API RP 1160

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Figura 2. Flujo de proceso PGI

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

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

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

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

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

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

18. Objetivos de la evaluación de riesgos
• para identificar las amenazas a la integridad de la tubería
• para determinar el riesgo que representan estas amenazas y las
consecuencias a lugares críticos
• para clasificar los segmentos de un sistema de tuberías en el orden de mayor
necesidad de evaluación de la integridad o la acción de mitigación
• para comparar las diferentes opciones de evaluación de la integridad o la
mitigación en términos de los beneficios y costes de reducción de riesgos
• para facilitar la reevaluación y la reordenación una vez que las evaluaciones
de integridad y acciones de mitigación se han completado

19. Un proceso de evaluación de riesgos a tubería debe abordar las
siguientes preguntas:
¿Qué tipo de eventos y / o condiciones podría
conducir a una pérdida de la integridad del
sistema?
¿Qué tan probable, en un sentido relativo o
absoluto, son estos eventos y / o estas
condiciones a ocurrir?
¿Cuáles son la naturaleza y la gravedad de las
consecuencias si ocurren estos eventos y / o
condiciones?
¿Cuáles son los riesgos asociados con estos
eventos y / o condiciones, ya sea en un sentido
relativo y / o un sentido absoluto?

20. Reparaciones
tipo de defectos encontrados
causas de los defectos encontrados; - velocidad de degradación
Tecnologías de evaluación y mejoras
cambios en los atributos de oleoductos y gasoductos; operaciones
la alineación de los resultados de las inspecciones y pruebas con lo que
predice el modelo
resultados de las acciones preventivas y de mitigación.
Datos para la evaluación del riesgo

21. 8. Evaluación De Integridad
Y Reparaciones
técnicas ILI
apropiados
para las
diferentes
amenazas
integridad de
la tubería
tratamiento
de anomalías
encontradas
por ILI
beneficios y
limitaciones
de la prueba
hidrostática
varios tipos de
otras
tecnologías
para la
búsqueda de
anomalías, -
evaluación de
la integridad
de la costura
para la tubería
ERW LAP
soldada (LW) y
SCC,
varios tipos de
métodos de
reparación
que pueden
utilizarse para
restaurar la
capacidad de
servicio de la
tubería
afectada por
defectos.
Esta sección de la RP proporciona orientación sobre métodos de evaluación de la
integridad y los métodos de reparación e incluye los siguientes temas:

22. Evaluación De Integridad
Y Reparaciones
nombre del operador
Nombre de la persona responsable de hacer la prueba
nombre de la compañía de prueba utilizada, en su caso
fecha y hora de la prueba - presión mínima de ensayo
medio de ensayo (por ejemplo, agua, nitrógeno)
Descripción de la instalación de prueba (por ejemplo, ubicación, inicio y los puntos finales, el
nombre de segmento)
Descripción del aparato de ensayo, incluyendo la ubicación y registro de la temperatura y
dispositivos de ubicación y la elevación de todos los dispositivos de registro de la presión
atributos de tuberías (por ejemplo, longitud de la sección de prueba, diámetro, espesor de
pared, grado
Los datos esenciales que deben ser grabado durante una prueba hidrostática para
evaluar la integridad de la tubería incluyen los siguientes:

23. la disposición y elevaciones altas y bajas de las secciones de prueba, incluyendo un
perfil de elevación de tuberías, si está disponible
los niveles de presión de prueba pico alcanzarse; - las lecturas de peso muerto Gage y
su ubicación y elevación
registros de calibración de instrumentos
la relación presión-volumen
los gráficos de presión tiempo de retención
los gráficos de temperatura para la tubería y / o medio de prueba
lecturas de temperatura ambiente y descripción de tiempo en el momento de la
prueba
una lista detallada de todos los fallos de las pruebas
una explicación de cualquier discontinuidad de presión, incluyendo fallos de las
pruebas, que aparecen en las listas de registro de la presión.

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

25. Tabla 3. métodos de reparación aceptados

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

27. 10. Medidas de prevención
y mitigación.

28. MEDIDAS DE MITIGACIÓN

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

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

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

32. 11. Gestión De Integridad En
Estaciones De Bombeo Y Facilidades.
•Importancia de la correcta instalación
•mitigación de estrés por vibración
11.2 Tubing y
tuberías desnudas
pequeñas
•Enjuague periódico para eliminar el agua y el lodo
•Mediciones periódicas de grosor de pared por UT.
•Eliminar piernas muertas innecesarias.
11.3.2 Piernas
Muertas
•Inspección visual, eliminando la suciedad y el
revestimiento si es necesario, reemplazando
cuidadosamente el revestimiento y los sellos.
11.3.3 Interfases
Aero- enterradas
•Inspección visual posiblemente complementada por
UT o GWUT, uso de materiales dieléctricos para
separar la tubería de las estructuras de soporte.
11.3.4 Corrosión
de contacto
•Prevención de la entrada de agua, comprobación
del aislamiento perdido o dañado.
11.3.5 Corrosión
bajo aislamientos
M
I
T
I
G
A
C
I
Ó
N

33. 11. Gestión De Integridad En
Estaciones De Bombeo Y Facilidades.
• Inspección del grosor de la pared en ubicaciones de alto
flujo y / o cambios de dirección.
11.3.6 Erosión y
Erosión/Corrosión
• Inspeccionar las áreas donde el agua puede quedar
atrapada y drenar el agua antes de que se congele por
bajas temperaturas.
11.4 Prevención de
congelamiento y
agua estancada
• Inspección de sistemas que han demostrado
susceptibilidad, documentos de referencia para
prevención y mitigación detalladas.
11.5 Prevención de
cracking relacionado
con Etanol
• Establecer inspecciones sistemáticas, documentos de
referencia para obtener detalles de los procedimientos
de inspección de las instalaciones, listas de algunos de
los elementos principales que deben inspeccionarse.
11.6 Inspecciones
Visuales y END
• Revisión de registros para reconocer las amenazas
relevantes y mitigar el foco donde sea necesario.
11.7 Historial de
Incidentes
M
I
T
I
G
A
C
I
Ó
N

34. 12. Evaluación del PGI.
• ¿Ha mejorado efectivamente la
integridad de la tubería a través del
programa de gestión de integridad?
• ¿Se llevaron a cabo todos los
objetivos del programa de gestión
de integridad?
Preguntas es para una evaluación del Programa de Gestión de Integridad:

35. 12. Evaluación del PGI.
•12.2.1 Medidas
de desempeño
por amenaza de
integridad
•12.2.2 Medidas
de desempeño
por pasos del
proceso de
evaluación de
integridad
12.2 Mediciones
de desempeño
• Evaluación del
rendimiento en
relación con las
acciones tomadas,
los cálculos
realizados y los
objetivos
establecidos para la
mejora (Ver Tablas 9
y 10)
12.3 Seguimiento del
rendimiento y
tendencias.
•Se deben realizar
autoevaluaciones
de los programas
de gestión de
integridad para
establecer y
mantener la
calidad y la
eficacia de los
programas.
12.4
Autoevaluaciones
• Los resultados de la
evaluación del
desempeño deben
usarse para
modificar el
programa de gestión
de integridad como
parte de un proceso
de mejora continua
12.5 Mejora de
desempeño

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

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

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

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

40. Gracias por su atención.