INTEGRIDAD

2
GESTIÓN DE INTEGRIDAD
Unidad 1: INTEGRIDAD
CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 4
1. PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ................................................... 4
1.1 ELEMENTOS DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD PARA
TRANSPORTE DE LÍQUIDOS PELIGROSOS.................................................... 5
1.2 ¿CÓMO SE DESARROLLA UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE
INTEGRIDAD PARA DUCTOS QUE TRANSPORTAN LÍQUIDOS
PELIGROSOS? ................................................................................................... 6
1.2.1 Identificación de posibles impactos de tuberías a ubicaciones críticas... 7
1.2.2 Recopilación, revisión e integración de datos ....................................... 12
1.2.3 Evaluación del riesgo ............................................................................ 13
1.2.4 Desarrollo del Plan de Línea Base........................................................ 16
1.2.5 Inspección, mitigación y/o remediación................................................. 17
1.2.6 Calcular intervalo de reevaluación ........................................................ 17
1.2.7 Seguir con el Plan de Evaluación.......................................................... 19
1.2.8 Gestionar la integridad de las estaciones y terminales del bombeo de
tuberías .......................................................................................................... 19
1.2.9 Implementar medidas de prevención y mitigación ................................ 19
1.2.10 Evaluar el programa............................................................................ 21
1.2.11 Manejo del cambio .............................................................................. 25
1.2.12 Modificar, integrar y revisar los datos.................................................. 28
1.2.13 Reevaluación del riesgo...................................................................... 28
2. PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD PARA GAS .............................. 28
2.1 ¿QUÉ DEBE TENER UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
PARA TRANSMISIÓN DE GAS SEGÚN LA PARTE 192 DEL TÍTULO 49 DEL
CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES? ..................................................... 28

3
2.2 ¿QUÉ ELEMENTOS SE REQUIEREN PARA UN PLAN DE GESTIÓN DE
INTEGRIDAD EN DUCTOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS, SEGÚN LA PARTE
192 DEL TÍTULO 49 DEL CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES?............ 31
2.3 ¿CÓMO SE DESARROLLA UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE
INTEGRIDAD PARA DUCTOS QUE TRANSPORTAN GAS?........................... 32
2.3.1 Plan de Gestión de Integridad............................................................... 33
2.3.2 Plan de Desempeño.............................................................................. 48
2.3.3 Plan de Comunicaciones....................................................................... 51
2.3.4 Plan de Gestión del Cambio.................................................................. 52
2.3.5 Plan de Control de Calidad ................................................................... 52
BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................... 53

4
INTRODUCCIÓN
La integridad es una filosofía de operación y mantenimiento que busca asegurar el
funcionamiento adecuado y óptimo de un sistema, mediante el seguimiento de
activos e implementación de acciones correctivas; además, también establece
acciones preventivas con la finalidad de disminuir el impacto en caso de falla. El
objetivo de integridad es asegurar el adecuado funcionamiento de los equipos, y
con ello, contribuir con la seguridad de procesos, de los trabajadores, del medio
ambiente, e incluso de las finanzas empresariales.
Conocimientos previos requeridos
Conocer aspectos básicos del funcionamiento de sistemas e instalaciones de
tuberías y las amenazas y afectaciones usuales en estas.
Competencias
Al finalizar la unidad, el estudiante estará en capacidad de:
 Plantear programas de Gestión de Integridad para sistemas de tuberías que
transporten gas y líquidos peligrosos
 Conocer los aspectos clave que afectan la integridad de activos
petroquímicos.
1. PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
Un programa de gestión de integridad debe reunir ciertos requisitos para su
aplicación y para la obtención de determinados resultados; sin embargo, durante
el desarrollo de los programas también debe tenerse en cuenta los objetivos de
gestión de integridad específicos de la empresa (ICONTEC, 2009; ASME, 2014).
Es importante indicar que los programas de gestión de integridad para el manejo
de líquidos peligrosos y gas son brindados por normas diferentes; en resumen,
podemos citar las siguientes:
Para transporte por ductos de líquidos peligrosos:
 ASME B31.4
 DOT 49 CFR parte 195
 API 1160
 ICONTEC NTC 5901
 CSA Z662

5
Para el transporte por ductos de gas:
 ASME B31.8
 DOT 49 CFR parte 192
 ASME B31.8S
 ICONTEC NTC 5747
Para el ASME B31.8S el programa se compone de 5 planes que comprenden:
gestión de integridad, desempeño, comunicaciones, gestión del cambio y plan de
control de calidad.
Mientras que las normas (API, 2013; ICONTEC, 2012) establecen un programa
mediante un diagrama de flujo que engloba todos los aspectos requeridos y se
enfoca en:
 Identificar amenazas a la integridad del oleoducto
 Identificar posibles consecuencias al público y medio ambiente si ocurre
liberación
 Establecer el rango de los segmentos de tubería en función del riesgo
planteado
 Evaluar la integridad de cada segmento, en función de las amenazas
identificadas y la máxima reducción del riesgo de liberación
 Obtener la especificación de acciones de mitigación requeridas para evitar
liberaciones
 Obtener frecuencias de reevaluación
 Obtener medidas establecidas de prevención y mitigación para todas las
amenazas, incluyendo aquellas no contempladas en la evaluación de
integridad
 Actualizar y mejorar proceso de gestión según los resultados de las
evaluaciones de integridad
1.1 ELEMENTOS DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD PARA
TRANSPORTE DE LÍQUIDOS PELIGROSOS
Un programa de gestión de integridad tiene un marco inicial; posteriormente, se
obtiene el programa construido, el cual debe ser actualizado constantemente con
base en los resultados de las evaluaciones, la experiencia, las conclusiones e
información relacionada (CFR, 2006).
El programa se compone de los siguientes elementos:
 Política articulada, clara y con compromiso gerencial

6
 Estructura organizacional donde se definen las responsabilidades y
autoridades
 Proceso para la gestión de recursos
 Proceso para identificar segmentos de ducto que afectan áreas de alta
consecuencia
 Plan de comunicaciones efectivo en la implementación y operación del
sistema de gestión
 Plan de evaluación de referencia
 Análisis que integre la información sobre integridad y consecuencias de
falla y proceso de manejo de documentos y registro
 Criterios para acciones correctivas
 Proceso de evaluación y valoración para el mantenimiento de la integridad
del ducto
 Controles operacionales durante identificación de peligros y gestión de
riesgos
 Identificación de las medidas preventivas y de mitigación enfocadas a la
protección de las áreas de alta consecuencia
 Método de medición de la efectividad del programa
 Proceso de gestión del cambio
 Proceso de mejoramiento continuo que incluye monitoreo de desempeño,
desarrollo de objetivos y metas, auditorias y revisiones periódicas
 Proceso para la revisión de los resultados de la evaluación de integridad y
el análisis por una persona calificada (CFR, 2006), (ICONTEC, 2012).
1.2 ¿CÓMO SE DESARROLLA UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
PARA DUCTOS QUE TRANSPORTAN LÍQUIDOS PELIGROSOS?
Un programa de Gestión de Integridad según la norma API 1160, se puede
desarrollar siguiendo el flujo de procesos de la figura 1, haciendo énfasis en el
seguimiento de la condición de la tubería (identificación, evaluación de riesgo y
medidas que minimizan los riesgos más significativos), donde la evaluación de
riesgos deba ser actualizada periódicamente a fin de mantener la operación sin
fallas ni derrames (API, 2013).
Este programa debe comprender la descripción del compromiso de la empresa,
las responsabilidades, objetivos y métodos, enfocados a valorar riesgos
potenciales actuales, identificar mecanismos de reducción de riesgos y acciones
correctivas, implementar el programa de gestión de integridad y monitorear
resultados (ICONTEC, 2012).

7
Figura 1. Flujograma para un programa de gestión de integridad.
Fuente: adaptado de (API, 2013).
Identificar el
impacto
potencial en
ubicaciones
críticas
Realizar la
recolección,
revisión e
integración de
datos iniciales
Realizar una
evaluación
inicial del riesgo
Desarrollar plan
de línea base
Implementar
evaluación y/o
mitigación
Calcular
intervalo de
reevaluación
Revisar y
actualizar el
impacto
potencial en la
ubicación crítica
Integrar los datos de las
evaluaciones anteriores,
revisar los elementos
utilizados anteriormente y
actualizarlos según sea
necesario
Modificar el plan
según sea
necesario
Reevaluar el
riesgo utilizando
datos de
evaluaciones
anteriores
Seguir el plan
de evaluación
Manejo del
cambio
Evaluar
programa
Implementar
medidas P & M
Evaluar
estaciones de
bombeo y
terminales
¿Se ha
realizado
una
evaluación
inicial?
¿Se requieren
modificaciones en el
plan?
No
Yes
Yes
No
Figura 1. Flujograma para un programa de gestión de integridad.
Fuente: adaptado de (API, 2013).
Según el flujograma de la figura 1, los elementos que componen el plan de
Gestión de Integridad son:
1.2.1 Identificación de posibles impactos de tuberías a ubicaciones críticas.
En este elemento se identifica la afectación que pueden causar algunos
segmentos de tuberías a áreas de alta consecuencia, si llegase a ocurrir una
liberación; la identificación de zonas críticas debe actualizarse frecuentemente. La
siguiente figura ilustra el proceso para identificar instalaciones o segmentos de
tubería que pueden afectar áreas de alta consecuencia (API, 2013).

8
Figura 2. Identificación de segmentos de tuberías o instalaciones que podrían
afectar ubicaciones críticas
Fuente: (API, 2013).
Un área de alta consecuencia se define como:
 Vía comercialmente navegable.
 Área de alta población: definida por la Oficina de Censo como área
urbanizada con 50000 personas o más, y cuya densidad poblacional es
mínimo de 1000 personas por milla cuadrada.
 Otra zona poblada que contiene una población concentrada, como una
ciudad, aldea, área comercial, residencial o similar.
 Área inusualmente sensible (Unusually Sensitive Area): se refiere a agua
potable o recursos ecológicos, que son inusualmente sensibles al daño
ambiental que puede causar una liberación de líquidos peligrosos (toma de
agua para un sistema comunitario de agua, áreas que contienen especies
en peligro de extinción, área de concentración de aves acuáticas
migratorias, etc.) (CFR, 2006).
Una vez se identifican las áreas de alta consecuencia y se consideran los factores
de impacto, es importante mantener actualizada la información con base a datos
digitales de zonas pobladas, base geográfica de datos sobre vías navegables y
datos de vías navegables comerciales y no comerciales. Los factores a tener en
cuenta se refieren al terreno que rodea la tubería, sistemas de drenaje, zanjas en
cruces de carreteras, tipo y características del producto que se transporta,
características generales de la ubicación del segmento (soportes torcidos,

9
corrosión atmosférica, vandalismo, etc.), condiciones de operación del ducto,
gradiente hidráulico de la tubería, diámetro del ducto, volumen de liberación
potencial, características de respuesta, y fuerzas naturales potenciales inherentes
al lugar (inundaciones, terremotos, etc.) (CFR, 2006).
Estudio de caso para determinar áreas de alta consecuencia mediante uso de
software ArcGIS
La identificación de zonas de alta consecuencia se puede realizar mediante el
criterio de expertos, quienes emplean el reconocimiento de campo como
herramienta principal para esta determinación; sin embargo, el uso de software
como el ArcGIS que comprende mayor cantidad de información, incluyendo
georreferenciación, análisis territorial y la relación entre tubería y entorno; con lo
que se obtiene áreas de alta consecuencia ante posibles fugas (Daza L., y otros,
s.f.).
A continuación, se presenta un resumen de la aplicación del ArcGIS para el caso
del oleoducto en Colombia OAM: en la figura 3 se muestra la implementación del
software ArcGIS, en el que se emplea un modelo de análisis espacial para
identificar secciones del ducto con afectación directa e indirecta a zonas de alta
consecuencia, donde el trazado del oleoducto se muestra en geometría polyLineM
por conversión en ArcGIS. Con la determinación de cada HCA se identifica la
posible proximidad de impacto y se sobrepone sobre el trazado del ducto para
obtener los eventos con los tramos de afectación directa e indirecta. En la tabla 1
se muestra información referente a las zonas de alta consecuencia y en la figura 4
se muestra la evaluación de cada consecuencia por punto sobre la tubería, en el
que se ingresan los parámetros de entrada (puntos que definen la tubería, áreas
de alta consecuencia y proximidad entre ductos y HCAs) (Daza L., y otros, s.f.).

10
Figura 3. Interface de la herramienta de análisis espacial para la identificación de
tramos del Oleoducto del Alto Magdalena con afectación a HCAs
Fuente: (Daza L., y otros, s.f.).
Tabla 1. Valores de ponderación y proximidad utilizados para el cálculo de la
consecuencia a la población y al ambiente

11
Figura 4. Interface de herramienta de análisis espacial para la determinación de la
consecuencia del OAM
Finalmente, se obtiene la figura 5, que ilustra los puntos de la tubería que
representan alta consecuencia, obteniendo afectación directa a fuentes hídricas y
bosques, y afectación indirecta en ríos y zonas urbanas (municipio de Saldaña)
(Daza L., y otros, s.f.).

12
Figura 5. Puntos de la tubería con alta consecuencia debido a su proximidad a
más de un HCAs
Fuente: (Daza L., y otros, s.f.)
1.2.2 Recopilación, revisión e integración de datos
Para comprender las amenazas y evaluar impactos a zonas críticas si ocurriese un
derrame debe recopilarse revisar e integrar la información relacionada, como:
diseño y atributos del ducto (diámetro, espesor de pared, grado, fabricante, año de
fabricación, tipo de ducto, tipo de recubrimiento, MOP, ubicación y características
de válvulas, bridas, accesorios, estaciones y terminales, y cruces de caminos, de
ríos, etc.), factores de construcción (año de construcción, calidad e inspección de
soldaduras, tipo y métodos de instalación del recubrimiento, tipo de suelo,
profundidad de enterramiento, anchura del derecho de vía, terreno, etc.) historial
operacional (tipo de líquido transportado, velocidad de flujo, historial de presiones
representativas, planes de respuesta a emergencias, frecuencia de uso de pigs de
limpieza, etc.), resultados de inspecciones y evaluaciones anteriores,
reparaciones, acciones de mitigación y de prevención realizadas (niveles de
presión alcanzados en pruebas hidrostáticas anteriores e historial de falla, lista de
anomalías, resultados de evaluaciones realizadas y tipos y prácticas de reparación
anterior) (ASME, 2014).
La información recolectada generalmente se almacena en herramientas
informáticas para su posterior análisis y manejo, como en la herramienta PODS
(pipeline open database standard) u otras herramientas comerciales.

13
1.2.3 Evaluación del riesgo
Este elemento comprende una revisión sistemática y detallada de las amenazas
potenciales a la integridad. El Consejo Internacional de Investigación de
Oleoductos (PRCI) clasificó los incidentes relativos a la tubería en 22 categorías o
amenazas, y la norma ASME B31.8S a su vez agrupó las primeras 21 amenazas
en tres grupos relacionadas con el tiempo; en las siguientes tablas se muestra la
clasificación de las amenazas (API, 2013).
Tabla 2. Clasificación de amenazas a la integridad
N° Clasificación de amenazas según PRCI Agrupación según ASME
B31.8S
1 Corrosión externa
Amenazas dependientes
del tiempo
2 Corrosión interna
3 Stress Corrosión cracking, SCC
4 Costura de tubería defectuosa
Amenazas estables en el
tiempo
5 Tubería defectuosa
6 Soldadura circunferencial del contorno de la
tubería
7 Soldadura de fabricación defectuosa
8 Arrugas o dobleces
9 Roscas averiadas, tubería rota, falla en
acoplamiento
10 Falla de empaquetadura o sellos tipo anillo O
11 Mal funcionamiento en equipo de control de alivio
12 Fallo en empaque de bomba
13 Varios (falla en válvula u otro componente)
14 Daño causado por primeros, segundos o
terceros (falla instantánea/inmediata)
Amenazas independientes
del tiempo
15 Tuberías previamente dañadas como
abolladuras o estrías (falla retardada)
16 Vandalismo
17 Procedimientos operacionales incorrectos
18 Tiempo frío
19 Relámpagos
20 Fuertes lluvias e inundaciones
21 Movimiento de tierra
22 Desconocido (no se conoce la causa raíz de
falla)
Fuente: adaptación (API, 2013; ICONTEC, 2012).

14
Tabla 3. Clasificación de amenazas según su origen
Pérdida de metal
Pérdida externa de metal Pérdida interna de metal
Agrietamiento
Corrosión fatiga Agrietamiento por fatiga
Agrietamiento asistido por hidrógeno Agrietamiento retrasado por daños
mecánicos
Agrietamiento por corrosión bajo tensión
Interferencias externas
Daños por empleados de la empresa
operadora
Daños por compañías contratistas
Daños por terceros Vandalismo
Materiales, manufactura o construcción
Defectos en soldaduras
circunferenciales
Defectos en soldaduras de costura
helicoidal
Defectos en soldadura de costura
longitudinal
Defectos en el cuerpo o
componentes de la tubería
Deformación de diámetro
Fallas en equipos o componentes
Fallas en los controladores o equipos
electrónicos
Fallas en los dispositivos de medida
Fallas en el cuerpo de tubería Fallas en sistemas de envío y recibo
de marranos
Fallas en la fuerza motriz Fallas en la manipulación
Fallas en válvulas Fallas en soldaduras
Fallas geotécnicas y relacionadas con el clima
Desastres climáticos o erosión Construcciones o excavaciones
Movimientos sísmicos Movimientos de ladera
Otros
Operaciones incorrectas
Otras causas (no incluidas en esta lista)
Fuente: adaptado de (ICONTEC, 2012).
La corrosión externa, interna, selectiva de costura, SCC y el crecimiento de
anomalía que se convierte en defecto perjudicial a través de la fatiga inducida por
ciclos de presión, se consideran amenazas dependientes del tiempo y deben ser
evaluadas y monitoreadas periódicamente. Los defectos de fabricación,
construcción y daño mecánico por tubería dañada previamente, se consideran
amenazas dependientes del tiempo, dado el aumento potencial en la fatiga y se
dejan a criterio del operador su evaluación y monitoreo. Y las amenazas de: fallo
del equipo, daño mecánico inmediato o por vandalismo, operaciones incorrectas y
asociadas al clima y fuerzas externas son amenazas definidas como
independientes del tiempo, que requieren el uso de medidas de prevención y

15
mitigación. Estas amenazas son susceptibles de ser evaluadas según las
características específicas de los sistemas (API, 2013).
Para la evaluación de los factores de riesgo, deben considerarse los resultados de
evaluaciones anteriores de integridad, tipo y tamaño de defectos que detecta el
método, tasa de crecimiento de defectos, características del tubo (tamaño,
material, información de fabricación, tipo y estado del recubrimiento, tipo de
costura), historial de fugas y reparaciones, antecedentes de protección catódica,
producto transportado, factores ambientales, riesgos geotécnicos, entre otros
(CFR, 2006).
El riesgo se determina empleando la siguiente ecuación:
Riesgo = Probabilidad de falla * Consecuencia de falla
Con la probabilidad de falla y consecuencia de falla se construye la matriz de
clasificación de riesgo, la cual comprende los niveles bajo, moderado, severo y
muy severo, como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 4. Matriz de clasificación de riesgo
Fuente: (Sutton, 2015).
Metodología para evaluación de riesgos empleando datos específicos de la
tubería, como se muestra en la siguiente figura (Muhlbauer, 2004):

16
Figura 6. Diagrama de flujo de un modelo de evaluación de riesgos
Fuente: (Muhlbauer, 2004).
1.2.4 Desarrollo del Plan de Línea Base
El operador desarrolla o modifica el Plan de Evaluación de Integridad del sistema
si es necesario; esta valoración se inicia con los riesgos más significativos según
la evaluación de riesgo. Este plan identifica las técnicas de inspección interna más
apropiadas para evaluación de segmentos que pueden afectar áreas críticas,
establece el calendario de realización de las evaluaciones, la justificación del
método de evaluación seleccionado e indica las medidas de mitigación a emplear
(API, 2013).
El Plan de Línea Base debe incluir los métodos de evaluación de la integridad (ILI,
prueba hidrostática, ICDA, ECDA, otras tecnologías aceptables según la oficina de
seguridad de oleoductos - OPS), el calendario estipulado para completar la
evaluación de integridad, la justificación de la selección de los métodos de
evaluación y de los factores de riesgo considerados. Los cambios a implementar
deben ser documentados y justificados por el operador, antes de su ejecución
(CFR, 2006).
Los resultados que se obtienen de la evaluación de integridad de acuerdo con el
Plan de Línea Base, se evalúan aplicando las normativas ASME B31G, API 579,
determinando las condiciones operacionales a las cuales puede continuar en
servicio el ducto o los segmentos si se encuentran defectos y las reparaciones que
se requieran inmediatas, a mediano o largo plazo.

17
1.2.5 Inspección, mitigación y/o remediación
Una vez se obtienen los resultados del plan de evaluación se realizan las
reparaciones, para remediar o eliminar las anomalías que representan una
amenaza; cuando se detectan anomalías por ILI en segmentos cerca a zonas
críticas, el operador debe establecer límites para la evaluación de estas (API,
2013).
1.2.6 Calcular intervalo de reevaluación
El tiempo de reevaluación debe ser establecido por el operador, teniendo en
cuenta factores de riesgo, como las tasas de deterioro y consecuencias de un
evento (API, 2013).
Sin embargo, también se puede evaluar los factores de riesgo individual por
segmento, teniendo en cuenta factores como: áreas de elevada consecuencia,
resultados de pruebas e inspecciones previas, historial de fugas, corrosión
conocida, historia de protección catódica, tipo y calidad de recubrimiento, edad del
ducto, tipos de costuras, espesor de pared, tamaño del ducto, características del
suelo, seguridad, tiempo desde inspección anterior, anomalías y defectos, niveles
de tensión, entre otros. Un ejemplo para proyectar un programa de evaluación por
segmentos consiste en asignar pesos a cada factor de riesgo aplicable (5-alto, 3-
moderado y 1-bajo) o revisar la tabla de riesgos aplicable (tabla 5, 6 y 7) y con
base en su ponderado total, se establece el orden para la evaluación de línea
base y evaluación continua de integridad (CFR, 2006).
En la medida de lo posible, el operador debe establecer la tasa real efectiva de
crecimiento para anomalías dependientes del tiempo, como anomalías por
corrosión externa, interna, SCC y grietas por fatiga; por ejemplo, el intervalo de
reevaluación para anomalías que crecen linealmente (corrosión externa, interna y
SCC) se puede establecer mediante la figura 7 calculando una MOP reducida o
programando la remediación de las anomalías individualmente cuando su presión
de falla es cercana a 1.1 MOP (API, 2013).

18
Tabla 5. Tabla de riesgos según historial de fuga
Fuente: (CFR, 2006).
Tabla 6. Tabla de riesgos según tamaño de línea o volumen transportado
Tabla 7. Tabla de riesgo según edad del ducto

19
Figura 7. Tiempo para las respuestas programadas
En las normativas NACE SP0502 y en el API 570 se pueden encontrar algunas
metodologías adicionales para el cálculo de vida remanente de los ductos y sus
segmentos.
1.2.7 Seguir con el Plan de Evaluación
La evaluación de integridad debe realizarse periódicamente según calendario
establecido (API, 2013).
1.2.8 Gestionar la integridad de las estaciones y terminales del bombeo de
tuberías
Los atributos de las instalaciones de sistemas de tuberías son diferentes a los
atributos que presentan estaciones de bombeo y terminales (API, 2013).
La evaluación de integridad en terminales, sus facilidades y tanques, se puede
realizar siguiendo los lineamientos de la norma API 353.
1.2.9 Implementar medidas de prevención y mitigación
El operador también debe evaluar la implementación de medidas preventivas y de
mitigación, tales como daños mecánicos mediante sistemas “one call”, localización

20
y marcado de segmentos ubicados en el derecho de vía, generar conciencia
pública; uso de programas de mitigación de la corrosión, instalación de
dispositivos de restricción de flujo de emergencia en lugares específicos, y planes
de respuesta a emergencia de producto no recuperado en caso de liberación. Las
siguientes tablas muestran algunas medidas de mitigación que pueden llevarse a
cabo para disminuir la probabilidad de liberación y consecuencia, a través de la
identificación de problemas específicos por cada amenaza (API, 2013).
Tabla 9. Ejemplos de medidas de mitigación para tratar amenazas de integridad
del oleoducto
Threat
Problems Identified
through Data Gathering
and Integration
Preventiva Measures
Weather/outside force
River crossing inspections
identify exposed pipe due to
river scouring
Install protective mats in some
cases or replace crossings
with directional drills.
Internal corrosion
Internal MFL anomalies
discovered at low spots in
the pipeline.
Inject inhibitor. Run cleaning
pigs more frequently.
Third-party damage
Near hits from landowners
not making one-calls.
Install line-of-sight markers,
trim rights-of-way more
frequently, enhance contacts
with landowners, or establish
agreements not to cultivate.
Equipment failure
Seeps or stains in facilities
at fittings or flanges.
Increase frequency of
inspections. Replace gasket
materials at specific intervals or
when inspections indicate
gasket deterioration. Develop
flange torque procedures.
Mechanical damage with
delayed failure
Alignment of MFL
anomalies with geometric
anomalies reveals location
of previous damage to
pipelines.
Increase frequency of aerial
and foot patrols in areas of
frequent new construction.
External corrosion
MFL anomalies and/or low
cathodic protection
readings.
Increase cathodic protection.
Conduct more frequent close-
interval P/S potential surveys.
Incorrect operations
Surges caused by poorly
coordinated start-ups and
unexpected shutdowns from
power failures.
Conduct advanced hydraulic
studies to optimize start-up
procedures and train operators
to use the new procedures.
Install improved electrical gear
at remote stations to minimize
power outages.

21
Tabla 10. Ejemplos de medidas preventivas para tratar consecuencias
1.2.10 Evaluar el programa
Los operadores deben desarrollar métodos de evaluación de las métricas para
establecer la eficacia del programa y la ejecución de auditorías, donde la
evaluación da respuesta acerca del cumplimiento de objetivos del programa, y si
éste mejoró la integridad y seguridad del oleoducto. Aquí se debe evaluar el
rendimiento de los métodos de evaluación de integridad y actividades de
prevención, mitigación y reparación (API, 2013).
Esta evaluación emplea las siguientes medidas:
 Medidas de rendimiento por amenaza: las medidas de desempeño o
rendimiento deben considerarse para conocer y evaluar la efectividad de las
medidas de proceso, operación y de integridad. Aunque debe tenerse en
cuenta que la toma de mediciones puede durar semanas, meses o años, y su
evaluación se realiza por comparación con indicadores de referencia; la
siguiente tabla muestra ejemplos de medición de rendimiento por amenazas
(API, 2013):

22
Tabla 11. Ejemplos de medición del rendimiento por amenaza
Threat
Measure
Number
Process Measures Operational Measures Integrity Measures
Leading Lagging Leading Lagging Leading Lagging
External
corrosion
1 Planned to inspect
20 highest risk
segments in Year 1
Actually inspected
19 highest risk
segments
Installed 10 new
rectifiers in Year
1
Potentials on the
five highest risk
segments brought
into compliance
with NACE criteria
Goal of
reducing leaks
to
zero by the
end of Year 5
Reduced
leaks by 88
%
the remaining
segments by the
end of Year 5
All segments
inspected by the
end of Year 5
Installed
rectifiers as
needed in Year
2 through Year
5 to bring all
segments into
compliance
Potentials on 95 %
of mileage brought
into compliance
with NACE criteria
Internal
corrosion
one problematic
segment
Inspected
segment and
repaired all
anomalies over
50 % of wall
Injected inhibitor
and ran cleaning
pigs monthly
Spot checks of hold
up locations after
five years showed
no more wall loss
Reduce leaks
to zero by the
end of Year 5
One leak in
Year 1, zero
leaks
thereafter
through Year
5
Stress
corrosion
cracking
(SCC)
1 Planned to
hydrostatically test
two segments
every 10 years
Hydrostatically
tested two
segments in Year
1
Recoated 20
miles of pipe
where old
coating was
mostly
disbonded
Spot checks after
10 years showed
no areas of
disbonding
Goal of zero
release from
SCC before
the next test
No releases
from SCC
have
occurred
through Year
5
Mechanical
damage
(immediate
failure)
1 Contact every land
occupant once in
three years
Personal contact
was made with 95
% of land
occupants
Land occupants
informed of risks
and obligations
More than 50 times
in 5 Years
occupants called to
warn operator
Goal of
reducing hits
and near
misses by 50
% in five years
Hits and near
misses
reduced by
75% in five
years.
2 Hire additional
personnel for
ground patrolling
Four technicians
added to ground
patrol staff
Enhanced
ground patrols
to once a week
in critical areas
20 % more
activities with no
one-call spotted per
year
Incorrect 1 Provide training on All operators Installed New software Goal of no No release in

23
operations new leak-detection
software and
conduct five alarm
drills for control
room operators
received training
and attended all
five drills
dynamic flow
modeling
software
detected three
releases of less
than 5 bbls in less
than one hour
releases of
more than 5
bbls going
undetected for
more than one
hour
two years of
more than 5
bbls went
undetected
for more than
one hours
Fatigue
crack
growth of
seam
defects
1 Conduct hydrostatic
retest of 10
segments once
every 10 years
Hydrostatic
retests of five
segment
completed within
first two years
Install variable
speed pumps at
stations in
fatigue affected
segments at
outset of
program
Reduced frequency
and magnitude of
pressure cycles
Goal of no
releases from
fatigue
enlarged seam
defects
No release
from a seam-
related
defect in the
last five
years

24
 Medidas de rendimiento por pasos del proceso de gestión de integridad: la
medición del desempeño del plan de gestión de integridad (IMP) puede
realizarse también mediante la evaluación de los elementos del proceso, en el
que puede definirse el impacto a la integridad y acciones correctivas que se
recomienda aplicar, como se muestra en la siguiente tabla:
Tabla 12. Medidas de rendimiento por etapa del proceso
Process
element
Section of
This RP
Where
Covered
Process
Measures
Integrity Impact
Corrective
Action (if any)
Critical
location
selection
6
Did any release
spread farther than
predicted?
One spill spread
beyond limits
defined by the
model.
Reassess and
improve the
model for
defining critical
locations.
Was any release
larger than
predicted?
Two spills were
larger than
predicted.
Data gathering 7
Were the data
sufficient for
assessing the
threats?
No specific
impact but some
suspect data had
to be used.
Acquire specific
data that will
improve the
assessment of
threats.
Risk
assessment
8
Were the prioritized
segments ranked
appropriately
based on the
integrity
assessment
findings?
The condition of
certain segments
was either better
or worse than
suggested by
their ranking.
Modify model as
appropriated or
chose
alternative
model for next
assessment.
Integrity
assessment
9
Were the chosen
assessment
methods effective?
Crack tool failed
to indicate
anomaly that led
to a release.
Choose
alternative
methods or tools
for next
assessment.
Reassessment
frequencies
10
Are the
reassessment
intervals
appropriate?
A release
occurred before
the calculated
safe period had
expired.
Examine the
assumptions
about pressure
histories, grow
rates, and initial
flaw sizes and
reevaluate the
model used for
predicting
remaining life.
Preventative
and mitigative
11
Are the
preventative and
Five hits occurred
in three years
Repeat personal
contacts with

25
measures mitigative
measures
sufficient?
because of land
occupants
digging without
making a one-
call.
land occupants
and increase
patrolling
frequencies for
the affected
segments.
Corrosion leaks
occurred in one
segment in spite
of adequate
potentials at test
leads.
Conduct ECDA
on segment,
increase
potentials if
appropriate and
repair coating.
Facilities
assessment
12
Were the facilities
assessments
satisfactory?
Leaks at seals
still unacceptably
frequent.
Inspect seals
more frequently
and shorten
replacement
interval.
1.2.11 Manejo del cambio
Debido a la dinámica de los procesos, antes de realizar cambios en el diseño,
operación y mantenimiento es importante evaluar los impactos que puedan causar
a: atributos de la tubería, operación, tecnología y, códigos y requisitos
reglamentarios; según el ambiente de operación del oleoducto, donde, dichos
cambios deben incorporarse para la evaluación de riesgos. El manejo del cambio
debe consolidar un registro con la siguiente información: descripción, motivo,
fecha efectiva, autoridad que aprueba, análisis de implicaciones, adquisición de
permisos de trabajo, lista de roles y responsabilidades, modificación de elementos
asociados, documentación y justificación, comunicación, aplicación del cambio y
proceso de flujo de trabajo (API, 2013).
En la siguiente tabla se muestra un ejemplo de registro de la información referente
al manejo del cambio:

26
Tabla 13. Ejemplos de manejo del cambio
Description Reason Effective
Date
Implications Authority Work
permits
Modificatio
ns to IMP
Documentati
on
Communicatio
n
Implementati
on
Raising
MOP of
Line 1.
To increase
capacity
Two
years
from
current
date.
New
pumping
units to be
installed at
Stations 1
and 2. Need
to retest to
1.25 times
new MOP.
Authorize
d by
Board of
Directors
and
approved
by
FERC.
Constructio
n permits to
install new
pumps and
associated
control
equipment
control
equipment.
Work and
environment
al permits
for retest.
Reevaluate
remaining
life of un
repaired
anomalies.
Calculated
effect of
retest to
see if it
holds the
margin of
safety unit
the next
ILL.
Managers of
pipeline and
facility
integrity will
prepare full
reports of all
construction
and retesting
and modify
the IMP as
required.
Managers of
pipeline and
facility
integrity will
prepare
memos to
staff and
operation
personnel
and inform
PHMSA and
state
regulators.
Upon
completing
of
construction
and retesting
the MOP will
be raised to
the new
level.
Appointme
nt of new
company
president.
Retirement of
current
president.
Six
months
from
current
date.
Organization
al changed
will follow.
Authorize
d by
Board of
Directors
.
none Manager of
pipeline
integrity
will
change,
not
expected
to impact
IMP.
New
organization
chart will
follow.
New
organization
chart will
serve as
documentatio
n.
Schedule for
IMP will be
unaffected.
New crack
tool to be
used to
assess
Line 1.
Improved
sensitivity.
Next
schedule
d ILI.
Staff
responsible
for ILI will
attend
orientation
on new tool.
Authorize
d by
Manager
of
Pipeline
Integrity.
none Change
text were
necessary
to indicate
use of new
tool is
mandated.
Person
responsible
for ILI
section of
IMP will
make the
necessary
changes to
the text.
Manager of
Pipeline
Integrity to
send memo
to all staff
involved in
IMP
implementatio
n.
New tool to
be used for
next
assessment
of Line 1.
Begin Need to Beginnin Selected Authorize none IMP public Manager of Manager of Contacts will

27
program of
personal
contacts
with land
occupants.
reduce
encroachmen
ts with no
one-call
g three
months
from
current
date.
staff will be
trained to
interact with
land
occupants,
informing
them of the
risks and
trying to
secure their
cooperation.
d by
Manager
of
Pipeline
Integrity.
awareness
section will
be
modified to
indicate the
land
occupant
con tact
program.
pipeline
integrity will
see that the
appropriate
sections of
IMP are
changed and
document
training of
the relevant
staff.
Pipeline
integrity to
send memo
to all staff
involved in
IMP
implementatio
n.
begin in
three months
and a full
cycle of
contacts is
expected to
be
completed in
two year.
Cycle will be
repeated
every two
years.

28
1.2.12 Modificar, integrar y revisar los datos
Es fundamental realizar la actualización e integración de la información obtenida
mediante la evaluación de integridad a las bases de almacenamiento de datos,
con el fin de determinar cambios como nuevas áreas de alta consecuencia cerca a
segmentos del ducto y aportar información relevante en las reevaluaciones de
riesgo posteriores (API, 2013).
1.2.13 Reevaluación del riesgo:
La reevaluación debe realizarse a intervalos determinados, considerando cambios
en el diseño de sistemas de tuberías y operación; cambios en la población,
cambios que pueden alterar los segmentos cerca a zonas de alta consecuencia,
resultados anteriores de evaluación de integridad e impactos de reparación y
medidas de mitigación (API, 2013).
2. PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD PARA GAS
2.1 ¿QUÉ DEBE TENER UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
PARA TRANSMISIÓN DE GAS SEGÚN LA PARTE 192 DEL TÍTULO 49 DEL
CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES?
Inicialmente debe establecerse un marco de gestión de integridad, al que se le va
añadiendo información y realizando cambios, hasta que se obtiene un programa
de gestión de integridad; dicho programa debe contener (CFR, 2006):
 Identificación de áreas de alta consecuencia.
Según el CFR parte 192 un área de alta consecuencia relacionada a sistemas de
tuberías de transmisión se define así:
 Ubicación de clase 3 (ubicación con 46 o más edificios destinados a la
ocupación humana o área donde el gasoducto se encuentre a menos de
91 metros de un edificio, o área externa pequeña ocupado por 20
personas o más durante 50 días al año); ubicación de clase 4 (áreas
donde son frecuentes los edificios de cuatro o más pisos); áreas en
lugares de clase 1 (sitio identificado, área costa-fuera o cualquier área
que contenga 10 o más edificios destinados a la ocupación humana); o,
clase 2 (ubicación que contenga más de 10 y menos de 46 edificios
destinados a la ocupación humana), en los que el radio de impacto
supera los 200 metros y el área del círculo contenga 20 o más edificios

29
destinados a la ocupación humana; y, áreas ubicadas en clase 1 o
clase 2 donde el círculo de impacto contenga un sitio identificado.
 Área dentro de un círculo de impacto potencial que contenga 20 o más
edificios destinados a la ocupación humana; a menos que el radio de
impacto supere los 200 metros, entonces el operador debe determinar el
área de alta consecuencia según el prorrateo de edificios, según lo
estipulado en el CFR sobre zonas de alta consecuencia y un área
identificada (CFR, 2006).
Esta identificación de segmentos que pueden afectar zonas de alta consecuencia,
puede realizarse al sistema en general o por secciones, los cuales, deben ser
descritos y asociados con los segmentos de ducto a los que se aplican; además,
debe incluirse el radio de impacto potencial. En resumen, un área de alta
consecuencia se describe como zona exterior o estructura abierta, o edificio, que
esté ocupada por 20 personas o más durante 50 días al año (playas, estadios,
teatros, edificios de oficinas, centros comunitarios, etc.), e instalación ocupada por
personas en confinamiento con movilidad reducida o difícil evacuación (hospitales,
escuelas, asilos, etc.) (CFR, 2006).
 Plan de evaluación de referencia
Según el título 49 del CFR como primera medida debe realizarse un plan de línea
base o plan de evaluación inicial que debe tener:
 La identificación de las potenciales amenazas de cada segmento y la
información relacionada
 Métodos seleccionados para la evaluación de integridad. Con base
en las amenazas, su justificación y según la susceptibilidad de cada
segmento a las distintas amenazas se ejecutan métodos para
evaluar la integridad, que pueden ser: herramientas de inspección
interna, ensayos de presión hidrostática, evaluación directa u otra
tecnología adecuada con sus respectivos permisos. En el ASME
B31.8S se encuentra información relacionada con algunos de estos
métodos.
 Priorización de segmentos: según el análisis de riesgo descrito en el
código CFR se priorizan los segmentos para la evaluación de análisis
de riesgos.
 Evaluación de amenazas particulares: el operador aborda las
amenazas según las acciones dispuestas en el código CFR.
 Un calendario de evaluación: debe establecerse un periodo de
tiempo que contemple la evaluación de todos los segmentos, la
priorización y los factores de riesgo que se consideren.

30
 Evaluación previa de integridad: se emplea si dicha evaluación
cumple con los requisitos del código CFR y si se han realizado las
acciones correctivas; el operador debe tener en cuenta que es
necesaria la reevaluación del ducto.
 Zonas recientemente identificadas o tubería recién instalada: cuando
se identifican nuevas áreas de alta consecuencia o se instalan tubos
adicionales al sistema, entonces se debe completar la información
relativa a ésta, en la evaluación de línea base.
 Según sea requerido un plan de evaluación directa
 Un procedimiento que asegure la aplicación correcta del plan y su
enfoque en minimizar riesgos ambientales y de seguridad (CFR,
2006).
 Identificación de todas las amenazas de cada segmento del gasoducto con
su integración de datos y evaluación de riesgos
 Plan de evaluación directa: si se requiere y según el tipo de amenaza la
evaluación directa se puede emplear como método primario o
complementario para tratar amenazas de corrosión interna, externa y por
tensión.
 Disposiciones para remediar las condiciones encontradas
 Un proceso para evaluación continua y reunión de la evaluación de
requisitos: debe establecerse el intervalo de reevaluación en función del
SMYS de la tubería que no supere los 7 años, en caso contrario al cumplir
los 7 años debe realizarse una evaluación directa confirmatoria según lo
dispuesto en el código CFR.
La siguiente tabla muestra los intervalos de reevaluación máximos:
Tabla 14. Intervalo de reevaluación máximo

31
 Si se requiere, un plan de evaluación directa confirmatoria según
requisitos del código: para ejecución de este plan debe tenerse en
cuenta los requisitos de evaluación directa ICDA y ECDA, contemplando
amenazas, planes de corrosión interna o externa y defectos que
demanden remediación a corto plazo.
 Disposiciones para agregar medidas preventivas y de mitigación a
zonas de alta consecuencia, según el código
 Plan de desempeño que cumpla los requisitos del código como se
describe en ASME B31.8S: según el código CFR la evaluación de
integridad por segmentos y la protección de áreas de alta consecuencia
son factores que determinan la eficacia del programa
 Provisiones de registro según lo estipulado en el código CFR
 Gestión del cambio como se describe en ASME B31.8S
 Proceso de aseguramiento de la calidad según ASME B31.8S
 Plan de comunicación que incluya los elementos descritos en ASME
B31.8S y procedimientos para abordar problemas de seguridad
 Procedimientos para entregar copia del análisis de riesgos o el
programa de gestión de integridad
 Procedimientos que garanticen que la evaluación de integridad se
enfoca en minimizar riesgos ambientales y de seguridad
 Un proceso que permita identificar y evaluar nuevas áreas de alta
consecuencia
 Registros del operador: el operador debe tener documento escrito del
programa de gestión de integridad, documentos que respalden la
identificación de amenazas y la evaluación del riesgo, plan escrito de
evaluación de línea base, documentos que justifiquen decisiones,
análisis y elaboración de procesos en el plan de línea base y en el
programa de gestión de integridad, documentos que corroboren la
calificación del personal, calendario que prioriza las condiciones,
documentos requeridos en caso de evaluación directa y/o evaluación
directa confirmatoria, y verificación de entrega de la documentación
respectiva al ente regulador.
2.2 ¿QUÉ ELEMENTOS SE REQUIEREN PARA UN PLAN DE GESTIÓN DE
INTEGRIDAD EN DUCTOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS, SEGÚN LA PARTE
192 DEL TÍTULO 49 DEL CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES?
El Plan escrito de Gestión de Integridad debe considerar los siguientes elementos:
 Conocimiento: el operador debe comprender el sistema y, conocer y
comprender toda la información referente a la característica de diseño,
operaciones del ducto y factores ambientales que se emplean en la
evaluación de amenazas y riesgos, información respecto a diseño,

32
operaciones y mantenimiento previos; cualquier información relevante al
proceso; además debe contemplar la revisión, mejora del proceso y adición
de nueva información.
 Identificación de amenazas: se consideran todas las amenazas posibles y
se analiza mediante antecedentes e incidentes de fugas, registros de
control de corrosión, vigilancia, patrullaje, historial de mantenimiento y
experiencia previa en daños por excavación.
 Evaluación y clasificación del riesgo: el operador evalúa los riesgos según
la falla, la amenaza y las posibles consecuencias.
 Identificación y reducción de riesgos: se determinan e implementan las
medidas que reducen el riesgo de falla.
 Medición del rendimiento, supervisión de resultados y evaluación de la
eficacia: la medición del desempeño se puede realizar mediante el plan de
línea base establecido, considerando daños, fugas, reparaciones y demás
consideraciones pertinentes.
 Evaluación y mejora: el operador debe reevaluar las amenazas y los
riesgos y el periodo de reevaluación, y considerar los resultados de la
medición del desempeño. La reevaluación completa debe llevarse a cabo al
menos cada cinco años.
 Informe de resultados; el operador debe entregar un informe anual de la
medición del desempeño, daños, fugas y reparaciones (CFR, 2006).
2.3 ¿CÓMO SE DESARROLLA UN PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD
PARA DUCTOS QUE TRANSPORTAN GAS?
Los elementos que componen un Programa de Gestión de Integridad según el
ASME B31.8S se muestran en la siguiente figura:
Figura 8. Elementos del programa de gestión de integridad
Fuente: (ASME, 2010).

33
2.3.1 Plan de Gestión de Integridad
Este plan incluye prácticas de prevención, detección y mitigación a lo largo del
proceso con un cronograma de actividades; en el que debe iniciarse con los
sistemas que representen el mayor riesgo. Este plan puede ser basado en el
desempeño, el cual requiere información detallada y análisis profundo sobre la
tubería; o puede ser de tipo prescriptivo (ICONTEC, 2009; ASME, 2014).
La siguiente figura ilustra los pasos que se realizan en el Plan de Gestión de
Integridad:
Figura 9. Flujograma del Plan de Gestión de Integridad
Los pasos para un Programa de Gestión de Integridad para gasoductos son:
 Identificación del impacto potencial de la amenaza en la tubería: se
identifican las amenazas a la tubería especialmente en zonas de alta
consecuencia (ASME, 2014).

34
Tabla 15. Clasificación de las amenazas a la integridad
N°
Clasificación de amenazas según PRCI
Categorías de amenazas
según ASME B31.8S
AMENAZAS DEPENDIENTES DEL TIEMPO
1 Corrosión externa
Amenazas dependientes del
tiempo
2 Corrosión interna
3 Agrietamiento debido a SCC / Stress Corrosión
cracking
AMENAZAS ESTABLES EN EL TIEMPO
4 Costura de tubería defectuosa Defectos relacionados con
la fabricación
5 Tubería defectuosa
6 Soldadura circunferencial defectuosa
incluyendo derivaciones y juntas T
Relacionado con
soldadura/fabricación
7 Soldadura de fabricación defectuosa y de
accesorios
8 Arrugas o dobleces
9 Roscas averiadas, tubería rota, falla en
acoplamiento
10 Falla de empaquetadura o sellos tipo anillo O
(O-ring)
Relacionado con el equipo
11 Mal funcionamiento en equipo de control de
alivio
12 Fallo en empaque o sello de bomba
13 Varios (falla en válvula u otro componente)
AMENAZAS INDEPENDIENTES DEL TIEMPO
14 Daño causado por primeros, segundos o
terceros (falla instantánea/inmediata)
Daño mecánico y por
terceros
15 Tuberías previamente dañadas como
abolladuras o estrías (falla retardada)
16 Vandalismo
17 Procedimientos operacionales incorrectos Procedimientos
operacionales incorrectos
18 Clima frío
Fuerza externa o
relacionada con el clima
19 Relámpagos
20 Fuertes lluvias e inundaciones
21 Movimientos de tierra (deslizamientos,
licuefacción, erosión)
22 Desconocido (no se conoce la causa raíz de
falla)
Fuente: (ICONTEC, 2009; ASME, 2014).

35
El radio potencial de impacto para gas natural se puede determinar empleando las
siguientes fórmulas:
√ √
Siendo
r = radio del círculo del impacto, pie
d = diámetro exterior de la tubería, pulg
p = presión de operación máxima permitida en el segmento de tubería (MAOP),
psig
0.69 = factor para gas natural, este valor depende del calor de combustión del gas
0.10 = factor para gas natural en unidades del Sistema Internacional (SI)
Nota: el diámetro y el radio en unidades SI se toma en metros y la presión se
expresa en pascales.
Sin embargo, se puede establecer modelos alternativos para determinar radio de
impacto con base en otros factores como la profundidad de entierro del ducto
(ASME, 2014). La siguiente figura representa el área potencial de impacto para
una tubería de 30 pulgadas con una MAOP de 1000 psig (ASME, 2014),
(ICONTEC, 2009).
Figura 10. Área potencial de impacto

36
 Recolección, revisión, actualización e integración de la información: se debe
recolectar toda la información relacionada con las condiciones y
características de los sistemas de tubería y de la tubería, las posibles
amenazas, la ubicación respecto a zonas de alta consecuencia, y demás
factores relevantes en concordancia con el plan desarrollado para la
recolección, revisión y análisis de la información (ASME, 2014). A medida
que el sistema opera debe completarse la información obtenida en las
bases de datos, con la finalidad de apoyar futuras valoraciones de riesgo y
de integridad (ICONTEC, 2009).
 En la tabla 16 se muestra una lista de datos, que pueden emplearse para la
evaluación de cada amenaza y en la tabla 17 se muestran los datos
requeridos para el inicio de un programa de gestión de integridad; y en las
figuras 11 y 12 se muestra un ejemplo de integración de la información de
un ducto que transporta gas natural (ASME, 2014).
Tabla 16. Información requerida para un programa prescriptivo de la integridad de
líneas de transporte
INFORMACIÓN DE
ATRIBUTOS
Espesor de pared del tubo
Diámetro
Tipo de costura y factor de la junta
Fabricante
Fecha de fabricación
Propiedades del material
Propiedades de equipos
CONSTRUCCIÓN Año de instalación
Método de doblado
Método de junta, proceso y resultado de
inspección
Profundidad de tubería
Cruces / chaquetas o camisas
Presión de la prueba
Métodos de recubrimiento en campo
Suelo, material de relleno
Informes de inspección
Protección catódica instalada
Tipo de recubrimiento
OPERACIONAL Calidad del gas
Flujo promedio
Presiones de operación normal máxima y mínimas
Historia de fallas / fugas
Condición del recubrimiento
Desempeño del sistema de protección catódica

37
Temperatura en las paredes del tubo
Informes de inspección del tubo
Monitoreo de corrosión OD/ID (Externa/Interna)
Fluctuaciones de presión
Funcionamientos de regulador / alivio
Invasiones del derecho de vía
Reparaciones
Vandalismo
Fuerzas externas
INSPECCIÓN Pruebas de presión
Inspecciones en línea
Inspecciones con herramienta de geometría
Inspecciones en excavación en forma de campana
Inspecciones a la protección catódica
Inspecciones de la condición de recubrimiento
Auditoria y revisiones
Tabla 17. Fuentes de datos típicas para los programas de la integridad de tuberías

38
Figura 11. Información integrada de CIS, DCVG, PCM, ILI, resistividades,
características del ducto.
Fuente: (Rankin, 2004).

39
Figura 12. Integración de información de integridad de segmento de ducto
Pipeline Segment Identification Operation Information
Name: Southeast Feed Transmission Transported Product: Transmission quality
natural gas
Supply Source: B&G Gas Pipeline – Meter Station No.
027
NAOP: 250 psi
From: Intersection of Harris Street and Main
Street
One Call Program: Texas One Call
To: Intersection of Harris Street and
Simmons Street
Patrol: Drive route weekly as
minimum
Length: 1.2 miles (6,340 feet) Security: Above grade
appurtenances Under
locked fencing
High
Consequence
Area:
Entire length (high population density) Leak Surveys: Quarterly – no leaks to
date
CP Systems: Annually – all anodes
functioning
Pipeline Specifications: Annual CP Surveys: Annually – All have met
criteria
Product Flow
Regime:
Laminar – velocity
approx.. 1.5 fps
Manufacturer: Lone Star Steel Cleaning Pigs Runs: Not possible
Nominal
Diameter:
12 inches Chemical Treatment: None to date
Wall Thickness: 0.250 inches
SMYS: 42,000 Maintenance Information:
Type: Seamless
Design Pressure: 700 psi Hydrostatic Test: None
Class: 4 Inline Inspections: Not possible
External Pipe
Coating:
14 mils FBE External Corrosion
DA:
2003
External Joint
coating
Shrink Sleeves Close Interval
Potential:
All potentials met criterion
Internal Coating: None DCVG Coating
Defect:
1 Significant holiday - excavated

40
Atmospheric Pipe
Coating
2-part epoxy and repaired 08-17-03
Block Valves: Both ends Internal Corrosion
DA:
Planned for 2004
Stress Corrosion
Cracking Da:
Nor required – not susceptible
Construction Information: Cased Pipe
Information:
No casings
Exposed Pipe
Locations:
None
Year
Constructed:
1987 Cathodic Protection
Upgrades:
None required to date
Padding/Backfill: Sifted Native Soil Pipeline Markers: All street crossings marked with signs
Depth of Cover: 48 inches minimum and painted markers on street curbs
Hydrostatic Test: 875 psi (Design plus 25%) – 24 hr Right – of – Way
Maintenance:
AllROW maintained by private
lanclowners
except valve yards which are moved
regularly
Electrical
Isolation:
Isolation flanges at both ends
Cathodic
Protection:
4 Magnesium anode beds
CP Test Stations: 7 Potential and 2 foreign pipeline
Latest Risk Analysis: October 2003 Risk Reducing Actions: Continue current patrol and
surveillance activities
Consequence Rating: High Increase 3rd party information
ptogram
Probability of Failure: Low except for 3rd party damage Perform public awareness
presentations
Medium for 3rd part damage
Fuente: (Rankin, 2004).

41
 Valoración del riesgo a los sistemas de tuberías o segmentos y
revaluación del riesgo: tiene como objetivo priorizar segmentos para
programar valoraciones de integridad y acciones de mitigación, analizar
beneficios obtenidos de la acción de mitigación, determinar medidas de
mitigación efectivas a cada amenaza, analizar el impacto en la
integridad en los intervalos de inspección y asignar eficazmente
recursos. Esta valoración toma la información recopilada anteriormente
para identificar las condiciones que pueden generar falla, la probabilidad
de la misma y sus consecuencias. Para la evaluación de consecuencias
debe considerarse: densidad poblacional, proximidad de esta al ducto
(teniendo en cuenta barreras naturales y/o artificiales) particularmente a
poblaciones con movilidad limitada (hospitales, colegios, jardines
infantiles, asilos, prisiones, zonas recreacionales, etc.), daños a la
propiedad, al ambiente, efectos de fugas sin ignición, seguridad del
suministro de gas, conveniencia y necesidad públicas, y potencial de
fallas secundarias (ASME, 2014).
La reevaluación del riesgo debe realizarse a intervalos de tiempo constante y
cuando se presenten cambios importantes en el sistema; así mismo, los
resultados de la evaluación de integridad deben tenerse en cuenta en la
reevaluación del riesgo (ICONTEC, 2009).
 Valoración de integridad: se seleccionan y realizan los métodos idóneos
para valorar la integridad (inspecciones en línea, prueba de presión,
evaluación directa, entre otros) según las amenazas encontradas durante la
valoración de riesgos. Es importante realizar todas las consideraciones
necesarias para realizar la selección adecuada del método (ASME, 2014).
La siguiente tabla permite determinar los intervalos de evaluación en un plan
prescriptivo de gestión de integridad.

42
Tabla 18. Intervalos de valoración de integridad. Amenazas dependientes del tiempo-plan prescriptivo de gestión de
integridad
Técnica de
inspección
Intervalo (Años)
(Nota (1))
CRITERIO
Mayor o igual al 50 % del
SMYS
Mayor o igual al 30 % y
menor al 50% del SMYS
Menor al 30% del SMYS
Prueba de
presión [Nota
(5)]
5 TP a 1.25 veces MPOP
[Nota (2)]
TP a 1.4 veces MPOP
[Nota(2)]
TP a 1.7 veces MPOP
[Nota (2)]
10 TP a 1.39 veces MPOP
[Nota(2)]
TP a 1.7 veces MPOP
[Nota(2)]
TP a 2.2 veces MPOP
[Nota(2)]
15 No permitido TP a 2.0 veces MPOP
[Nota(2)]
TP a 2.8 veces MPOP
[Nota(2)]
20 No permitido No permitido TP a 3.3 veces MPOP
[Nota(2)]
Inspección en-
línea (ILI)
5 PF arriba de 1.25 veces
MPOP [Nota(3)]}
PF arriba de 1.4 veces
MPOP [Nota(3)]
MPOP [Nota (3)]
10 PF arriba de 1.39 veces
MPOP [Nota(3)]
MPOP [Nota (3)]
MPOP [Nota(3)]
15 No permitido PF arriba de 2.0 veces
MPOP [Nota(3)]
MPOP [Nota(3)]
20 NO permitido No permitido PF arriba de 3.3 veces
MPOP [Nota (3)]
Valoración
Directa
5 Muestra de indicaciones
examinadas [Nota(4)]
Muestra de indicaciones
examinadas [Nota (4)]
10 Examinada toda indicación Muestra de indicaciones
15 No permitido Examinada toda
indicación
Examinada toda
indicación
20 No permitido No permitido Examinada toda
indicación
NOTA 1 Los intervalos son máximos y pueden ser menos dependiendo de las reparaciones hechas y de las actividades de

43
prevención establecidas. Además, ciertas amenazas pueden ser extremadamente agresivas y reducir significativamente el
intervalo entre inspecciones. La ocurrencia de una falla dependiente del tiempo requiere de la revaloración inmediata del
intervalo.
NOTA 2 TP es presión de prueba
NOTA 3 PF es la presión de la falla prevista según lo determinado a partir de la ASME B31G o su equivalente.
NOTA 4 Para el proceso de valoración directa, los intervalos para el examen directo de las indicaciones están especificados por
el proceso. Estos intervalos se establecen para muestreo de indicaciones con base en su severidad y los resultados de
exámenes previos. A menos que todas las indicaciones sean examinadas y reparadas, el intervalo máximo de reinspección es 5
años para tubería operando al 50 % o más SMYS y 10 años para tubería operando por debajo del 50 % de SMYS.
NOTA 5 El responsable de la integridad puede utilizar como técnica de inspección gas comprimido (aire u otro) para lo cual
deberá homologar la TP de acuerdo con los criterios de la Tabla.
Fuente: (ICONTEC, 2009).

44
 Respuesta a la valoración de integridad, mitigación (reparación y
prevención) y determinación de intervalos de inspección: se deben
programar y realizar las actividades de reparación, mitigación y prevención
según estándares aceptados en la industria. Las actividades planteadas en
respuesta a la evaluación de integridad dependen del método empleado en
esa evaluación y suelen dividirse en acciones de tipo inmediato (el defecto
se encuentra en el punto de falla), programado (el defecto es significativo) y
supervisado (el defecto no ocasionará falla antes de la siguiente inspección)
(ASME, 2014).
Una vez se llevan a cabo las actividades requeridas por la valoración de
integridad, se debe registrar toda la información en las bases de datos.
La valoración de riesgo debe realizarse periódicamente y cuando se presentan
cambios en diseño y operaciones (ASME, 2014).
La parte 192 del Código Federal de Regulaciones, CFR estipula qué acciones
deben llevarse a cabo frente a cada amenaza; entonces:
 Daño por terceros: el operador debe basarse en la integración de datos
para determinar la susceptibilidad de los segmentos, y en caso de
identificar la amenaza debe implementar las medidas preventivas de
acuerdo con el código CFR y vigilar la efectividad de estas.
 Fatiga cíclica: se debe evaluar si la fatiga cíclica puede generar falla y/o
deformación, y según dicha evaluación y los criterios sobre la
importancia de la amenaza se prioriza la evaluación y reevaluación de la
integridad.
 Defectos de fabricación y construcción: si se detecta esta amenaza debe
analizarse y determinarse el riesgo de falla. Si se aumenta la presión de
trabajo por encima de la máxima presión de servicio según los últimos
años, si se aumenta el MAOP y si se presenta aumento en las tensiones
que conducen a la fatiga cíclica, entonces el operador debe calificar los
segmentos como de alto riesgo.
 Tubería soldada por resistencia eléctrica de baja frecuencia ERW: si un
segmento de ducto presenta este tipo de soldadura debe verificarse el
cumplimiento de las condiciones especificadas en los apéndices del
ASME B31.8S.
 Corrosión: si un segmento de ducto presenta corrosión que afecta la
integridad del sistema, entonces debe remediarse dentro de un
calendario establecido y según lo indicado por el código CFR respecto a
pruebas y reparación (CFR, 2006).
La siguiente tabla contiene algunos métodos de prevención y reparación y su
aplicación para cada amenaza:

45
Tabla 19. Métodos aceptables de prevención de amenazas y reparación
Daños por Terceros Relacionados
con
corrosión
Equipo Oper.
Incorp
Relacionados
con clima
Fabricante Construcción Fzas.
Exter.
Am
b
Metidos de
Prevención,
Detección y
Reparación
TPD
(IF)
PDF Vand Ext Int Gask/
Oring
Strip
BP
Cont
/ Rel
Seal
PAk
IO CW L HRF Pipe
Seam
Pipe Gweld Fab
Weld
Coup WB/
B
EM SCC
Prevención/
Detección
Patrulla Aérea X X X … … … … .. … … X X X … … … … X … X …
Patrulla
Terrestre
X X X … … … … … … X X X … … … … X … X …
Inspección/
Visual/
Mecánica
… … … X … X X X X … X … … … … X … … … … …
Línea de reporte
y consulta
X X X … … … … … … … … … … … … … … … … … …
Auditoria de
cumplimiento
… … … … … … … … … X … … … … … … … … … … …
Especificaciones
de diseño
… … … X X X X X X … X X X … … X … X X X X
Especificaciones
de materiales
… … … … … X X X X … … … … X X … X … … … …
Inspección de
fabricación
… X … … … … X X … … … … … X X … X … … … …
Inspección de
transporte
… X … … … … … … … … …. … … X X … X … … … …
Inspección de
construcción
… X … … … X X X X … … … … … X … … X X … X
Prueba de
presión previa a
la entrada en
operación
… X …. … … … … … … … … … … X X X X … … … …
Educación al
público y la
comunidad
X … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
Procedimientos
O & M
… X X X X X X X X X X .
.
X … … … … X X X X
Plan de
competencia
… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
Incremento de X X … … … … … … … … … … … … … … … … … … …

46
avisos de
prevención
Monitoreo de
Esfuerzo
… … … … … … … … … … … … X … … … … … … X …
Protección
externa
X X X … … … … … … … … … … … … … … … … X …
Mantenimiento
ROW
X X … … … … … … … … … … … … … … … … … X …
Incremento del
espesor de la
tubería
X X X X X … … … … … … … … … … … … … … X …
Cinta de
prevención
X X … … … … … … … … … … … … … … … … … … …
Monitoreo/
mantenimiento
PC
… … … X … … … … … … … … … … … … … … … … X
Limpieza interna … … … … X … … … … … … … … … … … … … … … X
Medidas de
control de fugas
… X X X X X X X X … … … … … … … … X … … …
Medición de
marrano
GPS/Esfuerzo
… … … … … … … … … … X … X … … … … … … X …
Reducción
esfuerzos
externos
… … … … … … X … … … … … … … … … … X X X X
Instalación de
calentadores
… … … … … … … … … … x … … … … … … … … … …
Reubicación en
línea
X … X … … … … … … … X … X … … … … … … X …
Rehabilitación … X … X X … … … … … … … … … … … … X X X X
Reparación de
recubrimiento
… … … X … … … … … … … … … … … … … … … … X
Incrementar la
profundidad de
la tubería
X … X … … … … … … … … … … … … … … … X … …
Reducción de la
temperatura de
operación
… … … … … X … X … … … … … … … … … … … … X
Reducción de
humedad
… … … … X … … … … … … … … … … … … … … … …
Inyección
inhibidoro
“biocida
… … … … X … … … … … … … … … … … … … … … …

47
Instalación de
protección
térmica
… … … … … … … … … … X … … … … … … … … … …
Reparaciones
Reducción de
presión
… X … X X … … … … … … … … X X X X X … … X
Reemplazo … X X X X X X X X … X X X X X X X X X X X
Evaluación
critica de
Ingeniería,
reparación del
recubrimiento
… … … X X … … … … … … … … … … X … … … … …
Evaluación
critica de
Ingeniería,
reparación
mediante
amolado
… X X .. … … … … … … … … … X X X X … … … X
Relleno directo
con Soldadura
… … X X … … … … … … … … … … … … … … … … …
Camisa de
refuerzo, Tipo B
… X X X X … … … … … … … … X X … X X … … X
Camisa de
refuerzo, Tipo A
… X X X … … … … … … … … … X X … … … … … X
Camisa
compuesta
… … … X … … … … … ... ... … … … … … … … … … …
Camisa de
relleno epóxico
… X X X .. … … … … … … … … X X X X X X … …
Grapa mecánica … … … X … … … … … … … … … … … … … … … … …

48
2.3.2 Plan de Desempeño
Este plan consiste en recolectar información referente al desempeño y
funcionamiento de los sistemas, revisar el éxito en las técnicas de valoración de
integridad y actividades de reparación y mitigación, y evaluar eficacia en
decisiones administrativas asociadas a la gestión de integridad; este plan deberá
realizarse al menos una vez al año, y debe comprender evaluación de amenazas
específicas y mejoramientos agregados. En otras palabras, este plan permitirá
determinar si se cumplieron todos los objetivos del Programa de Gestión de
Integridad, y si se mejoró eficazmente la integridad y seguridad de la tubería,
mediante la implementación de medidas de desempeño del proceso o actividades,
operacionales y de integridad. La siguiente tabla muestra las medidas de
desempeño realizadas (ASME, 2014).
Tabla 20. Medidas de desempeño
Las siguientes tablas muestran medidas y métricas de desempeño:

49
Tabla 21. Medidas de desempeño
Tabla 22. Métricas de desempeño
Amenazas Métricas de desempeño para programas prescriptivos
Corrosión externa Numero de fallas en la prueba hidrostática por corrosión externa
Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados
de inspección en línea
Número de acciones tomadas debido a resultados de valoración
directa.
Numero de escapes por corrosión externa
Corrosión interna Numero de fallas en la prueba hidrostática por corrosión interna
Número de acciones de reparación tomadas debido a resultados
de inspección en línea
Número de acciones tomadas debido a resultados de valoración
directa
Numero de escapes por corrosión interna
Fractura por
corrosión
Numero de escapes o fallas en servicio debido a SCC
Numero de reemplazos de reparación debido a SCC
Numero de fallas en prueba hidrostática debido a SCC
Fabricación Numero de fallas en la prueba hidrostática por defectos de
fabricación
Numero de escapes por defectos de fabricación

50
Construcción Numero de escapes o fllas debido a defectos de construcción
Numero de acoples/ soldaduras reforzadas o retiradas
Numero de dobleces removidos
Numero de dobleces inspeccionados
Numero de soldaduras de ensamble reparadas/ retiradas
Equipo Numero de fallas en la válvula reguladora
Numero de fallas en la válvula de emisión
Numero de fallas en el empaque o e ol-ring
Numero de escapes debido a fallas en el equipo
Daño por terceros Numero de escapes o fallas causados por daños de terceros
Numero de escapes o fallas causados por tubo dañado
previamente
Numero de escapes o fallas causados por vandalismo
Numero de reparaciones implementadas como resultado de un
daño de terceros antes de un escape o fallas
OPERACIONES
INCORRECTAS
Numero de escapes o fallas causadas por operaciones
incorrectas
Numero de auditorías/ revisiones realizadas
Numero de hallazgos según la auditoria clasificados por
severidad
Numero de cambios a procedimientos debido a auditora/
revisiones
RELACIONADOS
CON EL CLIMA Y
CON FUERZAS
EXTERNAS
Numero de escapes relacionados con el clima o debido a fuerzas
externas
Numero de reparaciones, reemplazos, o acciones de reubicación
debido a amenazas relacionadas con el clima o con fuerzas
externas.

51
Tabla 23. Medidas de desempeño general
Kilómetros inspeccionados vs. Requisito del programa de gestión de integridad
Número de cambios al programa de gestión de integridad solicitados por
autoridades jurisdiccionales
Condiciones relacionadas con la seguridad por unidad de tiempo
Cantidad de actividades terminadas requeridas en el Programa de gestión de
integridad
Fracción de sistema incluido en el Programa de gestión de integridad
Número de acciones terminadas que impactan en la seguridad.
Número de anomalías que requieren reparación o mitigación
Número de escapes reparados
Número de fallas en la prueba hidrostática y presiones de prueba
Número de eventos de daños por terceros
Reducción de riesgo logrado por el Programa de gestión de Integridad
Número de cruces no autorizados
Número de eventos precursores detectados
Número de invasiones al derecho de vía
Número de golpes al sistema de tuberías por terceros debido a la carencia de
notificación respecto a ubicación.
Detecciones de incursión aérea/ terrestre
Número de notificaciones recibidas de excavación y su disposición
Número y tipo de comunicaciones publicas emitidas
Efectividad de la comunicación
Confianza del público en las actividades del programa de gestión de integridad
Efectividad del proceso de retroalimentación
Cosos del programa de gestión de integridad
Mejora en la integridad a través del uso de nuevas tecnologías
Suspensiones no programadas y su impacto en los clientes
2.3.3 Plan de Comunicaciones
El operador debe planear comunicaciones a empleados, público, entes de
respuesta a emergencias, funcionarios locales y autoridades jurisdiccionales para
informar sobre los compromisos de la empresa relativos a integridad y sus
resultados. Dichas comunicaciones pueden ser realizadas de manera rutinaria y

52
en páginas web relacionadas, con la finalidad de mantener la información
actualizada del Plan de Gestión de Integridad. En la norma API 1162 se encuentra
información adicional (ASME, 2014).
2.3.4 Plan de Gestión del Cambio
Este plan requiere la implementación de un proceso sistemático que garantice la
evaluación de cambios en el sistema, diseño, operación, mantenimiento e
impactos antes de su implementación; e integre tales cambios en las siguientes
valoraciones de riesgo (ASME, 2014).
2.3.5 Plan de Control de Calidad
Comprende la evaluación del Programa de Gestión de Integridad y de los
elementos que lo componen (procesos, inspecciones, actividades de prevención y
mitigación) y, básicamente se compone de (ASME, 2014):
 Requisitos del programa: incluye documentación, implementación y
mantenimiento, y, actividades para: identificación de procesos,
determinación de criterios y métodos para asegurar la eficacia en la
operación y control de procesos, proporcionar recursos e información
requerida en la operación y supervisión de procesos; monitorear, medir y
analizar procesos e implementar acciones que contribuyan con el alcance
de objetivos y la mejora continua.
 Actividades del programa. Las actividades deben estar enfocadas en:
determinar la documentación necesaria, definir las responsabilidades y
autoridades, generar recomendaciones en función de los resultados de los
programas de gestión de integridad y control de calidad, indicar
capacidades del personal calificado para la realización de actividades,
establecer criterios y métricas de desempeño que demuestren la aplicación
del programa, auditar el programa de manera periódica y, establecer,
documentar y supervisar acciones correctivas.
Aseguramiento del control de procesos y su documentación cuando se utilizan
recursos que pueden afectar la calidad del Programa de Gestión de Integridad.

53
BIBLIOGRAFÍA
 API. (09 de 2013). American Petroleum Institute. API 1160 - Managing
System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines. WASHINGTON, USA.
 ASME. (2010). The American Society of Mechanical Engineers. ASME
B31.8S - Gestión de Integridad de Sistemas de Gasoductos.
 ASME. (2014). The American Society of Mechanical Engineers. ASME
B31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines. New York, USA.
 CFR. (09 de 06 de 2006). CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES.
Transportation of natural and other gas by Pipeline; Minimum Federal
Safety Standards. Título 49, Parte 192.
 CFR. (09 de 06 de 2006). CÓDIGO FEDERAL DE REGULACIONES. Título
49, Parte 195. Transportation of Hazardous Liquids Pipelines.
 Daza L., O.; Sanabria M., R.; Vera L., E.; Pineda T., Y.; Barón A., A.; &
Pérez, E. (s.f.). Herramientas de análisis espacial para la identificación de
áreas de alta consecuencia en gestión de integridad de ductos. ATP
Ingeniería Ltda.; Universidad Pedagógica y Tcnológica de Colombia.
 ICONTEC. (24 de 12 de 2009). Instituto Colombiano de Normas Técnicas y
Certificación. NTC 5747 - Gestión de Integridad de Gasoductos. Bogotá.
 ICONTEC. (22 de 02 de 2012). Instituto Colombiano de Normas Técnicas y
Certificación. NTC 5901 - Gestión de Integridad de Sistemas de tubería
para transporte de líquidos peligrosos. Bogotá, Colombia.
 Muhlbauer, W. K. (2004). Pipeline Risk Management Manual. Ideas,
Techniques and Resources. United States.
 Rankin, L. (2004). Pipeline Integrity Information Integration. Corrosión.
 Sutton, I. (2015). Process Risk and Reliability Management. (2da ed.).
United States: Elsevier. Inc.
_______________________________________________________________
VERSIÓN: 1.0 FECHA EDICIÓN: 08/17
CRÉDITOS UPTC EQUIPO DE PRODUCCIÓN
Autor / compilador: PhD. Jaime Villarreal Celis
Equipo de Producción:
Comité de Gestión y Calidad
Facultad de Ingeniería
Especialización en Gestión de
Integridad y Corrosión
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