10. Integridad De Ductos 101r50

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Jornadas de Salud, Seguridad y Ambiente IAPG – Comodoro Rivadavia, Agosto de 2006

SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE DUCTOS GCIA. TRANSPORTE Y ENERGÍA Unidad de Negocios Argentina Sur

SISTEMA DE GESTION DE INTEGRIDAD DE DUCTOS

MAPA DE UBICACIÓN

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TERMAP (CALETA OLIVIA) 19.704 M3/D

ESQUEMA DE OLEODUCTOS SANTA CRUZ

YPF

T

MATA MAGALLANES (PETROMINERA) 45 M3/D PAMPA VERDUN (UTE LAGO VIEDMA) 11 M3/D

Unidad LACT Repsol YPF

PRODUCCIÓN REPSOL YPF CAYME (VINTAGE) 1995 M3/D

PRODUCCIÓN TERCEROS

C° WENCESLAO (VINTAGE) 328 M3/D Planta Las Heras

GOLFO SAN JORGE

Planta Cañadón Seco

LAS HERAS (VINTAGE) 485 M3/D

10”

LAS HERAS LOS PERALES C. ESCONDIDA EL GUADAL 1253 M3/D

Planta Cañadón León

C. MINERALES (VINTAGE) 605 M3/D

Rebombeo PC 1

PIEDRA CLAVADA (P.A.E.) 953 M3/D

C. SECO 1152 M3/D

EL HUEMUL (VINTAGE) 1255 M3/D

12”

12” 10”

Rebombeo EV 6

18”

12”

Planta Pico Truncado

C. LEÓN EL CORDON 1045 M3/D

10” EL VALLE (LAGO DEL DESIERTO) 38 M3/D

KOLUEL KAIKE (P.A.E.) 695 M3/D

SUR RIO DESEADO (ROCH) 44 M3/D

PICO TRUNCADO KOLUEL KAIKE EL DESTINO 1253 M3/D

LAS HERAS – C. OLIVIA LAS HERAS - P.TRUNCADO P. TRUNCADO - C. OLIVIA

125 Km 72 Km 53 Km

TRANSPORTE PROPIO 13.250 m3/d (67%) TRANSPORTE TERCEROS 6.454 m3/d (33%)

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ESQUEMA DE OLEODUCTOS CHUBUT

TERMAP (CALETA CÓRDOVA) 7.341 M3/D

PRODUCCIÓN REPSOL YPF MANANTIALES BEHR 2405 M3/D

PRODUCCIÓN TERCEROS

YPF

PRODUCCIÓN ASOCIADAS

T

Planta Cañadón Perdido

14”

Unidad LACT Repsol YPF

Planta Escalante

ESCALANTE 630 M3/D EL TRÉBOL 1350 M3/D

14”

GOLFO SAN JORGE

8”

Planta El Trébol Planta Km. 9

14”

ZONA CENTRAL (UTE REPSOL YPF-SIPETROL) 1185 M3/D PAMPA DEL CASTILLO (SIPETROL) EL TORDILLO 1245 M3/D (UTE REPSOL YPF-TEETROL) PARTIC. 485 M3/D

EL TREBOL - C.CORDOVA EL TREBOL – ESCALANTE ESCALANTE - C.PERDIDO C.PERDIDO - C.CORDOVA KM. 9 – EMPALME

51 Km 14 Km 15 Km 16 Km 6 Km

TRANSPORTE PROPIO 5.525 m3/d (74%) TRANSPORTE TERCEROS 1.796 m3/d (26%)

KM. 8 (CRI HOLDING) 33 M3/D

DON ERNESTO DON ALBERTO (C. PATAGONIA) 43 M3/D

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CUADRO DE SITUACIÓN. SÍNTESIS • Concesión de Transporte de la Secretaría de Energía de la Nación. • Sistema de oleoductos de más de 200 km de longitud y transporte de 27.000 m3/día. • Transporte de petróleo de toda la UNAS y otras 9 operadoras de la Cuenca del Golfo San Jorge. • Marco regulatorio y leyes cada vez más exigentes. • Trazado en zonas urbanas con alto riesgo para las personas y el medio ambiente (caudales hasta 1.100 m3/h).

SISTEMA DE GESTION DE INTEGRIDAD

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GESTIÓN DE INTEGRIDAD Objetivos

Seguridad

MANEJO DEL MANEJO DE LA RIESGO Excelencia INTEGRIDAD Operativa Costo

• •

Confiabilidad

Confiabilidad del servicio para clientes y proveedores.

Impacto económico (Pérdidas de producto, Acciones legales, Multas, Primas de seguros, Imagen corporativa, Confianza de los accionistas, etc.).

•

El objetivo fundamental es proteger a las personas y al medio ambiente de daños producidos por fallas en las tuberías.

•

Cumplir las leyes y reglamentaciones vigentes.

reguladores no consideran en su legislación, de manera explícita, •queLoselentes impacto económico de las fallas sobre el operador constituya un elemento significativo dentro del programa de gestión de la integridad.

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NORMATIVA Y REGLAMENTACIONES En EE.UU. (Department of Transportation) • CFR 49 Part.195. Gerenciamiento de Integridad de Tuberías. • API 1160. Gestión de Integridad de Tuberías de Líquidos Peligrosos. • ASME B31.8S. Gestión de Integridad de Sistemas de Gasoductos. En Canadá (Comisión Nacional de Energía) • CSA Z 662. Sistemas de Gasoductos y Oleoductos. Anexo N: Gestión de la Integridad. En Europa (Normas EU) • BS EN 14161:2003. Pipeline Transportation Systems En Argentina (Secretaría de Energía de la Nación) • Decreto 44/91. Anexo II: Reglamento Técnico para el Transporte de Hidrocarburos Líquidos por Cañerías (en revisión final). • Capítulo X: Plan de Gerenciamiento de Integridad.

•

“El objetivo del presente Reglamento Técnico es que los operadores de sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos implementen un Plan de Gerenciamiento de Integridad que, a través de la sistematización y análisis de la información, permita adecuar las prácticas de operación y mantenimiento, minimizando la ocurrencia de derrames o fugas que puedan dañar a los empleados, al público o al medio ambiente”.

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SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD (Norma API 1160, Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines, Nov 2001) Recolección, Revisión e Integración de Datos Evaluación de Riesgos Desarrollo del Plan de Integridad Ejecución Inspecciones y Reparaciones • Revisión del Plan de Integridad

Auditorías

• Procedimiento s •

Indicadores

Re-evaluación de Riesgos

Actualización, Revisión e Integración de Datos

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IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA Items del contrato

•

Fecha de inicio: Abril de 2005.

•

Servicio: Asistencia técnica para la implementación de un Sistema de Gestión de Integridad para los oleoductos pertenecientes a la concesión de transporte de petróleo de la Unidad de Negocios Argentina Sur de Repsol YPF.

•

Objetivo: Asegurar la integridad mecánica de los oleoductos e introducir mejoras en la operación y el mantenimiento, adecuándolos a los estándares internacionales de seguridad y cuidado del medio ambiente.

•

Actividades: 1. Recopilación y validación de la información. 2. Análisis comparativo inicial. Benchmarking con otros operadores. 3. Desarrollo de una Base de Datos con visualización geográfica. 4. Software de Análisis de Riesgos. 5. Desarrollo de Planes de Integridad. 6. Elaboración de Procedimientos de Integridad. 7. Auditoría y Evaluación de la performance del Sistema de Gestión.

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1. RECOPILACIÓN DE DATOS

• • • • • • • • • • •

Características del oleoducto (Longitud, diámetro, material, espesor, etc.) Año de montaje y datos de la prueba hidráulica. Georreferenciación de la traza e instalaciones del sistema. Tipo de fluido que transporta, caudal y temperatura. Presión Operativa, MAPO y seteo de seguridad de las bombas. Ubicación de válvulas, lanzaderas de scrapers y otros rios. Defectos reportados por la inspección interna con herramienta inteligente. Mediciones de potencial de la protección catódica y resistividad del terreno. Cruces de cauces de agua, caminos e interferencias con otros ductos. Estadística y causas de roturas y derrames. Dispositivos de seguridad o de detección temprana de fugas.

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2. ANALISIS COMPARATIVO INICIAL Benchmarking

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3. BASE DE DATOS

•

GeoPipe, software personalizado, permite el procesamiento de información geográfica y tabular.

•

Información Geográfica: datos de la traza del ducto, localización de poblaciones, caminos, límites, etc.

•

Información Tabular: Resultados de inspecciones, relevamientos, características del terreno, registro de reparaciones, datos del ducto, condiciones de operación.

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4. ANÁLISIS DE RIESGOS Conceptos

•

El riesgo es una medida de la probabilidad de incurrir en pérdidas o consecuencias no deseadas.

•

Riesgo = Probabilidad de falla x Consecuencias de la falla

•

Debe analizarse desde dos perspectivas principales:

•

• •

Riesgo individual Riesgo social

Orientado a determinar dónde conviene invertir los mayores esfuerzos para mejorar la integridad, reduciendo el riesgo, controlando los peligros o mitigando las consecuencias.

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4. ANÁLISIS DE RIESGOS Modelo de Muhlbauer para Ductos

RIESGO A EVALUAR

Consecuencia de las Fallas

Probabilidad de Fallas

Indice de Corrosión

Indice Terceros

Indice Movimientos de Tierras

Indice Diseño y Materiales

Indice Operación del Sistema

Indice Otros Factores

Indice Impacto en las Personas

Factor de Falla

Factor de Impacto

Indice Impacto en el Medioambiente Indice Impacto en los Negocios

Riesgo Relativo

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4. ANÁLISIS DE RIESGOS Software

•

El software de Análisis de Riesgo procesa la información existente en la Base de Datos y mediante el algoritmo de Muhlbauer establece un Indice de Riesgo para los distintos segmentos del ducto (aprox. 12 m).

•

La posibilidad de modelización de escenarios está contemplada en el diseño del software, siendo ésta una de las actividades más importantes del analista de Integridad.

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5. PLAN DE INTEGRIDAD

•

Protección de instalaciones expuestas (cercos, cámaras de válvulas, sistema detección de intrusos).

•

Programa de comunicación al público.

•

Prueba hidráulica para verificación de integridad en tramos no aptos para corrida de herramienta inteligente.

•

Plan de Reparaciones y reemplazos de tramos de oleoductos.

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5. PLAN DE INTEGRIDAD

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6. PROCEDIMIENTOS GENERADOS

• • •

Relevamiento y evaluación de defectos planos, geométricos y volumétricos. Prueba hidráulica para evaluación de integridad de tuberías. Operación de oleoductos ante tareas de reparación, trabajos especiales y emergencias.

• • • • • •

Fabricación y montaje de refuerzos de unión recta. Metodología de Decisión para reparaciones de oleoductos. Instalación de revestimiento anticorrosivo en tuberías. Análisis de Riesgo en la operación de sistemas de transporte de petróleo. Recorrido de picada y patrullaje de oleoductos. Guía para la comunicación con el público para prevenir y actuar ante roturas.

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7. AUDITORÍA Y EVALUACIÓN

•

Medir la efectividad del Sistema de Gestión

•

Comprobar los progresos y mostrar los beneficios obtenidos.

•

Medir el grado de cumplimiento de los objetivos propuestos.

•

Generación de Indicadores de Performance:

•

Grado de cumplimiento de la normativa

•

Reducción del riesgo en areas de alta consecuencia

•

Volumen total de fugas / Volumen total transportado

•

Evolución de la distribución de causas de fugas

•

Reparaciones efectuadas / Reparaciones programadas

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CONCLUSIONES

• • • • • • • • • • •

Nueva cultura. Convencimiento y apoyo gerencial. Clara definición de responsabilidades y comunicación interna. Acompañamiento de especialistas en la implementación. Capacitación del personal. Modificación de la organización. Ingeniero de Integridad. Política de la Compañía (Procedim. EP-MSC-PR-18). Cumplimiento de leyes y reglamentos. Software a medida, herramienta de gestión. Extensión a Integridad de Tanques de Almacenaje (Res. SE 785). Réplica en otros sistemas de ductos de la UNAS.

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FIN Muchas Gracias