Transcript Resolución SE Nº 1460/2006 Diferencias con ASME B 31.4

Resolución SE Nº 1460/2006
•Diferencias con ASME B 31.4
•Aplicación a partir de la LEY Nº 26197
Ing. Carlos G. Navia
Establece los requisitos mínimos para el
Diseño, Construcción, Operación y
Mantenimiento e Integridad de sistemas de
Transporte de Hidrocarburos Líquidos, con el
propósito de asegurar la integridad de las
personas, los bienes y el ambiente.
Basado principalmente en las
recomendaciones contenidas en el
código ASME B 31.4.
Ampliaciones, modificaciones y/o
Reemplazos sustanciados en el CFR49195, BS EN 14161, API 1160, ASME B 31.8
y prácticas de la industria.
Complementan y Modifican al Código
ASME B 31.4.
Transforma el Código en un reglamento de
cumplimiento obligatorio.
El RTTHL no es un manual de diseño, no
exime del uso del buen juicio, otras
normas y conocimientos específicos de
los Responsables Técnicos
Contenido del RTTHL
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Prefacio
Introducción
Cap I: Alcance y Definiciones
Cap II: Diseño
Cap III: Materiales
Cap IV: Requerimientos dimensionales
Cap V: Construcción Soldadura y Montaje
Cap VI: Inspección y Ensayos
Cap VII: Operación y Mantenimiento
Cap VIII: Control de la Corrosión
Cap IX: Sistemas Costa Afuera
Cap X : Plan de Gerenciamiento de Integridad
CUATRO APENDICES
• Apéndice N.- Programa de prevenciòn de daños
por excavaciones.
•
Apéndice O.- Actividades de voladuras.
• Apéndice P.- Desafectaciòn y abandono de
cañerías.
•
Apéndice Q.- Capacitación de Personal
Se aplica a:
Las cañerías e instalaciones complementarias que integran
las instalaciones Fijas y Permanentes de las Concesiones de
Transporte (Secciones 4º y 5º de la Ley 17.319)
Las cañerías de captación-Transporte de HC Líquidos aún
no tratados, por lo tanto fuera de especificación comercialque traspasan los límites de las Concesiones de Explotación
(Secciones 3º y 5º de la Ley 17.319)
Productos Alcanzados
Petróleo crudo.
Condensados.
Gasolina.
Líquidos del gas natural.
Gas licuado de petróleo.
Subproductos líquidos del petróleo
ESQUEMA DEL ALCANCE DEL RTHL
Pozos de
Producción (en
tierra y costa
afuera)
Gas Natural
(Código Específico)
Pozos de Gas (En
tierra y costa
afuera)
Separación
Primaria
Procesamiento
Colector
Principal
Petróleo
Crudo
C3+
Límite Área
Concesión de
Explotación
Planta de
Tratamiento de
Crudo
Petróleo
Crudo
Planta de
Tratamiento de
Crudo
Petróleo /
Condensado.
Tanques de
Almacenaje
Refinería
Despacho
Despacho
Petróleo Crudo, en tierra
y costa afuera
Subproductos Líquidos
de Petróleo,
(Combustibles) en tierra
y costa afuera)
Alcanzado por la Norma
No Alcanzado por la Norma
No se transcriben los capítulos del código
sino que se listan los agregados,
modificaciones o reemplazos
Futuras actualizaciones del ASME B31.4
serán automáticamente adoptadas, salvo
que contradigan el RTTHL, en cuyo caso
vale este último.
Agregados, Modificaciones y
Reemplazos: indicados por [A], [M] y [R]
Ej:
ASME B 31.4
400-General Statement
RTTHL
400.- [A] y [R]- Información General
Establece Procedimientos de
Actualización y/o Revisión
Los Transportistas, sus representantes o
un transportista en particular podrá
plantear modificaciones al presente
RTTHL
En la presentación del cambio propuesto,
se adjuntará la información necesaria y
suficiente, referencias a otros códigos,
memorias de cálculo, etc., que demuestren
la validez de la propuesta.
La Autoridad de Aplicación
introduce vías de comunicación
con la industria.
Podrá requerir asesoramiento de otros
organismos o entidades especializadas.
Podrá convocar a una audiencia arbitral por sí
o a pedido de las partes.
Establecer un período máximo de 6 meses de
discusión para su resolución.
-Categorización de fluidos:
Pautas de diseño relacionadas con el riesgo
inherente al producto
Categoría A: Hidrocarburos que a Presión
Atmosférica permanecen líquidos: petróleo
crudo, condensado, gasolina, productos
derivados del petróleo crudo, subproductos
líquidos del petróleo
Categoría B: Hidrocarburos que a Presión
Atmosférica permanecen gaseosos, pero son
transportados en estado líquido: Líquidos del
Gas Natural (LGN)., gas Licuado de petróleo,
(GLP) propano, butano
Se incorporó el concepto de:
“INSPECCIONABILIDAD POR MEDIO
DE HERRAMIENTAS INTELIGENTES”
Para nuevos proyectos y
modificaciones existentes
Se incorpora:
Clase de Trazado
Solo aplicable a fluidos categoría B
La definición de Clase de Trazado es
la del código ASME B 31.8
Factores de Diseño (F)
Para fluidos categoría A (no distingue clase detrazado)
UBICACIÓN
Ruta general (a través de campo)
0.72
Cruces e invasiones paralelas sobre: Caminos menores
0.72
Rutas sin caño camisa, FFCC, canales, ríos, defensas de diques y lagos
0.6
Cruces por áreas naturales protegidas o de sensibilidad particular
0.6
Trampas de lanzamiento de scraper
0.5
Cañería de acometida a plantas y terminales
*
Construcciones especiales tales como prefabricados y caños sobre puentes
0.5
0.5
* El diseño de la cañería utilizando los factores correspondientes se iniciaran a 200 metros del perímetro de las
misma y terminará al inicio de ellas.
Factores de Diseño (F)
Para fluidos categoría B (distingue factor de diseño
por clase de trazado)
1
2
3
4
0.72
0.6
0.5
0.4
0.72
0.6
0.5
0.4
b) Rutas, FFCC, canales, ríos y cruces de agua
0.6
0.6
0.5
0.4
Cruces por áreas naturales protegidas o de sensibilidad
particular
0.6
0.6
0.5
0.4
Trampas de lanzamiento de scraper
0.5
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
0.4
0.4
Clase de Trazado
Que atraviesa clase 1, 2, 3 o 4 respectivamente
Cruces y traza paralela que invade:
a) Caminos menores
Cañería de acometida a plantas y terminales
*
Construcciones especiales, tal como prefabricados y cruces
en puentes
El diseño de la cañería utilizando los factores correspondientes se iniciaran a 200 metros del
perímetro de las misma y terminará al inicio de ellas.
*
Materiales
 Se permite, previo autorización de la Autoridad
de Aplicación, el uso de cañería construida bajo
otros códigos (DIN, ISO, AFNOR, etc) con
condiciones fisicoquímicas equivalentes
 Se permite el uso de materiales no metálicos
para zonas clasificadas en Clase 1- División 1
previo autorización de la Autoridad de
Aplicación.
Se incorpora Tabla de
Distancias de Seguridad
Fluidos clase A: No se permiten invasiones hasta
7,5 m
Fluidos B: De acuerdo al diámetro, presión y clase
de trazado se establecen en términos generales
los límites respecto a líneas de edificación, a
plantaciones de árboles, separación con cañerías
paralelas, plantas de bombeos, etc..
Se incorporan coeficientes para la Presión
de Prueba Hidráulica
Fluidos categoría B y Clase de Trazado
Factor de Prueba Hidráulica
Clase 1
1,25
Clase 1- División 1
1,25
Clase 2
1,25
Clase 3
1,5
Clase 4
1,5
Nota 1.- Para tramos instalados costa afuera, no ubicados sobre
plataformas de producción, el factor es 1,25
Nota 2.- Para tramos ubicados sobre plataformas costa afuera o en
aguas interiores, incluyendo la acometida costera, el factor es 1,5.
Cap X: Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI)
Objetivo.
 Que los operadores implementen un PGI,
que a través de la sistematización y el
análisis de la información, permita
adecuar las prácticas de O &M, evitando
los derrames.
Cap X: Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI)
 Se requiere de los Operadores que:
– Evalúen los riesgos derivados de las amenazas
existentes en las secciones del sistema de cañerías.
– Evalúen la integridad de los ductos, al menos cada
5 años, mediante herramientas de Inspección
Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH).
– Reparen los defectos encontrados con tiempos de
respuesta prescriptitos según su severidad.
Cap X: Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI)
Implementen Acciones Preventivas y Mitigativas
Adicionales (APyMA) para Áreas Sensibles (AS).
Informen a la Autoridad de Aplicación en forma
periódica los planes a implementar en el ciclo anual
próximo y los resultados del ciclo anual anterior y
las desviaciones a los requerimientos que en el
presente reglamento se especifican.
Implementen de Un Plan de Gerenciamiento de
Integridad (PGI) que garantice el cumplimiento de
los requerimientos solicitados en esta sección
Documentación a presentar por el operador
De publicada la presente RT
Descripción
Entrega 1
6 meses
Datos Básicos del Sistema
6 meses
Descripción del método de AR a utilizar para realizar el ARB y
PRB
6 meses
Funciones y responsabilidades
6 meses
Entrega 2
12 meses
Plan de relevamiento Base (PRB)
12 meses
Descripción del método de AR a utilizar para soportar el PGI
12 meses
Entrega 3
Plan de Inspección (PI) actualizado
Indicadores de gestión del PGI
Medidas Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA)
Anualmente a partir del segundo año
de publicada el presente RT
El Operador deberá presentar a la SE la
documentación siguiente
Entrega Circunstancial
Cuando corresponda
¿Utiliza otra tecnología de inspección que no sea
Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica
(PH)?
90 días antes de la ejecución de las inspecciones
del ciclo correspondiente
¿Hay modificaciones a los requerimientos
mínimos del Plan de Respuesta (PR)
90 días antes de la ejecución de las inspecciones y
reparaciones del ciclo correspondiente
¿Hay defectos que no puedan ser reparados
según el Plan de Respuesta (PR)?
10 días antes del vencimiento del plazo requerido
para la reparación
¿Hay algún segmento que será inspeccionado en
un lapso mayor a 5 años?
90 días antes de la ejecución de las inspecciones del
ciclo correspondiente.
Informe Final de falla (derrame, fuga o rotura)
120 días de identificada la situación anómala
Cambios en el Organigrama
Cuando Ocurran
LEY 26.197 (sanción 06/12/2006)
Denominada Ley Corta
 ARTICULO 3º — Dentro de los CIENTO
OCHENTA (180) días contados a partir de la
promulgación de la presente ley, el Poder
Ejecutivo nacional y las provincias acordarán la
transferencia a las jurisdicciones locales de
todas aquellas concesiones de transporte
asociadas a las concesiones de explotación de
hidrocarburos que se transfieren en virtud de
la presente ley.
Quedan para el Estado Nacional
EL PODER EJECUTIVO NACIONAL SERA AUTORIDAD
CONCEDENTE, DE TODAS AQUELLAS FACILIDADES DE
TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS QUE ABARQUEN DOS
(2) O MAS PROVINCIAS O QUE TENGAN COMO DESTINO
DIRECTO EXPORTACION.
Quedan para los Estados Provinciales:
DEBERAN TRANSFERIRSE A LAS PROVINCIAS
TODAS AQUELLAS CONCESIONES DE
TRANSPORTE CUYAS TRAZAS COMIENCEN Y
TERMINEN DENTRO DE LA MISMA JURIDICCION
PROVINCIAL Y QUE NO TENGAN COMO DESTINO
DIRECTO LA EXPORTACION.
Autoridad de Aplicación NACION
OLEODUCTOS
DESDE
HASTA
La Plata
Dock Sud
Puesto Hernandez
Luján de Cuyo
Puerto Rosales
La Plata
EMPRESA
Long en km
50
YPF
529
585
Terminal Puerto Rosales
Oiltanking
Puerto Galván
Puerto Rosales (en construcción)
41,6
Brandsen
Campana
El Corcovo
Puesto Hernandez
Medanito
Allen
110
Centenario
Allen (2 líneas)
45
Allen
Puerto Rosales (2 líneas)
166,5
Petroandina
82
513
Oldelval
Puesto Hernandez
Medanito
130
Challacó
Centenario
68
Challacó
Plaza Huincul
22
Campo Durán
Pocitos
BRTF
Cañadón Alfa
BRM
Daniel
Puesto Hernandez
Límite Chile (desafectado)
O.T.A.S.A.
200
El Condor
Daniel (desafectado)
Petrobras
10,6
Refinor
Sipetrol
13
10
24
TOTAL
3157,7
Antes de la Ley N° 26197
4600
Autoridad de Aplicación NACION
POLIDUCTOS
DESDE
HASTA
EMPRESA
La Plata
Dock Sud
52
Dársena Inflamables
La Matanza
34
La Plata
Pta.Gral.Belgrano
92
Pta.Gral.Belgrano
Dock Sud
36
La Matanza
Ezeiza
Lujan de Cuyo
Villa Mercedes
338
Villa Mercedes
La Matanza
665
Villa Mercedes
Montecristo
321
Montecristo
San Lorenzo
379
Poliducto Loma de la Lata
Puerto Rosales
Mega
600
Campo Duran
Montecristo
Refinor
1109
Cañadón Alfa (poliducto)
Límite Chile
Total
4
Cruz del Sur
Bandurrias (Chile)
Apache
44
YPF
Long en km
11
TOTAL
3685
Antes de la Ley N° 26197
3813