Transcript Gestión de Integridad- Transporte Hidrocarburos NAG 100-Res 1460 Mauricio Teutónico

Gestión de IntegridadTransporte Hidrocarburos
NAG 100-Res 1460
Mauricio Teutónico
27/05/2016
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Objetivo
 Operar eficazmente sus instalaciones de una manera tal que no
se produzcan efectos adversos para sus empleados, el medio
ambiente o el público en general es una de las metas primarías
perseguida por todo operador de ductos de transporte de
petróleo.
 Para que el PGI sea efectivo se requiere una total Interacción
con los responsables del proyecto, como así también con las
diferentes áreas de Trabajo asociadas a Integridad. Como ser
Mantenimiento, Operaciones, Inspección, etc.
 La implementación de un PGI implica cambios o revisiones de
algunos de los procesos o tareas aplicadas sobre los ductos.
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Tareas Implementadas
 Descripción Sistemas
 Recolección de Información Básica
 Complemento Proceso ILI
 Verificaciones
 Análisis de Riesgo Básico
 Desarrollo de Planes de Mitigación
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Descripción Sistemas
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Descripción
i.
Información de la línea:
a. Nombre:
b. Código Mantec:
Gasoducto desde Laguna de Oro hasta Boleadoras
GMP-0001-042
c.Código de diseño:
d. Año de construcción:
e. Producto transportado:
f. Diámetro:
g. Espesor:
h. Material:
i. Longitud (Km):
j. Tipo de soldadura longitudinal:
k. Revestimiento:
l. Protección Catódica:
m. Presión de Operación (Kg/cm2):
n. Porcentaje TFME(%):
n. Se encuentran identificadas áreas sensibles:
Desc.
Desc.
Gas (Ver Observaciones)
10"
7,04 / 7,92 mm
Api 5L X52 (de acuerdo a Reporte Inspección)
15,8 (de acuerdo a Reporte Inspección)
ERW (de acuerdo a Reporte Inspección)
Desc.
Desc.
40
21
Desc.
o. Observaciones:
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Al momento de la inspección interna la línea operaba como
Oleoducto. Existen discrepancias entre la información de las
características de la línea reportadas por Petrobrás respecto al
informe de la Inspección interna.
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N r o . D e
A n o m
a lía s
Análisis Resultados ILI
P é r d id a
d e
M
(D e
e t a l
L a n z a m
-
ie n to
T o t a l
a
R e p o r t a d o
R e c e p c ió n )
5 0 0
4 0 0
3 0 0
2 0 0
1 0 0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
N r o . D e
K i l ó m
O
V s .
r ie n t a c i ó n
1 0
1 1
1 2
1 3
1 4
1 5
1 6
e t r o
D is t a n c ia
O
r i e n t a c ió n / R e l o j
1 2 :0 0
1 1 :0 0
1 0 :0 0
0 9 :0 0
0 8 :0 0
0 7 :0 0
0 6 :0 0
0 5 :0 0
0 4 :0 0
0 3 :0 0
0 2 :0 0
0 1 :0 0
0
2 0 0 0
4 0 0 0
6 0 0 0
8 0 0 0
D i s t a n c ia
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( m
1 0 0 0 0
1 2 0 0 0
1 4 0 0 0
)
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Proceso ILI
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Priorización Verificaciones
CRITERIOS DE VERIFICACIÓN DE ACUERDO A SEVERIDAD
CATEGORIA DE
DEFECTO
CARACTERISTICAS
DEL DEFECTO
1
2
3
PLAZO DE VERIFICACIÓN 30 DÍAS
PLAZO DE VERIFICACIÓN 60 DÍAS
PLAZO DE VERIFICACIÓN 180 DÍAS
FER >= 1
0,96<=FER<1
0,90<=FER<0,96
Profundidad: d (%t) >50%
Profundidad: 40%<=d (%t) < 50%
Profundidad: 20%<=d (%t) < 40%
Abolladura superior
(entre Horas 08:00 a
04:00)
Con pérdida de metal o
concentradores de tensión
N/A
N/A
Abolladura superior
(entre Horas 10:00 a
02:00)
N/A
N/A
Sin Concentrador reportado
VOLUMETRICO
Defectos de pérdida
(Pérdidas de
de metal
Metal)
GEOMETRICO
REFERENCIAS
d = Profundidad
t = Espesor nominal de la tuberìa
L = Longitud
D = Diametro de la tuberìa
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Fer= Factor de Reparación por
presión de Falla
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Proceso Verificación
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Resultados Verificaciones
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Comparativa ILI Campo
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Resultados ILI
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Implementación Programa Basado en
Res 1460/06
 Sistema de 5 ductos,
 Longitud 430 Km,
 Diámetros de 4, 6, 8 y 10”
 Transporta Fluido Tipo A.
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Elementos PGI
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Recolección Información
Se colectó información relacionada a:
 Datos de diseño de las líneas
 Planos Conforme a obra (PCO)
 Datos de objetos e instalaciones
próximos.
 Condiciones de operación
 Historial de fallas
 Composición del producto transportado
 Performance del sistema de protección
catódica
 Modificaciones, reparaciones, cambios
de traza, etc.
 Datos de inspecciones Internas
llevadas a cabo (ILI)
 Datos de inspecciones Externas
 Procedimientos de reparación, etc
 Estudios realizados con anterioridad,
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Análisis de Riesgo
RIESGO = FRECUENCIA X MAGNITUD

Riesgo = Consecuencia / Unidad de tiempo

Frecuencia = Probabilidad Evento / Unidad de
Tiempo

Magnitud = Consecuencia / Evento

El análisis de riesgo es el proceso de
identificación y análisis cuantitativo o
cualitativo de los riesgos asociados a un
sistema. Debe tener como objetivo principal el
de responder a las siguientes preguntas:

¿Qué evento no deseado puede ocurrir?

¿Cuáles son las causas básicas de los eventos
no deseados?

¿Cuáles son las consecuencias?

¿Cuál es la frecuencia de ocurrir accidentes?

¿Son los riesgos tolerables?
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Estructura Modelo
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Resultados AR



Las amenazas mas probables
detectadas fueron corrosión externa,
interna, daño por terceros, Fatiga,
fallas asociadas a operaciones
incorrectas, Amenazas relacionadas
con fuerzas externas.
De acuerdo al resultado del análisis se
definió que los tramos de mayor riesgo
son aquellos que presentan cruces
con cauces de agua los cuales fueron
considerados como Áreas Sensibles.
Entre los tramos de mayor riesgo se
encuentran ductos los cuales se
encuentran en la actualidad en
proceso de abandono.
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Plan de Relevamiento Base






El Plan de Colección y Mejora de Datos
(PCyMD) incluye la actualización de la
Base de Datos utilizada por Petrobrás.
Actualización de los datos requeridos en
para la definición de “Las Áreas
Sensibles”
Características especificas de los fluidos
transportados. Incluyendo determinación
de porcentaje de Agua, Co2, HS.
Continuar con las actividades de
Reinspección mediante Scraper
Inteligente (II).
Continuar con el relevamiento de
potenciales Bimestrales de las líneas
incluidas en el alcance.
Continuar con el Monitoreo y Verificación
de los defectos.
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Tareas PCyMD
 Se implementó un Proceso de
Búsqueda de Información asociado
a los oleoductos Regulados.
 Se recorrieron las líneas ubicando
las Áreas Sensibles con el objeto
de determinar cual es la zona de
influencia.
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Resultado Tareas
 Se encuentran en desarrollo y Revisión los Planes de:





Plan de Respuesta
Plan de Colección y Mejora de Datos(PC y MD)
Plan de Inspección (PI) por línea
Plan de Control de la Corrosión
Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (AP y MA)
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PGI Gasoductos (Parte O)


Implementar Plan de Relevamiento Base
Datos a Utilizar:







historial operación,
el medio en el entorno del caño,
técnicas de mitigación empleadas, procesos
procedimientos,
datos constructivos de los ductos, sus atributos
datos relativos a su inspección.
La integración de la información es esencial para
obtener información correcta y completa, la cual será
necesaria para el Plan de Gerenciamiento de la
Integridad.
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Estudio Comparativo Inicial

El objetivo de esta etapa Fue comparar las prácticas y políticas
actuales, implementadas por Petrobrás Energía, con la normativa
aplicable NAG 100 y las mejores prácticas de la industria.

Se examinó toda la información recolectada para determinar los
posibles puntos que deberían cumplimentarse para cumplir con los
requerimientos mandatarios del decreto para el transporte de
hidrocarburos por ductos. (en Proceso)

Este análisis determinó el punto inicial para definir las tareas que
serán necesarias para disponer de Idéntico nivel de Conocimiento e
Integridad en todas las líneas del sistema.

Permitió clasificar estas tareas por su grado de importancia y su
impacto.
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Implementación Programa Gas
 Sistema de 3 ductos de Transporte,
 Longitud 204 Km,
 Diámetros de 10,14,18
 Transporta Gas en especificación.
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Conclusiones
•En la actualidad el Sistema de Gestión de Ductos se
encuentra en el desarrollo y Revisión de los planes de
Respuesta, PCyMD, Inspección, Corrosión y APyMA
•La implementación del plan permitió que a la fecha no se
hayan detectado eventos que impliquen que la línea salga
de servicio de manera no programada.
•El disponer de un listado de tareas a realizar en el
mediano y largo plazo permite al operador disponer de los
recursos de manera previsible, esto redunda en reducción
de costos, tanto económicos como financieros.
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Preguntas,
Gracias.
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