleo crudo cumplen las especificaciones de la norma API 5L Especificaciones para tuberías. Esta norma provee las propiedades que debe tener el material (acero al carbono) para ser utilizado en tuberías para el transporte de gas, agua y petróleo crudo (API 5L, 2000). Las.

(42) 10. tuberías utilizados para la construcción de oleoductos especificados en esta norma se clasifican por su grado (X60, X52, X70), tal como se muestra en la tabla 1.2. El grado representa la resistencia mínima a la cedencia especificada del material. La composición química (porcentaje en peso) de estos tipos de acero se muestra en la tabla 1.3.. Tabla 1.2. Materiales para construcción de oleoductos MATERIAL. Resistencia mínima a la cedencia (SMYS) psi. MPa. API 5L - X52. 52 000. 359. API 5L – X60. 60 000. 414. API 5L – X70. 70 000. 483. API 5L, 2000. Tabla 1.3. Composición química del acero utilizado en oleoductos % Peso MATERIAL. C mínimo. Mn mínimo. P máximo. S máximo. Otros. API 5L -X52. 0,28. 1,40. 0,030. 0,030. a. API 5L -X60/ X70. 0,28. 1,40. 0,030. 0,030. a. a. El contenido total de Nb, V, Ti no debe exceder el 0,15% API 5L, 2000. c. Protección catódica. La protección catódica es la primera defensa que tiene la tubería contra. la. corrosión bajo superficie y puede ser de dos tipos: galvánica y por corriente impresa.. La protección catódica galvánica funciona con piezas de un metal activo (aluminio, zinc o magnesio), conocidos como ánodos galvánicos o de sacrificio, que se colocan en contacto con el medio corrosivo y son conectadas eléctricamente a la estructura a ser protegida. Los ánodos galvánicos se corroen preferencialmente (por ser más electronegativo que la estructura). La figura 1.4.

(43) 11. muestra un esquema de este tipo de protección catódica. Los ánodos de sacrificio están hechos de aleaciones de aluminio, magnesio o zinc, cuya velocidad de corrosión en general es: magnesio 7,7 kg, aluminio 3,1 kg and zinc 12,7 kg, por amperio por año. Los ánodos de magnesio y zinc son usados en suelos con baja resistencia y agua (NACE CP1, 2004; NACE PCIM, 2009).. Figura 1.4. Protección catódica galvánica (NACE CP1, 2004). La protección catódica por corriente impresa utiliza una fuente de corriente continua para inyectar la corriente necesaria para la protección de la tubería. Los componentes de un sistema de protección catódica por corriente impresa son: a) cama de ánodos, b) una fuente de corriente continua y c) el cable portador de la corriente, y se muestran en la figura 1.5. La protección catódica funciona al unir eléctricamente la tubería con el polo negativo de la fuente de alimentación de corriente continua y el positivo con la cama de ánodos, la cual es forzada a descargar tanta corriente de protección como sea deseada. (NACE CP1, 2004; NACE PCIM, 2009).. La fuente de corriente continua generalmente es un rectificador, el cual transforma la corriente alterna a corriente directa de bajo voltaje, es decir regula las características de la corriente, según las necesidades del sistema a proteger. (NACE, 2004, von Baeckman, 1997).. Los ánodos de corriente impresa son diferentes a los ánodos galvánicos, ya que se corroen a velocidades menores. Materiales como chatarra de hierro, rieles,.

(44) 12. varilla y otros materiales similares de hierro o acero pueden ser usados como ánodos de sacrificio, estos materiales se consumen a una velocidad de alrededor de 9,1 kg por amperio - año. Otro material que es ampliamente utilizado como ánodo de sacrificio de corriente impresa es carbón o grafito. Los ánodos de estos materiales son consumidos a bajas velocidades (<0,5 kg/A - año), y están disponibles en varias formas y tamaños. (Bushman, 2010). Figura 1.5. Sistema de protección catódica por corriente impresa (NACE CP1, 2004). d. Recubrimiento. El recubrimiento es la segunda protección de la tubería que junto con la protección catódica busca defenderla de la corrosión bajo superficie. El recubrimiento debe resistir cierta tensión mecánica (movimiento del suelo, rocas, etc.), cambio de temperatura, humedad del suelo, etc. Y bajo estas condiciones cumplir su función principal que es, aislar la tubería del electrolito (suelo). En tuberías enterradas para el transporte de petróleo crudo en las últimas décadas (desde 1975) los recubrimientos más ampliamente utilizados son: FBE y 3LPP (NACE PCIM, 2009; Muhlbauer, 2004).. El Recubrimiento epóxico adherido por fusión (FBE) es un recubrimiento epóxico en polvo termoestable que cura al calor. Es de una parte y no requiere imprimante. Está diseñado para proporcionar protección máxima contra la corrosión en los sistemas de tuberías de acero enterradas. Tienen excelentes.

(45) 13. propiedades. físicas,. mecánicas. y. son. altamente. resistentes. al. daño. (desligamiento) por causa de una corriente excesiva de protección catódica, tienen un buen desempeño a temperaturas superiores a 82 °C, tienen una alta resistencia química. Este tipo de recubrimientos se aplican en un rango de espesores de 0,30 mm – 0,64 mm.. Las características de este tipo de. recubrimiento son: excelente adhesión a acero bien limpio, buena resistencia química, baja permeabilidad al oxígeno, alta permeabilidad a la humedad, trabaja con protección catódica no produce el efecto escudo, resistencia a ataque biológico, excelente resistencia a la penetración, baja resistencia al impacto, fácilmente reparable, buena resistencia a la abrasión y buena flexibilidad (Kehr, 2010; Bredero Shaw, 2010; Shetti, 2009).. El recubrimiento de Tri - capa de polipropileno (3LPP) es un recubrimiento anticorrosivo multicapa formado por tres componentes funcionales: una capa FBE seguida por un copolímero adhesivo y una capa exterior de polipropileno. Una desventaja del FBE es que puede sufrir daños durante la instalación. Las poli olefinas (polietileno, polipropileno) proveen excelente resistencia a daños por impacto y tienen baja permeabilidad al agua. El polipropileno específicamente trabaja adecuadamente y mantienen estas características en tuberías a altas temperaturas.. El. recubrimiento. 3LPP. puede. trabajar. adecuadamente. a. temperaturas superiores a 120 °C (Kehr, 2010). El r ecubrimiento 3LPP puede ser aplicado en tuberías de diámetros desde 90 mm hasta 1 220 mm. Y puede ser aplicado en un amplio rango de espesores según las especificaciones y requerimientos de funcionamiento. La figura 1.6 muestra esquemas de los recubrimientos FBE y 3LPP (Varughese, 2000).La capa de FBE permite una excelente adhesión al acero, lo que provee resistencia a la corrosión. Y la capa externa de polipropileno provee resistencia mecánica, protege a la tubería durante el transporte y provee una protección adicional contra las fuerzas de esquila, y contra las condiciones químicas y abrasivas del suelo. (Bredero Shaw, 2010). La desventaja de este tipo de recubrimiento es que cuando se produce desligamiento, esto evita un buen desempeño de la protección catódica (efecto escudo, estudiado más adelante). (NACE PCIM, 2009; Varughese, 2000)..

(46) 14. Figura 1.6. Esquemas del FBE y el 3LPP (Bredero Shaw, 2010). 1.1.3.4. Evaluación de riesgos. El objetivo principal de una evaluación de riesgos es identificar y priorizar los riesgos en el sistema, para determinar dónde, cuándo y cómo distribuir los recursos para la mitigación. Es necesario decidir qué información utilizar para que la evaluación de riesgos sea exacta, efectiva, permita evaluar y mejorar la integridad de la tubería estudiada (API 1160, 2001).. El riesgo se define como la probabilidad de que un incidente que causa una pérdida ocurra y la posible magnitud de esta pérdida. Es decir el riesgo se incrementa si la probabilidad del incidente se incrementa o cuando la magnitud de la posible pérdida (consecuencia del incidente) se incrementa. El transporte de un producto a través de una tubería es un riesgo porque existe la probabilidad de que este falle, el contenido se derrame y cause algún daño (adicional a la pérdida del producto por sí mismo).El riesgo entonces se define por la siguiente relación matemática (Muhlbahuer, 2004) . . [1.1].

(47) 15. a. Falla. Es el punto en el que la tubería no es capaz de ser utilizada para el propósito que fue construida. El concepto se aplica cuando el contenido de la tubería empieza a fugar, pero también se define falla cuando la tensión aplicada al material es mayor al límite elástico, es decir se deforma a tal punto que no puede regresar a su condición original. Es decir, la falla es un incidente que no permite el normal funcionamiento de la tubería. Una falla ocurre cuando la tubería está expuesta a una condición más allá de sus capacidades, ocasionando que su integridad se vea comprometida. Una falla puede además ocurrir por pérdida de metal causada por corrosión. La evaluación de riesgos debe enfocarse en determinar los posibles modos de falla, es decir se deben identificar todas las posibles amenazas para la tubería. (Muhlbauer, 2004).. b. Probabilidad. La probabilidad es la medida de la posibilidad de que un evento, en este caso una falla de la tubería, ocurra. La definición de probabilidad, se relaciona íntimamente con el análisis de la información integrada. Las variables utilizadas para el cálculo de la probabilidad son conocidas como factores de riesgo. La estimación de la probabilidad no solo es influenciada por la información pasada, sino que debe tratar de incluir información actualizada y no se debe suponer que las condiciones permanecen constantes con el tiempo. Los factores de riesgo o modos de falla se pueden clasificar en: daños por terceros, corrosión externa e interna, diseño/construcción, y operaciones Incorrectas (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).. Estas variables son evaluadas según su importancia y se combinan para determinar la probabilidad de falla de dicho segmento. Las variables pueden ser utilizadas de diferentes maneras, y pueden tener influencias contradictorias dentro de la evaluación de riesgos. Para aquellas variables, cuyas características.

(48) 16. cambian con el tiempo y en ausencia de datos es aconsejable asignar el peor valor (API 1160, 2001).. c. Consecuencias. Las consecuencias implican una pérdida de algún tipo. Por ejemplo en el caso de una falla en una tubería se puede producir derrame del contenido, y tal vez se puede producir una explosión y fuego. Esta pérdida se puede cuantificar como daños a instalaciones, vehículos y otras propiedades, costos en la interrupción del servicio, costos por pérdida de producto, costos de limpieza y remediación. En la evaluación de riesgos las consecuencias se enfocan en: daños a la propiedad, daños a las personas: seguridad/salud, daños al medio ambiente, pérdida de producto, costos de reparación, costos de limpieza, remediación, y costos por interrupción de la producción. Los niveles esperados de las consecuencias en diferentes categorías (humanos, ambientales o económicos) son estimados y pueden ser combinados mediante alguna unidad o equivalencia común (por ejemplo, el costo equivalente en dólares) (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).. La evaluación de riesgos es un proceso de medida y el modelo de evaluación de riesgos es la herramienta que permite hacerlo. La evaluación de riesgos permite darle una calificación a la probabilidad y a la consecuencia de todas las posibles amenazas a la integridad de una tubería para obtener un valor de riesgo. El valor de riesgo calculado no es una cantidad estática ya que las condiciones cambian a lo largo de toda la longitud de la tubería y en función del tiempo. Esto hace que las amenazas, la probabilidad y las consecuencias cambien también. (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).. En conclusión, al desarrollar la evaluación de riesgos lo que se hace es “tomar una foto instantánea del riesgo” para un determinado punto en un determinado momento. La evaluación de riesgos busca la manera de combinar todos los factores y variables para obtener una visión completa del riesgo (Muhlbauer, 2004)..

(49) 17. d. Diseño del Modelo de Evaluación de Riesgos. Los modelos de evaluación de riesgos identifican la actuación de múltiples variables que influyen en el riesgo al mismo tiempo. El número de variables se consideran en el análisis en función de: la disponibilidad de datos, el objetivo y la disponibilidad de los recursos para la evaluación. Los métodos cuantitativos de evaluación de riesgos son aquellos en los que las características de los segmentos de la tubería y del área alrededor se utilizan para obtener una estimación real del riesgo para un segmento. El riesgo total para un segmento de tubería se calcula como el producto de la probabilidad de falla y la magnitud de las consecuencias esperadas para una determinada falla como se mencionó anteriormente (Muhlbauer, 2004).. El eje central de la evaluación de riesgos son los factores de riesgo (modos de falla). Es necesario preparar una lista completa de estos factores y como se relacionan entre sí. Los factores de riesgo se clasifican en: atributos y prevenciones. Los atributos reflejan el medio ambiente de la tubería y son características difíciles o imposibles de cambiar, se tiene poco o ningún control sobre ellos. Las prevenciones son acciones tomadas en respuesta a este medio ambiente. Ambos influyen en el riesgo. La tabla 1.4 muestra ejemplos de atributos y prevenciones. (API 1160, 2001). El peso de los factores de riesgo es un máximo valor en puntos. Este valor reflejará la importancia relativa de cada factor. La importancia se evalúa en función del rol que cumple cada factor al aumentar y/o disminuir el riesgo. (Muhlbauer, 2004).. La puntuación de los factores de riesgo puede tomar dos enfoques. El primero es que incremento de los puntos representa un incremento en el riesgo. Y el segundo es que incremento de los puntos representa un incremento en la seguridad. El valor máximo (peso) y los posibles valores (puntuación) que puede tomar una variable de riesgo deben ser claramente definidos para poder visualizar de mejor manera la importancia que esta variable tiene en la puntuación final. Un.