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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AGROINDUSTRIA
ESTUDIO DE INTEGRIDAD DEL OLEODUCTO PRINCIPAL DE REPSOL – YPF ECUADOR, DESDE EL CAMPO SPF
(FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SUR) HASTA EL OCP (OLEODUCTO DE CRUDOS PESADOS)
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO QUÍMICO
MARCO FERNANDO NARANJO ARAUJO [email protected]
DIRECTOR: ING. PATRICIO HERNÁN ESTUPIÑAN MELO [email protected]
Quito, Diciembre 2011
© Escuela Politécnica Nacional (2011)
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo Marco Fernando Naranjo Araujo declaro que el trabajo aquí descrito es de mi
autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación
profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en
este documento.
La Escuela Politécnica Nacional puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
__________________________
Marco Fernando Naranjo Araujo
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Marco Fernando Naranjo
Araujo bajo mi supervisión.
_________________________
Ing. Patricio Estupiñan
DIRECTOR DE PROYECTO
AUSPICIO
La presente investigación contó con el auspicio financiero de Repsol – YPF
Ecuador.
DEDICATORIA
A mis padres Gloria Araujo y Marco Naranjo por estar junto a mí durante toda mi
carrera profesional mostrándome su apoyo, amor y compresión. Les dedico este
trabajo fruto de nuestro esfuerzo.
A mis hermanas Carla y Vanessa por estar a mi lado en todo momento.
A mis amigos Andrés, Fer, Iveth, Paco y Remi, los seis empezamos con este
sueño que poco a poco se vuelve realidad, gracias por toda su amistad, apoyo,
ayuda, paciencia y más durante estos seis años.
i
ÍNDICE DE CONTENIDO
PÁGINA
RESUMEN xx INTRODUCCIÓN xxii 1. PARTE TEÓRICA 1 1.1. Integridad de tuberías 1
1.1.1. Definición de integridad 1
1.1.2. Código US.DOT.49 CFR-195.452 gestión de integridad de tuberías 2
1.1.3. Norma API 1160 gestión de integridad de tuberías 3
1.1.3.1. Estructura de un programa de gestión de integridad 4
1.1.3.2. Áreas de alta consecuencia 4
1.1.3.3. Recolección, revisión e integración de la información 6
1.1.3.4. Evaluación de riesgos 14
1.1.3.5. Evaluación de la resistencia mecánica remanente 21
1.1.3.6. Opciones de mitigación y control 23 1.2. Criterios de evaluacion de integridad 25
1.2.1. Inspección en línea (ILI) 25
1.2.1.1. Geométrica -calibrador 26
1.2.1.2. Herramientas de pérdida de espesor 26
1.2.1.3. Herramientas de detección de grietas 28
1.2.1.4. Herramienta para limpieza interna de una tubería 31
1.2.1.5. Facilidades para el envío de chanchos 33
1.2.2. Prueba hidrostática 34
1.2.3. Evaluación directa 36
1.2.3.1. Evaluación directa de corrosión externa (ECDA) 36
1.2.3.2. Evaluación directa de corrosión interna (ICDA) 50 1.3. Criterios para evaluación de defectos 53
1.3.1. Norma ASME B31.G manual para determinar la resistencia remanente en tuberías corroídas 53
1.3.2. Criterios NACE PCIM 54
1.3.3. Métodos de reparación 55 2. METODOLOGÍA 59 2.1. Oleoducto principal de REPSOL – YPF 59 2.2. Caracterización del fluido 61 2.3. Inspección del derecho de vía 62 2.4. Verificación en campo 63
ii
2.5. Revisión, recolección e integración de la información 63 2.5.1. Segmentación del oleoducto 63
2.5.2. Ubicación de válvulas, lanzadores y recibidores 64
2.5.3. Ubicación de postes de protección catódica 64
2.5.4. Diseño, materiales y construcción 67
2.5.4.1. Presión de diseño y factores de seguridad 68
2.5.4.2. Estudio de resistividad y ph del suelo 68
2.5.5. Derecho de vía 69
2.5.6. Áreas sensibles o componentes para HCA 69
2.5.7. Operación, mantenimiento, inspección y reparación 70
2.5.7.1. Inspección en línea 70
2.5.7.2. Inspección de la protección catódica 71
2.5.7.3. Inspección del recubrimiento 72
2.6. Determinación de las áreas de alta consecuencia 73
2.6.1. Determinación del corredor de seguridad 74
2.6.2. Evaluación de los componentes 75
2.6.2.1. Peso de los componentes 77
2.6.2.2. Valor resultante y clasificación de las hca 77
2.7. Evaluación de riesgos 78
2.7.1. Calculo de la probabilidad de falla -INDEX SUM 80
2.7.1.1. Índice de daños por terceros (0 – 100 puntos) 80
2.7.1.2. Índice de corrosión (0 – 100 puntos) 83
2.7.1.3. Índice de diseño (0 – 100 puntos) 87
2.7.1.4. Índice de operaciones incorrectas (0 – 100 puntos) 90
2.7.2. Calculo del factor de impacto de fuga - LIF 91
2.7.2.1. Peligrosidad del producto (PH) 92
2.7.2.2. Volumen de derrame (LV) 95
2.7.2.3. Dispersión (D) 98
2.7.2.4. Receptores (R) 100
2.7.3. Cálculo del riesgo absoluto 100
2.7.3.1. Cálculo de la probabilidad de derrame e índice de falla 100
2.7.3.2. Cálculo del índice de consecuencias 101
2.7.3.3. Índice de riesgo 102
2.7.3.4. Correlación con las HCA 103
2.8. Evaluación de la resistencia mecánica remanente 104
2.8.1. Evaluación de defectos 104
2.8.2. Segmentos con inspección ILI 2006 104
2.8.2.1. Cálculo de la longitud máxima permisible del área corroída 105
2.8.2.2. Cálculo del factor estimado de reparación (ERF) 107
2.8.2.3. Cálculo de la presión segura 107
2.8.2.4. Cálculo de la presión de falla 108
2.8.2.5. Velocidad de corrosión 109
2.8.2.6. Vida remanente 109
2.8.2.7. Proyección 2010 111
iii
2.8.3. Segmentos sin inspección ILI 2006 112
2.8.3.1. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión interna 113
2.8.3.2. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión externa 113
2.8.4. Plan de inspección inicial 114
2.9. Desarrollo del plan de mitigación y control 114 3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 117 3.1. Segmentación del oleoducto 117
3.2. Integración de la información 118
3.2.1. Diseño, materiales y construcción 118
3.2.2. Derecho de vía 130
3.2.2.1. Ancho y profundidad del derecho de vía 130
3.2.2.2. Resultados de la inspección del derecho de vía: 130
3.2.2.3. Cruces de tubería, derecho de vía compartido 132
3.2.2.4. Topografía de la tubería 134
3.2.3. Operación, mantenimiento inspeccion, y reparación 137
3.2.3.1. Resultados de la inspección en línea 137
3.2.3.2. Temperatura de operación 142
3.2.3.3. Presión de operación 142
3.2.3.4. Máxima presión de operación permisible (maop) 143
3.2.3.5. Estaciones de bombeo y válvulas esdv 143
3.2.3.6. Ratas de flujo 144
3.2.3.7. Condiciones y datos atmosféricos 144
3.2.3.8. Contenido de la línea 145
3.2.3.9. Inspección de la protección catódica 146
3.2.3.10. Inspección y condición del recubrimiento 156
3.2.3.11. Procedimientos de operación 162
3.2.3.12. Mantenimiento del oleoducto 163
3.2.3.13. Reparaciones 163
3.2.4. Historial de fugas 165
3.2.5. Componentes para hca 166
3.2.5.1. Componentes para HCA 166
3.2.5.2. Ubicación gráfica de los componentes para HCA 166
3.3. Determinación de las áreas de alta consecuencia 167
3.3.1. Determinacion del corredor de seguridad 168
3.3.2. Evaluación de los componentes hca 169
3.4. Evaluación de riesgos 175
3.4.1. Probabilidad de falla - INDEX SUM 175
3.4.1.1. Índice de daños por terceros 175
3.4.1.2. Índice de corrosión 180
3.4.1.3. Índice de diseño 190
iv
3.4.1.4. Índice de operaciones incorrectas 193
3.4.2. Factor de impacto de fuga – LIF 197
3.4.2.1. Peligrosidad del producto (PH) 197
3.4.2.2. Volumen de derrame (LV) 199
3.4.2.3. Dispersión (D) 200
3.4.2.4. Receptores (R) 203
3.4.3. Riesgo relativo 204
3.4.4. Riesgo absoluto 205
3.4.4.1. Índice de probabilidad 205
3.4.4.2. Índice de severidad 207
3.4.4.3. Índice de riesgo 209
3.4.4.4. Correlación HCA 209
3.5. Evaluación de resistencia mecánica remanente 211
3.5.1. Segmentos con inspección ILI 211
3.5.1.1. Resultados de la evaluación de defectos 211
3.5.1.2. Calculo de la presión de falla 213
3.5.1.3. Resultados velocidad de corrosión 214
3.5.1.4. . Resultados vida remanente 215
3.5.1.5. Resultados de la proyección 220
3.5.2. Segmentos sin inspección ILI 227
3.5.2.1. Calculo predictivo de la velocidad de corrosión interna 227
3.5.2.2. Cálculo predictivo de la velocidad de corrosión externa 227
3.5.2.3. Cálculo predictivo de la vida remanente 228
3.5.3. Plan de inspección inicial 229
3.6. Plan de mitigación y control 232
3.6.1. Mitigación y control para daños por terceros 232
3.6.1.1. Profundidad mínima de cubierta 232
3.6.1.2. Facilidades en superficie 233
3.6.1.3. Nivel de actividad 234
3.6.1.4. Educación pública 234
3.6.1.5. Cruce de vía 236
3.6.1.6. Cruce de tuberías y derecho de vía compartido 236
3.6.1.7. Condición del derecho de vía 236
3.6.1.8. Patrullaje del ddv 237
3.6.1.9. Localización de la línea 238
3.6.2. Mitigación y control para corrosión 240
3.6.2.1. Corrosión atmosférica 240
3.6.2.2. Corrosión interna 240
3.6.2.3. Corrosión externa 241
3.6.2.4. Recubrimiento 244
3.6.3. Mitigación y control para diseño 245
3.6.3.1. Factor de seguridad 245
3.6.3.2. Fatiga 246
3.6.3.3. Posibles sobrepresiones 247
v
3.6.3.4. Verificaciones de integridad 248
3.6.3.5. Movimientos de tierra 249 3.6.4. Mitigación para el índice de operaciones incorrectas 250 3.6.5. Mitigación y control para consecuencias 253
3.6.6. Índice de riesgo y correlación hca 257
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 259
4.1. Conclusiones 259
4.2. Recomendaciones 262
BIBLIOGRAFÍA 265
ANEXOS 270
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1.1. Tipo de información a recolectar e integrar durante el estudio 7 Tabla 1.2. Materiales para construcción de oleoductos 10
Tabla 1.3. Composición química del acero utilizado en oleoductos 10 Tabla 1.4. Ejemplos de atributos y prevenciones 17
Tabla 1.5. Herramientas ILI y capacidad de detección de diferentes
tipos de defectos 30
Tabla 1.6. Ventajas y desventajas de las herramientas MFL 31
Tabla 1.7. Matriz de selección para herramientas ECDA 38
Tabla 1.8. Categorización de los defectos en el recubrimiento 43
Tabla 1.9. Categorización del suelo por su valor de resistividad 47 Tabla 1.10. Clasificación de los defectos-condiciones según la
herramienta seleccionada 48
Tabla 1.11. Criterios NACE PCIM 55
Tabla 1.12. Métodos de reparación de tuberías 56
Tabla 2.1. Ejemplo de la base de datos DCVG 2004 67
Tabla 2.2. Ejemplo de la base de datos resistividad y pH 2005 69 Tabla 2.3. Ejemplo de las bases de datos de los estudios Poste a Poste 71
Tabla 2.4. Ejemplo de las bases de datos del estudio PCM 73
Tabla 2.5. Componentes y escala de valoración de las HCA 76
Tabla 2.6. Peso de cada componente y características tomadas en cuenta 77 Tabla 2.7. Clasificación de las HCA según el valor de criticidad 78 Tabla 2.8. Calificación de los sistemas de aislamiento y sistemas de
detección 97
Tabla 2.9. Combinación de puntajes 97
Tabla 2.10. Evaluación de consecuencias inflamables 100
vii
Tabla 2.11. Escala para obtener y clasificar el índice de probabilidad 101 Tabla 2.12. Variables utilizadas para el cálculo del índice de severidad 101 Tabla 2.13. Criterios para determinar el índice de severidad 102
Tabla 2.14. Criterios de aceptabilidad del índice de riesgo 102
Tabla 2.15. Criterios de priorización 103
Tabla 2.16. Velocidades de corrosión para el acero en suelo (corrosión
externa) 114
Tabla 3.1. Segmentos en los que se divide el Oleoducto de Repsol -
YPF 117 Tabla 3.2. Información sobre material, diseño y construcción 119 Tabla 3.3. Calculo de la Presión de Diseño 119 Tabla 3.4. Resistividad y pH del Suelo por segmentos 129
Tabla 3.5. Resumen de la Inspección del derecho de vía 132
Tabla 3.6. Resumen cruces de vía y derecho de vía compartido 133
Tabla 3.7. Ubicación de los cruces de tubería y DDV compartido 133 Tabla 3.8. Especificaciones operativas de la Herramienta MFL. 137
Tabla 3.9. Resumen de defectos detectados por la herramienta MFL. 138 Tabla 3.10. Temperatura de operación de cada subsegmento del
oleoducto 142
Tabla 3.11. Presión de operación de cada subsegmento del oleoducto 142 Tabla 3.12. Máxima presión de operación del oleoducto por segmentos 143 |Tabla 3.13. Presión de succión y de descarga en las estaciones de
Bombeo 144
Tabla 3.14. Presión de cierre de las válvulas ESDV 144
Tabla 3.15. Ratas de flujo de cada subsegmento del oleoducto 145
Tabla 3.16. Condiciones atmosféricas y temperatura ambiente 145
viii
Tabla 3.17. Contenido del Oleoducto principal de Repsol - YPF 146
Tabla 3.18. Criterio de polarización catódica respecto a la temperatura de
operación 147
Tabla 3.19. Defectos del recubrimiento clasificados por el %IR 156 Tabla 3.20. Defectos del recubrimiento clasificados por el criterio C/C,
C/A o A/A 156
Tabla 3.21. Datos del recorrido de PIG de limpieza 164
Tabla 3.22. Defectos de pérdida de espesor reparados en oleoducto 165 Tabla 3.23. Resumen de componentes para HCA encontradas en el
recorrido del oleoducto 166
Tabla 3.24. Calculo del Radio de piscina 169
Tabla 3.25. Condiciones encontradas a cada componente y su valor
correspondiente 169
Tabla 3.26. Áreas de alta consecuencia identificadas por segmentos 170 Tabla 3.27. Puntuación del índice de daños por terceros obtenido para
cada subsegmento del oleoducto 180
Tabla 3.28. Puntuación del índice de corrosión atmosférica obtenido para
cada subsegmento del oleoducto 182
Tabla 3.29. Puntuación del índice de corrosión interna obtenido para
cada subsegmento del oleoducto 184
Tabla 3.30. Puntuación por ambiente bajo superficie obtenido para cada
subsegmento del oleoducto 186
Tabla 3.31. Puntuación por protección catódica obtenido para cada
subsegmento del oleoducto 188
Tabla 3.32. Puntuación por índice de corrosión externa obtenido para
cada subsegmento del oleoducto 189
Tabla 3.33. Puntuación por índice de corrosión obtenido para cada
subsegmento del oleoducto 190
Tabla 3.34. Puntuación del Índice de Diseño obtenido para cada
subsegmento del oleoducto 193
ix
Tabla 3.35. Puntuación por operaciones incorrectas obtenido para cada subsegmento del oleoducto 196
Tabla 3.36. Valores de INDEX SUM obtenidos para cada subsegmento
del oleoducto 197
Tabla 3.37. Volumen derramado y puntos asignados - derrame por
orificios 199
Tabla 3.38. Volumen derramado y puntos asignados - derrame por rotura 200 Tabla 3.39. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame
por orificios 201
Tabla 3.40. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame
por rotura 201
Tabla 3.41. Cuantifificacion de las consecuencias flamables para derrame
por orificios de cada subsegmento del oleoducto 202
Tabla 3.42. Cuantificación de las consecuencias flamables para derrame
por rotura de cada subsegmento del oleoducto 203
Tabla 3.43. Valores de LIF obtenidos para cada subsegmento del
oleoducto 204
Tabla 3.44. Valores de riesgo relativo obtenido para cada subsegmento
del oleoducto 205
Tabla 3.45. Ejemplo de cálculo de la probabilidad de falla 206
Tabla 3.46. Probabilidad de falla e índice de probabilidad obtenido para
cada subsegmento del oleoducto 206
Tabla 3.47. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame
por orificio 208
Tabla 3.48. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame
por rotura 208
Tabla 3.49. Índice de riesgo obtenido para cada subsegmento del
oeoducto 210
Tabla 3.50. Índice de prioridad obtenido para cada subsegmento del
oleoducto 210
Tabla 3.51. Evaluación de los defectos segmento SPF – NPF cuya Lm>L 211
x
Tabla 3.52. Evaluación de los defectos segmento NPF - POMPEYA cuya Lm>L 212
Tabla 3.53. Defecto con la presión de falla menor a la MAOP 213
Tabla 3.54. Valores de ERF calculados para los defectos reparados 213 Tabla 3.55. Resumen velocidades de corrosión 214
Tabla 3.56. Velocidades de corrosión máximas para los defectos externos
e internos 215
Tabla 3.57. Velocidad de corrosión en puntos donde existe cambio de espesor 215
Tabla 3.58. Defectos externos clasificados por vida remanente 216
Tabla 3.59. Ubicación de los defectos externos con vida remanente entre
1 y 5 años 216
Tabla 3.60. Defectos internos clasificados por vida remanente 217
Tabla 3.61. Históricos temperatura de operación 221
Tabla 3.62. Proyección de vida remanente 2010 222
Tabla 3.63. Espesor proyectado en puntos donde existe cambio de
espesor 224
Tabla 3.64. Velocidad de corrosión interna promedio y espesor
remanente para el segmento POZO 27 -OCP 228
Tabla 3.65. Velocidades de corrosión externa promedio y espesor
remanente para el segmento POZO 27 -OCP 228
Tabla 3.66. Tiempo de vaciado de cada segmento del oleoducto 230
Tabla 3.67. Puntuación del índice de daños por terceros luego de las
actividades de mitigación y control 239
Tabla 3.68. Puntuación del índice de corrosión luego de las actividades
de mitigación 246
Tabla 3.69. Mínima presión de falla segmento 248
Tabla 3.70. Puntuación del índice de diseño luego de las actividades de
mitigación 250
Tabla 3.71. Índice de operaciones incorrectas luego de las acciones de
mitigación 251
xi
Tabla 3.72. Probabilidad de falla luego de las actividades de mitigación 252 Tabla 3.73. Reducción de la probabilidad de falla 253
Tabla 3.74. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugas-
derrame por orificio 255
Tabla 3.75. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugas-
derrame por rotura 256
Tabla 3.76. Reducción en los costos de consecuencias luego de las
acciones de mitigación 256
Tabla 3.77. Índice de riesgo luego de las actividades de mitigación y
control 257
Tabla 3.78. Índice de prioridad luego de las actividades de mitigación y
control 258
Tabla A2.1. Base de datos DCVG 272
Tabla A2.2. Cálculo presión de diseño 273
Tabla A2.3. Cálculo criticidad HCA 274
Tabla A2.4. Evaluación de los defectos de pérdida de espesor 275
Tabla A2.5. Cálculo de la vida remanente 278
Tabla A3.1. Inspección del segmento: Pompeya –Shushufindi 281
Tabla A3.2. Inspección del segmento Shushufindi – Rio Aguarico 283
Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por
kilómetro 285
Tabla A5.1. Puntuación de los factores que influyen en el nivel de
actividad 292
Tabla A5.2. Puntuación asignada por facilidades en superficie 292
Tabla A5.3. Puntuación asignada a los factores que influyen en la
localización de la línea 292
Tabla A5.4. Puntuación asignada a los factores para calificar la variable
educación pública 292
Tabla A5.5. Criterios para evaluar la condición del Derecho de vía 293
xii
Tabla A5.6. Puntuación de la frecuencia de patrullaje 293
Tabla A5.7. Puntuación por exposición atmosférica 293
Tabla A5.8. Tipos de atmósferas y puntaje asignado 293
Tabla A5.9. Condiciones para evaluación del Recubrimiento Atmosférico 294 Tabla A5.10. Factores para evaluación de la corrosividad del producto 294 Tabla A5.11. Puntuación por corrosividad del suelo 294
Tabla A5.12. Condiciones para evaluación de SCC 294
Tabla A5.13. Peso de los estudios para evaluación de la protección
catódica 295
Tabla A5.14. Condiciones efecto escudo 295
Tabla A5.15. Condiciones para evaluación del Recubrimiento 295
Tabla A5.16. Puntuación por fatiga 295
Tabla A5.17. Evaluación de la probabilidad de sobretensiones 296
Tabla A5.18. Evaluación robustez ILI 296
Tabla A5.19. Criterios para la evaluación de los movimientos de tierra 296
Tabla A5.20. Criterios para evaluar la potencial MAOP 296
Tabla A5.21. Criterios para evaluación de sistemas de seguridad 297 Tabla A5.22. Factores para evaluar la construcción 297
Tabla A5.23. Criterios y condiciones para la evaluación de la variable
operación 297
Tabla A5.24. Criterios para la evaluación del sistema SCADA 298
Tabla A5.25. Criterios y condiciones para la evaluación la variable
mantenimiento 298
Tabla A5.26. Escala NFPA para evaluación de peligros agudos 298
Tabla A5.27. Categorías para evaluación de la inflamabilidad 299
Tabla A5.28. Criterios para evaluación de la reactividad del producto 299
xiii
Tabla A5.29. Reactividad en función de la presión 299
Tabla A5.30. Criterios para evaluación de la reactividad del producto 299 Tabla A5.31. Criterio evaluación de peligros crónicos 299
Tabla A5.32. Puntaje de acuerdo a volumen de derrame 299
Tabla A5.33. Puntaje de acuerdo a radio de dispersión 299
Tabla A5.34. Escala para la evaluación de los receptores 299
Tabla A6.1. Matriz índice de daños por terceros 300
Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión 301
Tabla A6.3. Matriz índice de diseño 305
Tabla A6.4. Matriz índice de daños operaciones incorrectas 306
Tabla A6.5. Matriz de factor de impacto de fuga 308
Tabla A7.1. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 SPF
– NPF 309
Tabla A7.2. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010
NPF – POMPEYA 309
Tabla A7.3. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010
POMPEYA - SHUSHUFINDI 311
Tabla A7.4. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 311
xiv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1.1. Principales causas de derrames en tuberías en Canadá 3
Figura 1.2. Estructura de un programa de gestión de integridad 5
Figura 1.3. Representación de las áreas de alta consecuencia 6
Figura 1.4. Protección catódica galvánica 11
Figura 1.5. Sistema de protección catódica por corriente impresa 12 Figura 1.6. Esquemas del FBE y el 3LPP 14
Figura 1.7. Matriz de Riesgo simple 19
Figura 1.8. Herramienta geométrica 26
Figura 1.9. MFL tipo de sensores y principio de funcionamiento 27
Figura 1.10. Herramienta ultrasonido de onda de compresión y su
principio de funcionamiento 28
Figura 1.11. Herramienta MFL transversal 29
Figura 1.12. Herramienta de ultrasonido de onda de corte 29
Figura 1.13. Acción de limpieza de un chancho 32
Figura 1.14. Chanchos de copas y de cepillos 33
Figura 1.15. Lanzadores y Recibidores 33
Figura 1.16. Definición de Regiones ECDA 37
Figura 1.17. Criterios de protección catódica 40
Figura 1.18. Estudio CIPS y grafico potencial en función de la distancia 41 Figura 1.19. Equipo PCM 45
Figura 1.20. Instalación del transmisor 45
Figura 1.21. Flujo de la corriente hacia un defecto en recubrimiento 46 Figura 1.22. Método de los cuatro electrodos 47
Figura 1.23. Camisas de refuerzo 58
xv
Figura 2.1. Recorrido del Oleoducto Principal de Repsol – YPF desde el
SPF hasta el OCP 60
Figura 2.2. Equipo GPS e inspección del DDV 63
Figura 2.3. Ejemplo de la base de datos ILI 2006 65
Figura 2.4. Plano de construcción del oleoducto 66
Figura 2.5. Ejemplo de las bases de datos del estudio CIPS 72
Figura 2.6. Corredor de seguridad 75
Figura 2.7. Evaluación de los componentes para la determinación de las
HCAs 77
Figura 2.8. Diagrama de la puntuación de riesgo relativo por índices 79 Figura 2.9. Oleoducto hacia un recibidor (tubería aérea) 84
Figura 2.10. Flujograma de evaluación de los peligros crónicos de una
sustancia 94
Figura 2.11. Posible comportamiento inflamable de una fuga 99
Figura 2.12. Matriz de Riesgos 103
Figura 2.13. Matriz de priorización 104
Figura 2.14. Metodología ASME B31.G para la evaluación de los
defectos de pérdida de espesor. 106
Figura 2.15. Selección de la metodología de verificación de integridad 115 Figura 3.1. Gráfico de integración de información de diseño, materiales
y construcción para el segmento SPF – NPF 120
Figura 3.2. Gráfico de integración de información de diseño, materiales
y construcción para el segmento NPF - POMPEYA 121
Figura 3.3. Gráfico de integración de información de diseño, materiales
y construcción para el segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI 122
Figura 3.4. Gráfico de integración de información de diseño, materiales
y construcción para el segmento SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO 123
xvi
Figura 3.5. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento POZO 27 - OCP 124
Figura 3.6. Estudio de resistividad y de pH del suelo segmento SPF -
NPF 125
Figura 3.7. Estudio de resistividad y pH del suelo segmento NPF -
POMPEYA 126
Figura 3.8. Estudio de resistividad y pH del suelo segmento POMPEYA
- SHUSHUFINDI 127
Figura 3.9. Estudio de resistividad del suelo segmento SHUSHUFINDI
LAGO AGRIO 128
Figura 3.10. Estudio de resistividad del suelo segmento POZO 27 – OCP 129 Figura 3.11. Derecho de vía Oleoducto Principal Repsol - YPF (Extra
Bloque 16) 130
Figura 3.12. Registro fotográfico de la inspección al derecho de vía 131 Figura 3.13. Topografía segmento SPF- NPF 135
Figura 3.14. Topografía segmento NPF - POMPEYA 135
Figura 3.15. Topografía segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI 136
Figura 3.16. Topografía segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO 136
Figura 3.17. Topografía segmento POZO 27 – OCP 137
Figura 3.18. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento
SPF – NPF 140
Figura 3.19. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento
NPF – POMPEYA 140
Figura 3.20. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento
POMPEYA – SHUSHUFINDI 141
Figura 3.21. Ubicación de los defectos de pérdida de espesor segmento
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (SOTE) 141 Figura 3.22. Potencial OFF vs. distancia segmento SPF – NPF (a)
Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009 150 Figura 3.23. Potencial OFF vs. distancia segmento NPF–POMPEYA (a)
Estudio Poste a Poste 2005,(b) Estudio Poste s Poste 2009 151
xvii
Figura 3.24. Potencial OFF vs. distancia segmento POMPEYA –
SHUSHUFINDI (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009 152
Figura 3.25. Potencial OFF vs. distancia segmento SHUSHUFINDI–
LAGO AGRIO (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009 153
Figura 3.26. Potencial OFF vs. distancia segmento POZO 27 – OCP (a)
Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste s Poste 2009 154 Figura 3.27. Potencial OFF vs. distancia segmento Pompeya- Shushufindi
(Tramo 32+700 - 28+700), estudio CIPS 155
Figura 3.28. Potencial OFF vs. distancia segmento Shushufindi- Lago
Agrio (Tramo SHUSHUFINDI–52+339), estudio CIPS 155
Figura 3.29. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento,
estudio DCVG segmento SPF – NPF 160
Figura 3.30. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento,
estudio DCVG segmento NPF – POMPEYA 160
Figura 3.31. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento,
estudio DCVG segmento POMPEYA– SHUSHUFINDI 161
Figura 3.32. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento,
estudio DCVG segmento SHUSHUFINDI– L.AGRIO 161
Figura 3.33. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento,
estudio DCVG segmento POZO 27 – OCP 162
Figura 3.34. Ubicación de los defectos en el recubrimiento, estudio PCM,
segmento POMPEYA –SHUSHUFINDI 162
Figura 3.35. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas
de alta consecuencia, segmento SPF – NPF 171
Figura 3.36. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas
de alta consecuencia, segmento NPF - POMPEYA 172
Figura 3.37. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas
de alta consecuencia, segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI 173
Figura 3.38. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas
de alta consecuencia, segmento SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 174
xviii
Figura 3.39. Representación gráfica de las áreas de alta consecuencia
determinadas, segmento POZO 27 – OCP 175
Figura 3.40. Facilidades con protección contra daños por terceros 178 Figura 3.41. Velocidad de Corrosión de los defectos SPF - NPF 218
Figura 3.42. Velocidad de Corrosión de los defectos NPF - POMPEYA 218
Figura 3.43. Velocidad de Corrosión de los defectos POMPEYA -
SHUSHUFINDI 219
Figura 3.44. Velocidad de Corrosión de los defectos SHUSHUFINDI –
LAGO AGRIO (SOTE) 219
Figura 3.45. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010
segmento SPF – NPF 225
Figura 3.46. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010
segmento NPF - POMPEYA 225
Figura 3.47. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010
segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI 226
Figura 3.48. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010
segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO 226
Figura 3.49. Instalación de cinta de advertencia 233
Figura 3.50. Instalación de barreras de protección como opción de mitigación de daños por terceros a las facilidades en superficie 234
xix
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO I Reporte diario de laboratorio - analisis del crudo 271
ANEXO II Ejemplos de cálculo 272
ANEXO III Inspección del derecho de vía 281
ANEXO IV Matriz de cálculo hca 285
ANEXO V Tablas de calificación para la evaluación de riesgos 292 ANEXO VI Matrices de evaluación de riesgos 300
ANEXO VII Defectos con vida remanente 1 - 5 años 309
xx
RESUMEN
El presente estudio evaluó la integridad del oleoducto principal de Repsol – YPF
Ecuador, según la Norma API 1160 “Sistema de Gestión de Integridad de Líquidos
Peligrosos”. El oleoducto se extiende desde el campo SPF (facilidades de
producción del sur) hasta el OCP (oleoducto de crudos pesados) y tiene 211 km
de longitud, por lo que el paso inicial del estudio fue dividir el oleoducto en 5
segmentos: SPF – NPF, NPF – POMPEYA, POMPEYA – SHUSHUFINDI,
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO y POZO 27 – OCP.
La información del oleoducto fue integrada en cinco categorías: diseño, materiales
y construcción; operación, mantenimiento, inspección, reparaciones y
procedimientos; áreas sensibles; derecho de vía y finalmente historial de fugas.
Se determinaron las áreas de alta consecuencia (HCA), ya que el recorrido del
oleoducto atraviesa un área ambientalmente sensible. Se utilizó la información
integrada sobre áreas sensibles se realizó el cálculo de el área de derrame
esperada en función del volumen transportado y se determinó un radio de
afectación de 500m, de esta manera se obtuvieron áreas con limites las cuales
fueron categorizadas mediante un modelo que le asigna un peso a cada
componente. Así se determinaron 211 áreas de alta consecuencia: 83 de
criticidad alta, 91 de criticidad media alta, 36 de criticidad media, 1 de criticidad
baja.
La evaluación del riesgo de falla del oleoducto fue el siguiente paso. El objetivo
de la evaluación fue obtener un valor cuantitativo del riesgo, que permita
categorizar a los segmentos de la tubería en función de la información integrada.
Los resultados de la evaluación de riesgos según el modelo aplicado fue que los
segmentos del oleoducto poseen un valor de RIESGO INACEPTABLE y se
deben tomar medidas de mitigación y control en los siguientes 3 meses.
La evaluación de la resistencia remanente permitió determinar: que la velocidad
de corrosión de los defectos detectados en el oleoducto (854 externos y 277
xxi
internos) está entre 2,84 y 20,80mpy, la vida remanente de los defectos más
críticos está entre 1 y 5 años, y permitió determinar los defectos que requieren
reparación.
Finalmente el plan de mitigación y control determinó las variables que pueden ser
modificadas, para obtener un valor de riesgo ACEPTABLE. Luego de la
evaluación se redujo la probabilidad de falla en un 20% y los costos de las
consecuencias hasta en un 99% Sin embargo, el valor de riesgo obtenido es un
valor INACEPTABLE, y se recomendaron todas las acciones posibles para
mejorar este escenario.
xxii
INTRODUCCIÓN
Los oleoductos son activos que transportan productos peligrosos a presión a
través de la propiedad pública. La operación de dichos activos expone a las
personas y al medio ambiente a riesgos en caso del derrame del contenido. La
integridad de una tubería es que ésta sea operada de tal manera que no haya
efectos adversos en las instalaciones, los empleados, el medio ambiente, y la
población. Entonces se puede definir, en pocas palabras, a la integridad de una
tubería como: “La operación de ésta libre de errores, derrames, e incidentes”. (API
1160, 2001)
La CONCAWE (Conservation of Clean Air and Water in Europe) determina cinco
causas de derrame para oleoductos
• Eventos de derrame atribuidos a daños mecánicos
• Eventos de derrame atribuídos a errores operacionales
• Eventos de derrame atribuídos a fenómenos corrosivos
• Fuerzas Naturales
• Daños por Terceros (CONCAWE, 2004)
En los Estados Unidos, las pérdidas directas debidas a la corrosión le cuestan al
país alrededor de $276 billones de dólares anuales. Si la corrosión no es
propiamente considerada en el diseño inicial de una tubería puede causar
frecuentes paros no programados y la necesidad de mantenimiento excesivo,
reparaciones y reemplazo de piezas dañadas para mantener el sistema en
operación. El costo de estos factores comúnmente excede el costo de evitar la
corrosión durante la etapa de diseño, mediante la selección de un material
adecuado, cambios en las condiciones de operación del sistema, o la aplicación
de medidas de control. (NACE, 2004).
El derrame del contenido puede tener costos significativos, directos e indirectos.
Los costos directos incluyen el valor del producto en sí, el costo de reparaciones,
y los costos asociados al tiempo fuera de producción. Sin embargo existe un
xxiii
riesgo mayor ya que el derrame del contenido de una tubería puede ocasionar
significativos efectos adversos a la población, el medio ambiente, una red fluvial,
etc., y los daños pueden llegar a ser irreparables e irreversibles. Las operadoras
de tuberías deben cumplir exigencias legales, de ingeniería, de seguridad,
ambientales y económicas, establecidas por el gobierno de cada país y por
organizaciones internacionales antes durante y después de la operación de una
tubería ya que están sujetas a inspecciones periódicas reglamentarias,
verificaciones y recertificaciones. (Muhlbauer, 2004).
En los Estados Unidos se aplica un nuevo enfoque, donde las operadoras de
tuberías están obligadas por ley a demostrar y documentar que la integridad de
sus instalaciones se mantiene en todo momento. Este nuevo enfoque nació como
una iniciativa de la PHMSA (Pipeline & Hazardous Materials Safety
Administration), una de las diez agencias del Departamento de Transporte de los
Estados Unidos (U.S. Department of Transportation, U.S. DOT), que busca la
protección de la población, el medioambiente, el transporte seguro y sin riesgos
de sustancias peligrosas de la industria por diferentes tipos de transporte,
incluidas las tuberías. Esta agencia permite una mejor administración del
transporte de sustancias peligrosas a través de tuberías ya que desarrolla y aplica
leyes para la seguridad, confiabilidad y operación ambientalmente correcta de 2,3
millones de millas de tuberías y cerca de 1 millón de embarques de materiales
peligrosos por tierra, agua y aire. (DOT, 2010)
Operar una tubería que transporta un fluido de manera que no produzca impactos
negativos sobre la producción, el medio ambiente, los empleados, los equipos, la
economía e imagen de la compañía es el principal objetivo del desarrollo de un
estudio de integridad de tuberías. Un estudio de integridad para el oleoducto
principal de Repsol – YPF Ecuador busca asegurar que dicho objetivo sea
cumplido. (API 1160, 2001)
Un estudio de integridad le proporciona a una operadora de oleoductos medios
para el mejoramiento de su operación, y le permite asignar de mejor manera sus
recursos, técnicos, tecnológicos, humanos y financieros para:
xxiv
• Determinar las áreas ambientalmente sensibles que pueden verse afectadas
en caso de un derrame.
• Identificar y analizar las condiciones que pueden desembocar en fallas del
oleoducto, así como examinar la probabilidad de un derrame y la magnitud de
las consecuencias del mismo.
• Evaluar el estado mecánico del oleoducto y tomar las medidas necesarias para
evitar un derrame.
• Desarrollar acciones de control y mitigación en función de las condiciones
actuales de operación. (Muhlbauer, 2004).
xxv
ABREVIATURAS Y UNIDADES
A: Área transversal del orificio m2 (ft2)
Ad: Es el área de la piscina o área dispersada en m2 (ft2)
a: Espacio entre los electrodos (cm)
BS&W: Contenido de sedimentos y agua en el crudo
CoordEi: Coordenada este en un punto
CoordNi: Coordenada norte en un punto
Cd: Coeficiente de descarga
C: Factor de calibración
ρ: Densidad del fluido kg/m3 (lb/ft3)
D: Diámetro externo en mm (in)
DDV: Derecho de vía
dr: Distancia relativa (m)
d: Pérdida o profundidad del área corroída (defecto) en mm (in)
E: Factor de soldadura, 1 para tuberías sin costuras
Eij: Valor asociado a la escala j del componente i
ESDV: Emergency shutdown valve
g: Aceleración de la Gravedad 9,8m/s2 (32.2ft/s)
HCA: Área de alta consecuencia
ILI: Inspección en línea
MA: Masa de derrame ajustada en kg (lb)
MAOP: Máxima presión de operación en MPa (psi)
Mi: Valor máximo del componente
MD: Masa derramada en kg (lb)
mf: Flujo másico de fuga kg/s (lb/s)
ncomp: Número de componentes a evaluar
mr: Masa real dispersada en kg (lb)
nescalas: Número de escalas del componente i
pp: Profundidad de la piscina de derrame en m (ft)
Pc: Peso del componente.
P: Presión de operación en MPa (psi)
Pi: Presión interna de diseño en MPa (psi)
xxvi
P’: Presión segura en MPa (psi)
Pf: Presión de falla en MPa (psi)
q: Rata de Fuga m3/s (ft3/s)
R: Resistencia del suelo (Ω)
r : Radio de Fuga (m)
rd: Radio de dispersión (m)
Ra: Resistencia entre el ánodo y el electrolito (Ω)
Rc: Resistencia entre el cátodo y el electrolito (Ω)
SCADA: Supervosory Control and Data Adquisition
SCC: Stress corrosion cracking
SMYS: Resistencia mínima a la cedencia especificada en MPa (psi)
S: Valor de Stress aplicable permisible en MPa (psi)
t: Espesor nominal de la pared de la tubería en mm (in)
tremanente: Espesor remanente de la tubería en mm (in)
trequerido: Espesor requerido para soportar la MAOP en mm (in)
td: Tiempo de detección (s)
TF: Tiempo calculado hasta la ruptura (años)
TL: Tiempo calculado hasta la fuga (años)
VC: Velocidad de corrosión (mpy)
VR: Vida remanente (años) : Volumen dispersado real en m3 (ft3).
V: Volumen transportado en m3
∆P: Diferencia de presión aguas arriba del fluido transportado y la
presión atmosférica MPa (psi)
YP: Presión de cedencia MPa (psi)
1
1. PARTE TEÓRICA
1.1. INTEGRIDAD DE TUBERÍAS
1.1.1. DEFINICIÓN DE INTEGRIDAD
Los oleoductos son activos que transportan productos peligrosos a presión a
través de la propiedad pública, cuya operación expone a las personas, las
comunidades y al medio ambiente a riesgos en caso de derrame del contenido.
Por otro lado los oleoductos están expuestos a daños causados por terceros, y
ésta a menudo es la causa principal de derrames. La correcta gestión de la
operación y la interacción con el público son de primordial importancia y
requieren de un integrado y eficiente sistema de gestión de integridad. Es decir, la
integridad de una tubería se puede definir como la operación de ésta sin efectos
adversos en las instalaciones, los empleados, el medio ambiente, la población y
libre de errores, derrames, e incidentes (API 1160, 2001, Bureau Veritas, 2010).
La integridad de tuberías, además, es un término que incluye una serie de
actividades multidisciplinarias como: diseño, operación, mantenimiento e
inspección, orientadas a reducir la probabilidad de derrame. Al mantener la
integridad de una tubería se logra proteger a la población y al medio ambiente de
riesgos relacionados con eventuales derrames, prevenir cortes en el servicio, a la
par de que se protegen y preservan los activos de la empresa operadora (NACE,
2009).
En los Estados Unidos desde el año 2001 un nuevo enfoque se aplica, donde las
operadoras de tuberías están obligadas a demostrar y documentar que la
integridad de sus instalaciones se mantiene en todo momento. Este nuevo
enfoque nació en los Estados Unidos como una iniciativa de la PHMSA (Pipeline
& Hazardous Materials Safety Administration), una de las diez agencias del
Departamento de Transporte de los Estados Unidos (U.S. Department of
Transportation, U.S. DOT), que busca la protección de la población, el
2
medioambiente, asegura el transporte seguro y sin riesgos de materiales
peligrosos de la industria por diferentes tipos de transporte, incluidas a las
tuberías. La PHMSA permite una mejor administración del transporte de
materiales peligrosos por tuberías, mediante la ley para la gestión de integridad o
código US. DOT.49 CFR-195.452, para garantizar la seguridad, integridad y
operación ambientalmente correcta de las tuberías en los Estados Unidos (DOT,
2010).
1.1.2. CÓDIGO US.DOT.49 CFR-195.452 GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE
TUBERÍAS
El Código de Reglamentos Federales, del US. DOT. 49 C FR-195.452
Gestión de integridad para la operación de tuberías de líquidos peligrosos
es una ley de los Estados Unidos que obliga a las operadoras de tuberías a
evaluar periódicamente los riesgos asociados con la operación de sus
instalaciones y tomar todas las medidas necesarias para mitigar las
consecuencias de cualquier derrame. La ley aplica a cualquier tubería que
transporte un líquido peligroso o dióxido de carbono y estipula que las operadoras
deben desarrollar e implementar un programa de gestión de integridad que
abarque la ingeniería, operación, inspección, mantenimiento, comunicación
corporativa, seguridad física y medio ambiente relacionados con el normal
funcionamiento de una tubería. El objetivo no está solamente enfocado hacia la
condición mecánica de la instalación, un funcionamiento confiable y el
cumplimiento de sus obligaciones de operación, sino que también, incluye a la
población, el medio ambiente, la imagen, la reputación y la economía de la
operadora y sus partes interesadas. (DOT 2010; NACE, 2009).
El programa puede utilizar como punto de partida las bases de datos históricas
que proporcionan información acerca de los factores relacionados con la
integridad de la tubería como: el tipo de producto transportado, diámetro, longitud,
materiales de construcción, edad de la tubería y el entorno operativo. Al analizar
estos factores se puede determinar las causas de los accidentes y derrames,
3
entre las que se destacan: los daños por terceros, las fallas mecánicas originadas
por corrosión interna y externa, diseño y operaciones incorrectas. En la figura 1.1
se muestra un ejemplo de las principales causas de derrames en las tuberías que
transportan diferentes productos en Canadá. (DOT, 2010; Zendejas, 2008).
Figura 1.1. Principales causas de derrames en tuberías en Canadá (Zendejas, 2008)
El código 49 CFR-195.452 fue el punto de partida para el desarrollo de la norma
API 1160 Programa de gestión de integridad de tuberías de líquidos peligrosos,
que da los lineamientos para el desarrollo de un programa de gestión de
integridad de tuberías. (DOT, 2010)
1.1.3. NORMA API 1160 GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE TUBERÍAS
La norma API 1160 provee una guía para desarrollar un programa de gestión de
integridad de alta calidad que sirva de la mejor manera a las necesidades únicas y
específicas de cada sistema de tuberías.
4
Un programa de gestión de integridad es una herramienta para mejorar la
seguridad de los sistemas de tuberías y asignar los recursos de operación de
manera eficaz para:
• Identificar y analizar los eventos precursores de derrames en tuberías. La
probabilidad de que estos ocurran y su potencial severidad.
• Proporcionar un medio global e integrado para analizar los riesgos y mediante
un medio estructurado y fácil de comunicación seleccionar y ejecutar las
actividades que permitan reducirlos. (NACE PCIM, 2009)
1.1.3.1. Estructura de un programa de gestión de integridad
Un programa eficaz de gestión de integridad de tuberías tiene una base sólida
compuesta por varios elementos clave de modo que pueda ser aplicada a
cualquier sistema de tuberías con características de diseño y de operación únicas.
En la figura 1.2 se describe la estructura de un programa de gestión de integridad
que incluye estos elementos clave. (API 1160, 2001).
1.1.3.2. Áreas de alta consecuencia
Las áreas de alta consecuencia o HCA por sus siglas en inglés (high
consequences areas), son los lugares donde el derrame del contenido de una
tubería puede ocasionar significativos efectos adversos a la población, el medio
ambiente, o una vía fluvial comercialmente navegable. Las HCA deben ser
identificadas y ubicadas en un mapa o representación gráfica del recorrido de la
tubería. La ubicación física de las HCA cambiará con el tiempo. En consecuencia
los mapas que ubican las HCA deben ser continuamente actualizados. (API 1160,
2001). Un área de alta consecuencia o HCA según la norma API 1160 se define
como:
5
• Una vía fluvial comercialmente navegable o con la posibilidad de serlo
• Un área densamente poblada de 50 000 habitantes con una densidad
poblacional de 1 000 hab/milla2.
• Un área ambientalmente sensible a un derrame de petróleo crudo.
Identificación de las
áreas de alta
consecuencia
Recolección, revisión
e integración de la
información
Evaluación inicial de
riersgos
Desarrollo delo plan
línea base
Plan de mitigación y
control
Actualización,
revisión e integración
de la información
Reevaluación de
riesgos
Revisión del plan de
mitigación y control
Desempeño del
programa
Gestión del cambio
Figura 1.2. Estructura de un programa de gestión de integridad (API 1160, 2001)
.
Las áreas de alta consecuencia pueden ser identificadas y ubicadas gráficamente
en un mapa de la tubería, mediante la determinación de un radio de afectación de
un derrame del contenido como se muestra en la figura 1.3. El radio de afectación
depende del contenido de la tubería, de la máxima presión de operación
permisible (MAOP), y del volumen de derrame. (ASME B31.8S, 2004)
6
Figura 1.3. Representación de las áreas de alta consecuencia
(ASME B31.8S, 2004)
1.1.3.3. Recolección, revisión e integración de la información
El objetivo de esta sección es obtener los datos necesarios para realizar la
evaluación de riesgos y el plan línea base. El primer paso en la recolección de
datos es identificar los tipos y las fuentes de información (API 1160, 2001).
La información se puede dividir en cinco categorías diferentes como se muestra
en la tabla 1.1. El derecho de vía es el espacio (tierra) sobre la tubería enterrada
que está bajo la administración del operador de la misma. Este espacio conocido
también como “corredor de la tubería” tiene varios metros de ancho y ha sido
comprado o arrendado por la compañía. Los registros de derecho de vía son
utilizados para identificar la ubicación de la tubería, determinar las zonas que
puedan verse afectadas por un derrame, establecer programas de patrullaje, y
para la protección de la tubería de daños por terceros (API 1160, 2001,
Muhlbauer, 2004).
La información sobre áreas sensibles se utiliza para identificar las áreas de alta
consecuencia. Los reportes de evaluación de impactos ambientales deben ser
incluidos como una fuente de información. Esta información permitirá establecer
los impactos de un derrame no deseado para completar el análisis de las
7
consecuencias en la evaluación de riesgos. Los reportes de seguridad y respuesta
a emergencias deben ser incluidos. (API 1160, 2001).
Tabla 1.1. Tipo de información a recolectar e integrar durante el estudio
CATEGORIA TIPO DE INFORMACION
· Diseño, material y registros de construcción
Identificación de la tubería y los segmentos de la misma Fecha de construcción o edad de la tubería
Diámetro de la tubería Espesor de la pared de la tubería
Material de construcción, grado de la tubería, tipo de tubería Tipo de Recubrimiento
Condición del recubrimiento Presión de diseño y factores de seguridad
Tipo de protección catódica Condición de la protección catódica
Ubicación de las estaciones de bombeo, válvulas, lanzadores y recibidores Tipo de Suelo
Material de construcción, grado de la tubería, tipo de tubería Tipo de protección catódica
Tipo de Recubrimiento
Derecho de via
Ancho del derecho de vía Profundidad de enterramiento
Condición del derecho de vía/ inspecciones Frecuencia de Patrullaje
Verificación y mitigación de invasiones Marcadores de tubería y señalización Coordenadas de la ruta de la tubería
Carreteras Ríos y riachuelos
Cruces de tuberías y reparto del derecho de vía
Operación, mantenimiento, inspecciones y reparación
Resultados de la inspección en línea Resultados de la evaluación de los defectos y reparaciones
Temperatura de Operación Temperatura Ambiente
Perfil de presión Máxima presión de operación permisible (MAOP)
Condiciones y datos atmosféricos Contenido de la línea
Inspección de la protección catódica (Poste a Poste, CIPS) Inspección y condición del recubrimiento (DCVG, PCM)
Mantenimiento de la tubería Procedimientos
Áreas sensibles Ubicación de ríos
Ubicación de poblaciones Ubicación de áreas sensibles, bosques, pantanos, etc.
Reportes de incidentes y riesgos
Historial de derrames Potencial daño a la población,
Potencial para que se produzca fuego, Potencial impacto en el medio ambiente,
Peligrosidad y toxicidad del contenido de la tubería, etc. API 1160, 2001
8
La información está disponible en diferentes formas y formatos. El primer paso es
hacer una lista de todos los datos requeridos y localizarlos. Las fuentes de
información son: diagrama de tuberías e instrumentación (P&ID), mapas aéreos
de tuberías, planos topográficos, distribución de instalaciones y mapas, planos de
construcción, informes de inspecciones realizadas, procedimientos de operación y
mantenimiento, procedimientos de respuesta ante emergencias, datos de
incidentes y riesgo, registros de reparación y mantenimiento, informes de
incidentes y el historial de la operación, reglamentación y los registros de
cumplimiento, diseño de tuberías y los informes de ingeniería, estudios técnicos,
normas de operación y especificaciones. (API 1160, 2001).
Los datos recolectados deben ser de alta calidad y consistencia. La resolución de
los datos debe tenerse en cuenta. La resolución se refiere a la longitud específica
sobre la cual se registran los datos de la tubería, se inicia con el establecimiento
de las referencias (estaciones de bombeo, postes de protección catódica,
lanzadores o recibidores) sobre las cuales se integrará toda la información. La
opción óptima es utilizar datos reales existentes a lo largo de la tubería (no asumir
que un sistema entero tiene propiedades uniformes en base a información
puntual) (NACE PCIM, 2009; Muhlbahuer, 2004).
Los datos deben ser almacenados y ordenados en una base de datos electrónica
ya que la cantidad de información de una tubería puede llegar a ser extensa y
compleja. La evaluación de riesgos requiere que esta información esté ordenada y
fácilmente disponible. (API 1160, 2001; Muhlbahuer, 2004). La integración
requiere la unificación de la información proveniente de diferentes fuentes. La
información de una tubería generalmente tiene múltiples referencias las cuales
deben ser transformadas y relacionadas a un mismo sistema de referencia para
que la información pueda ser analizada (longitud, tiempo, etc.). La referencia más
sencilla de utilizar es la longitud respecto a puntos de referencia como válvulas,
lanzadores y recibidores, bombas, postes de protección catódica, etc. (API 1160,
2001). La información a recolectar incluye:
9
a. Tipos de Tuberías
• Tuberías con costura longitudinal: Las tuberías con costura longitudinal se
forman a partir de hojas de acero, los bordes de las hojas son unidos para
formar los cilindros por soldadura de resistencia electica (ERW) o por
soldadura de arco sumergido (SAW) (Tormo, 2003).
• Tubería con costura helicoidal: Las tuberías con costura helicoidal se
fabrican a partir de una hoja de acero la cual se envuelve de manera de espiral
alrededor de un cilindro de metal del diámetro deseado y los bordes son
unidos mediante ERW o mediante SAW. Este tipo de tuberías son susceptibles
a los mismos defectos que las tuberías con costura longitudinal (NACE PCIM,
2009).
• Tuberías sin costuras: La tubería sin costura es la mejor para contención de
fluidos a presión gracias a la homogeneidad en todas sus direcciones. Las
tuberías sin costura se fabrican a partir de un lingote hecho del material (acero
al carbón) calentado (a la temperatura de trabajo del acero, 1 400 °C) es
perforado con un penetrador, el agujero se aumenta por un elongador rotatorio
y el penetrador se fuerza a pasar para obtener el diámetro interno deseado,
con el penetrador en posición, la tubería pasa por unos rodillos hasta
conseguir el espesor deseado. Este tipo de tuberías no tienen costura
longitudinal por lo que no son susceptibles a defectos en la costura, sin
embargo es susceptible a defectos causados por impurezas en el acero
(NACE PCIM, 2009; Tormo, 2003).
b. Material de construcción
Las tuberías para el transporte de petróleo crudo cumplen las especificaciones de
la norma API 5L Especificaciones para tuberías. Esta norma provee las
propiedades que debe tener el material (acero al carbono) para ser utilizado en
tuberías para el transporte de gas, agua y petróleo crudo (API 5L, 2000). Las
10
tuberías utilizados para la construcción de oleoductos especificados en esta
norma se clasifican por su grado (X60, X52, X70), tal como se muestra en la tabla
1.2. El grado representa la resistencia mínima a la cedencia especificada del
material. La composición química (porcentaje en peso) de estos tipos de acero se
muestra en la tabla 1.3.
Tabla 1.2. Materiales para construcción de oleoductos
MATERIAL Resistencia mínima a la cedencia (SMYS)
psi MPa
API 5L - X52 52 000 359
API 5L – X60 60 000 414
API 5L – X70 70 000 483 API 5L, 2000
Tabla 1.3. Composición química del acero utilizado en oleoductos
MATERIAL
% Peso
C mínimo Mn mínimo P máximo S máximo Otros
API 5L -X52 0,28 1,40 0,030 0,030 a
API 5L -X60/ X70 0,28 1,40 0,030 0,030 a
a. El contenido total de Nb, V, Ti no debe exceder el 0,15%
API 5L, 2000
c. Protección catódica
La protección catódica es la primera defensa que tiene la tubería contra la
corrosión bajo superficie y puede ser de dos tipos: galvánica y por corriente
impresa.
La protección catódica galvánica funciona con piezas de un metal activo
(aluminio, zinc o magnesio), conocidos como ánodos galvánicos o de sacrificio,
que se colocan en contacto con el medio corrosivo y son conectadas
eléctricamente a la estructura a ser protegida. Los ánodos galvánicos se corroen
preferencialmente (por ser más electronegativo que la estructura). La figura 1.4
11
muestra un esquema de este tipo de protección catódica. Los ánodos de sacrificio
están hechos de aleaciones de aluminio, magnesio o zinc, cuya velocidad de
corrosión en general es: magnesio 7,7 kg, aluminio 3,1 kg and zinc 12,7 kg, por
amperio por año. Los ánodos de magnesio y zinc son usados en suelos con baja
resistencia y agua (NACE CP1, 2004; NACE PCIM, 2009).
Figura 1.4. Protección catódica galvánica (NACE CP1, 2004)
La protección catódica por corriente impresa utiliza una fuente de corriente
continua para inyectar la corriente necesaria para la protección de la tubería. Los
componentes de un sistema de protección catódica por corriente impresa son: a)
cama de ánodos, b) una fuente de corriente continua y c) el cable portador de la
corriente, y se muestran en la figura 1.5. La protección catódica funciona al unir
eléctricamente la tubería con el polo negativo de la fuente de alimentación de
corriente continua y el positivo con la cama de ánodos, la cual es forzada a
descargar tanta corriente de protección como sea deseada. (NACE CP1, 2004;
NACE PCIM, 2009).
La fuente de corriente continua generalmente es un rectificador, el cual transforma
la corriente alterna a corriente directa de bajo voltaje, es decir regula las
características de la corriente, según las necesidades del sistema a proteger.
(NACE, 2004, von Baeckman, 1997).
Los ánodos de corriente impresa son diferentes a los ánodos galvánicos, ya que
se corroen a velocidades menores. Materiales como chatarra de hierro, rieles,
12
varilla y otros materiales similares de hierro o acero pueden ser usados como
ánodos de sacrificio, estos materiales se consumen a una velocidad de alrededor
de 9,1 kg por amperio - año. Otro material que es ampliamente utilizado como
ánodo de sacrificio de corriente impresa es carbón o grafito. Los ánodos de estos
materiales son consumidos a bajas velocidades (<0,5 kg/A - año), y están
disponibles en varias formas y tamaños. (Bushman, 2010)
Figura 1.5. Sistema de protección catódica por corriente impresa (NACE CP1, 2004)
d. Recubrimiento
El recubrimiento es la segunda protección de la tubería que junto con la
protección catódica busca defenderla de la corrosión bajo superficie. El
recubrimiento debe resistir cierta tensión mecánica (movimiento del suelo, rocas,
etc.), cambio de temperatura, humedad del suelo, etc. Y bajo estas condiciones
cumplir su función principal que es, aislar la tubería del electrolito (suelo). En
tuberías enterradas para el transporte de petróleo crudo en las últimas décadas
(desde 1975) los recubrimientos más ampliamente utilizados son: FBE y 3LPP
(NACE PCIM, 2009; Muhlbauer, 2004).
El Recubrimiento epóxico adherido por fusión (FBE) es un recubrimiento
epóxico en polvo termoestable que cura al calor. Es de una parte y no requiere
imprimante. Está diseñado para proporcionar protección máxima contra la
corrosión en los sistemas de tuberías de acero enterradas. Tienen excelentes
13
propiedades físicas, mecánicas y son altamente resistentes al daño
(desligamiento) por causa de una corriente excesiva de protección catódica,
tienen un buen desempeño a temperaturas superiores a 82 °C, tienen una alta
resistencia química. Este tipo de recubrimientos se aplican en un rango de
espesores de 0,30 mm – 0,64 mm. Las características de este tipo de
recubrimiento son: excelente adhesión a acero bien limpio, buena resistencia
química, baja permeabilidad al oxígeno, alta permeabilidad a la humedad, trabaja
con protección catódica no produce el efecto escudo, resistencia a ataque
biológico, excelente resistencia a la penetración, baja resistencia al impacto,
fácilmente reparable, buena resistencia a la abrasión y buena flexibilidad (Kehr,
2010; Bredero Shaw, 2010; Shetti, 2009).
El recubrimiento de Tri - capa de polipropileno (3LPP) es un recubrimiento
anticorrosivo multicapa formado por tres componentes funcionales: una capa FBE
seguida por un copolímero adhesivo y una capa exterior de polipropileno. Una
desventaja del FBE es que puede sufrir daños durante la instalación. Las poli
olefinas (polietileno, polipropileno) proveen excelente resistencia a daños por
impacto y tienen baja permeabilidad al agua. El polipropileno específicamente
trabaja adecuadamente y mantienen estas características en tuberías a altas
temperaturas. El recubrimiento 3LPP puede trabajar adecuadamente a
temperaturas superiores a 120 °C (Kehr, 2010). El r ecubrimiento 3LPP puede ser
aplicado en tuberías de diámetros desde 90 mm hasta 1 220 mm. Y puede ser
aplicado en un amplio rango de espesores según las especificaciones y
requerimientos de funcionamiento. La figura 1.6 muestra esquemas de los
recubrimientos FBE y 3LPP (Varughese, 2000).La capa de FBE permite una
excelente adhesión al acero, lo que provee resistencia a la corrosión. Y la capa
externa de polipropileno provee resistencia mecánica, protege a la tubería durante
el transporte y provee una protección adicional contra las fuerzas de esquila, y
contra las condiciones químicas y abrasivas del suelo. (Bredero Shaw, 2010). La
desventaja de este tipo de recubrimiento es que cuando se produce
desligamiento, esto evita un buen desempeño de la protección catódica (efecto
escudo, estudiado más adelante). (NACE PCIM, 2009; Varughese, 2000).
14
Figura 1.6. Esquemas del FBE y el 3LPP (Bredero Shaw, 2010)
1.1.3.4. Evaluación de riesgos
El objetivo principal de una evaluación de riesgos es identificar y priorizar los
riesgos en el sistema, para determinar dónde, cuándo y cómo distribuir los
recursos para la mitigación. Es necesario decidir qué información utilizar para que
la evaluación de riesgos sea exacta, efectiva, permita evaluar y mejorar la
integridad de la tubería estudiada (API 1160, 2001).
El riesgo se define como la probabilidad de que un incidente que causa una
pérdida ocurra y la posible magnitud de esta pérdida. Es decir el riesgo se
incrementa si la probabilidad del incidente se incrementa o cuando la magnitud de
la posible pérdida (consecuencia del incidente) se incrementa. El transporte de un
producto a través de una tubería es un riesgo porque existe la probabilidad de que
este falle, el contenido se derrame y cause algún daño (adicional a la pérdida del
producto por sí mismo).El riesgo entonces se define por la siguiente relación
matemática (Muhlbahuer, 2004)
[1.1]
15
a. Falla
Es el punto en el que la tubería no es capaz de ser utilizada para el propósito que
fue construida. El concepto se aplica cuando el contenido de la tubería empieza a
fugar, pero también se define falla cuando la tensión aplicada al material es mayor
al límite elástico, es decir se deforma a tal punto que no puede regresar a su
condición original. Es decir, la falla es un incidente que no permite el normal
funcionamiento de la tubería. Una falla ocurre cuando la tubería está expuesta a
una condición más allá de sus capacidades, ocasionando que su integridad se
vea comprometida. Una falla puede además ocurrir por pérdida de metal causada
por corrosión. La evaluación de riesgos debe enfocarse en determinar los posibles
modos de falla, es decir se deben identificar todas las posibles amenazas para la
tubería. (Muhlbauer, 2004).
b. Probabilidad
La probabilidad es la medida de la posibilidad de que un evento, en este caso una
falla de la tubería, ocurra. La definición de probabilidad, se relaciona íntimamente
con el análisis de la información integrada. Las variables utilizadas para el cálculo
de la probabilidad son conocidas como factores de riesgo. La estimación de la
probabilidad no solo es influenciada por la información pasada, sino que debe
tratar de incluir información actualizada y no se debe suponer que las condiciones
permanecen constantes con el tiempo. Los factores de riesgo o modos de falla
se pueden clasificar en: daños por terceros, corrosión externa e interna,
diseño/construcción, y operaciones Incorrectas (API 1160, 2001; Muhlbauer,
2004).
Estas variables son evaluadas según su importancia y se combinan para
determinar la probabilidad de falla de dicho segmento. Las variables pueden ser
utilizadas de diferentes maneras, y pueden tener influencias contradictorias dentro
de la evaluación de riesgos. Para aquellas variables, cuyas características
16
cambian con el tiempo y en ausencia de datos es aconsejable asignar el peor
valor (API 1160, 2001).
c. Consecuencias
Las consecuencias implican una pérdida de algún tipo. Por ejemplo en el caso de
una falla en una tubería se puede producir derrame del contenido, y tal vez se
puede producir una explosión y fuego. Esta pérdida se puede cuantificar como
daños a instalaciones, vehículos y otras propiedades, costos en la interrupción del
servicio, costos por pérdida de producto, costos de limpieza y remediación. En la
evaluación de riesgos las consecuencias se enfocan en: daños a la propiedad,
daños a las personas: seguridad/salud, daños al medio ambiente, pérdida de
producto, costos de reparación, costos de limpieza, remediación, y costos por
interrupción de la producción. Los niveles esperados de las consecuencias en
diferentes categorías (humanos, ambientales o económicos) son estimados y
pueden ser combinados mediante alguna unidad o equivalencia común (por
ejemplo, el costo equivalente en dólares) (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).
La evaluación de riesgos es un proceso de medida y el modelo de evaluación de
riesgos es la herramienta que permite hacerlo. La evaluación de riesgos permite
darle una calificación a la probabilidad y a la consecuencia de todas las posibles
amenazas a la integridad de una tubería para obtener un valor de riesgo. El valor
de riesgo calculado no es una cantidad estática ya que las condiciones cambian a
lo largo de toda la longitud de la tubería y en función del tiempo. Esto hace que las
amenazas, la probabilidad y las consecuencias cambien también. (API 1160,
2001; Muhlbauer, 2004).
En conclusión, al desarrollar la evaluación de riesgos lo que se hace es “tomar
una foto instantánea del riesgo” para un determinado punto en un determinado
momento. La evaluación de riesgos busca la manera de combinar todos los
factores y variables para obtener una visión completa del riesgo (Muhlbauer,
2004).
17
d. Diseño del Modelo de Evaluación de Riesgos
Los modelos de evaluación de riesgos identifican la actuación de múltiples
variables que influyen en el riesgo al mismo tiempo. El número de variables se
consideran en el análisis en función de: la disponibilidad de datos, el objetivo y la
disponibilidad de los recursos para la evaluación. Los métodos cuantitativos de
evaluación de riesgos son aquellos en los que las características de los
segmentos de la tubería y del área alrededor se utilizan para obtener una
estimación real del riesgo para un segmento. El riesgo total para un segmento de
tubería se calcula como el producto de la probabilidad de falla y la magnitud de las
consecuencias esperadas para una determinada falla como se mencionó
anteriormente (Muhlbauer, 2004).
El eje central de la evaluación de riesgos son los factores de riesgo (modos de
falla). Es necesario preparar una lista completa de estos factores y como se
relacionan entre sí. Los factores de riesgo se clasifican en: atributos y
prevenciones. Los atributos reflejan el medio ambiente de la tubería y son
características difíciles o imposibles de cambiar, se tiene poco o ningún control
sobre ellos. Las prevenciones son acciones tomadas en respuesta a este medio
ambiente. Ambos influyen en el riesgo. La tabla 1.4 muestra ejemplos de atributos
y prevenciones. (API 1160, 2001)
El peso de los factores de riesgo es un máximo valor en puntos. Este valor
reflejará la importancia relativa de cada factor. La importancia se evalúa en
función del rol que cumple cada factor al aumentar y/o disminuir el riesgo.
(Muhlbauer, 2004).
La puntuación de los factores de riesgo puede tomar dos enfoques. El primero
es que incremento de los puntos representa un incremento en el riesgo. Y el
segundo es que incremento de los puntos representa un incremento en la
seguridad. El valor máximo (peso) y los posibles valores (puntuación) que puede
tomar una variable de riesgo deben ser claramente definidos para poder visualizar
de mejor manera la importancia que esta variable tiene en la puntuación final. Un
18
ejemplo sería: Un puntaje de 3 no significa lo mismo si la variable puede adoptar
valores entre 1 y 5, que si la variable puede adoptar valores entre 1 y 15, en el
primer caso el puntaje de la variable es un valor “medio” y en el segundo caso es
un valor “bajo”. (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).
Tabla 1.4. Ejemplos de atributos y prevenciones
ATRIBUTOS
Características del suelo
Características de producto contenido en el oleoducto
Presencia de otras tuberías enterradas
Densidad Poblacional
PREVENCIONES
Frecuencia de patrullaje
Entrenamiento a operadores
Mantenimiento al DDV
Muhlbauer, 2004
Otro aspecto a tener en cuenta es la posibilidad de que una misma variable pueda
ser utilizada en dos partes del modelo pueda tener influencias contradictorias
dentro de la evaluación de riesgos. Por ejemplo la profundidad de enterramiento
es una variable que disminuye el riesgo si se la enfoca desde el punto de vista de
daños por terceros ya que una buena cubierta es una “protección para la tubería”,
pero puede ser una variable que aumente el riesgo, ya que puede llegar a ser una
“carga excesiva” para la tubería (API 1160, 2001; Muhlbauer, 2004).
En función del enfoque que tome la puntuación la combinación de los factores
de riesgo se puede realizar de diferentes maneras. Por ejemplo si se toma el
primer enfoque, las variables deben dividirse en: las que incrementan el riesgo y
las que disminuyen el riesgo. Cuya escala de puntuación puede ir en la misma
dirección o en dirección opuesta. Si se toma el segundo enfoque, un incremento
en los puntos incrementa la seguridad. Se puede iniciar todas las variables en 0
(el riesgo más alto), y los puntos de seguridad adjudican en función de las
condiciones de la tubería. (Muhlbauer, 2004).
19
e. Modelos de Evaluación de Riesgos
• Modelo de Matrices: Evalúa el riesgo sobre la base de una matriz con una
escala simple como: alto, bajo, medio y escalas numéricas del 1 al 5. Esta
matriz relaciona la probabilidad de falla con la magnitud de las consecuencias
con la ecuación 1.1. Un ejemplo se muestra en la figura 1.7.
• Modelo de Índices: Es el tipo de modelo más utilizado. En este tipo de
modelo, se asignan valores numéricos a los factores de riesgos y de igual
manera se asigna el peso a cada uno de ellos. Estos valores (peso y
puntuación) son valores relativos, ya que son particulares para cada tipo de
tubería. Las ventajas de este modelo están asociadas a que provee
respuestas inmediatas, es comprensible, fácilmente modificable, identifica los
puntos de riesgo y permite tomar acciones de mitigación. La ventaja más
importante es que se puede incluir en la evaluación una amplia gama de
información. Es importante mencionar que la puntuación y peso asignados a
cada factor deben ser revisados y deben reflejar la real influencia en el puntaje
final de riesgo (Muhlbauer, 2004).
Figura 1.7. Matriz de Riesgo simple
(API 1160, 2001)
20
f. Segmentación de la tubería
En el desarrollo de un modelo de evaluación de riesgos puede ser necesario
dividir a la tubería evaluada en diferentes segmentos para permitir la comparación
y asignar recursos mediante el establecimiento de prioridades para reducir el
riesgo global de la tubería. Esto se debe a que las condiciones de una tubería
usualmente no se mantienen constantes a lo largo de toda su longitud, como se
mencionó anteriormente. El número y la longitud de los segmentos en los que se
divide una tubería se definen en función de características como: la ubicación de
equipos e instalaciones (válvulas, bombas, etc.), límites geográficos (ríos,
poblaciones, etc.), los cambios de diseño (por ejemplo, espesor de la pared, tipo
de revestimiento, etc.), o la organización de la información. (API 1160, 2001;
NACE PCIM, 2009).
g. Resultados de la evaluación
Los valores de riesgo para todas las secuencias de eventos identificados pueden
ser combinados en un valor global de riesgo para el sistema de tuberías o
segmento de tubería. Los valores de riesgo pueden ser cualitativos, cuantitativos,
o una combinación de ambos. El nivel de riesgo puede ser cualitativo si sólo un
número limitado de variables se usan. El nivel de riesgo puede ser más
cuantitativo a medida que el número de variables utilizadas en el análisis
aumenta. La sensibilidad de los métodos de evaluación de riesgos es una función
del número de variables y la capacidad para estimar el cambiante riesgo a lo largo
de la longitud de la tubería (API 1160, 2001).
h. Validación y priorización del riesgo
Es necesario realizar una revisión del resultado para garantizar que la
metodología ha producido resultados coherentes. Una vez que el modelo de
evaluación de riesgos y el proceso han sido validados, se tiene la información
21
necesaria para priorizar riesgos. Se clasifican los segmentos de la tubería de
acuerdo al nivel de riesgo global de cada segmento. Los segmentos con un nivel
de riesgo mayor en la tubería deben tener prioridad al momento de decidir dónde
se aplicaran las medidas de mitigación y control de riesgos y luego se examinan
los factores de riesgo más altos para estos segmentos. (API 1160, 2001;
Muhlbahuer, 2004).
1.1.3.5. Evaluación de la resistencia mecánica remanente
La evaluación se desarrolla como resultado de la recolección de los datos y la
evaluación de riesgos, y consiste en la evaluación de los defectos detectados
(corrosión, abolladuras, curvaturas, etc.), un plan de inspección inicial y
actividades de reparación programadas en un horario establecido. Primero se
identifica los criterios de verificación de integridad más adecuada para cada
segmento de la tubería. Los criterios de verificación de integridad son: Inspección
en línea, pruebas hidrostáticas y evaluación directa. (API 1160, 2001).
El segundo paso es evaluar los defectos detectados por la metodología
seleccionada. La evaluación consiste en determinar la resistencia remanente de la
tubería en las áreas corroídas, para ello existen metodologías desarrolladas como
la metodología dada por la norma ASME B31.G. Manual para la determinación
de la resistencia remanente de tuberías corroídas.
Otros criterios para la evaluación y reparación de los defectos están dados en el
Manual PCIM (Pipeline Corrosion Integrity Management) de NACE (National
Association of Corrosion Engineers) (estudiados más adelante). En la evaluación
de los defectos además se puede determinar la velocidad de corrosión y la vida
remanente de los defectos detectados. (ASME B31.4, 1998; Muhlbahuer, 2004;
NACE PCIM, 2001)
22
a. Velocidad de corrosión
La velocidad de corrosión es la velocidad de crecimiento de cada defecto (interno
y externo) detectado. La velocidad de corrosión se puede calcular en función de
los datos que se obtengan de la verificación de integridad (porcentaje de pérdida
de espesor y la profundidad de los defectos, espesor remanente). La velocidad de
corrosión se puede determinar con el espesor remanente de la pared y el espesor
nominal de la pared en un tiempo determinado. La velocidad de corrosión se mide
en mpy (milésimas de pulgada por año). (API 570, 2003). En caso de ausencia de
datos para el cálculo de la velocidad de corrosión existen criterios como:
• El control de la corrosión externa mediante una corriente de protección
catódica de al menos -0,85 VCSE asume una velocidad de corrosión de 1 mpy o
menos (NACE PCIM, 2009; Peabody, 2001).
• En casos donde información actual no se encuentre disponible la velocidad de
crecimiento de la corrosión puede ser asumida a un valor de referencia de 16
mpy. Sin embargo este valor puede reducirse en un 24% (12,2 mpy) si se
puede demostrar que la tubería ha estado protegida catódicamente con al
menos -40 mV durante la mayor parte del tiempo desde la instalación (NACE
SP0502, 2008).
• La velocidad de corrosión se duplica por cada aumento de 10 °C en la
temperatura de operación (NACE PCIM, 2009, Peabody, 2001)
b. Vida Remanente
La vida remanente es el tiempo que le toma al defecto de corrosión más severo
crecer hasta convertirse en una rotura o una fuga por un orificio. Y se puede se
calcular en función de la velocidad de corrosión. El cálculo de la vida remanente
es necesario para determinar los intervalos de inspección, y con los resultados se
determina si son necesarias reparaciones o cambios en la tubería (NACE PCIM,
23
2009). Los resultados de la evaluación determinarán qué inspeccionar, cómo
inspeccionar y cuándo inspeccionar. Además permitirá determinar que defectos
deben ser reparados, como repararlos y cuando repararlos (API 1160, 2001; API,
2003)
1.1.3.6. Opciones de mitigación y control
El programa de gestión de integridad debe incluir actividades de mitigación
aplicables para prevenir, detectar y minimizar la probabilidad de falla y las
consecuencias de un derrame no intencional. Las actividades de mitigación
pueden ser implementadas en cualquier etapa de programa de gestión de
integridad e incluyen información sobre:
a. Prevención de daños por terceros
Los daños por terceros son una de las mayores causas de derrames en tuberías.
Es importante mencionar que estos pueden ser voluntarios (atentados) e
involuntarios (daños durante una excavación, movimientos de tierra). La norma
API 1160 recomienda considerar las siguientes actividades de mitigación y control
para disminuir o de ser posible evitar daños por terceros:
• Mejorar la identificación del derecho de vía
• Incrementar la profundidad de cubierta
• Mejorar la Educación Pública
• Mantenimiento del Derecho de Vía
• Mejorara la frecuencia de patrullaje del Derecho de vía
• Mejorar la señalización del derecho de vía
Al implementar un plan de mitigación de daños por terceros que incluya las
actividades mencionadas la probabilidad de ocurrencia de estos disminuirá
considerablemente (API 1160, 2001). Existen opciones más complejas (por el
24
costo y las dificultades en la instalación) y de hecho la norma API 1160 las
recomienda para tuberías nuevas, estas opciones son:
• Protección mecánica adicional
• Espesor adicional en la pared de la tubería
• Dispositivos electrónicos de detección de invasiones
b. Control de corrosión
Las opciones de mitigación y control para disminuir la probabilidad de corrosión
externa están enfocadas a los métodos de control y monitoreo de la corrosión:
• Monitoreo y mantenimiento de la protección catódica.
• Aplicación, condición, inspección y reparación del recubrimiento
• Limpieza interna de la tubería
• Uso de biocidas, inhibidores
• Monitoreo de la corrosión
c. Detectar descargas no deseadas
La función de un sistema de detección de fugas es minimizar el tiempo requerido
para detectar una fuga activa (se produce en determinado momento) y de ser
posible identificar la ubicación exacta de dicha fuga. Los principales tipos de
detectores de fugas son:
• Balance de masa o volumen
• Análisis por flujo o presión
• Modelos dinámicos
• Monitoreo de señales características generadas por una fuga
• Detección fuera de línea
25
d. Minimizar las consecuencias de las descargas no deseadas
Las consecuencias de un derrame pueden ser minimizadas por:
• Reducción del tiempo requerido para detección de un derrame
• Reducción del tiempo requerido para localizar el derrame
• Reducción del volumen que puede derramarse
• Reducción del tiempo de respuesta ante una emergencia
e. Reducción de la presión de operación
Reducir la presión de operación es usada como una medida para reducir el riesgo,
temporal o permanentemente. Es una medida de mitigación inmediata, hasta que
un defecto sea evaluado, examinado por excavaciones y reparado o removido
(API 1160, 2001).
1.2. CRITERIOS DE EVALUACION DE INTEGRIDAD
La evaluación de integridad consiste en detectar los defectos que pueden existir
en la tubería. Las principales técnicas de verificación de integridad de una tubería
son:
1.2.1. INSPECCIÓN EN LÍNEA (ILI)
Esta técnica utiliza una herramienta instrumentada conocida como “chancho o
PIG inteligente” que se desplaza por el interior de la tubería junto con el fluido
transportado. La herramienta recoge datos a medida que se mueve a través de la
tubería. En general todos los tipos de herramientas utilizan copas de poliuretano,
para crear un sello contra la pared interna de la tubería. Este sello provoca un
26
diferencial de presión para permitir su desplazamiento. (Tiratsoo, 2000). Existen
diferentes tipos de herramientas para la inspección en línea:
1.2.1.1. Geométrica - Calibrador
Este tipo de herramientas están equipadas con brazos electromecánicos que
salen del cuerpo del PIG, los cuales miden el diámetro interno de la tubería. Este
tipo de herramientas se utilizan previamente al envió de herramientas ILI más
especializadas para asegurar que la tubería no tienen ninguna restricción de paso.
La tabla 1.5 muestra las capacidades de detección esta herramienta y la figura 1.8
muestra una herramienta geométrica. (Tiratsoo, 2000)
Figura 1.8. Herramienta geométrica (PPSA, 2010)
1.2.1.2. Herramientas de pérdida de espesor
La herramienta MFL estándar utiliza imanes para inducir un campo magnético
orientado de manera axial en la pared de la tubería. La presencia de un defecto
de pérdida de espesor causa una desviación en dicho campo magnético ya que
produce una fuga de flujo magnético. Este principio es usado para determinar el
porcentaje de pérdida de espesor de la pared de la tubería. La herramienta posee
sensores que permiten discriminar entre pérdidas de espesor externa e interna,
mediante la medición de los campos magnéticos activo y el residual (la pared de
la tubería queda ligeramente magnetizada luego del paso de la herramienta)
respectivamente, tal como se muestra en la figura 1.9. El campo magnético
residual es menor y no llega hasta la superficie externa de la tubería, por lo que
27
las desviaciones registradas por estos sensores representan defectos internos. La
tabla 1.5 muestra las capacidades de detección de esta herramienta (Tiratsoo,
2000).
Figura 1.9. MFL tipo de sensores y principio de funcionamiento (PPSA, 2010)
Las herramientas de ultrasonido de onda de compresión poseen transductores
que emiten un pulso ultrasónico en la pared del tubo, y registran los tiempos de
reflexión tanto de su superficie interna como externa, lo que permite la medición
directa del espesor de la pared y la distinción de defectos internos y externos. La
figura 1.10 muestra la herramienta de ultrasonido de onda de compresión. El
pulso emitido viaja a una velocidad conocida, choca contra la pared del tubo, se
refleja y regresa hacia los transductores que también trabajan como sensores.
El tiempo que toma en regresar la señal permite discriminar entre puntos sin
defectos, con defectos externos y con defectos internos. La tabla 1.5 muestra las
capacidades de detección de esta herramienta (Tiratsoo, 2000).
28
Figura 1.10. Herramienta ultrasonido de onda de compresión
(PPSA, 2010)
1.2.1.3. Herramientas de detección de grietas
Las herramientas de detección de grietas han sido desarrolladas para detectar
defectos orientados longitudinalmente, especialmente grietas por corrosión bajo
tensión y grietas a lo largo de la costura. (Tiratsoo, 2000).
Las herramientas MFL transversal utilizan el mismo principio de la herramienta
MFL estándar, con la diferencia de que magnetizan la pared de la tubería de
forma circunferencial. La figura 1.11 muestra la herramienta MFL transversal. Este
tipo de herramientas por la forma del campo magnético detectan grietas y falta de
fusión, corrosión de la costura orientada longitudinalmente, fisuras, pérdida de
espesor, corrosión axial, fisuras circunferenciales, corrosión selectiva en
soldadura, SCC cuando es significante tal como se muestra en la tabla 1.5
(Tiratsoo, 2000).
Las herramientas de ultrasonido de onda de corte operan mediante la
introducción de un pulso ultrasónico en la pared del tubo en un ángulo, de tal
manera que genera desde un transductor una onda transversal que viaja
circularmente a través de la pared de la tubería reflejándose por la superficie
interna y externa de la tubería hasta otro transductor. Si el pulso encuentra una
grieta se refleja de regreso y es detectada por el transductor que emitió el pulso.
La tabla 1.5 muestra las capacidades de esta herramienta (Tiratsoo, 2000). La
29
figura 1.12 muestra la forma de la onda y la herramienta ultrasonido de onda de
corte.
Figura 1.11. Herramienta MFL transversal (PPSA, 2010)
Se deben considerar factores como el tipo y la edad de la tubería, tipo del
revestimiento, la presión de funcionamiento, el rendimiento de los sistemas de
protección catódica antes de seleccionar una herramienta de inspección en línea
o una combinación de herramientas para la evaluación. (Tiratsoo, 2000). La tabla
1.6 muestra una comparación entre dos tipos de herramientas.
Figura 1.12. Herramienta de ultrasonido de onda de corte (PPSA, 2010)
30
Tabla 1.5. Herramientas ILI y capacidad de detección de diferentes tipos de defectos
PROPÓSITO DE LA INSPECCIÓN EN LÍNEA
HERRAMIENTAS DE PÉRDIDA DE METAL HERRAMIENTAS DE
DETECCIÓN DE GRIETAS
HERRAMIENTAS DE GEOMETRÍA
Fuga de flujo magnético (MFL) Ultrasonido (Onda de
compresión)
Ultrasonido
(Onda de corte)
MFL transversal
Calibrador
Mapeo
Resolución estándar (SR) MFL
Alta resolución (HR) MFL
Pérdida De Metal Corrosión externa Corrosión interna
Detecta1, Dimensiona3, 10 no discrimina ID/OD
Detecta2 Dimensiona3
Detecta2 Dimensiona3
Detecta2 Dimension
a3
Detecta2 Dimensiona3
No detecta No detecta
Grietas y defectos similares a grietas (Axiales) Corrosión por esfuerzos (SCC) Grietas por fatiga Imperfecciones en la soldadura longitudinal Fusión incompleta (Falta de fusión) Grietas en la línea de fusión de la soldadura
No detecta No detecta No detecta Detecta2
Dimensiona3
Detecta2 Dimensiona3
No detecta No detecta
Agrietamiento circunferencial
No detecta Detecta5
Dimensiona5 No detecta
Detecta2 Dimension
a3si se modifica6
No detecta No detecta No detecta
Abolladuras (DENTS), arrugas en curvas (WRINKLE BENDS) y torceduras (BUCKLES)
Detecta7
Detecta7 Dimensionami
ento: no confiable
Detecta7 Dimensionam
iento no confiable
Detecta7 Dimensionamiento: no confiable
Detecta7 Dimensionamie
nto: no confiable Detecta8,10
Dimensiona
Detecta Dimensionamiento:
no confiable
En caso de detección se suministra posición circunferencial
Rayones (Ranuras, desgarres)
Detecta1, 2 pero no discrimina ranuras o desgarres No detecta
Laminaciones o Inclusiones Detección limitada Detección limitada
Detecta y Dimensiona3
Detecta y Dimension
a3
Detección limitada
No detecta No detecta
Reparaciones Anteriores Detecta camisas acero y parches, otras como refuerzos compuestos
solamente con indicadores ferrosos
Detecta solo camisas de
acero y parches
soldados a la tubería
Detecta solo
camisas de acero y parches
soldados a la tubería
Detecta camisas acero y parches,
otras como refuerzos
compuestos solamente con
indicadores ferrosos
No detecta No detecta
Defectos de fabricación Detección limitada Detección limitada
Detecta Detecta Detección limitada
No detecta No detecta
Curvas No detecta No detecta No detecta No detecta No detecta Detecta
dimensiona3
Detección Medida de tamaños3
Ovalidades No detecta No detecta No detecta No detecta No detecta Detección
miden tamaños3,11
Detección Medida de tamaños3,9
Coordenadas de la tubería No detecta No detecta No detecta No detecta No detecta No detecta Detección Medida de tamaños3
1. limitada por la mínima pérdida de metal detectable 7. confiabilidad reducida depende del tamaño y forma de la abolladura 2. limitada por la mínima profundidad, longitud y ancho detectable de los defectos 8. depende de la configuración de la herramienta, también muestra la posición circunferencial
3.3. Definida por la exactitud especificada de la herramienta para dimensionamiento 9. si está equipada con medición de ovalidad
4. Si el ancho es más pequeño que el mínimo ancho del defecto detectable para la herramienta 10. disponible como módulo adicional de la herramienta 5. reducida probabilidad de detección (POD) de grietas cerradas 11. si está equipada con mediciones de curvas 6. transductores rotados 90º
API 1160, 2001.
31
Tabla 1.6. Ventajas y desventajas de las herramientas MFL
MFL Onda transversal ULTRASONIDO Onda de corte
Ventajas Desventaja Ventajas Desventaja
Discrimina ente defectos interno/ externo
Costoso Costo moderado No puede ser corrido en largas distancias
No es sensible al fluido Limitada detección en
defectos poco profundos
Discrimina ente defectos interno/ externo
Limitaciones por temperatura
Alta Precisión (tamaño y ubicación de los
defectos)
Limitaciones por temperatura
Alta Precisión (tamaño y ubicación de los
defectos)
Requiere un alto nivel de limpieza
Requiere limpieza moderada
Sensible a residuos metálicos
No limite en espesor de la tubería
Sensible a residuos no metálicos
Puede ser corrido en largas distancias
Limitación en espesor de la pared de la
tubería
Detección en defectos poco profundos
Solo para tuberías de líquidos
Tiratsoo, 2000
1.2.1.4. Herramienta para limpieza interna de una tubería
La limpieza interna de una tubería se realiza con herramientas conocidas como
pigs, chanchos o diablos de limpieza. La razón para enviar este tipo de
herramientas es darle un continuo mantenimiento a la tubería y evitar la
acumulación de sólidos que pueden ocasionar algún proceso corrosivo. La acción
de limpieza de un chancho depende de sus características mecánicas y del
material depositado en el interior de la tubería. Las herramientas están diseñadas
para desprender los depósitos adheridos sobre las paredes de la tubería,
empujarlos y eliminarlos de la misma (Blasetti, 2010; Tiratsoo, 2000).
Los chanchos de espuma están hechas de poliuretano y son compresibles,
expandibles, flexibles y ligeros. En caso de atascamiento con el paso del tiempo
se desintegran para evitar un bloqueo permanente de la tubería. El diseño más
común tiene la forma de bala con un recubrimiento de elastómero que mejora las
capacidades de sellado, de limpieza y la de resistencia. Las funciones de este tipo
de chanchos son: raspar y limpiar la superficie interna de la tubería, y ayudar al
arrastre de depósitos fuera de la tubería. El diseño del cuerpo del chancho evita la
32
acumulación de sólidos frente a la herramienta y los atascamientos como se
muestra en la figura 1.13. (Blasetti, 2010).
Figura 1.13. Acción de limpieza de un chancho (Blasetti, 2010)
Los Polly PIGS tienen un cuerpo metálico (acero/aluminio) y están equipados con
copas de poliuretano (para sello y limpieza) y pueden tener cuchillas o raspadores
que aumentan el nivel de limpieza. La limpieza con este tipo de herramienta se
debe a los esfuerzos de fricción ejercidos sobre las paredes de la tubería.
Generalmente, el diámetro del chancho es levemente mayor que el diámetro
interno de la tubería y la presión ejercida por el fluido en la parte trasera lo
comprime en forma longitudinal para aumentar la fuerza sobre las paredes. La
principal ventaja de estas herramientas es que son relativamente baratos,
flexibles, compresibles, expandibles y livianos, y pueden viajar a través de
tuberías de diferentes diámetros, codos a 90° de ra dio corto y válvulas. (Blasetti,
2010; Tiratsoo, 2000).
Los chanchos de cepillos utilizan cepillos de alambre de acero de carbono para
remover los sólidos de las paredes de la tubería. Los cepillos son fáciles de
reemplazar y baratos. Estos cepillos se pueden reemplazar individualmente como
sea necesario y están montados en hojas de resorte de alambre, o resorte de
espiral. Los resortes empujan y mantienen a los cepillos de alambre en contacto
con la pared de la tubería. La figura 1.14 muestra los chanchos de copas y de
cepillos (Blasetti, 2010).
Los chanchos de copas utilizan como elemento de sellado copas o discos de
elastómero (polímero sintético que muestra un comportamiento elástico, es decir,
se deforman al someterlos a una fuerza pero recuperan su forma inicial al suprimir
33
la fuerza.). Se usan como una combinación de elementos de limpieza y sellado
para quitar los depósitos suaves. Las copas son de diseño cónico. (Blasetti, 2010)
Figura 1.14. Chanchos de copas (izquierda) y de cepillos (derecha)
(Repsol - YPF, 2010)
1.2.1.5. Facilidades para el envío de chanchos
Las trampas receptoras y lanzadoras son recipientes a presión utilizados para
enviar y recibir respectivamente los chanchos en la tubería. La figura 1.17 muestra
los esquemas de un lanzador y recibidor típicos. El lanzador de chanchos tiene un
diámetro más grande que la tubería y permite insertar y enviar estas
herramientas a través de una compuerta como se muestra en la figura 1.15. Los
lanzadores se encuentran ubicados al inicio de la tubería. El recibidor de
chanchos tiene el mismo diseño que el lanzador, pero se encuentra ubicado en el
extremo final de la tubería y sirve para recibir y retirar las herramientas, la figura
1.15 muestra un diagrama de un recibidor (Blasetti, 2010)
Figura 1.15. Lanzadores y Recibidores (PPSA, 2010)
34
1.2.2. PRUEBA HIDROSTÁTICA
La prueba hidrostática es un método para validar la integridad de una tubería con
respecto a la máxima presión de operación establecida (MAOP), bajo la
suposición de que la tubería trabaja segura a una presión igual o menor a esta.
La prueba consiste en vaciar la tubería y llenarla nuevamente con agua, y subir la
presión hasta ciertos niveles especificados. La presión requerida se mantiene por
un periodo de tiempo, durante el cual la tubería es inspeccionada para determinar
si se producen fugas. Los puntos en los que se producen fugas son
inmediatamente reparados. Luego de la prueba la tubería es vaciada secada si es
necesario antes de ser puesta en servicio nuevamente. La prueba brinda
información relevante solo durante la prueba (los defectos que fallen serán
reparados, pero los defectos remanentes pueden verse influenciados
negativamente) (ASME B31.4, 1998; NACE PCIM, 2009).
La norma ASME B31.4 Sistemas de tuberías para el transporte de
hidrocarburos y otros líquidos recomienda una presión de prueba no inferior a
1,25 veces la MAOP por no menos de cuatro horas cuando la tubería es
inspeccionada visualmente durante la prueba, y no menos de cuatro horas
adicionales a 1,1 veces la MAOP cuando la tubería no es inspeccionada
visualmente durante la prueba. (ASME B31.4, 1998).
Otra prueba alternativa comúnmente llamada “prueba de pico”, es una prueba
realizada para detectar SCC. La prueba consiste en mantener la tubería a una
presión elevada por un periodo corto de tiempo (1,39 veces MAOP por
aproximadamente 30 min). La presión puede ocasionar que la tubería falle, en
cuyo caso es reemplazada, caso contario la presión imparte compresión a la
superficie que es un mecanismo de control de SCC. (ASME B31.4, 1998)
La prueba es complicada debido a que para realizar la prueba se requiere la
interrupción del servicio y disponer de agua que será contaminada por el
producto que se transporta. Sin embargo, la prueba hidrostática es una
alternativa viable para verificación de integridad si: La tubería no permite el paso
35
de una herramienta de inspección en línea, o si el historial del segmento muestra
anomalías que no son detectables por herramientas de inspección en línea. (API
1160, 2001)
La inspección en línea es considerada la herramienta más adecuada para
detectar la corrosión interna y externa (pérdida de espesor) ya que pueden
encontrar defectos desde el 10% de pérdida de espesor. Sin embargo en cuanto a
la detección de grietas, la inspección en línea proporciona un umbral de detección
menor que la prueba hidrostática, la cual permite la detección de grietas sub-
críticas o poco profundas (10% de la pared o menores) y herramientas. Es por ello
que la prueba hidrostática se puede utilizar en conjunto con una herramienta de
inspección en línea. La prueba hidrostática no es útil cuando se requiere
identificar corrosión general y corrosión localizada ya que las picaduras
localizadas pueden mantener una presión de falla muy elevada. Una tubería con
picaduras localizadas puede soportar la prueba hidrostática y funcionar a la
MAOP hasta que se produzca una fuga. (NACE PCIM, 2009; API 1160, 2001).
La prueba hidrostática es una técnica para eliminar destructivamente los defectos
críticos. Las desventajas de la prueba de presión son:
• La presión reversa puede ocurrir cuando una prueba hidrostática anterior
produce un defecto que crece hasta fallar y cuando un defecto aumenta en
extensión a medida que se produce el aumento de presión. Si esto ocurre,
entonces la línea puede fallar a una presión inferior a la presión de una prueba
hidrostática anterior. (NACE PCIM, 2009; API 1160, 2001).
• Los defectos dependientes del tiempo pueden ocurrir cuando el crecimiento
de un defecto en la tubería se da debido a la fatiga, SCC, o corrosión. Aunque
este tipo de crecimiento de la grieta puede ocurrir independientemente del
historial de pruebas hidrostáticas, es posible que una prueba hidrostática
anterior haya iniciado el crecimiento de grietas. En este caso se realizan
pruebas hidrostáticas continuas para evitar futuras fallas. (NACE PCIM, 2009;
API 1160, 2001).
36
Los puntos claves que se deben tomar en cuenta para elegir la prueba
hidrostática como la herramienta para verificar la integridad de una tubería son:
• La tubería será sacada de servicio
• Los defectos de pérdida de espesor críticos fallaran durante la prueba pero los
defectos subcríticos no serán identificados (10% de la pared o menores).
• Un gran volumen de agua es usado
• El introducir agua en una tubería es un factor de riesgo, para corrosión interna
• No se debe utilizar en áreas pobladas
1.2.3. EVALUACIÓN DIRECTA
Es una técnica de verificación de integridad no destructiva que se utiliza para
tuberías que no pueden ser inspeccionadas con inspección en línea o ser
sometidas a una prueba hidrostática. Ésta metodología consiste en cuatro pasos:
Pre evaluación, inspección indirecta, exámenes dire ctos y post-evaluación.
(NACE PCIM, 2009) Existen varias metodologías de inspección directa, entre las
que se puede destacar:
• Evaluación directa de corrosión externa (ECDA)
• Evaluación directa de corrosión interna (ICDA)
1.2.3.1. Evaluación directa de corrosión externa (ECDA)
La evaluación inicialmente se concentra en la detección de defectos en el
recubrimiento con la suposición que en los lugares donde existen defectos en el
recubrimiento ha existido, existe o existirá corrosión. ECDA determina además la
efectividad de la protección catódica, la presencia de interferencias AC/DC,
efectos escudo y acciones de mitigación. (NACE SP0502, 2008; NACE PCIM,
2009)
37
a. Pre evaluación
En este paso se recogen datos históricos y actuales para determinar si ECDA es
factible, se definen las regiones ECDA, y seleccionan las herramientas de
inspección indirectas. Una región ECDA es una porción una tubería que tiene
características similares, historial de corrosión, condiciones esperadas para una
corrosión futura y se pueden utilizar las mismas herramientas de inspección
indirecta. La figura 1.16 muestra un ejemplo de definición de regiones ECDA en
función de la selección de herramientas de inspección indirecta y el historial
previo.
La selección de herramientas se hace en función de la capacidad para detectar:
los daños en el recubrimiento, y la efectividad de la protección catódica. La tabla
1.7 muestra una guía para seleccionar las herramientas de inspección indirecta y
condiciones particulares bajo las cuales las herramientas no son útiles o
confiables. (NACE SP0502, 2008)
Figura 1.16. Definición de Regiones ECDA (NACE SP0502, 2008)
38
Tabla 1.7. Matriz de selección para herramientas ECDA
Condiciones CIPS ACVG/DCVG
Defectos del Recubrimiento 2 1,2
Rio cercano o cruce de agua 2 3
Zonas anódicas en la tubería desnuda. 2 3
Bajo tierra congelada 3 3
Corrientes Perdidas 2 1,2
Actividad corrosiva escudada 3 3
Estructuras metálicas adyacentes 2 1,2
Tuberías paralelas cercanas 2 1,2
Bajo fuentes de alto voltaje, sobre líneas de transmisión eléctrica
2 1,2
Bajo caminos pavimentados 3 3
Cruce sin casing 2 1,2
Casing 3 3
Locaciones enterradas profundamente 2 2
Tierras húmedas (limitadas ) 2 1,2
Relleno /tierra rocosa/salientes rocosas 3 3
1Aplicable: Pequeños defectos del recubrimiento (aisladas y por lo general <600 mm2 [1 in2]) y las condiciones que no causan las fluctuaciones en los potenciales de protección catódica en condiciones normales de funcionamiento. 2 Aplicable: Fallas de gran tamaño del recubrimiento (aisladas o continuas) o en condiciones que causan fluctuaciones en los potenciales de protección catódica bajo condiciones normales de funcionamiento. 3 No es aplicable: No aplicar esta herramienta o no aplicar esta herramienta sin consideraciones adicionales.
NACE SP0502, 2008
La protección catódica es un fenómeno de polarización, por tanto para determinar
el nivel de protección de una estructura, se necesita conocer su nivel de
polarización. El potencial de polarización, es el existente a través de la interfaz
estructura /electrolito (tubería/suelo), y es el resultado de la sumatoria del
potencial de corrosión y la polarización catódica. (NACE, 2004; Bardal, 2003). El
criterio usado es el dado por la norma NACE SP0169. Control de la corrosión
externa en tuberías enterradas o sumergidas (NACE SP0169, 2007; Bardal,
2003). En esta norma se especifica que para tuberías de acero enterradas el
control de la corrosión externa adecuado mediante el uso de protección catódica
se puede lograr con uno o más de los siguientes criterios que deben
obligatoriamente ser aplicados:
39
• “Un potencial negativo (catódico) de al menos -0,85 V con la protección
catódica aplicada. Este potencial es medido con respecto a un electrodo de
referencia saturado de Cu/CuSO4 (CSE) en contacto con el electrolito (suelo).”
• “Un potencial polarizado negativo de al menos -0,85 V. Este potencial es
medido con respecto a un electrodo de referencia saturado de Cu/CuSO4
(CSE) en contacto con el electrolito (suelo)”.
• “Un mínimo de -100 mV de polarización catódica entre la superficie de la
estructura y un electrodo de referencia en contacto con el electrolito” (NACE
SP0169, 2007).
Las medidas de potencial se realizan mediante estudios de monitoreo de la
protección catódica en los que se verifican que estos criterios se cumplan, los
cuales serán estudiados más adelante. Los criterios establecidos en la norma
pueden ser mejor entendidos con la figura 1.17. En esta se muestra un diagrama
que representa los tres criterios. La diferencia entre el primer criterio y el segundo
es que en el primero se consideran las caídas de voltaje (IR). Las caídas de
voltaje en un circuito de medición son causadas por la resistencia del electrolito,
equipo, y los cables. Todas estas caídas de voltaje son controlables, excepto la
caída de voltaje causada por el electrolito. Sin embargo, ésta puede aproximarse
a cero si se coloca el electrodo de referencia cerca de la tubería y puede reducirse
a cero al interrumpir la corriente. Es decir el primer criterio es el potencial medido
con la protección catódica encendida (potencial ON) y el segundo criterio es el
potencial medido con la protección catódica apagada durante un periodo de
tiempo corto de modo que no produzca depolarización (Instant OFF) (NACE CP3,
2006; Bardal, 2003).
Ha sido confirmado experimentalmente que el primer criterio (-0,85 VCSE) provee
una adecuada protección en una amplia variedad de suelos (con diferente
porcentaje de humedad y aireación) (NACE CP3, 2006). En algunas condiciones
como presencia de sulfuros, bacterias, temperaturas elevadas, ambientes ácidos
y metales diferentes, los criterios antes mencionados pueden no ser suficientes.
40
La elevada temperatura es una condición crítica por lo que los criterios de
potencial mencionados anteriormente son válidos para condiciones ambientales
(20 a 25 °C) para tuberías de acero enterradas. Es por ello que se debe ajustar
este criterio con el incremento de la temperatura. El criterio para el potencial debe
ser ajustado electronegativamente a -0,95 V para temperaturas superiores a 60 °C
(140 °F). De igual manera el criterio de cambio de polarización debe ser ajustado
de -100 mV a -250 mV para temperaturas de 60 °C (14 0 °F). En presencia de
bacterias sulfo-reductoras y temperaturas superiores a 60 °C, se conserva el
criterio de los -0,95 VCSE, sin embargo para el tercer criterio, se sugiere una
polarización de entre -200 mV y -300 mV. (NACE CP3, 2006).
El estudio CIPS (close interval potential survey) es aplicable para todo tipo
tuberías enterradas y es usado para medir la diferencia de potencial entre la
tubería y la tierra y así identificar puntos donde existen interferencias en la
protección catódica. El estudio mide la diferencia de potencial entre la tubería y la
superficie de la tierra mientras la corriente de protección catódica se encuentra
encendida (ON) y apagada (Instant OFF). Para realizar las mediciones se utiliza
un interruptor de corriente electrónico que es colocado en la fuente de corriente
(rectificador). Los ciclos típicos del interruptor son 8 s encendido (ON), y 2 s
apagado (Instant OFF). La relación entre ON/OFF debe ser lo suficiente para
realizar las lecturas pero sin producir despolarización. (Von Baeckman, 1997,
Petroenergy CIPS, 2010).
Figura 1.17. Criterios de protección catódica (NACE CP1, 2004)
41
Se conecta al poste de protección catódica un cable, el mismo que se conecta a
una de las terminales de un voltímetro. El otro terminal del voltímetro/ registrador
se conecta a un electrodo de referencia (CSE), el cual se coloca en la tierra sobre
la tubería y se realizan las mediciones. Los potenciales ON/OFF son registrados.
Las medidas se toman con el electrodo colocado sobre la tubería a “intervalos
cortos” de 1 – 2 m, tal como se muestra en la figura 1.18. (Petroenergy CIPS,
2010; NACE SP0169, 2008). Los datos registrados permiten realizar un gráfico de
los potenciales ON y OFF versus la distancia (longitud de la tubería) y
compararlos con los criterios mencionados como se muestra en la figura. Los
datos registrados con potencial “OFF” sirven para identificar los niveles exactos de
polarización de la tubería y, si fueran inferiores a -0,85 V, indicarían niveles
inadecuados de protección, con posibilidad de corrosión. Si fueran superiores a
-1 200 mV, podrían causar polarización excesiva, lo que resultaría en daños
graves al recubrimiento, fenómeno conocido desligamiento catódico (NACE
CP1, 2004)
Figura 1.18. Estudio CIPS y grafico potencial en función de la distancia
(Petroenergy CIPS, 2010)
Los estudios poste a poste son iguales a los estudios CIPS con la diferencia que
los potenciales ON y OFF son registrados solo en los postes de protección
catódica. Este se realiza con un electrodo CSE que se conecta a un multímetro, la
terminal positiva del multímetro se conecta al poste de protección catódica. (Von
Baeckman, 1997)
42
El estudio DCVG (direct current voltaje gradient) es usado para evaluar la
condición del recubrimiento en tuberías enterradas. En esta técnica se crea una
señal de corriente directa al interrumpir la corriente de protección catódica de la
tubería, y se mide el gradiente de voltaje en el suelo sobre la tubería. Los
gradientes de voltaje se forman como resultado de carga/descarga de la corriente
en los puntos donde existen defectos en el recubrimiento. Es utilizada solo para
determinar el tamaño aproximado de un defecto en el recubrimiento ya que la
intensidad de la señal no es directamente proporcional al tamaño de dicho
defecto. La gran sensibilidad de los instrumentos permite localizar los defectos
con una precisión de 10 cm (4 in). (Petroenergy DCVG, 2010; NACE SP0502,
2008)
El equipo DCVG consiste de: Interruptor, voltímetro/registrador y probetas con
electrodos. El primero es utilizado para interrumpir la corriente en el rectificador,
es fijado para cambiar entre ciclo “ON” y ciclo “OFF” muy rápidamente. El periodo
“ON” es menor que el periodo “OFF”, 1/3 s y 2/3 s respectivamente. El estudio se
realiza sobre la tubería enterrada, se utiliza las probetas como bastones para
caminar. Un electrodo está en contacto con la tierra todo el tiempo, una probeta
esta siempre cerca de la línea central de la tubería, mientras que la otra se coloca
a 1 y 2 m sobre la tubería o perpendicular a él. Se toma la lectura cuando los dos
bastones se encuentran en contacto con el suelo. Cuando se detecta un defecto
del recubrimiento se produce una variación de potencial y observa una variación
notable de la señal en el voltímetro, la cual regresa a la normalidad en puntos
donde no hay defectos. Se registra la magnitud de la variación entre las lecturas
de los potenciales ON y OFF, la dirección de la medida, los potenciales y las
distancias o ubicación mediante coordenadas geográficas. (NACE SP0502, 2008)
Una vez localizado el defecto, se puede determinar su importancia mediante un
valor expresado por una fracción del IR (diferencia entre el potencial “ON” y
“OFF”) llamado % IR. Una vez localizados y caracterizados los defectos son
agrupados en cuatro grupos o categorías como se muestra en la tabla 1.8. La
técnica de DCVG permite además determinar la importancia de al examinar el
estado de la corrosión en cada uno de los defectos. El % IR puede ser graficado
43
versus la longitud de la tubería, lo que permite ubicar a los defectos para que
puedan ser reparados. (NACE SP0502, 2008)
La técnica permite clasificar la importancia de los defectos mediantes otra
categorización en base a la dirección del flujo de la corriente en el suelo. La
corrosión es el resultado del flujo de corriente desde los daños del recubrimiento
hacia electrolito que lo rodea, mientras que la protección catódica es el resultado
del flujo de corriente desde el electrolito que rodea el defecto hacia el metal
desprotegido, así la dirección del flujo permite determinar cuatro posibles
categorías para evaluar el estado del recubrimiento (NACE SP0502, 2008):
Tabla 1.8. Categorización de los defectos en el recubrimiento
|CATEGORÍA OBSERVACIONES
Categoría 1 (1 - 15%IR) Defectos de poca importancia. Su reparación no es urgente, el metal está protegido por la protección catódica.
Categoría 2 (16 - 35%IR)
Los defectos de esta categoría se recomienda que sean reparados inmediatamente solo si están ubicados cerca de las camas de ánodos o cerca de otras estructuras de mucha importancia. Estos defectos no representan peligro alguno ya que generalmente son protegidos por la protección catódica. Las fluctuaciones en los niveles de protección pueden alterar el estado de estos defectos y permitir que continúe el deterioro del recubrimiento.
Categoría 3 (36 - 60%IR) Los defectos incluidos en esta categoría son considerados como de reparación inmediata. Debido a la cantidad de metal expuesto estos defectos son grandes consumidores de la corriente de protección.
Categoría 4 (61 - 100 %IR)
Los defectos de esta categoría deben ser reparados inmediatamente. Representan un daño masivo del recubrimiento y son grandes consumidores de la corriente de protección. Al mismo tiempo representan un gran peligro para la integridad física de la tubería.
NACE SP0502, 2008
• C/C catódico/catódico: defectos que están protegidos por los sistemas de
protección catódica encendidos (ON) y permanecen polarizados (protegidos)
mientras el sistema está apagado (OFF).
• C/N catódico/neutral: defectos que están protegidos mientras que el sistema
esta encendido (ON) y retornan a su potencial natural cuando el sistema de
protección catódica es interrumpido (OFF).
44
• C/A catódico/anódico: defectos que están protegidos mientras que el sistema
esta encendido (ON), pero se convierten en sitios anódicos cuando el sistema
de protección catódica está interrumpido (OFF).
• A/A anódico/anódico: defectos que no reciben protección cuando el sistema de
protección esta encendido (ON) o apagado (OFF). Son los más severos.
Los C/N YC/A se pueden convertir en áreas de corrosión activas si los sistemas
de protección catódica dejan de funcionar (NACE SP0502, 2008).
El estudio PCM (pipeline current mapper) detecta las fallas en el recubrimiento
producen fugas de corriente, lo que produce una caída en el voltaje de protección
catódica, que no se puede contrarrestar al aplicar una mayor corriente de
protección catódica ya que se ha demostrado que voltajes altos aceleran la
degradación del recubrimiento. El estudio PCM es un método para localizar
rápidamente los defectos en el recubrimiento por los que se producen fugas de
corriente. (NACE TM0109, 2009)
El equipo PCM consiste en un transmisor portátil y un receptor de mano. El
transmisor aplica a la tubería una corriente AC con una frecuencia entre 4 Hz y
8 Hz. El receptor de mano localiza en primer lugar la tubería, y luego proporciona
una medición de la magnitud y dirección de corriente de la señal aplicada por el
transmisor del sistema. El transmisor PCM permite aplicar señales a grandes
distancias (hasta 30 Km). La figura 1.19 muestra el equipo PCM. El transmisor se
conecta a la tubería y a los ánodos de sacrificio, para lo cual es necesario apagar
los sistemas de protección catódica como se muestra en la figura 1.20. Las juntas
de aislamiento evitan que la señal del PCM se presente en ambas direcciones
desde el punto de conexión. (NACE TM0109, 2009; Radiodetection, 2002)
En caso de que no esté disponible un rectificador, el transmisor se conecta a un
poste de protección catódica. Si los ánodos producen una resistencia alta (>20 Ω),
45
se producirá un voltaje demasiado alto. El voltaje máximo que puede soportar el
transmisor de corriente es de 100 V.
Figura 1.19. Equipo PCM
(Radiodetection, 2002)
En este caso es aconsejable el uso de estacas de cobre colocadas en serie que
funcionan como tierra provisional, y proveen una baja resistencia (<20 Ω) para el
transmisor PCM. La fuente de corriente utilizada para el transmisor puede ser la
fuente principal o un generador portátil. Posteriormente se procede a localización
de la tubería y mapeo de corrientes. El receptor mide el gradiente de voltaje AC,
sobre la tierra encima del oleoducto, generado por la corriente aplicada por el
transmisor. (NACE TM0109, 2009)
Figura 1.20. Instalación del transmisor (Radiodetection, 2002)
El patrón que sigue la corriente desde el punto de aplicación hacia un defecto en
el recubrimiento se muestra en la figura 1.21. La corriente a través de la tierra
genera un gradiente de voltaje en la tierra alrededor del defecto como resultado
46
de la impedancia del suelo (relación entre la tensión alterna aplicada a un circuito,
voltaje AC y la intensidad de la corriente producida.). Los defectos son detectados
por la concentración de corriente alrededor de estos (Radiodetection, 2002; NACE
TM0109, 2009). El receptor PCM mide la corriente en amperios/mA o en dBmA.
Una vez recolectados los datos con el PCM, se procede a descargar y realizar las
gráficas de variación de corriente y profundidad en función de la distancia de la
tubería inspeccionada, para definir los puntos donde se encuentran los defectos
en el recubrimiento. (NACE TM0109, 2009)
Figura 1.21. Flujo de la corriente desde el transmisor hacia un defecto en recubrimiento (NACE TM0109, 2009)
La resistividad del suelo al paso de una corriente eléctrica es el parámetro más
utilizado como indicador de la agresividad corrosiva del suelo. Es la propiedad que
tiene éste para oponerse al paso de una corriente eléctrica, es conocida además
como la resistencia específica del terreno (Baboian, 2006).
La diferencia entre la resistividad y la resistencia es que la primera es una
propiedad del suelo y la segunda depende de la resistividad eléctrica junto con la
longitud y área de sección transversal del suelo que transporta una corriente
eléctrica (Peabody, 2001).
La resistividad del suelo decrece con el incremento del contenido de agua y se
incrementa con la salinidad del agua. El valor de resistividad permite categorizar
el suelo, tal como se muestra en la tabla 1.9. (NACE PCIM, 2009). Un suelo con
baja resistividad permite altas corrientes de corrosión, lo cual asistirá velocidades
47
de corrosión altas (Peabody, 2001).La resistividad del suelo se puede medir por
diferentes técnicas, pero la más utilizada es el estudio conocido como: Medida de
la Resistencia del suelo por la técnica de Wenner o método de los cuatro
electrodos (pines) (NACE SP0502, 2008). Se colocan cuatro electrodos en línea
recta y a una misma profundidad de penetración como se muestra en la figura
1.22. Las mediciones de resistividad dependerán de la distancia entre electrodos
(los electrodos son colocados equidistantemente) (Baboian, 2006).
Tabla 1.9. Categorización del suelo por su valor de resistividad
CORROSIVIDAD DEL SUELO REISITIVIDAD DEL SUELO
(Ω-cm)
Altamente Corrosivo < 3 000
Corrosivo 3 000 – 6 000
Medianamente Corrosivo 6 000 – 12 000
Progresivamente menos corrosivo >12 000
NACE PCIM, 2009
Figura 1.22. Método de los cuatro electrodos
(NACE SP0502, 2008)
El principio básico de este método es la inyección de corriente directa o alterna a
través los dos electrodos externos (C1 y C2). La caída de voltaje creada en la
tierra por este flujo de corriente se mide entre dos electrodos internos (P1 y P2).
En base a la medida de voltaje se obtiene la resistividad. El espacio entre los
electrodos recomendado está entre 1,6 a 2,0 m. (NACE SP0502, 2008).
48
b. Inspección Indirecta
El objetivo de esta etapa es identificar y definir la severidad de las fallas del
recubrimiento detectadas y la efectividad de la protección catódica para así
empezar a definir las áreas en las cuales la actividad corrosiva puede ocurrir o
ocurrirá. La inspección indirecta requiere al menos el uso de dos herramientas
para cada región ECDA e incluye las siguientes actividades:
• Conducir las inspecciones indirectas en cada región ECDA
• Alineación y comparación de los datos.
• Clasificación de la severidad de cada condición. Una condición es una zona
dentro de una región ECDA en la que existe la probabilidad de actividad
corrosiva. Se pueden clasificar como: severa, moderada o menor
Los criterios para clasificar la gravedad de cada condición deben tener en cuenta
las capacidades de las herramientas de inspección indirecta utilizadas y las
condiciones únicas dentro de una región ECDA. La tabla 1.10 presenta un
ejemplo de los criterios de severidad para diferentes métodos de inspección
indirecta (NACE SP0502, 2008).
Tabla 1.10. Clasificación de los defectos-condiciones según la herramienta seleccionada
Herramienta/Ambiente Menor Moderada Severa
CIS, suelo aireado húmedo
Pequeñas descensos en los potenciales
ON Y OFF sobre el criterio de Protección
catódica
Medianos descensos de los potenciales bajo
el criterio de protección catódica
Grandes descensos o potenciales ON and OFF bajo el criterio
de protección catódica
DCGV, suelo aireado húmedo
Baja caída de voltaje, condiciones catódicas
en las indicaciones cuando la protección
catódica está prendida o apagada
Mediana caída de voltaje, condiciones
neutras en las indicaciones cuando la
protección catódica está apagada
Alta caída de voltaje o condiciones
anódicas cuando la protección catódica
esta prendida o apagada
PCM, suelo aireado húmedo
Baja caída de voltaje Mediana caída de
voltaje Alta caída de voltaje
NACE SP0502, 2008
49
c. Exámenes directos
Este paso envuelve excavaciones que expongan a la tubería y permitan confirmar
la exactitud de las inspecciones indirectas. El objetivo de esta etapa es determinar
que condiciones identificadas en la inspección indirecta son las más severas y
recolectar datos para evaluar la actividad corrosiva. (NACE SP0502, 2008). La
priorización para cada indicación se basa en la probabilidad de actividad corrosiva
actual y la extensión o severidad de corrosión anterior de la siguiente manera:
• Acción inmediata requerida: incluye condiciones que son una amenaza
inmediata para la tubería. Requieren una excavación
• Acción programada requerida: incluye condiciones que no son una amenaza
inmediata para la tubería. Pueden requerir excavación
• Adecuada para monitoreo: incluye condiciones que se consideran inactivas o
que tienen una baja probabilidad de actividad corrosiva actual o anterior. No
requieren excavación
El tamaño de la excavación y número de excavaciones aumentará en función de
las condiciones encontradas. Los datos que se recolectan antes durante y luego
de la excavación son:
• Electrolito : medida del potencial entre el suelo y la tubería, medida de la
resistividad del suelo, muestra de suelo, muestras de agua, medidas del pH
del líquido, y registro fotográfico. (NACE SP0502, 2008).
• Tubería : identificación del tipo de recubrimiento, evaluación de la condición del
recubrimiento, medida del espesor del recubrimiento, puntos con pérdida de
adhesión, ampollas, recolección de datos de los productos de corrosión,
identificación de los defectos de corrosión, medida de los defectos de
corrosión (largo, ancho, profundidad) y su ubicación, y registro fotográfico.
(NACE SP0502, 2008).
50
Los datos recolectados (ancho del defecto, profundidad del defecto) junto con la
máxima presión de operación permisible (MAOP) permiten calcular la resistencia
mecánica remanente en las locaciones donde se encontró corrosión. La
metodología para realizar estos cálculos está dada por la norma ASME B31.G
estudiada más adelante. (ASME B31.G, 2009)
d. Post- Evaluación
El objetivo de la evaluación posterior es definir los intervalos de reevaluación y
evaluar la efectividad del proceso ECDA.
1.2.3.2. Evaluación directa de corrosión interna (ICDA)
La metodología ICDA evalúa la probabilidad de corrosión interna e incluye los
métodos existentes de evaluación para determinar si existe corrosión interna
actualmente o la posibilidad de que ésta se presente en el futuro. La metodología
requiere la integración de datos provenientes de múltiples exámenes de campo y
evaluaciones de la superficie de la tubería, las características físicas de la tubería
y el historial de operación. (NACE SP0208, 2008; NACE PCIM, 2009).
a. Pre Evaluación
Para determinar si ICDA es factible se recogen datos históricos y actuales de la
operación de la tubería, se definen las regiones ICDA, y se seleccionan las
herramientas de control indirecto. Este paso incluye además la evaluación de los
mecanismos de corrosión interna que pueden estar presentes en la tubería
durante su funcionamiento. La pre-evaluación incluye las siguientes actividades:
Los datos que se deben recolectar son: historial de operación, diámetro y espesor
de la pared, presencia de agua líquida, contenido de agua y sedimentos en el
51
petróleo líquido, composición del petróleo líquido, presencia de H2S, CO2 o O2,
caudal máximo y mínimo, perfil de elevación, temperatura, entradas/salidas
(puntos de envío y recepción), tipo de inhibidor de corrosión, operaciones con
herramientas de inspección en línea, fallas/fugas por corrosión interna, datos del
monitoreo de corrosión, tipo y características del recubrimientos internos, etc.
(NACE SP0208, 2008; NACE PCIM, 2009).
Una región ICDA es una porción de tubería que tiene al menos una característica
distintiva (parámetro relacionado con los componentes del fluido, patrones de
flujo, condiciones de operación o acciones de mitigación que pueden afectar la
ubicación de la iniciación de corrosión, el mecanismo de corrosión, o una
anticipada velocidad de corrosión) (NACE SP0208, 2008; NACE PCIM, 2009).
b. Inspección Indirecta
El objetivo de la inspección indirecta es evaluar la probabilidad de corrosión
interna como función de la distancia dentro de cada región ICDA mediante
modelos de flujo y perfiles de elevación detallados de la tubería. Los modelos de
flujo permiten identificar sitios a lo largo de la tubería con mayor probabilidad de
tener daños por corrosión interna causados por: acumulación de agua,
acumulación de sólidos, factores que influyen en la distribución de corrosión
interna (inhibidores de corrosión, química del agua, bacterias y biocidas,
composición de los sólidos, efecto de la turbulencia y disturbios en el flujo, perfil
de inclinación (NACE SP0208, 2008)
c. Exámenes Directos
Este paso incluye la realización de excavaciones para determinar si existe pérdida
de metal por corrosión interna en la tubería. Los objetivos de los exámenes
detallados son: determinar si existe corrosión interna en las locaciones
seleccionadas en la pre-evaluación y usar los resultados para evaluar la condición
52
global de la región ICDA. La pérdida de metal por corrosión interna se considera
presente si el espesor de la pared es menor que el nominal.
El monitoreo de depósitos es necesario para determinar si hay o no corrosión
interna en la tubería, y se debe tomar en cuenta pérdidas de metal previas y los
años de servicio de la tubería. Una vez desarrollado el proceso de exámenes
detallados se deben realizar medidas exactas del espesor de la pared y
determinar la longitud axial de cualquier indicación de pérdida de espesor de la
pared. Se deben mantener registros de todos los procedimientos de inspección
(NACE SP0208, 2008; NACE PCIM, 2009).
d. Post – Evaluación
El objetivo de este paso es evaluar la efectividad del proceso ICDA y abarca el
análisis de los datos recogidos en los tres pasos anteriores para evaluar la
efectividad de la metodología, para desarrollar conclusiones acerca de la
integridad de tubería no examinada y determinar los intervalos de reevaluación.
Si se determina que las locaciones más susceptibles de corrosión interna están
libres de pérdida de metal, la integridad de una larga porción de tubería ha sido
asegurada relativamente de esta amenaza, y los recursos pueden ser asignados a
segmentos de la tubería con mayor probabilidad de corrosión.
En este paso se realizan cálculos de resistencia remanente, velocidad de
corrosión y vida remanente, que permiten establecer los intervalos de
reevaluación. El máximo intervalo de reevaluación es la mitad de la vida
remanente calculada. Sin embargo cada región tiene sus propios intervalos de
reevaluación que se determinan basándose en la variación en la velocidad de
crecimiento de la corrosión interna. (NACE SP0208, 2008; API 570, 2003).
53
1.3. CRITERIOS PARA EVALUACIÓN DE DEFECTOS
1.3.1. NORMA ASME B31.G MANUAL PARA DETERMINAR LA RESISTEN CIA
REMANENTE EN TUBERÍAS CORROÍDAS
La norma evalúa los defectos de pérdida de espesor en función del porcentaje de
pérdida de espesor y la profundidad de los defectos. Si es mayor al 80%, el
defecto debe ser reparado. Si es menor a 10% el defecto no representa una
amenaza para la integridad de la tubería y la norma especifica que si el porcentaje
de pérdida de espesor de la pared es mayor que el 10% pero menor que el 80% la
longitud del área corroída (Lm) no debe ser mayor que la longitud máxima
permitida (L). (ASME B31.G, 2009).
La longitud del área corroída (Lm) es medida por los tipos de verificación de
integridad. La longitud máxima permitida de un defecto (L) se calcula en función
del espesor de la pared, de la profundidad de los defectos y del diámetro de la
tubería. Si la L es menor que la Lm los defectos no representan un peligro para la
integridad de la tubería. Los defectos que no representan peligro se controlan
mediante los métodos de control de la corrosión (recubrimientos, protección
catódica, etc.). (ASME B31.G, 2009).
Si L es menor que Lm, es necesario calcular la presión segura (P’) para cada uno
de los defectos. Esta es la presión que los defectos pueden soportar sin ser una
amenaza para la integridad de la tubería, lo cual se determina al relacionar esta
presión con la MAOP. La relación entre la MAOP y la presión segura se conoce
como ERF o factor estimado de reparación. La norma ASME B31.G establece que
el defecto es aceptable si 1.Por otro lado si 1 el defecto no es
aceptable y una MAOP menor a la P’ debe ser establecida o el área corroída debe
ser reparada o reemplazada. (ASME B31.G, 2009). Las limitaciones de la norma
son:
• El manual está limitado a corrosión en tuberías de aceros categorizados como
aceros al carbón.
54
• La norma aplica solo a defectos en el cuerpo de la tubería que tienen un
contorno relativamente lisos y causan baja concentración de tensión (como los
defectos de pérdida de espesor de la pared).
• La norma no debe ser utilizada para evaluar la resistencia remanente de
defectos de corrosión en la soldadura, defectos mecánicos (abolladuras), o
defectos de fabricación.
• El criterio utilizado en la norma está basado en la suposición de que la tubería
tiene la habilidad de mantener su integridad bajo la presión interna. Si la
tubería está sujeta a otras tensiones importantes se deben incluir otros
criterios.
• Este procedimiento no predice fugas por orificios ni rupturas (ASME B31.G,
2009).
1.3.2. CRITERIOS NACE PCIM
El manual de NACE PCIM (Manejo de la Integridad corrosión en tub erías)
recomienda tiempos y criterios de reparación para la reparación de defectos en
una tubería. Según el manual un defecto que atente la integridad de una tubería
que transporte líquidos peligrosos en áreas de alta consecuencia (HCA) debe ser
remediado dentro de los periodos específicos de tiempo de reparación que se
muestran en la tabla 1.11, en los que se tienen en cuenta la severidad de los
defectos (NACE PCIM, 2009).
El término reparación inmediata se refiere a lo razonable y lo prácticamente
posible. La presión de operación debe ser reducida inmediatamente cuando se
descubran anomalías o defectos que requieran reparación inmediata, y debe
permanecer hasta que se realice la reparación. La reducción de la máxima
presión de operación (MAOP) es una acción temporal. (API 1160, 2001)
55
1.3.3. MÉTODOS DE REPARACIÓN
a. Reparación por moladura o desbaste del defecto
Una moladora permite reparar rayones y grietas poco profundas. Este es un tipo
de reparación permanente que elimina el efecto de la concentración de tensión,
remueve el material dañado y no reduce la capacidad para resistir la presión de la
tubería. El espesor de la pared debe ser determinado antes de utilizar esta técnica
y debe ser monitoreado durante la reparación para determinar la cantidad de
material removido (API 1160, 2001). La tabla 1.12 muestra algunas opciones de
reparación dependiendo del tipo de defecto.
Tabla 1.11. Criterios NACE PCIM para la reparación de defectos en una tubería
TIPO DE
DEFECTO REPARACIÓN INMEDIATO
REPARACIÓN A CORTO PLAZO (60 DÍAS)
REPARACIÓN A LARGOPLAZO (180 DÍAS)
PERDIDA DE METAL
Mayor al 80% del espesor nominal de la pared de la tubería
Daño por corrosión general con pérdida de metal con profundidades mayores que 50% del espesor nominal de la tubería (corrosión general, circunferencial y en cruces de vía)
ABOLLADURAS
Posiciones horarias 8 a 4 en punto, con cualquier indicación de pérdida de metal, grietas o concentración de esfuerzos
Posiciones horarias 8 a 4 con profundidades mayores a 3% del diámetro nominal de la tubería para tuberías con un diámetro mayor o igual a 304,8 mm (12 in), o con profundidades mayores que 0,25 pulgadas para tuberías con un diámetro nominal menor a 304,8 mm (12 in)
Posiciones horarias 8 a 4 en punto con profundidades mayores que 2% del diámetro nominal de la tubería para tuberías con un diámetro mayor o igual a 304,8 mm (12 in), o con profundidades mayores que 0,25 in para tuberías con un diámetro nominal menor a 304,8 mm (12in).
Posiciones horarias 8 a 4 en punto, con profundidades mayores al 6% del diámetro nominal de la tubería.
Posiciones horarias 4 a 8 en punto con cualquier indicación de pérdida de metal, grietas o concentración de esfuerzos.
Posiciones horarias 4 a 8 con profundidades mayores al 6% del diámetro nominal de la tubería. Abolladuras que afectan la curvatura del cordón de soldadura de la tubería o costura longitudinal donde la profundidad de las abolladuras sean mayores que 2% del diámetro nominal de la tubería para tuberías con un diámetro mayor o igual a 304,8 mm (12 in), o con profundidades mayores que 0,25 in para tuberías con un diámetro nominal menor a 304,8 mm (12 in).
OTROS
Presiones de fallas calculadas menores que la máxima presión de operación (MAOP).
Daños por corrosión con una presión segura de operación calculada menor que la máxima presión de operación (MAOP).
NACE PCIM, 2009
56
b. Deposición de metal de soldadura
Este tipo de reparación consiste en reemplazar el metal perdido o dañado con
metal de relleno para restaurar la continuidad de la tubería. Se utiliza cuando
camisas completas o camisas compuestas no pueden ser utilizadas (torcimientos
de la tubería). No se recomienda para defectos con pérdidas de espesor externas
mayores 80% del espesor de la pared. La superficie que va a ser reparada es
limpiada previamente para remover la corrosión y poder medir el espesor de la
pared antes, durante y después de la reparación. Luego de la reparación la
tubería el recubrimiento debe ser reparado (API 1160, 2001).
c. Camisas de refuerzo
Una camisa está formada por dos elementos cilíndricos de alta resistencia
mecánica (dos mitades/secciones o platos cilíndricos) que envuelven
completamente la zona de dañada de una tubería, actuando como refuerzo
mecánico para ayudar a la tubería a soportar la presión de operación o como un
contenedor hermético en caso de una con fuga. Las dos secciones pueden ser
soldadas o atornilladas a la tubería. La figura 1.23 muestra una camisa de
refuerzo completa. (API 1160, 2001; NACE PCIM 2009).Los tipos de camisas son:
• Camisa Tipo A: se utiliza para defectos sin fuga (no está diseñada para
contener la presión). Consiste en dos mitades de tubería que se colocan
alrededor del defecto (la longitud de la camisa debe ser lo suficiente para
cubrir la superficie del defecto, al menos 2 in extra a cada lado). Las dos
mitades son soldadas (durante la instalación de la camisa se recomienda bajar
la presión de operación para evitar fugas). El final de la camisa no se suelda a
la tubería (se sella para evitar ingreso de agua al espacio anular entre la
tubería y la camisa). La principal ventaja de este tipo de camisa es que no está
soldada a la tubería y la desventaja es que no se puede utilizar para defectos
circunferenciales. (API 1160, 2001; NACE PCIM 2009).
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Tabla 1.12 . Métodos de reparación de tuberías
Anomalías
ESTRATEGIAS PRIMARIAS DE REPARACIÓN 1
Deposición de metal de soldadura2
Camisa tipo A
Camisa tipo B
Refuerzo compuesto
Pérdida de metal externa ≤ 80% espesor de pared
Costura de tubería SI SI SI SI Soldadura circunferencial SI SI SI SI Cuerpo de tubería SI SI SI SI Curvatura SI SI3 SI3 SI4
Pérdida de metal interna ≤ 80% espesor de pared
Costura de tubería NO NO SI NO Soldadura circunferencial NO NO SI NO Cuerpo de tubería NO NO SI NO Curvatura NO NO3 SI3 NO
Pérdida de metal externa > 80% espesor de pared
Costura de tubería SI NO8 SI NO8 Soldadura circunferencial SI NO8 SI NO8 Cuerpo de tubería SI NO8 SI NO8 Curvatura SI NO8 SI3 NO8
Pérdida de metal interna > 80% espesor de pared
Costura de tubería NO NO SI NO Soldadura circunferencial NO NO SI NO Cuerpo de tubería NO NO SI NO Curvatura NO NO3 SI3 NO
Fugas, grietas, quemaduras de arco e
imperfecciones de soldadura en el
contorno12
Costura de tubería NO NO SI NO Soldadura circunferencial NO NO SI NO Cuerpo de tubería NO NO SI NO Curvatura NO NO SI3 NO
Collar roscado NO NO No
Práctico NO
Abolladuras con concentradores de
esfuerzos
Soldadura circunferencial NO SI5,6 SI6 NO Cuerpo de tubería NO SI5,6 SI6 NO Curvatura NO SI3,5,6 SI3,6 NO Curvatura NO SI3,5,6 SI3,6 NO
1. El reemplazo de tubería siempre es una reparación efectiva. 2. El uso de deposición de soldadura requiere un espesor de pared mínimo y control de parámetros de soldadura para prevenir quemaduras internas, esto generalmente impide el uso de esta técnica en tuberías con pérdidas de metal >80% del espesor de pared. No es recomendada para paredes con t<0.18in. 3. Para curvaturas y accesorios están disponibles camisas metálicas con perno o soldadas. 4. Para curvaturas se requieren técnicas especiales que emplean superposición múltiple de camisas 5. Se debería usar un relleno incompresible y que al final sea duro para llenar el espacio anular entre la abolladura y la camisa 6. El daño mecánico se debería remover en una abolladura por amolado antes de la instalación de la camisa 7. Solo ciertos tipos de reparaciones compuestas cuando se usan con un relleno incompresible son adecuadas para reparar abolladuras, y tales reparaciones deberían haber demostrado a través de análisis y pruebas de ingeniería confiables, que pueden restablecer permanentemente el servicio de la tubería. 8. Una práctica conservadora en la industria es limitar el uso de las camisas compuestas y de tipo A, a perdidas externas de metal ≤80% del espesor nominal de pared, para el caso cuando ésta es ≥80%, se debería presentar un mínimo espesor de pared para técnicas de reparación de refuerzo compuesto y camisas de tipo A. en este punto se recomienda un espesor de pared mínimo de 50 mils, ensayos sobre la profundidad de la picadura, no corrosión interna y prácticas de ingeniería sólidas. 9. Se pueden emplear otros métodos de reparación si estos están basados en prácticas de ingeniería sólidas 10. Grietas que no presentan fugas pueden ser perforadas en caliente para remover la grieta. 11. Si la abolladura entera puede ser removida 12. Las quemaduras de arco y las imperfecciones en soldadura circunferencial se pueden reparar por desbaste del defecto y/o camisas de tipo A o B si las reparaciones estén basadas en prácticas de ingeniería sólidas
API 1160, 2001
• Camisa Tipo B: Este tipo de camisa es considerado un recipiente a presión,
diseñado para contener la presión de operación de la tubería en caso de fuga,
58
por lo que este tipo de camisas se diseñan con las mismas especificaciones
que el material de la tubería. (API 1160, 2001; NACE PCIM 2009).Este tipo de
camisas puede ser utilizado para defectos con pérdida de espesor mayor al
80% del espesor de la pared y para defectos circunferenciales. Este tipo de
camisas pueden ser detectadas por una herramienta ILI.
Figura 1.23. Camisas de refuerzo (NACE PCIM, 2009)
• Refuerzo compuesto - Camisa con relleno anular: consiste en rellenar el
espacio anular entre la tubería y la camisa con un material que se adapte a la
superficie irregular de la tubería y garantice el contacto con la camisa, esto
permite restringir la deformación del defecto hacia el exterior y así los
esfuerzos son transmitidos a la camisa y las zonas defectuosas no se
expanden hacia el exterior. El espacio anular puede ser rellenado mediante la
infiltración de un material fluido que posteriormente solidifique (ej. Resinas
endurecibles). Resultan ser de una elevada resistencia y en caso de las
camisas tipo B con relleno de material endurecible, la reparación es totalmente
hermética y prácticamente indestructible (NACE PCIM, 2009).
59
2. METODOLOGÍA
2.1. OLEODUCTO PRINCIPAL DE REPSOL – YPF
El oleoducto principal de Repsol - YPF Ecuador se extiende desde las Facilidades
de producción del Sur o SPF (Planta de Deshidratación de Crudo, Facilidades de
producción del Sur) hasta el OCP (Oleoducto de Crudos Pesados, provincia de
Sucumbios) con una longitud de 211 km y diariamente transporta alrededor de 40
000 barriles de petróleo crudo.
El recorrido atraviesa puntos clave como el SPF, el río Yasuní, AMO (pozos de
producción), NPF (Planta de Deshidratación de Crudo, Facilidades de Producción
del Norte), Pompeya (sub estación de bombeo), el Rio Napo, Estación de Bombeo
Shushufindi, el Río Aguarico, atraviesa la ciudad de Lago Agrio, El Pozo 27
(ubicado en Lago Agrio), y el OCP (punto de entrega). El recorrido del oleoducto
se muestra en la figura 2.1. El oleoducto tiene un diámetro de 406,4 mm (16 in)
desde el SPF hasta el pozo 27, en este punto existe un cambio en la dirección del
oleoducto. La tubería con 406,4 mm de diámetro sigue hasta Lago Agrio (SOTE,
sistema de oleoductos transecuatoriano) y desde el pozo 27 hasta el OCP la
tubería tiene un diámetro de 609,6 mm (24 in). El cambio de dirección fue
realizado para que el crudo pueda ser entregado al OCP. El recorrido se divide
inicialmente en dos sectores:
El primero es el bloque 16 o Intra bloque 16 (ubicado en la provincia de
Orellana). Una parte de este sector está dentro del Parque Nacional Yasuní (PNY)
donde además habita las comunidades Huaorani y Kichwa. En este sector existen
dos facilidades de Producción: SPF y NPF a los que ingresa el crudo con 99% de
agua. Al SPF ingresa la producción de los campos Ginta, Iro, Daimi y Amo. Al
NPF ingresa la producción proveniente de los campos Bogi, Capirón y Tivacuno.
El recorrido SPF - NPF cruza cerca del campamento del SPF, los pozos
inyectores de agua (WIP), los campos de producción AMO A, AMO B, AMO C y el
campamento AMO 1, el pozo exploratorio CAPIRON 1 y el campo de producción
CAPRION A, hasta llegar a las facilidades de producción al NPF.
60
Figura 2.1. Recorrido del Oleoducto Principal de Repsol – YPF desde el SPF hasta el OCP
61
En este recorrido el oleoducto pasa cerca del el río Dícaro, y atraviesa
innumerables ríos entre los que se destacan el río Yasuní y el río Tivacuno. El
oleoducto sale desde el NPF hacia Pompeya, en este recorrido el oleoducto
atraviesa el río Bogi 1, el río Tiputini y las poblaciones de Guillero, Andayacu, y
Shipaty.
El segundo sector corresponde a la zona fuera del bloque 16 o Extra bloque 16
(Provincia de Orellana y Sucumbios). El oleoducto sale de Pompeya, cruza cerca
de la reserva biológica Limoncocha (RBL) y llega a la estación de bombeo
ubicada en Shushufindi, desde donde se bombea el crudo hacia el Pozo 27
ubicado en Lago Agrio para finalmente se entregado en el OCP. El tramo POZO
27 - SOTE no es utilizado en el transporte de crudo diario pero continúa en
funcionamiento. El recorrido fuera del Bloque 16 parte de Pompeya Sur, el
oleoducto cruza el Rio Napo hasta Pompeya Norte. El recorrido continúa junto a la
Reserva Biológica, la Laguna y la población de Limoncocha. Luego atraviesa la
población de Jivino, los ríos Itaya, la Victoria, Blanco Chico, Blanco Grande, y la
población de Shushufindi hasta llegar a la estación de bombeo ubicada en esta
ciudad. Luego de la estación de bombeo de Shushufindi el recorrido continua
hacia el Pozo 27 ubicado en Lago Agrio (el oleoducto atraviesa la ciudad de Lago
Agrio), en este recorrido el oleoducto cruza los ríos Eno y Aguarico y las
poblaciones de Dureno, hasta llegar al Pozo 27. Finalmente el oleoducto cambia
de diámetro en el Pozo 27 hasta llegar al OCP.
2.2. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO
Repsol – YPF consideró que la información sobre la caracterización del crudo sea
recolectada diariamente de los reportes que se entregan tanto en campo (en los
laboratorios SPF, NPF, SHUSHUFINDI, OCP), como a la ciudad de Quito debido
a que los parámetros que permiten la caracterización no varían
considerablemente de un día a otro. El ANEXO I muestra un ejemplo de reporte
de laboratorio diario recolectado, revisado e integrado.
62
Se recolectó e integró dicha información en la categoría operación,
mantenimiento, inspección y reparación del oleoducto como se muestra más
adelante. Se tomó en cuenta los siguientes parámetros: Temperatura observada,
°API observado, API 60/60 °F, BS&W (basic sediments and water), Contenido de
azufre (% en peso), Viscosidad cinemática a 80 °F, Punto Flash (°C), Temperatura
de Ebullición (°C)
2.3. INSPECCIÓN DEL DERECHO DE VÍA
• Se realizó una inspección visual de todas las novedades en el derecho de vía
del oleoducto en los segmentos POMPEYA- SHUSHUFINDI, SHUSHUFINDI -
RIO AGUARICO, en la que se registraron anomalías que podrían afectar al
oleoducto como: asentamientos, saturaciones, objetos extraños sobre el
derecho de vía (invasiones), casas al borde y sobre el derecho de vía,
alcantarillado, cruces de vía, cruces con tuberías, caminos de tráfico pesado,
caminos vecinales sobre el derecho de vía, etc.
• En la inspección se realizó un registro fotográfico de todas las anomalías
encontradas.
• En los puntos donde se detectaron anomalías, se ubicaron los mismos
mediante coordenadas satelitales, con un GPS Trimble Geo XH 2005 Series
Pocket PC. Se registraron las coordenadas en unidades PSAD 56 (Norte y
Este). Además se registraron las coordenadas de los letreros y postes de
protección catódica los cuales dan la referencia más exacta de la ruta que
sigue el oleoducto como se muestra en la figura 2.2. Esta información se
encuentra recopilada en el ANEXO II
• La información recolectada fue integrada en la categoría derecho de vía del
oleoducto.
63
Figura 2.2. Equipo GPS e inspección del DDV
2.4. VERIFICACIÓN EN CAMPO
• Los parámetros de operación (temperatura de operación, presión de
operación, presión de cierre de válvulas, presión de bombeo, capacidad de
almacenamiento, rata de flujo y máxima presión de operación MAOP.) fueron
recolectados en las pantallas SCADA de los cuartos de control en: SPF, NPF y
SHUSHUFINDI. Estos valores no varían significativamente por lo que se tomo
medidas representativas.
• Se integraron los valores verificados en la categoría operación, mantenimiento,
inspección, y operación, para cada segmento del oleoducto.
2.5. REVISIÓN, RECOLECCIÓN E INTEGRACIÓN DE LA
INFORMACIÓN
2.5.1. SEGMENTACIÓN DEL OLEODUCTO
• La longitud del oleoducto establecida con la información de los planos fue de
211 km, razón por la cual se dividió el oleoducto en segmentos según la
ubicación de los lanzadores y recibidores a lo largo del recorrido. Se estableció
a los lanzadores y recibidores como el inicio y el final de cada segmento. Estos
64
segmentos, a su vez, fueron divididos en subsegmentos en función de la
ubicación de las válvulas (ESDV y check).
• Se estableció la longitud de cada segmento y subsegmento con ayuda de los
planos y la base de datos ILI
2.5.2. UBICACIÓN DE VÁLVULAS, LANZADORES Y RECIBIDO RES
Se estudiaron los planos de construcción y se ubicaron las válvulas encontradas
en la distancia en metros. Para corroborar esta información se tomó la base de
datos del estudio ILI, (estudio de detección de defectos de pérdida de espesor). El
estudio proporciona la distancia absoluta ILI (en metros) medida desde cada
lanzador desde el SPF hasta el OCP (por segmentos). La figura 2.3 muestra un
ejemplo de la base de datos ILI y la figura 2.4 muestra un ejemplo de un plano
para la ubicación de los lanzadores, válvulas y recibidores. En los planos
constructivos se ubicaron además: ríos, riachuelos, pantanos, poblaciones, puntos
con recubrimiento de concreto, puntos con tubería de protección adicional, tipo de
recubrimiento, material, diámetro, espesor del oleoducto, cruces de vía y el perfil
topográfico.
2.5.3.UBICACIÓN DE POSTES DE PROTECCIÓN CATÓDICA
La identificación y ubicación de la distancia en metros a la que se encuentran los
postes de protección catódica en cada segmento, a lo largo del oleoducto, se
realizó en función de las bases de datos de los estudios DCVG e ILI. Para la
ubicación de los postes se siguió la siguiente metodología:
• Los postes de protección catódica fueron identificados y ubicados en las bases
de datos del estudio DCVG (una por segmento). El Estudio DCVG (estudiado
más adelante) ubica defectos en el recubrimiento y los postes de protección
catódica mediante coordenadas geográficas PSAD 56. Se ordenó la base de
65
datos desde el SPF hasta el OCP por segmentos. Se estableció como punto
inicial (0 m) al primer dato de cada base de datos. La tabla 2.1 muestra un
ejemplo de la base de datos DCVG.
• Para determinar su ubicación en distancia absoluta medida desde el inicio de
cada segmento se utilizó la ecuación 2.1, la cual permite obtener una distancia
relativa (en metros) entre dos puntos a partir de sus coordenadas geográficas.
• Una vez obtenida la distancia relativa entre cada punto se realizó una suma
acumulativa para obtener la distancia absoluta DCVG (para cada segmento).
Figura 2.3. Ejemplo de la base de datos ILI 2006 (Repsol - YPF, 2010)
Ubicación de Defectos(Internos y
externos)VálvulasCambios de Espesor
Espesor de la Pared (in, mm)
Distancia desde el Lanzador (m) Longitud, del defecto, porcentajede pérdida de espesor
Comentarios
67
66
Figura 2.4. Plano de construcción del oleoducto (Repsol - YPF, 2010)
PERFIL TOPOGRÁFICO
DISTANCIA EN METROS
OLEODUCTO
LANZADORES Y RECIBIDORES
SPF
Postes de Protección Catódica
Ríos, riachuelos, pantanos
Cruces de Vía
Materiales
Variante
Altura
CARRETERA PRINCIPAL
67
Tabla 2.1. Ejemplo de la base de datos DCVG 2004
Fature Name PSAD 56 Ecuador DCVG Results
Northing Easthing %IR Status Comments Pig Trap 9 924 172,13 340 843,74
NPF Station St 0+000
DCVG Defect 9 924 173,97 340 842,00 21,41 C/C D 001 DCVG Defect 9 924 173,28 340 843,84 7,18 C/A D 002 Asphalt Road 9 924 182,62 340 854,03
in the plant
Bend In Pipe 9 924 204,07 340 858,92
Point_generic 9 924 287,88 340 848,44
80 mt from ground bed
Test Station 9 924 288,14 340 848,67
Km 77 + 000 St 2 + 78
Test Station 9 924 288,28 340 849,21
Km 77 + 000 St 2+78 (Repsol - YPF, 2010)
| 1 ! 2|2 # | 1 ! 2|2$5 [2.1]
Donde:
dr: Distancia relativa (m)
CoordNi: Coordenada Norte en un punto
CoordEi: Coordenada Este en un punto
La distancia absoluta ILI es más exacta por las características propias de este
estudio por lo que se comparó la distancia DCVG e ILI y se obtuvo un error total,
el mismo que se repartió a lo largo de cada segmento. El proceso se repitió en
cada segmento, para cada punto del estudio DCVG y así se ubicó los postes de
prueba en distancia medida en metros desde el cero de cada segmento. El
ejemplo de cálculo se muestra en el ANEXO III.
2.5.4. DISEÑO, MATERIALES Y CONSTRUCCIÓN
La información integrada sobre diseño, materiales y construcción fue: material de
construcción y grado de la tubería, fecha de construcción/edad de la tubería,
diámetro de la tubería, espesor de la pared de la tubería, tipo de tubería, tipo de
recubrimiento, ubicación de los cruces de vía, recubrimiento de concreto,
ubicación de los puntos con tubería de protección, tipo de protección catódica, tipo
de suelo (estudio de pH y resistividad), presión de diseño y factores de seguridad
68
(información calculada y recolectada en cada estudio). Esta información fue
integrada en hojas electrónicas y se generó gráficos de integración.
2.5.4.1. Presión de diseño y factores de seguridad
La presión de diseño del oleoducto se calculó con la ecuación 2.2 para tuberías
bajo presión interna, tomada de la norma ASME B31.4. Sistemas de tuberías
para el transporte de hidrocarburos y otros líquido s. La presión de diseño se
calculó para cada tipo de material del oleoducto. El cálculo realizado se muestra
en el ANEXO II.
2 &' [2.2]
Donde:
Pi: Presión interna de diseño en MPa (psi)
t: espesor nominal de la pared del oleoducto en mm (in)
S: Tensión permisible en MPa (psi). Se calculó con la ecuación 2.3
D: Diámetro externo en mm (in)
& 0,72 &+,& [2.3]
Donde:
0,72: Factor de diseño basado en el espesor de la pared
E: Factor de soldadura, 1 para tuberías sin costuras.
SMYS: Resistencia mínima a la cedencia especificada en MPa (psi)
2.5.4.2. Estudio de Resistividad y pH del suelo
• El estudio de resistividad (técnica de Wenner) y pH del suelo realizado en el
oleoducto fue revisado integrado y analizado. La tabla 2.2 muestra el ejemplo
de la base de datos del estudio de resistividad y pH.
69
• La base de datos contiene medidas de voltaje, resistencia, resistividad y pH
del suelo cada 2 m. La integración gráfica de la información se realizó según
los criterios de el manual NACE PCIM y la norma NACE SP0502
Metodología de evaluación directa para corrosión ex terna en tuberías
para la categorización del suelo por su resistividad y pH.
Tabla 2.2. Ejemplo de la base de datos resistividad y pH 2005
Item Identificación Espacio entre
pines (m)
R (ohm)
ρ (ohm - cm) Potencial
(mV) pH Notas
1 0 + 000 2 22 27 646,02 338 4,34 Orilla rio napo
2 0 + 500 2 36 45 238,93 345 4,47 Poste de prueba
32+700
3 1 + 000 2 25 31 415,93 340 4,38
4 1 + 500 2 18 22 619,47 364 4,82
5 2 + 000 2 24 30 159,29 345 4,47 Frente a una casa
6 2 + 500 2 32 40 212,39 360 4,74 Poste de prueba
30+700 (Repsol - YPF, 2010)
2.5.5. DERECHO DE VÍA
La información integrada sobre derecho de vía fue: ancho del derecho de vía,
profundidad de enterramiento, condición del derecho de vía, frecuencia de
patrullaje, coordenadas de la ruta de la tubería, cruces de tuberías y utilidades,
reparto del corredor del derecho de vía, y la topografía del terreno. La inspección
del derecho de vía mostrada en el ANEXO II fue la fuente de información.
2.5.6. ÁREAS SENSIBLES O COMPONENTES PARA HCA
La información integrada sobre áreas sensibles fue: ubicación de ríos, riachuelos
y pantanos, áreas sensibles, poblaciones (en general y población étnica protegida
huaorani, y kichwa), y ubicación de variantes. Esta información es de vital
70
importancia para la determinación de las áreas de alta consecuencia (HCA). Y
serán conocidos como componentes para la determinación de HCA. Esta
información fue integrada en gráficos por segmento.
2.5.7. OPERACIÓN, MANTENIMIENTO, INSPECCIÓN Y REPARACIÓN
• La información integrada sobre operación, mantenimiento, inspección y reparación
fue: resultados de la inspección en línea, resultados de evaluaciones de
anomalías en línea, temperatura de operación, temperatura ambiente, presión de
operación, máxima presión de operación permisible (MAOP), ubicación de las
estaciones de bombeo y presión de bombeo, condiciones y datos atmosféricos,
caracterización del contenido de la tubería, inspección de la protección catódica
(niveles de protección/ voltaje), inspección y condición del recubrimiento
(ubicación y caracterización de defectos en el recubrimiento), mantenimiento de la
tubería (programa de mantenimiento), reparaciones y procedimientos de
operación. Esta información fue integrada en gráficos por segmento.
• Esta información fue integrada en hojas electrónicas y se generaron gráficos de
integración
2.5.7.1. Inspección en línea
La base de datos ILI muestra la ubicación (distancia en metros desde el lanzador
de cada segmento), la pérdida de espesor (en porcentaje del espesor nominal del
oleoducto), y la longitud de los defectos de pérdida de espesor (externos e
internos). El espesor remanente del oleoducto fue calculado en base al porcentaje
de pérdida de espesor de la pared de cada defecto con la ecuación 2.4.
! %. .100 [2.4]
Donde
71
t: Espesor nominal de la pared en mm (in)
tr: Espesor remanente de la pared en mm (in)
2.5.7.2. Inspección de la protección catódica
Las bases de datos de los estudios CIPS y poste a poste en el presente trabajo
corresponden a las medidas de los potenciales ON/OFF en cada poste de
protección (cada 2 km) y paso a paso. Toda la información fue graficada para que
pueda ser condensada y evaluada. La tabla 2.3 muestra un ejemplo de las bases
de datos de los estudios Poste a Poste y la figura 2.5 muestra un ejemplo de las
bases de datos del estudio CIPS. La metodología utilizada para la integración de
los dos estudios fue la siguiente:
• Los datos de los potenciales ON/OFF fueron ordenados en una hoja
electrónica.
• Los potenciales OFF fueron graficados en función de la distancia y se
consideraron como referencia los postes de protección catódica.
• El criterio tomado para la integración de los dos estudios fue el nivel adecuado
de protección según la norma NACE SP0169 Control de la corrosión
externa en tuberías enterradas o sumergidas , y en consideración a la
temperatura de operación.
Tabla 2.3. Ejemplo de las bases de datos de los estudios Poste a Poste
Segmento Identificación Potenciales ON (V) Potenciales OFF (v) Distancia (m)
SPF - NPF
13 + 060 -1,547 -0,949 349,8
11 + 170 -1,413 -0,957 2 286,30
9 + 000 -1,356 -0,948 4 513,10
7 + 000 -1,325 -0,945 6 365,70
5 + 000 -1,296 -0,945 8 330,70
Repsol - YPF, 2010
72
Figura 2.5. Ejemplo de las bases de datos del estudio CIPS (Repsol - YPF, 2010)
2.5.7.3. Inspección del Recubrimiento
La integración de la información del estudio DCVG para la inspección del
recubrimiento fue llevada a cabo con la siguiente metodología:
• La base de datos del estudio DCVG contiene la ubicación de los defectos en
coordenadas UTM Psad 56 Ecuador. Las mismas que fueron transformadas a
distancia absoluta en metros, por segmentos tal como en la ubicación de los
postes de protección catódica. De la misma manera se obtuvo la ubicación
(distancia en metros) por segmentos de cada defecto. La base de datos
contiene la clasificación de los defectos por el porcentaje %IR y la
clasificación C/C. C/A. A/A. El ejemplo de cálculo se muestra en el ANEXO III.
• Los defectos ubicados en distancia fueron integrados un grafico por segmento.
La tabla 2.1 muestra un ejemplo de la base de datos del estudio DCVG. El
criterio tomado para la integración del estudio fue la clasificación de los
defectos dada por la norma NACE SP0 502 Metodología de evaluación
directa para corrosión externa en tuberías.
73
La base de datos del estudio PCM muestra la ubicación de los defectos (distancia
en metros) respecto al punto de partida. Indica además las medidas de corriente
realizadas en dbmA. La tabla 2.4 muestra un ejemplo de la base de datos del
estudio PCM. La integración de la información del estudio PCM fue llevada a cabo
con la siguiente metodología:
• La base de datos fue ordenada y se creó una nueva base de datos con la
ubicación de los defectos en distancia en metros. Se utilizaron como
referencias los postes de protección catódica.
• Se generó un grafico de integración por segmentos.
Tabla 2.4. Ejemplo de las bases de datos del estudio PCM
Distancia (m) 4Hz
(dbmA) Defecto Nímero
Notas
3 200,36 59,11 D01 - SSFD ANTES QUE TUBERIA GIRE
3 402,66 59,36 D02 - SSFD A 150m de giro de la tubería
3 419,19 59,35 D03 - SSFD A 6m DESPUES DE ESTACA DE REFERENCIA 8
3 748,51 58,98 D04 - SSFD
3 888,28 59,05 D05 - SSFD FRENTE A PLANTACION DE CACAO
3 927,96 58,30 D06 - SSFD A 28m DESPUES DE PLANTACION DE CACAO
4 438,97 58,88 D07 - SSFD 50m ANTES DE VALVULAS DE JIVINO C
4 470,34 58,67 D08 -SSFD CERCA DE JIVINO C
(Repsol - YPF, 2010)
2.6. DETERMINACIÓN DE LAS ÁREAS DE ALTA
CONSECUENCIA
Los siguientes componentes considerados para la determinación de un área de
alta consecuencia (HCA) se ubicaron, ordenaron e integraron por segmento como
se muestra en el ANEXO IV:
74
• Áreas sensibles: Ecosistemas altamente susceptibles en caso de derrame del
contenido. Se realizó consideraciones especiales si las áreas sensibles
tomadas en cuenta se encuentran dentro de: Áreas protegidas ( Parque
Nacional Yasuní y la Reserva Natural Limoncocha) y Zonas Intangibles
(Parque Nacional Yasuní).
• Áreas pobladas: En el sector fuera del Bloque 16 se consideraron las
poblaciones, de Lago Agrio, Shushufindi, Aguarico, Dureno, La Victoria, Jivino,
la Primavera, los asentamientos encontrados y algunas vivienda aisladas.
Dentro del Bloque 16 se realizó una consideración especial respecto a la
población nativa Huaroani y Kichwa.
• Vías navegables: se consideraron todos los ríos que bañan la zona de
influencia por su importancia navegable y comercial
• Variantes : separación superior a 12 m de la carretera principal cercana al
oleoducto (SP-NPF - POMPEYA Sur, Pompeya Norte – Limoncocha –
Shushufindi – Río Aguarico – Dureno – Lago Agrio).
2.6.1. DETERMINACIÓN DEL CORREDOR DE SEGURIDAD
El corredor de seguridad es el área a los lados del eje central del oleoducto que
representa el área de derrame (piscina) del fluido contenido en condiciones
ideales como se observa en la figura 2.6. Las condiciones ideales tomadas en
cuenta fueron:
• Se asumió que la forma del derrame es circular (como lo recomienda la norma
ASME B31.8S Sistema de integridad para tuberías que transportan gas ).
• No se consideraron los índices de absorción del fluido en el suelo, ni los
índices de evaporación del fluido, así como el camino aleatorio que podría
sufrir un derrame de fluido causado por el perfil topográfico del terreno.
75
• Para determinar el corredor de seguridad, se calculó el radio de la piscina de
derrame, de acuerdo a la ecuación 2.5 tomada de la norma ASME B31.8S.
• Finalmente para realizar el cálculo del volumen transportado, se asumió que el
oleoducto es un cilindro completamente empaquetado y que todo el contenido
se fuga. El ejemplo de cálculo se muestra en el ANEXO III.
Figura 2.6. Corredor de seguridad (Repsol - YPF, 2010)
Donde:
r: Radio de Fuga en m (in)
V: Volumen transportado en m3 (in3)
pp: Profundidad de la piscina en m (in). El factor (pp) utilizado para el cálculo
fue 0,1 m (0,033 ft), profundidad mínima de piscinas de fluidos peligrosos.
2.6.2. EVALUACIÓN DE LOS COMPONENTES
La evaluación de los componentes es la intersección de los mismos según la
teoría de los conjuntos. Se determinó el grado de afectación que tiene un
componente sobre otro mediante la ecuación 2.6. La figura 2.7 representa la
relación de dependencia de los componentes tomados en cuenta para la
determinación de las HCA. La escala para la valoración utilizada (entregada por
Repsol- YPF) se muestra en la tabla 2.5. En ella el número mayor indica mayor
/ ..0
[2.5]
76
afectación sobre el componente. Los valores de la tabla 2.5 fueron aplicados en la
ecuación 2.6.
Tabla 2.5. Componentes y escala de valoración de las HCA
Componente Escala Valor *1
Áreas pobladas*2
Área urbanizada con más de 1000 habitantes 4
Concentración de población entre 500 y 1000 habitantes 3
Concentración de población entre 100 y 500 habitantes 2
Concentración de población < 100 habitantes 1
Vías Navegables
Río Napo / Río Aguarico 5
Río principal con navegación (Tiputini, Jivino y Yasuní) 4
Río de importancia para las comunidades indígenas 3
Río navegable o Afluente de Rio Principal 2
Riachuelo 1
Áreas sensibles*3
Fuente de suministro de agua 1
Presencia de fuentes de agua potable junto a Relictos Boscosos (Bosques endémicos con ausencia de cultivos) 2
Reserva ecológica – flora y fauna 3
Zonas inundables 3
* 1 Cada valor aumentará en 0,5, si el componente se encuentra en una variante.
*2 El valor aumentará en una unidad, si se encuentra en un área de un asentamiento de cualquier comunidad indígena
*3 El valor aumentará en una unidad, si se encuentra en un área intangible o protegida.
Repsol – YPF, 2010
1 234 563 7 8 7 9:;<=>?@?=
: A +;>BCD
9
[2.6]
Donde:
ncomp: Número de componentes a evaluar.
nescalas: Número de escalas del componente i.
Eij: Valor asociado a la escala j del componente i
Pc: Peso del componente
Mi: Valor máximo del componente: 4 (población), 5 (vías navegables), 3
(área sensible).
77
Figura 2.7. Evaluación de los componentes para la determinación de las HCAs
2.6.2.1. Peso de los componentes
Para aplicar adecuadamente la formula se asignó un peso a cada uno de los
componentes (entregado por Repsol - YPF) según su importancia y el grado de
afectación a cada punto de estudio a lo largo de la longitud del oleoducto desde
el SPF hasta el OCP. Este peso está dado en la tabla 2.6.
Tabla 2.6. Peso de cada componente y características tomadas en cuenta
COMPONENTE PESO CARACTERÍSTICAS CONSIDERADAS
Componente áreas pobladas
140 Se destacan las zonas más pobladas que se encuentran fuera del bloque 16. Además se considera el valor indiscutible de la vida humana y se refleja la
especial importancia de los habitantes de la comunidad Huaorani. Componente áreas
sensibles 80
Se consideran las reservas de flora, fauna y las reservas naturales.
Componente vías navegables
80
Relación con las poblaciones y las áreas sensibles por la mutua afectación. Se considera a los ríos fundamentales para la comunicación y el desplazamiento de las poblaciones de las comunidades indígenas. Dentro del Bloque 16 y la
reserva Limoncocha, ya que estos ríos pueden ser de vital importancia. TOTAL 300
Repsol – YPF, 2010
2.6.2.2. Valor resultante y clasificación de las HCA
El valor resultante de cada componente determina el grado de aportación de éste
en el valor final llamado Puntaje de HCA . Este valor final permitió la clasificación
de las HCAs tal como se muestra en la tabla 2.7. Mientras mayor es este valor,
mayor es la prioridad que debe tener la HCA.
Vías Navegables Poblaciones
Áreas Sensibles %
78
Tabla 2.7. Clasificación de las HCA según el valor de criticidad
Σ Puntaje HCA Criterio Criticidad
> 150 Criticidad Alta
80 - 150 Criticidad Media Alta
20 - 80 Criticidad Media
10 - 20 Criticidad Media Baja
0 - 10 Criticidad Baja
Repsol – YPF, 2010
2.7. EVALUACIÓN DE RIESGOS
La evaluación se realizó por sub segmentos. La primera parte de la evaluación de
riesgos corresponde al cálculo de la probabilidad de falla del oleoducto:
• La probabilidad de falla se obtuvo a partir de 4 índices: daños por terceros,
corrosión, diseño y operaciones incorrectas con los que se evaluó y calificó
la información integrada. La suma de estos índices se conocerá de aquí en
adelante como INDEX SUM.
• El enfoque seleccionado para la calificación fue: El incremento de puntos
corresponde a incremento de la seguridad es decir 0 puntos es la
condición más riesgosa y el valor máximo de cada va riable es la
condición más segura. El peso de cada índice utilizado fue de 100 puntos
(100%). El peso de cada variable dentro de cada índice se especifica a medida
que se estudien los 4 índices o mecanismos de falla (dado por el manual de
Muhlbahuer para el manejo del riesgo en tuberías y ajustados a la realidad del
oleoducto de Repsol – YPF).
• Las variables de cada índice se calificaron mediante el desarrollo de escalas
que permitieron evaluar la información integrada del oleoducto de Repsol –
YPF por segmentos en matrices electrónicas de calificación. Las escalas de
calificación se muestran en el ANEXO V.
79
La segunda parte en la evaluación de riesgos es las consecuencias potenciales
de la falla del oleoducto, o FACTOR DE IMPACTO DE FUGA. Este incluye los
peligros asociados con un derrame del crudo transportado por el oleoducto. El
modelo que se utilizó combina el INDEX SUM con el FACTOR DE IMPACTO DE
FUGA como se muestra en la figura 2.8 y mediante la ecuación 2.7.
• El enfoque seleccionado para la calificación fue: El incremento de puntos
corresponde a incremento en la consecuencia es deci r 0 es la condición
más segura y el valor máximo de cada variable será la condición más
crítica.
• Las consecuencias se calificaron mediante el desarrollo de escalas que
permitieron cuantificarlas, como se muestra en el ANEXO V.
PUNTAJE DE RIESGO RELATIVO INDEX SUMFACTOR DE IMPACTO DE FUGA [2.7]
Figura 2.8. Diagrama de la puntuación de riesgo relativo por índices
80
2.7.1. CÁLCULO DE LA PROBABILIDAD DE FALLA -INDEX SUM
2.7.1.1. Índice de daños por terceros (0 – 100 puntos)
Los daños por terceros se definieron como cualquier daño accidental en el
oleoducto como resultado de las actividades no asociadas a este. El índice de
daños por terceros se dividió en 8 variables:
a. Mínima profundidad de cubierta (0 – 20 puntos)
Es la cantidad de tierra o una cubierta equivalente sobre el oleoducto y se calificó
de la siguiente manera
• La ecuación 2.8 fue utilizada para calcular el puntaje que representa la
profundidad de cubierta. La protección de concreto o tubería fue puntuada con
la ecuación 2.9.
• Se obtuvo los puntos por mínima profundidad de cubierta ecuación 2.10 y así
se definió los 20 puntos por mínima profundidad de cubierta.
XáZX 20 . 3 [2.8] 2 # 4 [2.9] . XX . . . . # . . X # . .
[2.10]
. XX . 3 # 2 # 43 # 2 # 45
81
b. Nivel de Actividad (0 - 20 puntos)
Representa la actividad de terceros sobre el derecho de vía. Su valoración fue
inversa, es decir mayor cantidad de puntos representan menor actividad sobre el
DDV
• Los factores considerados fueron: población, cruces de vía, cruces de tubería,
y derecho de vía compartid. La condición más segura determinada fue que
ninguno de los factores se presente
• Los cuatro factores tuvieron igual grado de influencia sobre al nivel de
actividad, se asignó un puntaje máximo igual para cada factor de 5 puntos.
Estos 5 puntos se calificaron de diferente manera como se muestra en la
escala de la tabla A5.1 del ANEXO V.
c. Facilidades en superficie (0 – 10 puntos)
Esta variable es la medida de la susceptibilidad de las facilidades en superficie a
daños por terceros (colisiones con vehículos, vandalismo y robo).
• La máxima puntuación se asignó a los segmentos donde no existían
facilidades en superficie.
• En segmentos donde existían facilidades en la superficie los puntos fueron
asignados a las condiciones presentes. Las facilidades evaluadas fueron:
válvulas ESDV, válvulas check y postes de protección catódica.
• Se consideró el concepto de variante como “tipo de protección”. Se asignaron
puntos de seguridad si las facilidades se encuentran en una variante. La
escala de puntuación que se desarrolló se muestra en la tabla A5.2 del
ANEXO V.
82
d. Localización de la Línea (0 – 15 puntos)
La evaluación de esta variable consideró los siguientes factores, puntuados por su
influencia en el índice: planos del oleoducto, sistemas GPS (sistemas de
posicionamiento global) y postes de protección catódica. La escala de calificación
desarrollada se muestra en la tabla A5.3 del ANEXO V.
e. Programas de Educación pública (0 – 15 puntos)
La mayoría de daños por terceros son causados por ignorancia o
desconocimientos de la presencia del oleoducto enterrado y son no intencionales.
Los puntos se asignaron de acuerdo con la escala de la tabla A5.4 del ANEXO V.
f. Condición del Derecho de vía (0 – 5 puntos)
• Los factores tomados en cuenta fueron: señalización, mantenimiento/limpieza,
condición general del derecho de vía.
• A cada factor se le asignó un peso de acuerdo en su importancia: 30%
señalización, 30% limpieza y 40% condición general del derecho de vía. Los
factores fueron analizados y se asignó una puntuación de 0 – 5 para cada
factor y la calificación se realizó con la tabla A5.5 del ANEXO V.
• La puntuación dada a la condición del derecho de vía se calculó con la
ecuación 2.11.
ó . ó '' 0,3 ñ _ ó 0 ! 5. # 0,3 X X 0 ! 5. # 0,4 '' 0 ! 5.
[2.11]
83
g. Frecuencia del patrullaje del derecho de vía (0 – 15 puntos)
El patrullaje del derecho de vía de una tubería es un método probado para
disminuir la probabilidad de daños por terceros. La escala que se utilizó para
calificar la frecuencia de patrullaje se muestra en la tabla A5.6 del ANEXO V.
2.7.1.2. Índice de corrosión (0 – 100 puntos)
El índice de corrosión se dividió en tres variables: corrosión atmosférica, corrosión
interna y corrosión bajo superficie. Cada una de estas variables se subdividió a su
vez en diferentes condiciones que combinadas permitieron obtener el valor del
índice.
a. Corrosión Atmosférica (0 – 10 puntos)
La evaluación de esta variable se realizó en los puntos del oleoducto en los que
este no está enterrado, es decir en los que se tiene tubería aérea : válvulas
ESDV, check, lanzadores y recibidores. En la figura 2.9 se muestra una fotografía
en la que se observa como el oleoducto sale al llegar a un recibidor. La
evaluación de la corrosión atmosférica fue realizada en función de tres
condiciones: exposición atmosférica, medio ambiente y recubrimiento
• Exposición Atmosférica (0 – 5 puntos): la escala de puntaje que se aplicó
fue una escala sencilla del 0 al 5. El valor de 5 lo adoptaron los puntos
llamados sin exposición a la atmósfera. Los puntos con exposición a la
atmósfera se evaluaron en consideración a las características atmosféricas
existentes con la tabla A5.7 del ANEXO V. El modelo aplicado en estos puntos
fue el de “Peor escenario”, es decir el puntaje asignado fue el más crítico en
caso de existir dos condiciones de la tabla 7 para un mismo segmento.
84
• Medio Ambiente (0 – 2 puntos): se evaluó las características del medio
ambiente del recorrido en función de su influencia en un proceso corrosivo con
la tabla A5.8 del ANEXO V.
Figura 2.9. Oleoducto hacia un recibidor (tubería aérea) (Repsol - YPF, 2010)
• Recubrimiento atmosférico (0 – 3 puntos): fue evaluado como variable que
representa la medida de protección en contra de un medio ambiente agresivo.
La efectividad del recubrimiento fue calificada en función de cuatro factores:
calidad del recubrimiento, aplicación del recubrimiento, condición del
recubrimiento y reparación de los defectos. Los cuatro factores fueron
evaluados mediante los lineamientos de la tabla A5.9 del ANEXO V.
b. Corrosión interna (0 – 20 puntos)
La evaluación de la corrosión interna se realizó en función de dos condiciones:
corrosividad del producto y medidas de prevención.
• Corrosividad del Producto (0 – 10 puntos): se evaluó la relativa agresividad
del producto en función de dos factores: características del contenido del
oleoducto y posibles variaciones en el contenido del oleoducto. El peso
asignado a cada uno de estos factores fue: 3 puntos a las características del
contenido del oleoducto y 7 puntos a las posibles variaciones. La tabla A5.10
del ANEXO V muestra la escala de puntaje de cada uno de los factores.
INTERFAZ TIERRA /AIRE
85
• Medidas de Prevención (0 – 10 puntos): las medidas de prevención
tomadas en cuenta para la evaluación fueron: Envío de PIG de limpieza, envío
de biocida, y análisis diarios del contenido de BS&W en el crudo. A cada una
de estas condiciones se le asignó un puntaje de 5 puntos posibles.
c. Corrosión externa (0 – 70 puntos)
Esta variable fue evaluada por tres factores:
• Ambiente bajo superficie (0 – 20 puntos): esta variable fue subdividida en
dos condiciones: corrosividad del suelo y corrosión mecánica /SCC
La corrosividad del suelo (0 – 15 puntos) fue evaluada en consideración a la
resistividad y pH del mismo. La puntuación de corrosividad del suelo se obtuvo
con la ecuación 2.12.
` . ó . a # . . .5
[2.12.]
Se asignaron 7,5 puntos a la variable resistividad del suelo y 7,5 puntos a la
variable pH del suelo. La tabla A5.11 del ANEXO V muestra como se asignó
estos puntos a las condiciones reales del oleoducto de Repsol - YPF.
Los efectos mecánicos de la corrosión / SCC (0 – 5 pun tos) se evaluaron en
función de datos históricos de las tres condiciones que promueven un proceso
SCC (micro estructura sensible, un medio ambiente apropiado, y un esfuerzo de
tensión). Se le asignó un puntaje máximo de 5 puntos de 20 puntos posibles, los
cuales fueron evaluados y calificados con las condiciones que se muestra en la
tabla A5.12 del ANEXO V.
86
• Protección Catódica (0 – 25 puntos): esta variable se evalúo en función de
dos factores: la efectividad de la protección catódica y las posibles
interferencias
La efectividad de la protección catódica (0 – 15 punto s) se evalúo en función
de la información brindada por los estudios poste a poste y CIPS El peso que se
asignó a cada uno de estos estudios se muestra en la tabla A5.13 del ANEXO V.
Y se asignó una puntuación a las condiciones que el oleoducto presenta, para ello
se utilizó la ecuación 2.13. Es decir los estudios tienen una puntuación máxima, si
el voltaje de la protección está sobre el criterio utilizado se asignan los puntos, de
lo contrario se asignan 0 puntos.
. a 6 . XáZX15. %. [2.13]
Las posibles interferencias (0 – 10 puntos) al sistema de protección catódica
fueron evaluadas fueron evaluadas en función de los estudios CIPS y poste a
poste. La presencia de AC (corriente alterna) debida a cables de alta tensión
fue puntuada sobre 2 puntos del total de puntos por posibles interferencias. EL
bloqueo de la corriente de protección catódica causada por efectos mecánicos
(rocas, tuberías, recubrimiento de cemento etc.) conocida como efecto escudo
fue puntuada sobre 1 punto. La tabla A5.14 del ANEXO V muestra la escala para
asignación de puntos. Finalmente la presencia de DC (corriente continua) fue
evaluada en consideración a la presencia de tuberías foráneas en el derecho de
vía del oleoducto. Se le asignó un peso de 7 puntos a esta variable y fue puntuado
bajo el criterio de peor escenario (0 puntos presencia de tuberías, 7 puntos
derecho de vía sin tuberías foráneas).
• Recubrimiento (0 – 25 puntos): La evaluación de la variable fue realizada en
función de 2 condiciones, a los cuales se les asignó el mismo peso.
La primera fue la aptitud del recubrimiento (0 – 12,5 puntos), evaluada en
función de la calidad y la aplicación del recubrimiento. Y la segunda, la condición
del recubrimiento (0 – 12,5 puntos) , fue evaluada en función de la inspección y
87
la reparación de los defectos detectados en el recubrimiento. Los cuatro factores
fueron evaluados mediante los lineamientos que se muestran en la tabla A5.15 del
ANEXO V, que permitió calificar a cada factor sobre 5 puntos, es decir cada
condición pudo ser puntuada sobre 10 puntos. Entonces para que la variable
pueda ser evaluada correctamente sobre 25 puntos, se utilizó la ecuación 2.14:
. X 0 ! 25. 1,25 . 0 ! 5. # . . ó 0! 5. # 1,25 . .ó 0 ! 5. # . . ó 0! 5.
[2.14]
2.7.1.3. Índice de diseño (0 – 100 puntos)
En este índice se evaluó como la capacidad que tiene la tubería para resistir
mecanismos de falla activos (corrosión, daños por terceros, etc.). Y permitió
considerar en el valor de riesgo la relación existente entre las condiciones
originales de diseño y las condiciones de operación actuales, en función de 5
variables:
a. Factor de Seguridad (0 – 35 puntos)
Es la relación entre la MAOP (máxima presión de operación) y la presión de
operación. Una vez obtenido el factor de seguridad, se utilizó la ecuación 2.15
para determinar el puntaje por factor de seguridad
. ! 1 35 [2.15]
Donde:
u: Factor de seguridad (MAOP/P)
88
b. Fatiga (0 – 15 puntos)
Es el debilitamiento del material debido a repetidos ciclos de tensión causados por
cargas externas o internas. El ciclo se mide como un porcentaje de la MAOP.
Existen además factores como la temperatura, las condiciones ambientales
(internas y externas) que pueden influenciar una falla por fatiga. Se evaluó la
probabilidad de que ciclos de presión se presenten en cada segmento y la
magnitud de estos ciclos de presión, en función de la tabla A5.16 del ANEXO V.
c. Posibilidad de sobretensiones (0 – 10 puntos)
Es una conversión repentina de energía cinética en energía potencial que forma
un pico de presión, que se presenta cuando repentinamente se produce una
interrupción en el flujo y provoca sobrepresiones y caídas de presión que
deforman la tubería y eventualmente la destruyen si se llega a sobrepasar la
MAOP o la presión de diseño. La evaluación de esta variable se realizó en función
de la tabla A5.17 del ANEXO V.
d. Verificaciones de integridad (0 – 35 puntos)
La evaluación de la variable se realizó en función de 2 condiciones, la edad y la
robustez de la verificación de integridad más reciente. La edad de la verificación
la edad de la verificación es un factor importante debido al deterioro de la
información. El criterio utilizado es que la información es útil hasta los 5 años de
haber sido generada. La información integrada del estudio ILI se utilizó para la
evaluación. La robustez se refiere a la habilidad del estudio para detectar los
defectos existentes en el oleoducto y caracterizarlos lo más exactamente posible.
La robustez se evalúa en función de la exactitud de la herramienta, la
interpretación de los datos y las excavaciones de verificación realizadas. La
evaluación del estudio ILI se realizó con la siguiente metodología:
89
• Se identificaron cinco tipos de defectos generales en tuberías como se
muestra en la tabla A5.18 del ANEXO V, y a cada uno se le asignó un peso del
total de los 35 puntos posibles.
• Se evaluó la capacidad de la herramienta ILI para detectar los tipos de
defectos antes mencionados y se les asignó un valor porcentual por la
capacidad de detectar cada tipo de defectos.
• Se evaluó las verificaciones realizadas mediante excavaciones para
reparación de los defectos. Y se asignó un porcentaje en base a la información
sobre excavaciones realizadas.
• Finalmente todos los valores mencionados se utilizan en la ecuación 2.16. La
tabla A5.18 del ANEXO V muestra todos los criterios utilizados.
_ bcb . XáZX d6 . bcb # Z a a óe [2.16]
Finalmente el criterio de deterioro de la información de 5 años fue utilizado. Los
puntos obtenidos con la ecuación 2.16 se corrigieron con la ecuación 2.17.
b _ bcb 5 ! ñ .ó5
[2.17]
e. Movimientos de Tierra (0 – 15 puntos)
Se evaluó la probabilidad de que se presenten tensiones sobre el oleoducto
causadas por movimientos de tierra y fuerzas naturales con la tabla A5.19 del
ANEXO V y la información integrada sobre el derecho de vía del oleoducto.
90
2.7.1.4. Índice de operaciones incorrectas (0 – 100 puntos)
Este índice evaluó la probabilidad de falla causada por errores cometidos por el
personal durante el: diseño, construcción, operación y mantenimiento del
oleoducto. La probabilidad de error humano aumenta los índices anteriores, pero
se evaluó como un índice separado y así se evitó duplicar resultados. Este índice
se evaluó en función de 4 variables:
a. Diseño (0 – 30 puntos):
Los factores de diseño evaluados fueron:
• Identificación de riesgos (0 – 4 puntos): evaluó los esfuerzos que se hacen
para identificar los riesgos asociados con la tubería en el diseño.
• Potencial MAOP (0 – 12 puntos): evaluó la probabilidad de exceder la
presión para de diseño. Se utilizó los criterios de la tabla A5.20 del ANEXO V.
• Sistemas de Seguridad (0 – 10 puntos): l os dispositivos de seguridad
pueden ser válvulas ESDV, de alivio, interruptores, sistemas de control
automático, etc. La tabla A5.21 del ANEXO V muestra los criterios que se
utilizó en la evaluación.
• Selección de materiales (0 – 2 puntos): se evaluó si es que durante el
diseño la selección de materiales fue correcta.
• Chequeos (0 – 2 puntos): se evaluó si es que los cálculos y las
consideraciones durante el diseño fueron correctos.
91
b. Construcción (0 – 20 puntos)
Se evaluó la evidencia de que el proceso de construcción fue realizado
correctamente de modo que asegure la calidad y un desempeño adecuado en
función de las condiciones de la tabla A5.22 del ANEXO V.
c. Operaciones (0 – 35 puntos)
Es la variable más crítica ya que un error humano puede ocasionar una falla de
manera inmediata. La evaluación de esta variable se realizó en función de las
condiciones de la tabla A5.23 y A5.24 del ANEXO V
d. Mantenimiento (0 – 15 puntos)
Un mantenimiento inadecuado es un error que ocurre en diferentes niveles
durante la operación del oleoducto. Los factores evaluados y los criterios
utilizados se muestran en la escala de la tabla A5.25 del ANEXO V.
2.7.2. CALCULO DEL FACTOR DE IMPACTO DE FUGA - LIF
El factor de impacto de fuga es el cálculo de las consecuencias de un derrame. La
evaluación de las consecuencias se realizó en función de dos factores: El
producto y el medio ambiente. La relación entre estos factores es
extremadamente compleja, por ello en este punto de la evaluación fueron
necesarias suposiciones y aproximaciones. El cálculo del factor de impacto de
fuga se obtiene a partir del análisis de la potencial peligrosidad del producto
(crudo), tamaño de la fuga, dispersión del derrame y las características del
receptor. La ecuación 2.18 fue utilizada para el cálculo del LIF. cb 5 c ' [2.18]
92
Donde:
LIF: Factor de Impacto de Fuga
PH: Potencial peligrosidad del producto
LV: Volumen de fuga
D: Dispersión
R: Receptores
2.7.2.1. Peligrosidad del producto (PH)
a. Peligros Agudos (0 – 12 puntos)
Se evaluó en función de tres factores: inflamabilidad (Nf), reactividad (Nr) y
toxicidad (Nh), mediante la escala de la NFPA (National Fire Prevention
Association) tal como se muestra en la tabla A5.26 del ANEXO V y se evaluó
también cada factor por separado. La puntuación de los peligros agudos se
obtuvo mediante la ecuación 2.19.
35 # # f [2.19]
Donde:
AH: Puntuación por peligros agudos
Nf: Puntos por inflamabilidad
Nh: Puntos por toxicidad
Nr: Puntos por reactividad
• Inflamabilidad (Nf) (0 – 4 puntos): se realizó en función del punto flash y la
temperatura de ebullición mediante tabla A5.27 del ANEXO V.
• Reactividad (Nr) (0 – 4 puntos): la reactividad fue evaluada en función de la
presión interna del oleoducto, en función de las tablas A5.28 y A5.29 del
ANEXO V.
93
• Toxicidad (Nh) (0 – 4 puntos): La toxicidad se evaluó como un peligro para la
salud humana. Los criterios utilizados en la evaluación se muestran en la tabla
A5.30 del ANEXO V.
b. Peligros Crónicos (0 – 10 puntos)
La evaluación de los peligros crónicos se realizó en función de la figura 2.10:
• El primer criterio fue considerar si el producto transportado es peligroso según
la escala dada por la CERCLA (Comprehensive Enviromental Response,
Compensation y Liability), que se muestra en la tabla A5.31 del ANEXO V y
que clasifica las sustancias peligrosas de acuerdo al RQ (cantidad de derrame
reportable).
• Se realizó la evaluación de la volatilidad del producto derramado (crudo) para
evaluar la afectación al medio ambiente a largo plazo, con la temperatura
flash.
• Se evaluó si la sustancia derramada requiere limpieza y remediación.
• Se asignaron los puntos.
• Se tomó un segundo enfoque. Se realizó una segunda evaluación en base al
instructivo para el Control derrame de hidrocarburos de Repsol – YPF, en el
cual se define que un derrame superior a 5 barriles, debe ser notificado a la
agencia de regulación y control hidrocarburífero (ARCH). Se utilizó este
dato como la cantidad reportable de derrame RQ, bajo leyes ecuatorianas, y
reglamentos internos de la empresa. Con la cantidad reportable y la escala
CERCLA, se realizó una regresión lineal que permitió obtener la ecuación
2.20.
94
. . ó 65 !0.92 lnk # 10,11 [2.20]
El valor por peligros crónicos asignado a cada segmento fue el más crítico entre
los dos enfoques. Una vez obtenidos el puntaje de peligrosidad crónica se utilizó
la ecuación 2.21 para determinar el puntaje total de peligrosidad del producto.
Figura 2.10. Flujograma de evaluación de los peligros crónicos de una sustancia
. . . 35 # 65 [2.21]
95
2.7.2.2. Volumen de derrame (LV)
La evaluación del volumen de derrame se centró en 2 posibles escenarios:
derrame por rotura del oleoducto o instantáneo y derrame por orificios o
continuo
a. Derrames por orificios (continuo)
El tamaño del orificio recomendado por Repsol – YPF, según su historial de fugas,
para realizar la evaluación fue 6,35 mm (1/4in) de diámetro. La ecuación 2.22
tomada del manual de Muhlbauer fue utilizada para flujo a través de orificios de un
líquido incompresible para determinar la rata de fuga. Una vez obtenida la rata de
fuga, el flujo másico se calculó con la ecuación 2.23
l 6 3/2144∆n [2.22]
Donde:
q: Rata de Fuga en m3/s (ft3/s)
Cd: Coeficiente de descarga (0,61 utilizado para orificios afilados)
A: Área transversal del orificio en m2 (ft2). Пd2/4
g: Aceleración de la Gravedad 8m/s2 (32,2ft/s)
∆P: Diferencia de presión entre la presión de aguas arriba del fluido
transportado y la presión atmosférica ( si).
ρ: Densidad del Fluido en kg/m3 (lb/ft3).
X l n [2.23]
Donde:
mf: Flujo másico de fuga en kg/s (lb/s)
96
b. Ruptura (Instantánea)
En el caso de una rotura se asumió que esta se produce en forma transversal, es
decir como si el oleoducto se partiera en dos y el área de fuga es el área
transversal del oleoducto. La segunda suposición fue que todo el contenido del
segmento se fuga. Para ello se utilizó los datos de flujo diario
c. Tiempo de respuesta, sistemas de detección y aislamiento
Los sistemas de aislamiento y detección de fugas permitieron ajustar la masa de
derrame. La masa de derrame en los dos escenarios se obtuvo al multiplicar el
flujo másico obtenido por el tiempo de detección con la ecuación 2.24. El tiempo
de detección usado fue:
• Rotura : 16 min corresponde al tiempo en el cual la rotura es detectada por el
sistema SCADA (detecta una baja de presión brusca, mayor a 100psi y, las
válvulas ESDV se apagan y se detiene el bombeo, Información entregada por
Repsol - YPF).
• Orificio : un derrame de este tipo puede ser detectado por el patrullaje en el
derecho de vía, que en el mejor de los casos es mayor a 24 h, es decir
1440 min, ya que una caída de presión es indetectable por el SCADA.
(Informacion entregada por Repsol - YPF). La acción que se tomaría para
aislar el derrame sería parada manual, es decir cierre de válvulas y
almacenamiento en tanques.
+' X d [2.24]
Donde:
MD: Masa Derramada en kg (lb)
td: Tiempo de detección en s
97
Esta masa a su vez fue ajustada respecto a los sistemas de detección y los
sistemas de aislamiento existentes. La evaluación de los sistemas de detección y
aislamiento se realizó de acuerdo a la tabla 2.8 tomada de la norma API 580
Inspección basada en riesgos . Los puntajes que se muestran en la tabla 2.8 son
cualitativos y al combinarse forman un valor cuantitativo como se muestra en la
tabla 2.9. El porcentaje mostrado es la cantidad de masa de derrame que se
reduce (corrige) gracias a los sistemas de detección, y se calcula con la ecuación
2.5.
Tabla 2.8. Calificación de los sistemas de aislamiento y sistemas de detección
SISTEMAS DE DETECCIÓN
PUNTAJE SISTEMAS DE AISLAMIENTO PUNTAJE
Instrumentación & Control
A Sistema de Aislamiento/Parada por
Automático A
Detectores Apropiados B Sistema de Aislamiento/Parada por Operador
Remoto B
Detección Visual C Sistema de Aislamiento/Parada por Manual C
API 580, 2002
Tabla 2.9. Combinación de puntajes
PUNTAJE % AJUSTE
A A 25%
A B 20%
A o B C 15%
C A, B o C Sin Ajuste
API 580, 2002 +3 +' 1 ! % ` [2.25]
Donde:
MA: Masa de derrame ajustada en kg (lb)
MD: Masa derramada en kg (lb)
Una vez corregida la masa de derrame y determinada la masa de derrame
ajustada, se transformó estas cantidades a barriles. Finalmente se utilizaron los
criterios de la tabla A6.32 del ANEXO V para asignar un puntaje por volumen de
derrame.
98
2.7.2.3. Dispersión (D)
Las consecuencias de un derrame de crudo son de dos tipos: ambientales y
flamables. La evaluación se realizó en función del área de derrame, la misma que
depende de la capacidad de dispersión del producto. Para el cálculo del área de
derrame se asumió que el derrame tiene forma circular y se tomó en cuenta los
siguientes valores recomendados por Repsol – YPF: el 2% del fluido derramado
se evapora y 90,84 l/día (24 gal/día) de crudo son absorbidos por el suelo .
a. Consecuencias medioambientales
El área y el radio de derrame fue calculada para cada segmento con la ecuación
2.28 que se deriva de las ecuaciones 2.26 y 2.27. La piscina que se forma es
circular, cuyo volumen se determinó con la ecuación 2.26 o 2.27. Finalmente se
desarrolló los criterios de la tabla A5.33 del ANEXO V para asignar un puntaje por
radio y área de dispersión.
3 .. [2.26]
Xn [2.27]
Donde : Volumen dispersado real en m3 (ft3). Volumen derramado menos la
cantidad absorbida por el suelo y la cantidad evaporada (en el tiempo de
detección)
mr: Masa real dispersada en kg (lb).
Ad: Es el área de la piscina o área dispersada en m2 (ft2) (Área real de derrame)
pp: profundidad de la piscina m (ft), 0,1 m (0,033ft)
3 X0,033 n 0 2 [2.28]
Donde
rd: Radio de dispersión en m (ft)
99
b. Consecuencias Flamables
La evaluación de las consecuencias flamables se realizó en función del diagrama
de la figura 2.11. Se determinó si la fuga sigue el camino con o sin ignición. La
ecuación 2.29 se utilizó con este propósito ya que la ignición es probable si:
Figura 2.11. Posible comportamiento inflamable de una fuga 2. ó 2 ó # 80 ° [2.29]
La evaluación se realizó de igual manera en función de áreas de afectación. Las
áreas que se evaluó fueron: área de daño al equipo y área de fatalidad. Las
ecuaciones fueron tomadas de la norma API 580. Se tomó como material
evaluado C25+, cadena de más de 25 carbones ya que la norma presenta las
ecuaciones tal como se muestra en la tabla 2.10.
100
Tabla 2.10. Evaluación de consecuencias inflamables
MATERIAL FASE FINAL DEL DERRAME LIQUIDO
C25+
FUGA INSTANTANEA/RUPTURA FUGA CONTINUA/ORIFICIO
AREA DE DAÑO AL EQUIPO
AREA DE FATALIDADES
AREA DE DAÑO AL EQUIPO
AREA DE FATALIDADES A 0,033xr.ss A 0,081xr.ss A 11xr,st A 33xr,us
x lb - kg derramadas
ajustadas lb - kg derramadas
ajustadas lb/s – kg/s lb/s – kg/s
Ecuación [2.30] [2.31] [2.32] [2.33]
API 580, 2002
2.7.2.4. Receptores (R)
Los receptores se refieren a cualquier tipo de criatura, estructura, área (tierra o
agua) que pueda recibir un daño causado por un derrame de crudo. Se evaluó la
sensibilidad de estos receptores en función de la tabla A5.34 del ANEXO V que
siguen el criterio de mayor puntaje peor escenario.
2.7.3. CÁLCULO DEL RIESGO ABSOLUTO
El riesgo debe ser expresado en términos absolutos, es decir debe estar
expresado en una unidad que permita priorizar los riesgos. Para ello se utilizó el
procedimiento de REPSOL - YPF ASCR SCORN N-12 el cual establece que el
riesgo de un accidente en caso de una falla en un segmento de tubería esta dado
por la ecuación 2.34.
Í Í X Í X [2.34]
2.7.3.1. Cálculo de la probabilidad de derrame e índice de falla
El INDEX SUM, es una medida relativa de la probabilidad de falla. La probabilidad
de falla como tal, se calculó con la ecuación 2.35. Una vez obtenida la
101
probabilidad de falla se la clasificó de acuerdo a la tabla 2.11 para obtener el
índice de probabilidad.
% v1 ! w b1100 b2100 b3100 b4100xy 100 [2.35]
Donde
I1 - I4: valor de los índices
Tabla 2.11. Escala para obtener y clasificar el índice de probabilidad
% Probabilidad de Falla Índice de Probabilidad (P)
Clasificación
Límite Inferior Limite Superior
0% 20% 1 Baja
21% 30% 2 Media Baja
31% 45% 3 Media
46% 60% 4 Media Alta
61% 100% 5 Alta
Repsol - YPF, 2010
2.7.3.2. Cálculo del índice de consecuencias
El cálculo del índice de consecuencias fue realizado en función de la tabla 2.13,
en la que se muestran los criterios para determinar la “severidad” de un derrame.
En la evaluación de las consecuencias se determinó un área de dispersión de
derrame, la cual fue transformada a términos económicos mediante los valores
de la tabla 2.12 proporcionados por Repsol – YPF, para poder utilizar los criterios
de la tabla 2.13. El factor de conversión utilizado fue $1 equivale a €0,78 euros.
Tabla 2.12. Variables utilizadas para el cálculo del índice de severidad
COSTO ($/m2 de derrame) CONDICIÓN
500 Remediación (incluye el costo de los barriles de crudo derramados).
0 Costos por interrupción del negocio
316 Costos por intangibles
Repsol - YPF, 2010
102
2.7.3.3. Índice de riesgo
El índice de riesgos se calcula al multiplicar el índice de probabilidad por el índice
de severidad, y permite establecer un criterio de aceptabilidad del riesgo según la
norma SCOR N-12 tal como se muestra en la tabla 2.14 y se representa en la
figura 2.12.
Tabla 2.13. Criterios para determinar el índice de severidad
INDICE DE SEVERIDAD
CRITERIO
1 Una lesión menor que sólo requiera atención de primeros auxilios, O un derrame de crudo que pueda fácilmente ser absorbido dentro de la unidad, O una pérdida de gas que sea captada por detectores fijos, O una pérdida de 1hora de producción, O daños a la propiedad < 1 000 euros
2
Entre 1 y 5 lesiones sin baja, O un derrame de producto importante sin daños al medio ambiente y dentro del recinto de la Unidad, O un pequeño incendio que requiere la respuesta de la brigada de la Unidad, O la pérdida de entre 5 y 10 horas de producción, O 1 000 euros < daños a la propiedad < 20 000 euros
3
Más de 5 y menos de 10 empleados lesionados entre los que se incluyen bajas de más de 10 días y menos de 30 días, O un incendio que requiera aviso a los Bomberos , O un derrame de producto que alcanza un curso de agua, O 20 000 euros < daños a la propiedad < 1 000 000 euros
4
Una fatalidad , o entre 10 y 20 lesionados con baja, O un derrame de producto que alcanza un curso de agua potable de uso público, O un gran incendio que requiera el aviso a Protección Civil, O destrucción parcial de la Unidad con pérdida de producción de hasta 1 año, y 1 000 000 euros < daños a la propiedad <10 000 000 euros
5
Más de una fatalidad o veinte o más lesiones con baja, O pérdida de producción de más de 1 año, O derrame importante a un curso de agua potable principal , O una explosión e incendio que requiera la evacuación de los vecinos de la Unidad , con daños a la planta > 10 000 000 euros
Repsol - YPF, 2004
Tabla 2.14. Criterios de aceptabilidad del índice de riesgo
INDICE DE RIESGO ACCIONES A TOMAR
10 - 25 Nivel de Riesgo totalmente INACEPTABLE. En instalaciones existentes, el accidente debe ser mitigado inmediatamente (dentro del próximo mes) ya sea reduciendo el índice de probabilidad o el índice de severidad a un nivel ACEPTABLE. PRIORIDAD URGENTE.
4 - 9 Accidentes con un índice de riesgo MODERADO. DEBE ser reducido durante la próxima parada de planta para mantenimiento o dentro del periodo de 1 año lo que ocurra primero. PRIORIDAD ALTA
1 - 3 Accidentes con un índice de riesgo BAJO. Deben ser considerados en los planes de respuesta a emergencias y sus riesgos eliminados a través de pequeños cambios en el equipo o las operaciones. PRIORIDAD BAJA
Repsol – YPF, 2004
103
Figura 2.12. Matriz de Riesgos
2.7.3.4. Correlación con las HCA
Finalmente se realizó una correlación con las áreas de alta consecuencia que
permitiera relacionar los componentes sensibles como población y medio
ambiente con el riesgo de falla y así priorizar objetivamente cualquier acción
preventiva y/o correctiva. Para ello primero se utilizaron los valores de puntaje
HCA y criticidad promedio por subsegmento y se los relacionó con el índice de
severidad en una matriz como se muestra en la figura 2.13 y la tabla 2.15.
Tabla 2.15. Criterios de priorización
INDICE DE PRIORIDAD
PRIORIDAD CRITERIO
10 - 15 Prioridad ALTA Acciones se deben tomar en los siguientes tres meses
5 - 9 Prioridad MEDIA Acciones se deben tomar en el periodo de un año o en el siguiente mantenimiento
1 - 4 Prioridad BAJA
Acciones deben ser consideradas en los planes de emergencia, mantenimiento e inspecciones y los riesgos eliminados a través de pequeños cambios en el equipo y/o operaciones.
Repsol - YPF, 2010
104
Figura 2.13. Matriz de priorización
2.8. EVALUACIÓN DE LA RESISTENCIA MECÁNICA
REMANENTE
2.8.1. EVALUACIÓN DE DEFECTOS
El desarrollo de la evaluación tiene como objetivo determinar el estado mecánico
del oleoducto mediante el cálculo de la longitud permisible, presión de falla,
presión segura, factor de reparación, la velocidad de corrosión, y calcular su vida
remanente (vida esperada de servicio) de los defectos detectados (externos e
internos). Estos cálculos fueron realizados en función de la máxima presión
permisible de operación MAOP para así determinar un plan de inspección inicial.
La evaluación se desarrollo en función de dos escenarios: segmentos del
oleoducto con inspección ILI y segmentos sin inspección ILI.
2.8.2. SEGMENTOS CON INSPECCIÓN ILI 2006
La evaluación de los defectos de pérdida de espesor (internos y externos)
detectados en el oleoducto por el estudio ILI (10 – 70% pérdida de espesor de la
105
pared) se realizó con la norma ASME B31.G Manual para determinar la
resistencia remanente en tuberías corroídas , la figura 2.14 muestra la
metodología ASME B31.G aplicada en el oleoducto. El cálculo de la velocidad de
corrosión se realizó con la norma API 570. Código para la inspección de
Tuberías . Y finalmente la vida remanente se calculó con la norma API 570 y el
manual NACE PCIM Manejo de la integridad de corrosión en t uberías.
2.8.2.1. Cálculo de la longitud máxima permisible del área corroída
El porcentaje de pérdida de metal puede ser expresado como un porcentaje del
espesor nominal del oleoducto Se utilizó la ecuación 2.36 para realizar este
cálculo.
%.é . 100 [2.36]
Donde:
d: Profundidad del defecto en mm (in)
t: Espesor nominal del oleoducto en mm (in)
La metodología ASME B31.G establece que si un defecto tiene una profundidad
máxima de más de 10% pero menos del 80% del espesor nominal de la tubería,
dicho defecto no debe extenderse, en la dirección longitudinal de la tubería, una
distancia mayor a la longitud L calculada con la ecuación 2.37.
c 1,12√' [2.37]
Donde:
L: Longitud máxima permisible del área corroída (defecto) en mm (in)
D: Diámetro externo de la tubería en mm (in)
B: Factor de cálculo adimensional calculado con la ecuación 2.38. El valor de
B no debe ser mayor que 4. Para % de pérdida de espesor entre 10% y
17,5% se utiliza directamente un valor de 4.
106
8 1,1 ! 0,15A~ ! 1
[2.38]
Figura 2.14. Metodología ASME B31.G Evaluación de los defectos de pérdida de espesor (ASME B31.G, 2009)
107
2.8.2.2. Cálculo del factor estimado de reparación (ERF)
El siguiente paso fue calcular el factor estimado de reparación para aquellos
defectos en los Lm > L (sin embargo se calculó el ERF para todos los defectos
detectados, para que la evaluación sea más conservadora). El factor estimado de
reparación (ERF) es la relación entre la máxima presión de operación permisible y
la presión segura y fue calculado para todos los defectos de pérdida de espesor
con la ecuación 2.39.
+3 [2.39]
Donde:
MAOP: Máxima presión de operación, en MPa (psi).
P´: Presión segura en MPa (psi). Máxima presión a la que puede operar
un área corroída. Debe ser calculada.
La norma ASME B31.G establece que un defecto es aceptable si 1. Pero
si el 1, el defecto no es aceptable y una MAOP menor a la P’ debe ser
establecida o el área corroída debe ser reparada o reemplazada.
2.8.2.3. Cálculo de la presión segura
La presión segura de cada defecto se calculó con las ecuaciones 2.40 o 2.41.
1,1 1 ! 23 1 ! 23 √3~ # 1 , . 3 4
[2.40]
´ 1,1 1 ! , . 3 4
[2.41]
Donde:
P´: Presión segura para el área corroída en MPa (psi).
Pi: Presión de diseño en MPa (psi)
108
A: Factor de cálculo adimensional que fue calculado con la ecuación 2.42
3 0,893 cC√' [2.42]
2.8.2.4. Cálculo de la presión de falla
El siguiente paso fue calcular la presión de falla para todos los defectos
detectados por la inspección en línea. La presión de falla se calculó con la
ecuación 2.43.
2 &' [2.43]
Donde:
PF: Presión de falla en MPa (psi)
SF: Esfuerzo estimado de falla (psi), que se calculó con la ecuación 2.44.
& & 1 ! 0,85 1 ! 0,85 1+
[2.44]
Donde:
M: Factor de Folias. Se calculó con la ecuación 2.46 o con la ecuación 2.47
dependiendo del valor de z (factor de cálculo, ecuación 2.45). S : Esfuerzo de fluencia. Se calculó con la ecuación 2.48.
_ cX~' [2.45]
Si z50 + 1 # 0,6275 _ ! 0,003375 _~ [2.46]
Si z50
+ 0,032 _ # 3,3 [2.47] & &+,& # 69+ [2.48]
109
2.8.2.5. Velocidad de corrosión
La velocidad de corrosión de cada defecto (interno y externo) fue determinada con
la ecuación 2.49. La ecuación permitió calcular el espesor de la pared del
oleoducto que se ha perdido por año. La variable tiempo (años) se refiere al
tiempo desde el momento del inicio de operación, hasta el momento de la
inspección (año 2006). Se tomó como fecha de inicio de operación el año 1994.
Es decir 12 años.
X ! X X. ñ 1000 [2.49]
Donde <C?;<;< ;BC9;?@ ! [2.50]
VC: Velocidad de corrosión (mpy)
2.8.2.6. Vida remanente
La vida remanente es el tiempo que le toma al defecto de corrosión más severo
crecer hasta convertirse en una rotura o una fuga por un orificio. El cálculo de la
vida remanente es necesario para determinar los intervalos de re inspección, ya
que en función de los resultados puede ser necesario realizar reparaciones o
cambios en la tubería. La vida remanente (RL) del oleoducto es el valor más
conservador entre el tiempo hasta la ruptura (TF) y el tiempo hasta la fuga (TL)
para los defectos de corrosión externa. Estos tiempos fueron determinados con
las ecuaciones 2.51 y 2.54 respectivamente.
2 6 &+ 1000 [2.51]
Donde:
TF: Tiempo calculado hasta la ruptura (años)
C: Factor de Calibración (adimensional), 0,85.
110
SM: Margen de Seguridad (adimensional). Se calcula con la ecuación 2.52.
&+ ,, ! +3, [2.52]
Donde:
MAOP: Máxima presión de operación, en MPa (psi).
YP: Presión de cedencia. Ecuación 2.52.
, 2 &+,& ' [2.53]
Entonces la ecuación 2.50. puede expresarse como:
2 0,85 8 ! +32 &+,& ' A 1000
En el caso de que la P’ sea menor que la MAOP el TF calculado fue negativo, en
estos casos se asignó el valor de 0 años. Esta ecuación se aplicó solo para los
defectos de corrosión externa.
2c ! 1000 [2.54]
Donde:
TL: Tiempo calculado hasta la fuga (años)
Adicionalmente se utilizó el criterio de la norma API 570 en la que la vida
remanente se calcula con la ecuación 2.55. La cual calcula la vida remanente
como el tiempo hasta que el defecto llegue al espesor requerido para soportar la
MAOP.
ñ <C?;<;<~rr<<9B 1000a ó [2.55]
111
Donde:
VR: Vida remanente (años)
tremanente 2006,: Espesor remanente del oleoducto en mm (in)
trequerido: Espesor requerido para la MAOP en mm (in). Se calcula con la
ecuación 2.56.
<<9B +3 '2 &+,& [2.56]
Si el espesor requerido para MAOP es menor que el espesor remanente, la vida
remanente que se calculó con la ecuación 2.55 es negativa por lo que se le asignó
el valor de 0 años. El valor seleccionado como VIDA REMANENTE fue el menor
valor de los obtenidos con las ecuaciones 2.51, 2.54 y 2.55 para corrosión
externa. Y en el caso de los defectos de corrosión interna el valor de la VIDA
REMANENTE fue el menor valor de los obtenidos con las ecuaciones 2.54 y 2.55.
2.8.2.7. Proyección 2010
Los cálculos de velocidad de corrosión y vida remanente fueron realizados con la
información entregada por la herramienta ILI 2006, por lo fue necesario realizar
una proyección para el año 2010 la cual ayuda establecer los intervalos de re
inspección, es decir el plan de inspección inicial (detallado más adelante). Para
ello se debe tener en cuenta que la velocidad de corrosión no es un parámetro
que se mantiene constante. Es por ello que la velocidad de corrosión utiliza para
la proyección 2010 para todos los segmentos fue: Vc~rtr Vc ~rr 1 # 15%.
La ecuación 2.57 fue utilizada para calcular el espesor de los defectos que se
estima para el año 2010.
DB¡<>>9ó; ~rtr <C?;<;< ~rr ! ~rr 1 # % X X. ñ1000 [2.57]
Donde
tnominal: Espesor nominal de la pared del oleoducto en mm (in)
tactual: Espesor actual estimado de la pared el oleoducto en mm (in)
112
Una vez determinado el espesor estimado de todos los defectos se estimó la
pérdida y el porcentaje de perdida esperado para el año 2010 de todos los
defectos externos e internos. La ecuación 2.58 se utilizó para calcular la pérdida y
la 2.36. para calcular el porcentaje de pérdida.
DB¡<>>9ó; ;BC9;?@ ! DB¡<>>9ó; ~rtr [2.58]
Al igual que con la información ILI 2006, con el nuevo espesor se calculó el ERF,
presión segura y vida remanente para los defectos de pérdida de espesor. Así se
estimó la cantidad de los defectos que para el año 2010 estarían en cada
categoría de vida remanente.
2.8.3. SEGMENTOS SIN INSPECCIÓN ILI 2006
La evaluación de la resistencia remanente de los segmentos sin estudio ILI se
realizó mediante cálculos predictivos de:
• Velocidad de Corrosión: se asumió que las características internas y externas
del oleoducto en cuanto a la corrosividad son idénticas en todos los
segmentos. Para que los resultados de la inspección ILI puedan ser
extrapolados al segmento POZO – OCP. Y así determinar las velocidades de
corrosión interna.
• Velocidad de corrosión: se calculó en función de las velocidades de corrosión
calculadas para los segmentos del oleoducto inspeccionados por la
herramienta ILI.
• Vida Remanente: se calculó en función de la velocidad de corrosión obtenida
la vida remanente del segmento.
113
2.8.3.1. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión interna
La suposición realizada es que las características internas del oleoducto son
iguales en todos los segmentos, debido a que el petróleo transportado desde el
SPF y NPF conserva las mismas características a lo largo de todo el recorrido del
oleoducto sin mezclas y sin alteraciones en sus propiedades fisicoquímicas.
• Se calculó la velocidad de corrosión interna (mpy) promedio de todos los
defectos detectados en los segmentos inspeccionados por la herramienta ILI.
La velocidad promedio fue utilizada para calcular el espesor remanente y el
porcentaje de pérdida al que corresponde.
• Se utilizaron como base la velocidad de corrosión en mpy interna y el tiempo
de operación del segmento se determinó el espesor remanente.
2.8.3.2. Cálculo predictivo de la velocidad corrosión externa
• El primer criterio tomado fue que todo el oleoducto está enterrado en un suelo
similar. Se realizó el cálculo de la velocidad de corrosión externa (mpy)
promedio de todos los defectos detectados en los segmentos inspeccionados
por la herramienta ILI.
• El segundo criterio utilizado fue el de la tabla 2.16 que muestra datos de
velocidad de corrosión en función de la resistividad del suelo.
• Se tomo el valor más conservador, es decir la velocidad de corrosión del acero
en un suelo altamente corrosivo (resistividad < 1 000 Ω-cm) con protección
catódica (12,2 mpy). Se obtuvo un valor promedio entre la velocidad de
corrosión de la tabla y la velocidad promedio de los segmentos con inspección
ILI y se determinó la velocidad de corrosión externa promedio.
114
• Se calculó el espesor remanente y el porcentaje de pérdida al que
corresponde a dicha velocidad. Se utilizaron como base la velocidad de
corrosión en mpy externa y el tiempo de operación se determinó el espesor
remanente.
• El cálculo predictivo de vida remanente para los segmentos sin estudio ILI se
realizó con las ecuaciones 2.51 y 2.52 y los espesores remanentes calculados.
Tabla 2.16. Velocidades de corrosión para el acero en suelo (corrosión externa)
RESISTIVIDAD DEL SUELO (Ω-cm)
VELOCIDAD DE CORROSION (mpy)
MAX MIN PROMEDIO
<1 000 12,2 4,3 7,9
1 000 – 5 000 17,7 2,0 5,5
5 000 – 12 000 9,1 2,4 5,5
>12 000 10,2 1,2 4,3 NACE PCIM, 2009
2.8.4. PLAN DE INSPECCIÓN INICIAL
La figura 2.15 muestra el flujograma de decisión utilizado para seleccionar la
herramienta de verificación de integridad. Se evaluó los pros y contras de los
diferentes criterios de verificación de integridad dados en la literatura y se
seleccionó el más adecuado para el oleoducto de Repsol - YPF.
2.9. DESARROLLO DEL PLAN DE MITIGACIÓN Y CONTROL
El plan de mitigación y control tiene como objetivo desarrollar acciones que
permitan disminuir la probabilidad y las consecuencias de un derrame. Estas
acciones se desarrollaron sobre la base de la información integrada, las
115
recomendaciones de la teoría (normas API, criterios NACE, recomendaciones de
Repsol - YPF, etc.) y los resultados de la evaluación de riesgos.
Figura 2.15. Selección de la metodología de verificación de integridad
Las acciones fueron enfocadas y desarrolladas de modo que permitieron mejorar
la puntuación da cada uno de los índices (daños por terceros, corrosión,
operaciones incorrectas y diseño) y con ello disminuir la probabilidad de derrame.
Las acciones también se desarrollaron para disminuir las consecuencias y el
índice de severidad. La metodología utilizada fue:
• Se determinaron las variables de cada índice y las consecuencias, que pueden
ser repuntadas.
116
• Se recalcularon y reevaluaron las variables de cada índice y las
consecuencias de cada subsegmento del oleoducto, con las escalas del
ANEXO V.
• Se evaluó las variables que puede ser repuntuadas y se mantuvo el valor
inicial.
• Finalmente se recalculó los índices de probabilidad, severidad y riesgos para
cada segmento del oleoducto, se evaluó y validó los resultados obtenidos.
117
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. SEGMENTACIÓN DEL OLEODUCTO
El oleoducto principal de Repsol – YPF tiene una longitud de 211 km por lo que la
segmentación del oleoducto fue el paso inicial del estudio para facilitar los pasos
siguientes. Pare ello fue necesario ubicar gráficamente las referencias externas
como válvulas, postes de protección, lanzadores y recibidores. La zona de
influencia se dividió en dos sectores: intra bloque 16 y extra bloque 16. Estos
sectores a su vez se dividieron en segmentos con una longitud definida, como se
muestra en la tabla 3.1.
Tabla 3.1. Segmentos en los que se divide el Oleoducto de Repsol - YPF
SEGMENTO SUBSEGMENTOS LONGITUD
(m)
SPF - NPF (L2180 - R1181)
SPF - RIO YASUNÍ 9 000 RIOYASUNÍ – AMO A 3 000 AMOA – RIO KM 80 16 000
RIO KM 80 – RIO TIVACUNO 21 000 RIO TIVACUNO - NPF 18 000
TOTAL 67 000
NPF - POMPEYA (L1180 -R4681)
NPF - RIO TIPUTINI 13 000 RIO TIPUTINI – POMPEYA 29 000
TOTAL 42 000 POMPEYA -
SHUSHUFINDI (L4680 -R1681)
POMPEYA - RIO NAPO (L4680 - ESDV/CHECK) 1 000 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 34 000
TOTAL 35 000
SHUSHUFINDI- LAGO AGRIO (L1680 - R1783)
SHUSHUFINDI – RIO AGUARICO 23 000 RIO AGUARICO - POZO 27 33 000
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 10 000 TOTAL 57 000
POZO 27 - OCP (L1783 - R1784) 10 000 SPF-OCP TOTAL 211 000
La subsegmentación de cada uno de estos 5 segmentos se realizó en función a la
ubicación de las válvulas ESDV y check instaladas en el oleoducto ya que las
válvulas se encuentran antes y después de ríos respectivamente. La
segmentación se realizó de esta manera ya que en caso de un derrame las
válvulas ESDV evitan que fluido circule aguas abajo y las check evitan que fluido
regrese aguas arriba. La subsegmentación cumple la recomendación de la norma
API 1160 que indica que el número y la longitud de los segmentos en los que se
118
debe dividir una tubería se definen en función de características como la ubicación
de equipos e instalaciones tales como estaciones de bombeo o válvulas. Las
figuras 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 y 3.5 muestran la ubicación e identificación de válvulas
lanzadores, recibidores y postes de protección catódica. La ubicación grafica es
necesaria, ya que son una referencia externa vital para la integración de la
información.
3.2. INTEGRACIÓN DE LA INFORMACIÓN
3.2.1. DISEÑO, MATERIALES Y CONSTRUCCIÓN
El oleoducto fue construido entre 1993 y 1994 y su operación inició en 1994,
desde SPF hasta Lago Agrio, el segmento Pozo 27 - OCP fue construido y entró
en operación en el año 2004. (16 y 6 años respectivamente). El oleoducto fue
construido con tuberías API 5L, en la tabla 3.2 la información integrada. En los
cruces de vía existe recubrimiento de concreto con un espesor de 63,5 mm (2,5
in). Existen cambios de espesor de la pared de la tubería de 7,92 mm (0,3 in) a
11,12 mm (0,44 in), en algunos puntos cambios de material y de espesor de API
5LX 60 7,92 mm (0,31 in) a API 5LX-52 11,12 mm (0,44 in). En el segmento NPF
– POMPEYA existe la tubería de protección de 660,40 mm (26 in) de diámetro y
7,92 mm (0,312 in) de espesor en los cruces de vía. El tipo de tubería es sin
costuras. Toda esta información integrada en esta categoría se muestra en las
figuras 3.1, 3.2, 3.3, 3.4 y 3.5 para cada segmento respectivamente. La
información integrada gráficamente permite acceder de manera fácil e inmediata a
la información de esta categoría, tal como lo recomienda la norma API 1160 para
el manejo de la información extensa.
a. Presión de diseño
La presión de diseño fue calculada con base en los datos de espesor de pared,
diámetro de de la tubería, el tipo de tubería, el tipo de material y las
recomendaciones de la norma ASME B31.4 Sistemas de tuberías para el
transporte de hidrocarburos y otros líquidos. De esta manera se garantizó que
119
los resultados fueran correctos y la información obtenida pueda ser utilizada en la
evaluación de la resistencia mecánica remanente. Los resultados se muestran en
la tabla 3.3.
Tabla 3.2. Información sobre material, diseño y construcción
SEGMENTO SUBSEGMENTO DIAMETRO mm (in)
ESPESOR NOMINAL
mm (in) MATERIAL RECUBRIMIENTO
SPF -NPF
SPF - RIO YASUNÍ
406,40 (16) 7,92 (0,31) API 5LX-60
3LPP
RIO YASUNÍ - AMO A 3LPP AMO A - KM. 80 3LPP
KM. 80 - RIO TIVACUNO 3LPP RIO TIVACUNO - NPF 3LPP
NPF – POMPEYA
NPF – RIO TIPUTINI 406,40 (16) 7,92 (0,31) API 5LX-60
3LPP RIO TIPUTINI –
POMPEYA 3LPP
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA – SHUSHUFINDI
406,40 (16) 7,92 (0,31) API 5LX-60 FBE
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI – RIO AGUARICO
406,40 (16) 7,92 (0,31) API 5LX-60 FBE
RIO AGUARICO- LAGO AGRIO
FBE
POZO 27 – OCP 609,60 (24) 9,52 (0,38) API 5LX-70 3LPP 3LPP: Tricapa de polipropileno, FBE: Recubrimiento epóxico adherido por fusión
Tabla 3.3. Calculo de la Presión de Diseño
MATERIAL Espesor t
mm (in) SMSY
MPa(psi) Diámetro mm (in)
S MPa(psi) Pi
MPa(psi)
API 5LX -60 7,92 (0,31) 413,69 (60 000) 406,40 (16) 297,85 (43 200) 11,62 (1 684,8)
API 5LX -60 11,12 (0,31) 413,69 (60 000) 406,40 (16) 297,8 (43 200) 16,31 (2 365,2)
API 5LX -52 11,12 (0,44) 358,53 (52 000) 406,40 (16) 258,14 (37 440) 14,13 (2 049,4)
API 5LX -70 9,50 (0,38) 482,63 (70 000) 609,60 (24) 347,50 (50 400) 10,86 (1 575,0)
SMYS: Resistencia mínima a la cedencia especificada, S: Valor de Stress aplicable permisible, Pi: Presión Interna
120
120
Figura 3.1. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento SPF - NPF
Lanz
ador
SP
F
Vál
vula
Che
ck
Vál
vula
ES
DV
Tra
mpa
s P
IG A
MO
A
Vál
vula
ES
DV
Vál
vula
Che
ck
Vál
vula
ES
DV
Rec
ibid
or N
PF
350
2 28
6
4 51
3
6 36
6
8 33
1
10 3
1712
287
13 2
6013
497
15 5
15
17 5
15
19 4
82
21 6
32
23 6
65
25 5
87
27 5
77
29 5
36
31 6
25
33 6
26
35 3
75
37 4
82
39 5
32
41 5
0742
852
45 0
52
47 5
75
49 6
16
51 6
31
53 6
60
55 7
04
57 6
95
59 7
18
61 7
09
63 6
9565
128
SP
F (
L-21
80)
13 +
060
11 +
170
9 +
000
7 +
000
5 +
000
3 +
080
1 +
000
0 +
005
53 +
000
51 +
000
49 +
000
47+0
00
45+0
0
43+0
00
41+0
00
39+0
00
37+0
00
35+0
00
33+0
00
31+0
00
29+0
00
27+0
00
25+0
0023
+000
21+0
00
19+0
00
17+0
00
15+0
00
13+0
00
11+0
00
9+00
0
7+00
0
5+00
0
3+00
01+
560
NP
F (
R-1
181)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
Distancia SPF - NPF (m)
VALVULAS/LANZADOR/RECIBIDOR (8)
CRUCE DE VÍAS (38)
POSTES DE PRUEBA (35)
Recubrimiento 3LPP (Tricapa de Polipropileno)
Material API 5LX -60, t=7,92mm
CONCRETO (45)
Cambio de espesor t=11,12mm (10)
Cambio de Material API 5LX-52, t=11,92mm (35)
121
121
Figura 3.2. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento NPF - POMPEYA
Lanz
ador
NP
F
Vál
vula
ES
DV
Rec
ibid
or P
OM
PE
YA
Vál
vula
Che
ck
129
2 17
3
4 18
3
6 20
6
8 25
1
10 2
42
12 2
06
14 2
41
16 2
61
18 2
73
20 2
47
22 3
01
24 2
98
26 2
72
28 2
72
30 2
57
32 3
02
34 3
25
36 3
09
38 3
60
40 3
23
NP
F (
L-11
80)
77 +
000
75 +
000
73 +
000
71 +
000
69 +
015
67 +
000
65 +
040
63 +
000
61 +
000
59 +
004
57 +
000
55 +
000
53 +
000
51 +
000
49 +
015
47 +
040
44 +
950
42 +
960
41 +
030
38 +
700
37 +
000
PO
MP
EY
A (
R-4
681)
.00
.01
.02
.03
.04
.05
.06
.07
.08
.09
.10
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
Distancia NPF - POMPEYA (m)
VALVULAS/LANZADOR/RECIBIDOR (4)
CRUCE DE VIAS (16)
POSTES DE PRUEBA (21)
Recubrimiento 3LPP (Tricapa de Polipropileno)
Material API 5L X-60, t=7,92 mm
CONCRETO (20)
CAMBIO DE MATERIAL 5LX-52 t=11,12mm (20)
CASING D=660,4mm, t=7,92mm (16)
122
122
Figura 3.3. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI
Lanz
ador
PO
MP
EY
A
Vál
vula
ES
DV
Váa
lvul
a C
heck
Rec
ibid
or S
SF
D
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on e
l cam
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A
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on e
l cam
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A J
IVIN
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a LI
MO
NC
OC
HA
A W
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PA
D L
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2
A W
ELL
PA
D S
H-2
4
A P
ALM
ER
AS
A W
ELL
25
A W
ELL
A 2
5
A W
ELL
48
A W
ELL
SH
SH
21
0 2 88
8
4 89
4
6 88
57
592
8 19
6
10 0
91
13 3
89
15 8
34
17 5
97
19 5
69
21 8
82
23 4
30
25 4
49
27 4
17
29 3
69
31 3
12
33 2
25
PO
MP
EY
A (
L-46
80)
36+0
00
32 +
700
30 +
700
28 +
700
28 +
000
26 +
700
24 +
000
22 +
000
19 +
780
18+
000
16 +
000
14 +
000
12 +
060
10 +
015
8 +
210
6 +
000
4 +
000
2 +
000
SS
FD
(R
-168
1)
.00
.01
.02
.03
.04
.05
.06
.07
.08
.09
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
11 0
00
12 0
00
13 0
00
14 0
00
15 0
00
16 0
00
17 0
00
18 0
00
19 0
00
20 0
00
21 0
00
22 0
00
23 0
00
24 0
00
25 0
00
26 0
00
27 0
00
28 0
00
29 0
00
30 0
00
31 0
00
32 0
00
33 0
00
34 0
00
35 0
00
Distancia POMPEYA-SHUSHUFINDI (m)
VALVULAS/LANZADOR/RECIBIDOR (4)
CRUCES DE VÍAS (12)
POSTES DE PRUEBA (18)
Recubrimiento FBE (Fusion Bonded Epoxi)
Material API-5L-X -60, t=7,92mm
CONCRETO (24)
Cambio de Material API 5LX-52 t=11,12mm (29)
123
123
Figura 3.4. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
Lanz
ador
SS
FD
Va
lvul
a E
SD
V
Va
lvul
a C
heck
Rec
ibid
or L
AG
O A
GR
IO
1 80
7
4 54
9
6 52
1
9 05
8
10 7
39
12 9
40
14 8
38
17 0
09
18 9
57
21 4
14
22 9
61
25 1
55
27 7
62
30 2
54
31 5
93
33 0
97
34 9
66
36 8
05
39 3
46
40 9
87
43 2
91
45 3
12
47 9
2149
148
51 4
71
53 1
35
55 0
45
55 +
085
SS
FD
(L-
1680
)
52 +
339
50 +
369
47 +
857
46 +
220
44 +
072
42 +
192
40 +
099
38 +
182
35 +
754
34 +
192
32 +
000
30 +
050
28 +
000
25 +
628
24 +
058
22 +
220
20 +
400
17 +
080
16 +
175
14 +
000
11 +
620
9 +
195
7 +
980
5 +
630
3 +
975
2 +
068
A L
AG
O A
GR
IO
A T
ET
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ES
A G
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YA
AV
UN
IDA
D N
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AL
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ELL
PA
D S
SF
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3
A W
ELL
PA
D S
SF
D-4
9
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4
A W
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PA
D S
SF
D-5
2
A W
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WE
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AD
SS
FD
-59
A W
ELL
PA
D S
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D-5
6
A W
ELL
PA
D A
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9
A W
ELL
PA
D A
G -
05
A G
UA
RU
MO
LA (
R-1
783)
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
VALVULAS/LANZADOR/ RECIBIDOR (4)
CRUCE DE VIAS (35)
POSTES DE PRUEBA (27)
Recubrimiento FBE (Fusion Bonded Epoxi)
Material API 5L X -60, t=7,92mm
CONCRETO (36)
Cambio de Material API 5LX-52 t=11,12mm (29)
124
Figura 3.5. Gráfico de integración de información de diseño, materiales y construcción para el segmento POZO 27 - OCP
b. Tipo de suelo
Las figuras 3.6, 3.7, 3.8, 3.9 y 3.10 muestran las gráficas donde se observa todas
las medidas de resistividad del suelo y las medidas de pH de cada uno de los
segmentos del oleoducto respectivamente. La tabla 3.4 resume los valores de
resistividad y pH de cada segmento. En ella se puede observar que el oleoducto
tiene diferentes tipos de suelo en los diferentes segmentos y se tiene información
para corroborarlo. La integración grafica muestra los puntos en el recorrido en los
que el suelo tiene pH corrosivo (menor a 4), al igual que la categorización del
suelo por su resistividad en todo el recorrido.
Rec
ibid
or O
CP
Lanz
ador
PO
ZO
27
72 1 33
5
3 43
0
5 35
1
7 34
0
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6
9 54
9
PO
ZO
27
(L-1
783)
0 +
800
2+00
0
4+10
0
6+00
0
8+00
0
10+1
50
10+2
30
OC
P (
R-1
784)000
001
002
003
004
005
006
007
008
009
0
400
800
1 20
0
1 60
0
2 00
0
2 40
0
2 80
0
3 20
0
3 60
0
4 00
0
4 40
0
4 80
0
5 20
0
5 60
0
6 00
0
6 40
0
6 80
0
7 20
0
7 60
0
8 00
0
8 40
0
8 80
0
9 20
0
9 60
0
10 0
00
Distancia Pozo 27 - OCP (m)
LANZADOR/RECIBIDOR
CRUCES DE VIA (4)
POSTES PRUEBA (7)
Recubrimiento 3LPP (Tri capa de polipropileno)
Material 5LX-70, t=9,52mm
125
125
Figura 3.6. Resistividad y pH del suelo en función de la distancia, segmento SPF - NPF
0
3 000
6 000
9 000
12 000
15 000
18 000
21 000
24 000
27 000
30 000
33 000
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
ρ (Ω - cm)
Distancia SPF - NPF (m)
Resistividad
Altamente Corrosivo(<3 000)
Corrosivo(3 000-6 000)
Medianamente Corrosivo (6 000-12 000)
0
1
2
3
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
pH
Distancia SPF - NPF (m)
Valor de pH
pH Crítico
126
126
Figura 3.7. Resistividad y pH del suelo en función de la distancia, segmento NPF - POMPEYA
0
6 000
12 000
18 000
24 000
30 000
36 000
42 000
48 000
54 000
60 000
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
ρ (Ω - cm)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Resistividad
Altamente Corrosivo (<3 000)
Corrosivo(3 000-6 000)
Medianamente Corrosivo (6 000-12 000)
0
2
4
6
8
10
12
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
pH
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Valor de pH
pH Crítico
127
127
Figura 3.8. Resistividad y pH del suelo en función de la distancia, segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI
03 0006 0009 000
12 00015 00018 00021 00024 00027 00030 00033 00036 00039 00042 00045 000
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
ρ (Ω - cm)
Distancia POMPEYA-SHUSHUFINDI (m)
Resistividad
Altamente Corrosivo(<3 000)
Corrosivo (3 000-6 000)
Medianamente Corrosivo(6 000-12 000)
2
3
4
5
6
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
pH
Distancia POMPEYA-SHUSHUFINDI (m)
Valor de pH
pH Crítico
128
128
Figura 3.9. Resistividad y pH del suelo en función de la distancia, segmento SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
0
12 000
24 000
36 000
48 000
60 000
72 000
84 000
96 000
108 000
120 000
132 000
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
ρ (ohm - cm)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Resistividad
Altamente Corrosivo(<3 000)
Corrosivo (3 000-6 000)
Medianamente Corrosivo (6 000-12 000)
3
4
5
6
7
0
2000
4000
6000
8000
1000
0
1200
0
1400
0
1600
0
1800
0
2000
0
2200
0
2400
0
2600
0
2800
0
3000
0
3200
0
3400
0
3600
0
3800
0
4000
0
4200
0
4400
0
4600
0
4800
0
5000
0
5200
0
5400
0
5600
0
pH
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Valor de pH
pH Critico
129
Figura 3.10. Resistividad y pH del suelo en función de la distancia, segmento POZO 27–OCP
Tabla 3.4. Resistividad y pH del Suelo por segmentos
SEGMENTO RESISTIVIDAD
(Ω-cm) pH TIPO DE SUELO
SPF –NPF 4 903,44 4,50 CORROSIVO
NPF – POMPEYA 7 402,79 5,10 MEDIANAMENTE CORROSIVO
POMPEYA – SHUSHUFINDI
13 898,80 4,70 PROGRESIVAMENTE MENOS
CORROSIVO
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
(SOTE) 1 6541,77 5,10
PROGRESIVAMENTE MENOS CORROSIVO
POZO 27 – OCP 6 334,59 5,10 MEDIANAMENTE CORROSIVO
0
3 000
6 000
9 000
12 000
15 000
18 0000
400
800
1 20
0
1 60
0
2 00
0
2 40
0
2 80
0
3 20
0
3 60
0
4 00
0
4 40
0
4 80
0
5 20
0
5 60
0
6 00
0
6 40
0
6 80
0
7 20
0
7 60
0
8 00
0
8 40
0
8 80
0
9 20
0
9 60
0
10 0
00
ρ (Ω - cm)
Distancia Pozo 27 - OCP (m)
Resistividad
Altamente Corrosivo(<3 000)
Corrosivo(3 000-6 000)
Medianamente Corrosivo (6 000-12 000)
4
4
5
5
6
6
0
400
800
1 20
0
1 60
0
2 00
0
2 40
0
2 80
0
3 20
0
3 60
0
4 00
0
4 40
0
4 80
0
5 20
0
5 60
0
6 00
0
6 40
0
6 80
0
7 20
0
7 60
0
8 00
0
8 40
0
8 80
0
9 20
0
9 60
0
10 0
00
pH
Distancia Pozo 27 - OCP (m)
Valor de pH
pH Crítico
130
3.2.2. DERECHO DE VÍA
3.2.2.1. Ancho y profundidad del derecho de vía
El ancho del derecho de vía es de 15 m y el oleoducto se encuentra enterrado a
una profundidad mínima de 1,2 m. La figura 3.11 muestra un diagrama del
derecho de vía en la que se observa el concepto de variante (12 m de separación
de la carretera principal). Las condiciones reales pueden variar a lo largo de todo
el recorrido, sin embargo estos datos fueron validados para la evaluación de
riesgos ya que es la información de diseño original tomada de los planos
constructivos del oleoducto.
Figura 3.11. Derecho de vía Oleoducto Principal Repsol - YPF (Extra Bloque 16)
3.2.2.2. Resultados de la inspección del derecho de vía:
La figura 3.12 muestra un registro fotográfico de las anomalías encontradas en la
inspección del derecho de vía y la tabla 3.5 muestra el resumen de todas las
anomalías encontradas en el segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI,
SHUSHUFINDI – RIO AGUARICO, más la información brindada por la empresa
sobre anomalías encontradas en el derecho de vía del segmento RIO AGUARICO
– LAGO AGRIO, POZO 27 -OCP. El patrullaje del derecho de vía del oleoducto
lo realiza el personal de la empresa cada 20 días.
DDV del oleoducto de
Camino perpendicular al DDV
Problemas de Erosión sobre el DDV
Figura 3.12. Registro fotográfico de
Fuera del bloque 16 el patrullaje es más complicado ya que el oleoducto atraviesa
ciudades (Shushufindi, Lago agrio), poblaciones, cruza cerca de escuelas,
viviendas, iglesias, etc. Es por ello que en esta zona el patrullaje además tiene
como objetivo mantener buenas relaciones con la comunidad e informar a la gente
sobre la presencia del oleoducto. El derecho de vía del oleoducto principal de
Repsol - YPF tiene una señalización apropiada. Los letreros que se encuentran
ubicados a lo largo del derech
enterradas, pero no es suficiente, los letreros se encuentran cada 1
existen puntos donde no se observan los letreros o estos están en mal estado. Y
según la inspección (ANEXO
(basura, vegetación que impide la inspección y visibilidad)
DDV del oleoducto de Repsol - YPF. Letrero de identificación del DDV.
Camino perpendicular al DDV DDV sin mantenimiento
Problemas de Erosión sobre el DDV Patio de la casa sobre el DDV
Registro fotográfico de la inspección al derecho de
Fuera del bloque 16 el patrullaje es más complicado ya que el oleoducto atraviesa
ciudades (Shushufindi, Lago agrio), poblaciones, cruza cerca de escuelas,
viviendas, iglesias, etc. Es por ello que en esta zona el patrullaje además tiene
o mantener buenas relaciones con la comunidad e informar a la gente
sobre la presencia del oleoducto. El derecho de vía del oleoducto principal de
tiene una señalización apropiada. Los letreros que se encuentran
ubicados a lo largo del derecho de vía advierten la presencia de tuberías
, pero no es suficiente, los letreros se encuentran cada 1
existen puntos donde no se observan los letreros o estos están en mal estado. Y
según la inspección (ANEXO II) la limpieza del derecho de vía no es adecuada
(basura, vegetación que impide la inspección y visibilidad)
131
Letrero de identificación del DDV.
sin mantenimiento.
Patio de la casa sobre el DDV
derecho de vía
Fuera del bloque 16 el patrullaje es más complicado ya que el oleoducto atraviesa
ciudades (Shushufindi, Lago agrio), poblaciones, cruza cerca de escuelas,
viviendas, iglesias, etc. Es por ello que en esta zona el patrullaje además tiene
o mantener buenas relaciones con la comunidad e informar a la gente
sobre la presencia del oleoducto. El derecho de vía del oleoducto principal de
tiene una señalización apropiada. Los letreros que se encuentran
o de vía advierten la presencia de tuberías
, pero no es suficiente, los letreros se encuentran cada 1 - 2 km y
existen puntos donde no se observan los letreros o estos están en mal estado. Y
de vía no es adecuada
132
3.2.2.3. Cruces de tubería, derecho de vía compartido
A lo largo de todo el recorrido del oleoducto principal de Repsol - YPF, desde el
SPF hasta el OCP, este comparte su derecho de vía con diferentes tuberías (de
Repsol - YPF y de otras compañías como Petroamazonas y Andes Petroleum). Al
hablar de derecho de vía compartido quiere decir que el recorrido de las tuberías
es paralelo al recorrido del oleoducto. Adicionalmente los planos constructivos de
la compañía muestran puntos donde otras tuberías cruzan perpendicularmente
con el oleoducto. La tabla 3.6 muestra un resumen de los cruces de tubería y
derecho de vía compartido. La tabla 3.7 muestra la ubicación de los cruces de
tubería y el inicio y final del derecho de vía compartido. La ubicación de las
tuberías foráneas es de vital importancia para la evaluación de posibles
interferencias con la protección catódica en la evaluación de riesgos
Tabla 3.5. Resumen de la Inspección del derecho de vía
NOVEDADES
SEGMENTO
TOTAL SHUSHUFINDI-POMPEYA
SHUSHUFINDI- OCP
SHUSHUFINDI-RÍO AGUARICO
RÍO AGUARICO -
OCP
Cruce de vía tráfico pesado 23 18 3 44
Caminos vecinales 33 24 13 70
Asentamientos 5 12 16 33
Uso de maquinaria pesada 1 1 - 2
Problemas de erosión 0 6 38 44
Alcantarillado 2 17 - 19
Plantaciones sobre DDV 5 5 - 10
Árboles sobre el DDV 8 6 - 14
Novedades en ríos 2 1 - 3
Novedades en riachuelos 3 3 2 8
Casas junto al DDV 17 18 2 37
Casas sobre el DDV 6 14 - 20
Piscinas 2 2 - 4
Objetos extraños sobre el DDV 20 32 - 52
Cruce de tuberías 6 5 1 12
Saturación 4 3 2 9
Zonas con limpieza deficiente 24 17 - 41
Problemas de detección de la tubería 2 1 - 3
TOTAL 163 185 77 425
133
Tabla 3.6. Resumen cruces de vía y derecho de vía compartido
SE
CT
OR
SEGMENTO SUBSEGMENTO
TUBERÍAS DE REPSOL - YPF CRUCE DE
TUBERÍA AJENA
DDV COMPARTIDO DIESEL FLUIDO AGUA
INT
RA
B
LOQ
UE
16
SPF - NPF SPF- AMO A X X X - - AMO A - NPF X - - - -
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI X - - - - RIO TIPUTINI –
POMPEYA X - - - -
EX
TR
A
B
LOQ
UE
16
POMPEYA - SHUSHUFIN
DI
POMPEYA - RIO NAPO X - - - - RIO NAPO -
SHUSHUFINDI X - - X Petroamazonas
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
- - - X -
RIO AGUARICO - LAGO AGRIO (SOTE)
- - - X Andes Petroleum
POZO 27 -OCP - - - X Andes/
Petroamazonas Repsol – YPF, 2010
Tabla 3.7. Ubicación de los cruces de tubería y DDV compartido
CRUCE CON TUBERÍAS DDV COMPARTIDO
SEGMENTO SUBSEGMENTO DISTANCIA (m) COMENTARIO
DISTANCIA POR
SEGMENTOS (m)
COMENTARIO
POMPEYA -SHUSHUFINDI
RIO NAPO SHUSHUFINDI
26 359 En la vía al POZO 25
2 783 – 32 965 Petroamazonas 28 542 En la vía al POZO A 25 29 333 En la vía al POZO 48 30 565 En la vía al POZO SSFD21
SHUSHUFINDI -RIO AGUARICO
30 Tubería de diluyente hacia
Refineria SSFD
- REPSOL - YPF
SHUSHUFINDI -LAGO AGRIO
538 En la vía al POZO SHSH 09 1 992 En la vía al POZO SHSH 43 4 546 En la vía al POZO SHSH 78
5 262 En la vía al POZO SHSH
14,58 6 580 En la vía al POZO SHSH 66 7 134 En la vía al POZO SHSH 49 7 922 En la vía al POZO SHSH 03 9 224 En la vía al POZO SHSH 54 11 840 En la vía al POZO SHSH 76 12 295 En la vía al POZO SHSH 59 13 945 En la vía al POZO AG 09 14 810 En la vía al POZO AG 10
RIO AGUARICO - LAGO AGRIO
(SOTE)
56 500 2 Tuberías perpendiculares al
oleoducto
23 373 – 56 273 Andes Petroleum 56 934 3 Tuberías perpendiculares al
oleoducto
56 807 1 Tubería perpendicular al
oleoducto
POZO 27 - OCP
880 Tuberías de Petroecuador
perpendiculares al oleoducto 0 – 10 000 Andes Petroleum
1 320 Tubería de 24 in.
perpendicular al oleoducto en el camino al pozo 21
5 300 - 10 000 Petroamazonas
Repsol – YPF, 2010
134
3.2.2.4. Topografía de la tubería
La información sobre la topografía es importante para determinar los puntos bajos
donde existe la probabilidad de corrosión interna por acumulación de sólidos y
agua.
La figura 3.13 muestra que todo el segmento SPF – NPF tiene una topografía muy
irregular. El punto más elevado (311,07 m) se encuentra a 44 306,34 m medidos
desde SPF. Y el punto más bajo (201,65 m) se encuentra a 10 045,67 m medidos
desde SPF.
La figura 3.14 muestra que el segmento NPF – POMPEYA es más irregular que la
del segmento anterior, se puede observar que a lo largo de todo el segmento
existen puntos con picos muy elevados junto a valles muy profundos. El punto
más elevado (314,24 m) se encuentra a 22 335,80 m medidos desde NPF. Y el
punto más bajo (206,20 m) se encuentra a 12 714,12 m medidos desde NPF.
La figura 3.15 muestra que el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI posee una
topografía muy regular con valles muy pronunciados. El punto más elevado
(291,36 m) se encuentra a 33 849,96 m medidos desde POMPEYA. Y el punto
más bajo (222,75 m) se encuentra a 1 770,66 m medidos desde NPF.
La figura 3.16 muestra que el segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO tiene
una topografía muy irregular, excepto desde SHUSHUFINDI hasta 2 000 m y
desde 9 000 – 15 000 m medidos desde SHUSHUFIND. El punto más elevado
(310,65 m) se encuentra a 49 525,03 m medidos desde SHUSHUFINDI. Y el
punto más bajo (226,78 m) se encuentra a 22 870,51m medidos desde
SHUSHUFINDI.
El segmento POZO 27 - OCP como se muestra en la figura 3.17 posee una
topografía muy irregular con picos y valles muy pronunciados. El punto más
elevado (309,77 m) se encuentra a 3 340,00 m medidos desde POZO 27. Y el
punto más bajo (282,53 m) se encuentra a 740,00 m medidos desde POZO 27.
135
135
Figura 3.13. Topografía del terreno en función de la distancia segmento SPF- NPF
Figura 3.14. Topografía del terreno en función de la distancia segmento NPF – POMPEYA
150
175
200
225
250
275
300
3250
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
Elevación (m)
Distancia SPF-NPF (m)
TOPOGRAFÍA SPF - NPF
200
220
240
260
280
300
320
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
Elevación (m)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
TOPOGRAFÍA NPF -POMPEYA
136
136
Figura 3.15. Topografía del terreno en función de la distancia segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI
Figura 3.16. Topografía del terreno en función de la distancia segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO
200
225
250
275
3000
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
Elevación (m)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
TOPOGRAFÍA POMPEYA -SHUSHUFINDI
200
250
300
350
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
Elevación (m)
Distancia SUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
TOPOGRAFÍA SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
137
Figura 3.17. Topografía del terreno en función de la distancia segmento POZO 27 – OCP
3.2.3. OPERACIÓN, MANTENIMIENTO INSPECCION, Y REPARACIÓN
3.2.3.1. Resultados de la inspección en línea
La herramienta utilizada fue de tipo MFL. Las especificaciones operativas de la
herramienta se muestran en la tabla 3.8.
Tabla 3.8. Especificaciones operativas de la Herramienta MFL
ESPECIFICACIONES OPERATIVAS TOLERANCIAS
Temperatura de la tubería Hasta 80 ° C (176 ° F)
Presión de la tubería Hasta 1,37 MPa (2 000 psi)
Velocidad óptima de la herramienta 1,6 km/h – 11,0 km/h
Medio líquido o gas
La herramienta MFL detectó defectos de corrosión de pérdida de metal desde
10% hasta 70% de pérdida de espesor de la pared. Pasada una profundidad del
70%, la corrosión es clasificada como 70%++. La precisión axial de la herramienta
es del +/-1%. La precisión en la medida de Profundidad es +/-25% con un 80% de
certeza. Los defectos se clasifican entre externos e internos por el porcentaje de
pérdida del espesor de la pared. La tabla 3.9 muestra un resumen de los defectos
encontrados. Es importante mencionar que el estudio fue realizado desde el SPF
hasta Lago Agrio (SOTE), es decir el segmento POZO 27 - OCP no fue
280
290
300
310
3200
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
Elevación (m)
Distancia POZO 27 - OCP (m)
TOPOGRAFÍA POZO 27 -OCP
138
inspeccionado debido a que no existía una herramienta adecuada para el
diámetro de este segmento, 609,6 mm y porque en el año en que se realizó la
inspección la tubería de este segmento era prácticamente nueva.
Tabla 3.9. Resumen de defectos detectados por la herramienta MFL
SEGMENTO DEFECTOS
SPF -NPF
% Perdida de Espesor
10 - 19%
20 -29%
30 -39%
40 -49%
50 -59%
60 -69%
70++ TOTAL
INTERNA 45 1 0 0 0 0 0 46 EXTERNA 276 35 3 0 0 1 0 315
TOTAL 321 36 3 0 0 1 0 361
NPF - POMPEYA
% Perdida de Espesor
10 - 19%
20 -29%
30 -39%
40 -49%
50 -59%
60 -69%
70++ TOTAL
INTERNA 173 11 2 0 0 0 0 186 EXTERNA 290 120 11 3 4 4 3 435
TOTAL 463 131 13 3 4 4 3 621
POMPEYA - SHUSHUFINDI
% Perdida de Espesor
10 - 19%
20 -29%
30 -39%
40 -49%
50 -59%
60 -69%
70++ TOTAL
INTERNA 25 2 0 0 0 0 0 27 EXTERNA 57 5 1 0 0 0 0 63
TOTAL 82 7 1 0 0 0 0 90
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
% Perdida de Espesor
10 - 19%
20 -29%
30 -39%
40 -49%
50 -59%
60 -69%
70++ TOTAL
INTERNA 16 1 1 0 0 0 0 18 EXTERNA 40 1 0 0 0 0 0 41
TOTAL 56 2 1 0 0 0 0 59
Las figuras 3.18, 3.19, 3.20 y 3.21 muestran la integración grafica de los defectos
de pérdida de espesor (externos e internos) en cada segmento del oleoducto
respectivamente. Existen dos ejes verticales en las figuras. El primero muestra el
espesor remanente (calculado en función del porcentaje de pérdida) y el segundo
muestra el porcentaje de pérdida de espesor de la pared (dado por el estudio
integrado). De esta manera los defectos encontrados por la inspección en línea
fueron ubicados en cada segmento
La figura 3.18 muestra que en el segmento SPF – NPF existen 361 defectos, de
los cuales 315 son externos y 46 son internos. La mayor cantidad de defectos
(externos e internos) se encuentran ubicados entre SPF y 40 000m medidos
desde SPF. La mayor cantidad de defectos que existen en este segmento tienen
un porcentaje de pérdida de espesor del 10 - 20% de la pared nominal. En la
figura se muestra 1 defecto externo como reparado, la evaluación y reparación de
los defectos será estudiada más adelante.
139
La figura 3.19 muestra que en el segmento NPF – POMPEYA existen 621
defectos, de los cuales 435 son externos y 186 son internos. La mayor cantidad
de defectos (externos e internos) se encuentran ubicados entre NPF y 34 000m
medidos desde NPF. La mayor cantidad de defectos que existen en este
segmento tienen un porcentaje de pérdida de espesor de 10 - 30% de la pared
nominal. En la figura 3.19 se muestran 14 defectos externos como reparado, la
evaluación y reparación de los defectos será estudiada más adelante.
La figura 3.20 muestra que en el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI existen
90 defectos, de los cuales 63 son externos y 27 son internos. La mayor cantidad
de defectos que existen en este segmento tienen un porcentaje de pérdida de
espesor de 10 - 20% de la pared nominal.
La figura 3.21 muestra que en el segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO
existen 59 defectos, de los cuales 41 son externos y 18 son internos. La mayor
cantidad de defectos que existen en este segmento tienen un porcentaje de
pérdida de espesor de 10 - 20% de la pared nominal.
Repsol - YPF utilizó dos criterios para la evaluación y reparación de defectos de
pérdida de espesor reparados que se muestran en la figura 3.18 y 3.19. Los
defectos reparados fueron aquellos que tienen un ERF mayor a 1 y un porcentaje
de pérdida de espesor mayor al 40%. La evaluación de los defectos fue estudiada
a profundidad en la evaluación de la resistencia mecánica remanente del
oleoducto.
140
140
Figura 3.18. Espesor remanente y pérdida de espesor de pared de los defectos de corrosión en función de la distancia segmento SPF – NPF
Figura 3.19. Espesor remanente y pérdida de espesor de pared de los defectos de corrosión en función de la distancia segmento NPF – POMPEYA
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Perdida de Espesor (%)Espesor Remanente (mm)
Distancia SPF- NPF (m)
Espesor Nominal 7,92mm
DEFECTOS EXTERNOS (315)DEFECTOS INTERNOS (46)
DEFECTOS REPARADOS (1)
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Perdida de Espesor (%)Espesor Remanente (mm)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Espesor Nominal 7,92mmDEFECTOS EXTERNOS (435)DEFECTOS INTERNOS (186)DEFECTOS REPARADOS(14)
141 |
141
Figura 3.20. Espesor remanente y pérdida de espesor de pared de los defectos de corrosión en función de la distancia segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI
Figura 3.21. Espesor remanente y pérdida de espesor de pared de los defectos de corrosión en función de la distancia segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (SOTE)
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Perdida de Espesor (%)Espesor Remanente (mm)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
Espesor Nominal 7,92mmDEFECTOS EXTERNOS (63)DEFECTOS INTERNOS (27)
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40
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100012345678
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Perdida de Espesor (%)Espesor Remanente (mm)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Espesro Nominal 7,92mm
DEFECTOS EXTERNOS (41)
DEFECTOS INTERNOS (18)
142
3.2.3.2. Temperatura de Operación
Los datos de temperatura de operación obtenidos en el SPF, NPF, y en la
estación de Bombeo de Shushufindi se resumen en la tabla 3.10.
Tabla 3.10. Temperatura de operación de cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUBSEGMENTO T (°C) T (°F)
SPF – NPF
SPF - RIO YASUNÍ 93 200 RIO YASUNÍ - AMO A 66 150 AMO A - RIO KM 80 66 150
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 66 150 RIO TIVACUNO - NPF 43 110
NPF – POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 88 190
RIO TIPUTINI POMPEYA 82 180
POMPEYA – SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 79 175
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 66 150
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 66 150
RIO AGUARICO - POZO 27 54 130 POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 38 100
POZO 27 – OCP POZO 27 – OCP 43 110
3.2.3.3. Presión de operación
El perfil de presión de operación obtenido en el SPF, NPF, y en la estación de
Bombeo de Shushufindi se resume en la tabla 3.11.
Tabla 3.11. Presión de operación de cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUBSEGMENTO P (MPa) P (psi)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 4,8 700 RIO YASUNÍ - AMO A 3,4 500 AMO A - RIO KM 80 3,4 500
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 3,4 500 RIO TIVACUNO - NPF 2,1 300
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 7,6 1 100
RIO TIPUTINI POMPEYA 6,9 1 000
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 5,2 750
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 2,8 400
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 5,5 800 RIO AGUARICO - POZO 27 2,8 400
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 0,3 50 POZO 27 - OCP POZO 27 – OCP 0,7 100
143
3.2.3.4. Máxima presión de operación permisible (MAOP)
Los valores de MAOP (máxima presión de operación permisible) fueron tomados
de válvulas ESDV existentes en cada lanzador. Y se determinó que la presión
máxima que puedan dar estas válvulas es la MAOP del sistema ya que en caso
de que la presión del sistema supera el valor que dan las válvulas, estas se
cierran para evitar el paso de fluido (sobrepresión), dándole al sistema seguridad
Tabla 3.12. Máxima presión de operación del oleoducto por segmentos
SEGMENTO MAOP (MPa) MAOP (psi)
SPF – NPF 8,3 1 200
NPF – POMPEYA 9,1 1 320
POMPEYA – SHUSHUFINDI 9,0 1 300
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 9,0 1 307
POZO 27 – OCP 1,9 270
3.2.3.5. Estaciones de Bombeo y válvulas ESDV
El Sistema de Bombeo instalado en el SPF y en el NPF consta de dos grupos de
bombas: 5 bombas booster y 5 bombas de transferencia. Las bombas booster,
reciben el crudo desde tanques de almacenamiento. Las bombas de transferencia
reciben el crudo desde las bombas booster. La tabla 3.13 muestra las presiones
de succión y descarga de estas bombas. La planta del SPF puede almacenar
crudo sin interrumpir las operaciones durante 26 horas, y la planta del NPF puede
almacenar el crudo durante 40 horas. En Pompeya se encuentra la estación de
re-bombeo que permite enviar hacia Shushufindi el crudo que viene desde el NPF
y consta de 4 bombas de transferencia de crudo. La tabla 3.13 muestra las
presiones de succión y descarga de estas bombas. La Estación de Bombeo de
Shushufindi permite bombear a la Estación de Lago Agrio y a las facilidades de
OCP el crudo enviado desde NPF- Pompeya, mediante 4 bombas de
transferencia de crudo. La tabla 3.13 muestra las presiones de succión y descarga
de estas bombas. Las válvulas ESDV actúan como dispositivos de seguridad
144
como se mencionó anteriormente. La presión de cierre de cada una de las
válvulas ESDV ubicadas anteriormente en cada segmento se muestra en la tabla
3.14.
Tabla 3.13. Presión de succión y de descarga en las estaciones de Bombeo
Estaciones de Bombeo
Bombas Booster Bombas de Transferencia
Presión de Succión MPa (psi)
Presión de Descarga MPa (psi)
Presión de Succión MPa
(psi)
Presión de Descarga MPa
(psi)
SPF 0,069 -
0,103 (10 - 15) 0,414 – 0,896 (60 - 130)
0,414 – 0,896 (60 - 130)
3,103 – 9,308 (450 – 1 350)
NPF 0,055 (8) 0,689 (100) 0,689 (100) 7,929 (1 150) POMPEYA - - 4,454 (646) 8,756 (1 270)
SHUSHUFINDI - - 0,586 (85) 6,550 (950)
Tabla 3.14. Presión de cierre de las válvulas ESDV
SEGMENTO IDENTIFICACION ETIQUETA
REPSOL - YPF PRESIÓN DE
CIERRE (MPa) PRESIÓN DE CIERRE (psi)
SPF – NPF ESDV-902 0,172 25 ESDV-701 0,379 55 ESDV-801 0,248 36
NPF – POMPEYA ESDV NPF/POMPEYA 0,241 35 POMPEYA – SHUSHUFINDI ESDV POMPEYA S/N 0,241 35
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO ESDV AGUARICO 0,138 20
3.2.3.6. Ratas de Flujo
Los datos de flujo diario que circula por cada segmento se muestran en la tabla
3.15.
3.2.3.7.Condiciones y datos atmosféricos
El oleoducto se encuentra en la región Amazónica, provincia de Orellana y
Sucumbíos, zona con clima húmedo tropical lluvioso, con altas precipitaciones,
elevada humedad y temperaturas que no varían significativamente entre el
invierno y el verano. Las condiciones atmosféricas y temperatura ambiente se
resumen en la tabla 3.16.
145
Tabla 3.15. Ratas de flujo de cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUBSEGMENTO RATA DE FLUJO
(barriles/día) RATA DE
FLUJO (m3/s)
SPF –NPF
SPF - RIO YASUNÍ 25 000 0,046 RIO YASUNÍ - AMO A 25 000 0,046 AMO A - RIO KM 80 25 000 0,046
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 25 000 0,046 RIO TIVACUNO - NPF 25 000 0,046
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 40 000 0,074
RIO TIPUTINI POMPEYA 40 000 0,074
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 40 000 0,074
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 40 000 0,074
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 40 000 0,074
RIO AGUARICO - POZO 27 40 000 0,074 POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 652,74 0,001
POZO 27 – OCP 40 000 0,074
Tabla 3.16. Condiciones atmosféricas y temperatura ambiente
CONDICIONES ATMOSFÉRICAS
TEMPERATURA AMBIENTE PRESIÓN
BAROMÉTRICA HUMEDAD RELATIVA
Bulbo Seco Bulbo Seco MPa (Psia) %
°C °F °C ºF
Máxima Diseño 39 102 36 97 0,09 (14,32) 99,90%
Promedio Diseño (Verano / Invierno)
35/27 95/80 28/25 82/78 - 90,40%
Mínima Diseño 15 59 14 57 0,09 (14,02) -
Promedio 30/27 85/80 26/25 79/77 - -
3.2.3.8. Contenido de la línea
El contenido de agua y sólidos (BS&W) es uno de los parámetros más
importantes que se toman en cuenta. El crudo ingresa a las plantas de
deshidratación (SPF y NPF) con un contenido de agua de entre el 90 y 95% en
volumen, en ellas se retira el agua hasta obtener un crudo con 0,1 – 0,5%
volumen de BS&W valor que se controla diariamente antes del envío tanto en el
SPF como en el NPF. Adicionalmente se integró la siguiente información: La
temperatura de ebullición normal del crudo pesado es 530 ºC (981 °F), y la
temperatura de auto ignición del crudo pesado es 205 ºC (400 °F). La información
de la hoja de seguridad indica: Ojos: Irritación moderada, piel: Irritación moderada;
causa enrojecimiento y resequedad de la piel, Inhalación: Causa dolores de
146
cabeza, inconsciencia, mareo, Ingestión: Fuerte irritación de la garganta y del
estómago. Pérdida de la consciencia, convulsiones, y vomito. La información
sobre el contenido de la línea se resume en la tabla 3.17.
Tabla 3.17. Contenido del Oleoducto principal de Repsol - YPF
ANALISIS MUESTRA OCP UNIDAD
TEMPERATURA OBSERVADA 25 (76,5) °C, (°F)
API OBSERVADO 15,8 Unidad
API 60/60°F 14,9 Unidad
BS&W (basic sediments and water) 0,282 %Volumen
AZUFRE 2,69 %m/m
VISCOSIDAD CINEMÁTICA A 80°F 6 655,5 cSt
3.2.3.9. Inspección de la protección catódica
El oleoducto utiliza protección catódica de corriente impresa . Los rectificadores
que alimentan los diferentes sistemas de protección catódica tienen como máximo
de salida de corriente 60 A y de voltaje 60 V. Existen 6 rectificadores (SPF - AMO
A 12 ánodos, AMO A – NPF 13 ánodos, NPF – POMPEYA, POMPEYA-
SHUSHUFINDI 12 ánodos, SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO Y POZO 27 – OCP 2
ánodos) que alimentan el sistema de protección catódica del oleoducto. Se
encuentran en buen estado, y se inspeccionan cada 3 meses.
El monitoreo de los sistemas de protección catódica se realizó en cada poste del
recorrido en consideración a los criterios de la norma NACE SP0169 Control de
la corrosión externa en tuberías enterradas o sumer gidas. Para la aplicación
del criterio dado en esta norma se utilizaron los datos de temperatura de la tabla
3.10. Se determinó una temperatura media en cada segmento tal como se
muestra en la tabla 3.18 y así se aplicó el criterio, ya que la temperatura es un
factor crítico que influye en el nivel de polarización adecuado (protección eficiente)
como lo dice la teoría. Si la temperatura es mayor a 60 ºC se aplicó el criterio de –
0,95 V y si la temperatura es menor a 60 ºC, el de -0,85 V.
147
Tabla 3.18. Criterio de polarización catódica respecto a la temperatura de operación
SEGMENTO T Promedio (°C) Criterio NACE (V)
SPF – NPF 67 -0,95
NPF – POMPEYA 85 -0,95
POMPEYA - SHUSHUFINDI 73 -0,95
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 53 -0,85
POZO 27 – OCP 43 -0,85
La integración grafica fue realizada con los potenciales OFF de cada poste versus
la distancia en metros por segmentos, debido a que esta medida es la que se
acerca más al potencial (voltaje) de polarización ya que no considera las caídas
de voltaje (IR) y así permite evaluar el estado real de la protección catódica.
La figura 3.22 (a) muestra los estudios poste a poste en el segmento SPF - NPF
2005 y la figura 3.22 (b) muestra los estudios poste a poste en el segmento SPF -
NPF 2009. Estas muestran los puntos en los que el potencial de polarización esta
sobre o bajo el criterio de -0,95 V. La figura 3.22 (a) muestra que la zona con
mayor deficiencia en la protección catódica era la comprendida entre el poste
7 + 000 - AMO A – poste 41 + 000 ya que sus potenciales OFF tienen valores
menores al criterio -0,95 V (valores menores en este caso quieren decir menos
negativos). La figura 3.22 (b) muestra que la zona con mayor deficiencia en la
protección catódica en el año 2009 era la comprendida entre el poste 13+060 -
AMO A, y la más crítica se encuentra desde el poste 3 + 080 hasta AMO A. Es
importante mencionar que en este estudio fue identificado el poste 1 + 000, el
mismo que no fue identificado en el estudio de 2005. Las zona con deficiencia de
protección catódica en los dos estudios es prácticamente la misma es decir desde
SPF hasta AMO A, a pesar de que en 2008 se instaló el nuevo rectificador y
nuevas camas anódicas, lo que muestra que existe una fuga de corriente o una
posible interferencia en esta zona.
La figura 3.23 (a) y (b) muestran los estudios poste a poste en el segmento NPF -
POMPEYA. Estas muestran que tanto en el estudio del 2005 como en el estudio
de 2009 no existen puntos donde el potencial de polarización este fuera del
148
criterio NACE de -0,95 V. Es decir este segmento se encuentra adecuadamente
protegido.
La figura 3.24 (a) y (b) muestran los estudios poste a poste en el segmento
POMPEYA - SHUSHUFINDI 2005 y 2009 respectivamente. La figura 3.24 (a)
muestra que la zona con mayor deficiencia en la protección catódica es desde
POMPEYA hasta el poste 10+015. La figura 3.24 (b) muestra que el potencial de
protección catódica en el poste 30 + 700 se encuentra bajo el criterio de
protección catódica. La diferencia entre las zonas con deficiencia de protección
catódica entre los estudios 2005 y 2009 se explica por la instalación de una
interconexión entre el oleoducto y la tubería de Petroamazonas, esto se explicará
más a fondo en la integración del estudio CIPS.
La figura 3.25 (a) y (b) muestra los estudios poste a poste en el segmento
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO 2005 y 2009 respectivamente. Cabe recalcar que
desde este punto el criterio en este segmento es de -0,85 V. La figura 3.25 (a)
muestra que la zona con deficiencia de protección catódica en el segmento
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO es la comprendida entre el poste 50+369 y el
poste 46+220. La figura 3.25 (b) muestra que los potenciales de protección
catódica en todo este segmento se encuentran sobre la línea de criterio de -0,85
V.
La figura 3.26 (a) y (b) muestra los estudios poste a poste en el segmento POZO
27 - OCP 2005 y 2009 respectivamente. Las graficas muestran que tanto en el
estudio del 2005 como en el estudio de 2009 no existen puntos donde el potencial
de polarización este fuera del criterio NACE de -0,85 V. Es decir este segmento
se encuentra adecuadamente protegido.
Los tramos en los que se realizó el estudio CIPS y cuya información fue integrada
son:
• POMPEYA – SHUSHUFINDI: desde el poste de prueba 32+700 -28+700, es
decir desde 2 888,8 m – 6 888,8 m medidos desde Pompeya.
149
• SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO: desde SHUSHUFINDI hasta el poste de
prueba 52+339, es decir desde 0 – 4 546 m medidos desde SHUSHUFINDI.
La figura 3.27 muestra el estudio CIPS, para el segmento POMPEYA -
SHUSHUFINDI (32+700 – 28+700), potencial OFF vs distancia en metros. En ella
se puede observar que los puntos con deficiencia en la protección catódica. La
figura muestra que la zona más difícil de proteger catódicamente es la
comprendida entre 3 200 y 5 400 m medidos desde Pompeya. Los resultados que
arrojaron los estudios CIPS 2007 y poste a poste 2005 muestran que el tramo
entre el poste 32 + 700 y el poste 28 + 700 en este segmento tenía graves
problemas de deficiencia en la protección catódica, esto se debe a que por ese
punto existe una interferencia en la protección catódica debido a la presencia de
una tubería de Petroamazonas. Es por ello que en 2008 se instaló una
interconexión entre las dos tuberías (conexión eléctrica entre las dos tuberías que
permiten regular el flujo de corriente). De esta manera se mitigó este problema en
el sistema de protección catódica, lo que se puede evidenciar en la gráfica del
estudio poste a poste 2009. (Figura 3.24 (b)).
La figura 3.28 muestra el estudio CIPS para el segmento SHUSHUFINDI –LAGO
AGRIO (0 - 52+339). Se observa que el potencial de polarización se sitúa por
encima del criterio de -0,85 V, y que al acercarse al poste 55+085 los potenciales
se encuentran bajo este criterio. En el tramo desde SSFD hasta el poste de
prueba 55+085 (1 800 m medidos desde Shushufindi) el perfil de potenciales OFF
presenta variaciones, especialmente donde la tubería atraviesa por la zona
poblada de Sushufindi, lo que se atribuye a un mal contacto del electrodo de
referencia sobre las calles como se muestra en la figura 3.28, pero dichos valores
se encuentran por encima de los -0,85 V, es decir el oleoducto se encuentra
protegido catódicamente. A pocos metros de la Estación Shushufindi los
potenciales OFF se encuentran bajo el criterio de protección lo que puede ser
asociado a cruces con otras tuberías ajenas.
150
150
(a)
(b)
Figura 3.22. Potencial OFF en función de la distancia segmento SPF – NPF (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste a Poste 2009
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POTENCIAL OFF (V)
Distancia SPF - NPF (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
FUERA DE CRITERIO
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1
-00
1
-00
1-
001
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
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1
-00
1-
001
-00
1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1-
001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
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00
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18 0
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26 0
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00
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46 0
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58 0
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60 0
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64 0
00
66 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia SPF - NPF (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
FUERA DE CRITERIO
151
151
(a)
(b)
Figura 3.23. Potencial OFF en función de la distancia segmento NPF – POMPEYA (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste a Poste
2009
-00
2
-00
2
-00
2
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2
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
-00
1
-00
1
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1
-00
1
- 002
- 002
- 002
- 002
- 001
- 001
- 001
- 001
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
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00
18 0
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20 0
00
22 0
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24 0
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26 0
00
28 0
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30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
-00
1
-00
1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
-00
1
-00
1
-00
1
- 001- 001- 001- 001- 001- 001- 001- 001- 001
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
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12 0
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14 0
00
16 0
00
18 0
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20 0
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22 0
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24 0
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26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
152
152
(a)
(b)
Figura 3.24. Potencial OFF en función de la distancia segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio
Poste a Poste 2009
-00
1
-00
1 -00
1
-00
1-
001 -00
1
-00
1 -00
1
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1
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1
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1
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1
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1
-00
1
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1
-00
1
-00
1
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
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5 00
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6 00
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7 00
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8 00
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9 00
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11 0
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12 0
00
13 0
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15 0
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17 0
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18 0
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19 0
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21 0
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22 0
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25 0
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26 0
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29 0
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35 0
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POTENCIAL OFF (V)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
FUERA DE CRITERIO
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1
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1
-00
1
-00
1-
001
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
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1
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
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8 00
0
9 00
0
10 0
00
11 0
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12 0
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13 0
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14 0
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15 0
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16 0
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17 0
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18 0
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19 0
00
20 0
00
21 0
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22 0
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24 0
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26 0
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27 0
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28 0
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29 0
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30 0
00
31 0
00
32 0
00
33 0
00
34 0
00
35 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
FUERA DE CRITERIO
153
153
(a)
(b)
Figura 3.25. Potencial OFF en función de la distancia segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b)
Estudio Poste a Poste 2009
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
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1
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1
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1
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1
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1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1-
001
-00
1
-00
1
-00
1
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
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24 0
00
26 0
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28 0
00
30 0
00
32 0
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36 0
00
38 0
00
40 0
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42 0
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44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
FUERA DE CRITERIO
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1 -00
1
-00
1
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1
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1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
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1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1-
001
-00
1
-00
1
-00
1
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
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14 0
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16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
154
154
(a)
(b)
Figura 3.26. Potencial OFF en función de la distancia segmento POZO 27 – OCP (a) Estudio Poste a Poste 2005, (b) Estudio Poste a Poste
2009
-00
1 -00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
020
040
060
080
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000
1 20
01
400
1 60
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800
2 00
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200
2 40
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600
2 80
03
000
3 20
03
400
3 60
03
800
4 00
04
200
4 40
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4 80
05
000
5 20
05
400
5 60
05
800
6 00
06
200
6 40
06
600
6 80
07
000
7 20
07
400
7 60
07
800
8 00
08
200
8 40
08
600
8 80
09
000
9 20
09
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9 60
09
800
10 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia POZO 27 - OCP (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
-00
1 -00
1
-00
1
-00
1
-00
1
-00
1-
001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
020
040
060
080
01
000
1 20
01
400
1 60
01
800
2 00
02
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2 40
02
600
2 80
03
000
3 20
03
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3 60
03
800
4 00
04
200
4 40
04
600
4 80
05
000
5 20
05
400
5 60
05
800
6 00
06
200
6 40
06
600
6 80
07
000
7 20
07
400
7 60
07
800
8 00
08
200
8 40
08
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8 80
09
000
9 20
09
400
9 60
09
800
10 0
00
POTENCIAL OFF (V)
Distancia POZO 27 - OCP (m)
POTENCIAL OFF (V)
CRITERIO OFF NACE (V)
155
155
Figura 3.27. Potencial OFF en función de la distancia segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI (Tramo 32+700 – 28+700), estudio CIPS
Figura 3.28. Potencial OFF en función de la distancia segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (Tramo SHUSHUFINDI – 52+339), estudio CIPS
32+700 32+000 28+700
- 001
- 001
- 001
- 001
000
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
11 0
00
12 0
00
13 0
00
14 0
00
15 0
00
16 0
00
17 0
00
18 0
00
19 0
00
20 0
00
21 0
00
22 0
00
23 0
00
24 0
00
25 0
00
26 0
00
27 0
00
28 0
00
29 0
00
30 0
00
31 0
00
32 0
00
33 0
00
34 0
00
35 0
00
Potencial OFF (V)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
CRITERIO OFF NACE (V)
Potencial OFF
POSTES
55+085 52+339
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
- 001
01
000
2 00
03
000
4 00
05
000
6 00
07
000
8 00
09
000
10 0
0011
000
12 0
0013
000
14 0
0015
000
16 0
0017
000
18 0
0019
000
20 0
0021
000
22 0
0023
000
24 0
0025
000
26 0
0027
000
28 0
0029
000
30 0
0031
000
32 0
0033
000
34 0
0035
000
36 0
0037
000
38 0
0039
000
40 0
0041
000
42 0
0043
000
44 0
0045
000
46 0
0047
000
48 0
0049
000
50 0
0051
000
52 0
0053
000
54 0
0055
000
56 0
0057
000
Potencial OFF (V)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Potencial OFF
CRITERIO OFF NACE (V)
Postes
156
3.2.3.10. Inspección y condición del recubrimiento
La información integrada sobre el estudio DCVD permite graficar los defectos por
segmentos tal como se muestran en las figuras 3.29, 3.30, 3.31, 3.32 y 3.33
respectivamente. Las figuras muestran por segmentos, el %IR en función de la
distancia lo que permite categorizar los defectos. Adicionalmente el código de
colores permite clasificar estos defectos como C/C (verde), C/A (amarillo) o A/A
(rojo). La información de las figuras se resume en las tablas 3.19 y 3.20.
Tabla 3.19. Defectos del recubrimiento clasificados por el %IR
SEGMENTO CATEGORIA %IR
1 - 15% 16 - 35% 36 - 60% 61 - 100% TOTAL
SPF - NPF 129 9 1 0 139
NPF - POMPEYA 59 10 1 0 70
POMPEYA - SHUSHUFINDI 17 0 0 1 18
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 14 4 2 1 21
POZO 27 - OCP 1 1 1 0 3
TOTAL 220 24 5 2 251
Tabla 3.20. Defectos del recubrimiento clasificados por el criterio C/C, C/A o A/A
SEGMENTO C/C C/A A/A TOTAL
SPF - NPF 108 29 2 139
NPF - POMPEYA 53 15 2 70
POMPEYA - SHUSHUFINDI 16 2 0 18
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 17 3 1 21
POZO 27 - OCP 2 1 0 3
TOTAL 196 50 5 251
En el segmento SPF – NPF la mayor cantidad de defectos (129) corresponden a
la categoría 1 – 15% IR, y son defectos considerados de poca importancia, su
reparación no es urgente, debido a que el metal está protegido por el sistema de
protección catódica. Se encuentran a lo largo de toda la longitud del segmento,
pero se concentran desde el SPF hasta 20 000 m medidos desde SPF, y desde
34 000 m hasta el NPF. Es importante mencionar que según los estudios Poste a
157
Poste la distancia desde SPF hasta AMO A (13 000 m desde SPF) tiene
deficiencias en la protección catódica. En este segmento existen 9 defectos que
corresponde a la categoría 16 – 35% IR que según la teoría no representan
peligro alguno ya que generalmente están protegidos por la protección catódica
pero que las fluctuaciones en los niveles de protección pueden alterarlos y
permitir que continúe el deterioro del recubrimiento. Finalmente la figura muestra
que existe 1 defecto que corresponde a la categoría 36 – 60% IR, ubicado a
62 571,65 m del SPF. Este tipo de defectos son considerados como de reparación
inmediata ya que debido a la cantidad de metal expuesto son grandes
consumidores de la corriente de protección catódica.
En el segmento NPF – POMPEYA la mayor cantidad de defectos (59)
corresponden a la categoría 1 – 15% IR. Este tipo de defectos se encuentran a lo
largo de toda la longitud del segmento, sin embargo se concentran desde 4 000 -
15 000 m medidos desde NPF. Este segmento por otro lado no tiene deficiencias
en la protección catódica. En este segmento existen también 10 defectos que
corresponde a la categoría 16 – 35% IR. Finalmente la figura muestra que existe 1
defecto que corresponde a la categoría 36 – 60% IR, que debe ser considerados
para reparación inmediata, y se encuentra ubicado a 2 527,015 m del NPF.
En el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI la mayor cantidad de defectos (17)
corresponden a la categoría 1 – 15% IR, considerados de poca importancia, que
se concentran desde 26 000 hasta 3 000 m medidos desde SHUSHUFINDI. Es
importante recalcar que este segmento tenía graves deficiencias en la protección
catódica, desde POMPEYA hasta 25 500 m de POMPEYA, los cuales según el
estudio poste a poste 2 009 fueron rectificados y el segmento solo posee
problemas en el poste ubicado a 4 893,60 m medidos desde POMPEYA. Existen
además 1 defecto que corresponde a la categoría 61 – 100% IR ubicado a
35 256,49 m de POMPEYA, que debe ser reparado de inmediato ya que
representa un daño masivo del recubrimiento, produce consumo de la corriente de
protección catódica y representa un gran peligro para la integridad mecánica de la
tubería.
158
En el segmento SUSHUFINDI – LAGO AGRIO la mayor cantidad de defectos
(14) corresponden a la categoría 1 – 15% IR, que se encuentran a lo largo de toda
la longitud del segmento. Existen 4 defectos que corresponde a la categoría
16 - 35% IR que no representan peligro alguno ya que generalmente están
protegidos por la protección catódica. Es importante mencionar que según el
estudio poste a poste del año 2009 este segmento no tiene deficiencias en la
protección catódica.
En el segmento POZO 27 – OCP se detectó 1 defecto con 1 – 15% IR, 1 defecto
con 16 – 35% IR y 1 defecto con 36 – 60% IR. El tercer defecto es el más crítico
debe ser considerado para reparación inmediata y se encuentra ubicado a
9 510,12m medidos desde el Pozo 27.
La tabla 3.20 muestra la segunda clasificación de los defectos del recubrimiento
detectados por el estudio DCVG. Esta segunda clasificación es más rígida ya que
determinan un mayor número de defectos que requieren reparación en cada
segmento:
En el segmento SPF – NPF se detectaron 108 defectos clasificados como C/C, es
decir están protegidos por el sistema de protección catódica encendido y
permanecen polarizados si el sistema está apagado. Se detectaron 29 defectos
clasificados como C/A que son defectos que están protegidos mientras que el
sistema esta encendido, pero se convierten en puntos anódicos cuando el sistema
de protección catódica es interrumpido. Y finalmente los 2 defectos clasificados
como A/A los cuales que no reciben protección cuando el sistema de protección
esta encendido o apagado. Los defectos en el recubrimiento clasificados en la
segunda y tercera categoría requieren reparación inmediata. La ubicación de
estos defectos se muestra en la figura 3.29 y se diferencia por el código de
colores utilizado. Se puede observar que los defectos clasificados como C/A están
localizados y se concentran entre 0 y 1 800 m (zona con deficiencia en la
protección catódica) y a 65 000 m desde el SPF. Los defectos más críticos
clasificados como A/A se ubican exactamente a 347,48 y 6 534,49 m medios
desde el SPF.
159
En el segmento NPF – POMPEYA se detectaron 53 defectos clasificados como
C/C, 15 defectos clasificados como C/A y 2 defectos clasificados como A/A. Los
defectos en el recubrimiento clasificados en la segunda y tercera categoría
requieren reparación inmediata. La ubicación de estos defectos se muestra en la
figura 3.30 y se diferencia por el código de colores utilizado. Se puede observar
que los defectos clasificados como C/A están localizados y se concentran entre 0
y 22 000 m medidos desde NPF. Los defectos más críticos clasificados como A/A
se ubican exactamente a 2,94 y 4,40 m medios desde el NPF.
En el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI se detectaron 16 defectos
clasificados como C/C y 2 defectos clasificados como C/A. Los defectos en el
recubrimiento clasificados en la segunda categoría requieren reparación
inmediata. La ubicación de estos defectos se muestra en la figura 3.31 a 30 112,5
y 34 782,7 m medios desde POMPEYA.
En el segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO se detectaron 17 defectos C/C,
3 C/A, 1 A/A. Los defectos en el recubrimiento clasificados como C/A y A/A
requieren reparación inmediata. La ubicación de estos defectos se muestra en la
figura 3.32 y se diferencia por el código de colores utilizado. Se puede observar
que los defectos clasificados como C/A están ubicados a 3 021,55, 9 289,57, 22
988,19 m y el defecto clasificado como A/A se ubica a 1 749,40m medios desde el
SHUSHUFINDI.
En el segmento POZO 27 – OCP se detectaron 2 defectos C/C y 1 defecto C/A.
La ubicación de estos defectos se muestra en la figura 3.33. El defecto clasificado
como C/A está ubicado a 7714,99 m medidos desde el POZO 27.
La figura 3.33 correspondiente al estudio PCM, muestra que en el tramo del km
32+700 al 30+700 del segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI se encontraron 8
defectos del recubrimiento y en el tramo del km 30+700 al 28+700 se encontraron
7 defectos del recubrimiento.
160
160
Figura 3.29. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento SPF – NPF
Figura 3.30. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento NPF – POMPEYA
0
20
40
60
80
1000
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
%IR
Distancia SPF - NPF (m)
CATÓDICO/CATÓDICO (108)
CATÓDICO/ANÓDICO(29)
ANÓDICO/ANÓDICO (2)
Postes
CATEGORIA 1 1-15% IR (128)
CATEGORIA 2 16-35% IR (10)
CATEGORIA 3 36-60% IR (1)
CATEGORIA 4 61-15% IR (0)
0
20
40
60
80
100
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
%IR
Distancia NPF - POMPEYA (m)
CATÓDICO/CATÓDICO (53)CATÓDICO/ANÓDICO(15)
ANÓDICO/ANÓDICO (2)
Postes
CATEGORIA 1 1-15% IR (59)CATEGORIA 2 16-35% IR (10)CATEGORIA 3 36-60% IR (1)CATEGORIA 4 61-100% IR (0)
161
161
Figura 3.31. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI
Figura 3.32. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento SHUSHUFINDI – L.AGRIO
0
20
40
60
80
1000
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
%IR
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
CATÓDICO/CATÓDICO (16)CATÓDICO/ANÓDICO (2)
ANÓDICO/ANÓDICO (0)
Postes
CATEGORIA 1 1-15% IR (17)CATEGORIA 2 16-35% IR (0)CATEGORIA 3 36-60% IR (0)CATEGORIA 4 61-100% IR (1)
0
20
40
60
80
100
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
%IR
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO(m)
CATÓDICO/CATÓDICO (17)CATÓDICO/ANÓDICO (3)
ANÓDICO/ANÓDICO (1)
Postes
CATEGORIA 1 1-15% IR (14)CATEGORIA 2 16-35% IR (4)CATEGORIA 3 36-60% IR (2)CATEGORIA 4 61-100% IR (1)
162
Figura 3.33. Ubicación y clasificación de los defectos en el recubrimiento, estudio DCVG segmento POZO 27 – OCP
Figura 3.34. Ubicación de los defectos en el recubrimiento, estudio PCM, segmento POMPEYA –SHUSHUFINDI
3.2.3.11. Procedimientos de operación
Existen procedimientos para toda actividad, estos son los procedimientos de
operación que dependen de la función de cada persona relacionada con la
operación del oleoducto. Entre los procedimientos existentes se pueden destacar:
Operación y mantenimiento de válvulas, Mantenimiento del oleoducto, envío de
PIGS de limpieza, Inspección y calibración de válvulas ESDV, operación y
mantenimiento de bombas, Mantenimiento del DDV, Calibración de los medidores
de flujo, Inspección y mantenimiento de la protección catódica, patrullaje del
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1000
400
800
1 20
0
1 60
0
2 00
0
2 40
0
2 80
0
3 20
0
3 60
0
4 00
0
4 40
0
4 80
0
5 20
0
5 60
0
6 00
0
6 40
0
6 80
0
7 20
0
7 60
0
8 00
0
8 40
0
8 80
0
9 20
0
9 60
0
10 0
00
%IR
Distancia POZO 27 - OCP (m)
CATÓDICO/CATÓDICO (2)CATÓDICO/ANÓDICO (1)ANÓDICO/ANÓDICO (0)Postes
CATEGORIA 1 1-15% IR (1)CATEGORIA 2 16-35% IR (1)CATEGORIA 3 36-60% IR (1)CATEGORIA 4 61-100% IR (0)
0.560.580.600.620.640.660.680.70
2 80
0
3 00
0
3 20
0
3 40
0
3 60
0
3 80
0
4 00
0
4 20
0
4 40
0
4 60
0
4 80
0
5 00
0
5 20
0
5 40
0
5 60
0
5 80
0
6 00
0
6 20
0
6 40
0
6 60
0
6 80
0
dbmA
Distancia POSTE 32+700-POSTE 28+700 segmento POMPEY A -SHUSHUFINDI (m)
DEFECTOS DEL RECUBRIMIENTO (15)
163
derecho de vía, Control de corrosión, Reparación del recubrimiento, Inspección
del recubrimiento, aplicación del recubrimiento, aislamiento de equipos, plan de
respuesta a emergencias, Capacitación continua de los operadores, análisis de
riesgos laborales y medioambientales (ADR), ordenes de trabajo (OT). Todos los
procedimientos están escritos y son entregados a los responsables de cada
actividad. También existen procesos de capacitación y pruebas antidrogas y
alcoholemia para asegurar una operación adecuada y segura.
3.2.3.12. Mantenimiento del Oleoducto
El envío de chanchos de limpieza se realiza cada dos meses en los 5
segmentos del oleoducto para darle mantenimiento, se utilizan: PIG DE COPAS,
PIG DE CEPILLOS, POLLY PIG. El envío de PIGS de limpieza se complementa
con la evaluación de la condición física de la herramienta antes y después de la
corrida. Se evalúa el estado del PIG antes y después del envío. La tabla 3.21
muestra un resumen del envío de PIG de limpieza. El envío de biocida solo se
realiza en el segmento SPF – NPF, se realiza con la misma frecuencia que el
envío de chanchos de limpieza. El biocida que se manda es BAC 98 y la cantidad
que se envía es 0,037 m3. No se realiza ningún estudio de cultivo de bacterias ni
de efectividad del biocida.
3.2.3.13. Reparaciones
Los defectos de pérdida de espesor de la tabla 3.22 fueron reparados. La
reparación fue realizada con camisas de tipo B de 406,4 mm (16 in) de diámetro
externo, con una longitud de 1,2 m (4 ft.), SMYS 413,68 MPa (60 000 psi). La
información entregada por Repsol – YPF fue que el tiempo que se demora la
reparación de una rotura en el oleoducto es de 20 h y en el caso de que la fuga
ser por un orificio es de 4 h.
164
Tabla 3. 21. Datos del recorrido de PIG de limpieza
AÑO CORRIDA FECHA SEG. PIG EVALUACIÓN DE
LA CABEZA
EVALUACIÓN DEL ESTADO DE LAS
COPAS/CEPILLOS
EVALUACIÓN DEL CUERPO DEL PIG
SALIDA LLEGADA SALIDA LLEGADA SALIDA LLEGADA
20
09
I
19-Jan-09 1 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
24-Jan-09 2 P/C 4 4 4 4 4 4
25-Jan-09 3 P/C 4 1 4 4 4 4
26-Jan-09 4 P/C 1 1 4 1 4 1
11-Feb-10 5 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
II
17-Mar-09 1 P/C 4 4 4 4 4 4
22-Mar-09 2 P/C 4 4 4 4 4 4
23-Mar-09 3 P/C 4 4 4 4 4 4
- 4 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
16-Apr-09 5 P/U N/D N/D N/D N/D N/D N/D
III
15-May-09 1 P/C 4 4 4 4 4 4
17-May-09 2 P/C 4 4 4 4 4 4
16-May-09 3 P/C 4 4 4 4 4 4
- 4 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
14-Jun-09 5 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
IV
18-Jul-09 1 P/C 1 1 4 4 4 4
22-Jul-09 2 P/C 1 1 4 4 4 4
23-Jul-09 3 P/C 4 N/D N/D N/D N/D N/D
12-Jul-09 4 P/P N/A N/A N/A N/A N/A N/A
11-Jul-09 5 P/U 4 4 4 4 4 4
V
13-Sep-09 1 N/D N/D N/D N/D
18-Sep-09 2 P/C 3 3 4 4 4 4
19-Sep-09 3 P/C 1 1 4 4 4 4
18-Oct-09 4 P/C 1 1 4 4 4 4
- 5 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
VI
18-Nov-09 1 P/C 4 4 4 4 4 4
22-Nov-09 2 P/C 5 5 5 5 5 5
23-Nov-09 3 P/C 5 3 5 4 5 5
26-Dec-09 4 P/C 4 5 4 5 4 5
27-Dec-09 5 P/U 5 4 5 4 5 4
20
10
I
26-Jan-10 1 P/C 5 5 5 5 5 5
- 2 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
28-Jan-10 3 P/C 4 4 4 4 4 4
- 4 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
- 5 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
II
17-Mar-10 1 P/C 4 4 4 4 4 4
2 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D
21-Mar-10 3 P/C 2 2 3 2 3 2
14-Mar-10 4 P/C 4 4 4 4 4 4
5 N/D N/D N/D N/D N/D N/D N/D Segmento: 1. SPF –NPF, 2. NPF – Pompeya, 3. Pompeya – Shushufindi, 4. Shushufindi - L. Agrio, 5. Pozo 27 – OCP. Estado del PIG: 5. Nuevo, 4. Bueno, 3. Aceptable, 2. Regular, 1. Malo. N/D: No hay datos, P/C: PIG Copas, P/U: PIG de Cuchillas/Cepillos, P/P: Polly PIG
|
165
Tabla 3.22. Defectos de pérdida de espesor reparados en oleoducto
SEGMENTO DISTANCIA POR SEGMENTO (m) TIPO DE DEFECTO PÉRDIDA DE ESPESOR (%)
SPF - NPF 584,70 EXTERNO 69
NP
F -
PO
MP
EY
A
580,4 EXTERNO 57
580,5 EXTERNO 41
583,0 EXTERNO 68
584,3 EXTERNO 69
584,7 EXTERNO 80
585,1 EXTERNO 55
585,2 EXTERNO 55
589,0 EXTERNO 52
1 122,0 EXTERNO 68
3 586,4 EXTERNO 67
4 208,6 EXTERNO 80
11 775,8 EXTERNO 80
18 688,3 EXTERNO 49
18 688,4 EXTERNO 40
La información entregada por la compañía fue que los defectos en el
recubrimiento encontradas por el estudio DCVG no han sido reparadas hasta el
momento. En cambio los defectos encontrados por el estudio PCM en el tramo
30+700 - 28+700 en el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI fueron reparados.
3.2.4. HISTORIAL DE FUGAS
Se realizó un cambio de tramo en el segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO a
22 600 m desde SHUSHUFINDI, debido a un atentado en el oleoducto. El
atentado fue una bomba colocada junto al oleoducto que causó un orificio de 25
cm de longitud y 10 cm de profundidad.
166
3.2.5. COMPONENTES PARA HCA
3.2.5.1. Componentes para HCA
Los planos constructivos del oleoducto muestran la ubicación de ríos, riachuelos,
pantanos, poblaciones, áreas sensibles y la topografía del terreno. La tabla 3.23
muestra un resumen de los componentes para HCA encontradas a lo largo del
recorrido del oleoducto.
Tabla 3.23. Resumen de componentes para HCA encontradas en el recorrido del oleoducto
SEGMENTO COMPONENTES ENCONTRADOS
VARIANTES RIACHUELOS RIOS PANTANOS POBLACIONES
SPF - NPF 50 170 14 10 11
NPF - POMPEYA 16 39 12 6 12
POMPEYA -SHUSHUFINDI
5 15 7 11 26
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
11 130 8 33 13
POZO 27 - OCP 1 1 0 2 13
3.2.5.2. Ubicación gráfica de los componentes para HCA
La integración grafica de los componentes HCA es de vital importancia para la
determinación de las aéreas de alta consecuencia ya que permite visualizar la
influencia conjunta de los componentes. Las figuras 3.35, 3.36, 3.37, 3.38 y 3.39
muestran la integración grafica para cada segmento del oleoducto
respectivamente
En el segmento SPF - NPF se identificaron 50 Variantes, 170 Riachuelos, 14
Ríos, 10 Pantanos y 11 Poblaciones. Es importante mencionar que la población
“Huaorani” comprende SFP – NPF – hasta el Rio Tiputini (NPF - POMPEYA).
167
En el segmento NPF - POMPEYA se identificaron 6 pantanos 39 riachuelos, 12
ríos, 25 poblaciones y 16 variantes. La población “Kichwa” va desde El Rio Tiputini
hasta Pompeya donde termina el Bloque 16.
En el segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI el componente poblacional es muy
importante por la población de Shushufindi que ha crecido considerablemente lo
que fue constatado en la inspección del DDV. En este segmento existen 11
pantanos, 15 riachuelos, 7 ríos, 27 poblaciones y 5 variantes.
En el segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO se identificaron una gran
cantidad de poblaciones (esta zona fue inspeccionada y se observo una gran
cantidad de viviendas cerca y sobre el DDV), gran numero de riachuelos (fuentes
de agua), ríos caudalosos como el Eno y el Aguarico pero principalmente un gran
número de zonas inundables (pantanos). En este segmento existen 11 Variantes,
131 Riachuelos, 7 Ríos, 33 Pantanos y 104 Poblaciones.
En el segmento POZO 27 - OCP se identificaron 1 Variante, 5 Riachuelos, 2
Pantanos y 13 Poblaciones. La figura muestra que el segmento atraviesa la
ciudad de Lago Agrio.
3.3. DETERMINACIÓN DE LAS ÁREAS DE ALTA CONSECUENCIA
La norma API 1160 define las áreas de alta consecuencia de acuerdo a una
realidad diferente a la de la zona de influencia del oleoducto principal de Repsol -
YPF que va desde el SPF (facilidades de producción del sur ubicada en el bloque
16 provincia de Orellana) hasta el OCP (oleoducto de crudos pesados ubicado en
Lago Agrio), por lo que la definición de área de alta consecuencia empleada es
propia y solo aplicable a las condiciones estudiadas. La definición utilizada por
Repsol - YPF es:
“Una zona con una población de más de 1 000 habitantes o cualquier
asentamiento humano de una comunidad indígena dentro del Bloque 16 de las
168
etnias Huaorani y/o Kichwa, una zona destinada para una actividad comercial,
turística o de reunión eventual o permanente, un área ecológica altamente
sensible, por ejemplo, un lugar donde se puede encontrar especies vulnerables,
en peligro crítico de extinción, o donde se encuentran especies amenazadas,
zonas inundables (pantanos) o áreas protegidas gubernamentalmente como el
Parque Nacional Yasuní y la Reserva Biológica de Limoncocha, o una vía
navegable por cualquier tipo de transporte fluvial, como canoas indígenas,
lanchas a motor fuera de borda, etc.” (Repsol - YPF, 2010). Las características de
la zona de influencia del oleoducto de Repsol - YPF, determinan que dicha zona
en su totalidad sea considerada un área de alta consecuencia. Además la
importancia de cada uno de los componentes para determinación de áreas de alta
consecuencia (vías navegables, población, áreas sensibles y variantes) hace que
cada uno de ellos sea considerado por sí mismo un área de alta consecuencia.
Es por ello que fue necesaria su categorización
3.3.1. DETERMINACION DEL CORREDOR DE SEGURIDAD
La tabla 3.24 muestra los volúmenes transportados por cada segmento, con los
cuales se puede obtener el radio de piscina de derrame. El ejemplo de cálculo se
muestra en el ANEXO III.
Al determinar un radio de derrame o de afectación, las áreas de alta consecuencia
pueden ser identificadas y ubicadas gráficamente en un mapa de la tubería. El
radio de afectación en el caso de los segmentos del oleoducto de Repsol – YPF
depende del volumen transportado. El valor obtenido fue de 410,12 m pero se
requiere una holgura de seguridad, por lo que las aéreas de alta consecuencia
quedaron definidas con un radio de piscina de 500 m. Un corredor de seguridad
en el que el radio sea 500 m permitirá identificar áreas de alta consecuencia de
1000 m es decir en el oleoducto se identificaron 211 áreas de alta consecuencia.
169
Tabla 3.24. Calculo del Radio de piscina
SEGMENTO Diámetro (mm) Longitud (m) V(m3) r (m)
SPF - NPF 406,40 67 000 8 691,07 524,45
NPF - POMPEYA 406,40 42 000 5 448,13 415,23
POMPEYA - SHUSHUFINDI 406,40 35 000 4 540,11 379,05
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO 406,40 57 000 7 393,89 483,73
POZO 27 - OCP 609,60 10 000 1 945,76 248,15
Promedio 410,12
3.3.2. EVALUACIÓN DE LOS COMPONENTES HCA
La tabla 3.25 muestra las condiciones encontradas a lo largo del recorrido que
fueron tomadas en cuenta en la evaluación del puntaje de HCA y su
correspondiente valor en la escala. Los componentes fueron ubicados
anteriormente en las figuras 3.23, 3.24, 3.25, 3.26 y 3.27. Una vez identificados
los componentes presentes a lo largo del Oleoducto se cálculo el puntaje de
HCA y de esta manera se clasificó las HCA por su criticidad tal como se muestran
en la tabla 3.26. La tabla 3.26 muestra como están distribuidas por segmentos y
por tramos las HCAs identificadas. La matriz de cálculo del puntaje HCA se
muestra en el ANEXO III.
Tabla 3.25. Condiciones encontradas a cada componente y su valor correspondiente
VAL COMPONENTE ÁREAS SENSIBLES COMPONENTE ÁREAS POBLADAS
COMP. VÍAS NAVEGABLES
5 - - Ríos Napo y Aguarico
4 - Poblaciones de Lago Agrio, Shushufindi
y Pompeya
Ríos Yasuní, Tiputini, Jivino, Teteyé, Eno, Indillana, Tivacuno y
Dícaro
3
Reservas Ecológicas de flora y fauna así como las zonas inundables (pantanos,). El Bloque 16 ubicado en el Parque Natural
Yasuní, La Reserva Natural de Limoncocha, entre el Río Napo y el kilómetro 118 medido desde el SPF.
Poblaciones de Dureno y Jivino, y las facilidades NPF, SPF y AMO 1
-
2 Relictos Boscosos (Bosques endémicos con
ausencia de cultivos) Colegios, Escuelas, Iglesias, Campos
deportivos
Confluencias de ríos, Rio Shushufindi e
Itaya
1 Fuente de suministro de agua. Se considera que existe cuando se conjuga la presencia
de Población y Navegabilidad.
Caseríos, Viviendas dispersas, Amo A y Pozos.
Riachuelo
170
Tabla 3.26. Áreas de alta consecuencia identificadas por segmentos
SEGMENTO SUBSEGMENTOS
AREAS DE ALTA CONSECUENCIA
Alta Media Alta
Media Media Baja
Baja
TOTAL
SPF - NPF SPF - Rio Yasuní 5 5 0 0 0 10
Rio Yasuní - AMO A 2 1 0 0 0 3
AMOA – Rio Km 80 1 13 2 0 0 16
Rio Km 80 - Rio Tivacuno 4 13 4 0 0 21
RIO TIVACUNO - NPF 2 12 3 0 0 15
TOTAL 14 44 9 0 0 67
NPF - POMPEYA
NPF - Rio Tiputini 5 5 3 0 0 13
Rio Tiputini - POMPEYA 22 7 0 0 0 29
TOTAL 27 12 3 0 0 42
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - Rio Napo 1 0 0 0 0 1
Rio Napo - Shushufindi 9 11 14 0 0 34
TOTAL 10 11 14 0 0 35
Shushufindi- Lago Agrio
Shushufindi - Rio Aguarico 7 7 8 0 1 23
Rio Aguarico - POZO 27 23 8 2 0 0 33
POZO 27 – Lago Agrio 1 0 0 0 0 1
TOTAL 31 15 10 0 1 57
POZO 27 – OCP 1 9 0 0 0 10
SPF-OCP TOTAL 83 91 36 0 1 211
El radio de derrame y la clasificación de las áreas de alta consecuencia por medio
del puntaje HCA pueden ser representados gráficamente como se muestra a
continuación en las figuras 3.35, 3.36, 3.37, 3.38 y 3.39 para cada segmento del
oleoducto respectivamente. La metodología utilizada en el cálculo del puntaje
HCA permite revalorar cada área de alta consecuencia en el caso de que las
condiciones cambien, así por ejemplo si nuevas poblaciones se asentaran en un
determinado sitio (donde antes no existía este componente), este componente
cambia las condiciones y tanto el puntaje HCA como la criticidad cambiaran de
valor y posiblemente de categoría.
171
171
Figura 3.35. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento SPF – NPF
Rio
Pia
mun
o
Rio
Yah
ue
Rio
Yas
uni
Rio
KM
81
Rio
KM
80
Rio
Obe
pare
Rio
KM
71
Rio
Boy
apar
e
Rio
Tiv
acun
oR
io d
e R
osa
Rio
de
Luis
s
Rio
Nat
ali
Rio
Bog
ui II
Rio
Bog
ui II
SP
F (
L-21
80)
NP
F (
R-1
181)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
Distancia SPF - NPF (m)
Variantes (50)
Pantanos (10)
Riachuelos (170)
Ríos (14)
Poblaciones (11)
Parque Nacional Yasuní Población Nativa
Válvulas (8)
SPF - RIO YASUNI
RIO YASUNI - AMO A
AMO A - RIO KM80
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
RIO TIVACUNO - NPF
4,5
5,5
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
Distancia SPF- NPF (m)
Criticidad Alta (14)
Criticidada Media Alta (44)
Criticidad Media (9)
Criticidad Media Baja (0)
Criticidad Baja (0)
172
172
Figura 3.36. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento NPF - POMPEYA
Rio
Bog
ui II
Rio
Pira
na
Rio
Tip
utin
i
Rio
Zab
alle
ta II
Rio
Zab
alle
ta I
Rio
Pum
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Rio
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co
Rio
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Rio
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a II
Rio
Pal
omet
a
Rio
Indi
llana
NP
F (L
-118
0)
PO
MP
EY
A (
R-4
681)
0
1
2
3
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Variantes (16)
Pantanos (6)
Riachuelos (39)
Ríos (12)
Poblaciones (25)
Parque Nacional Yasuni
Población Nativa
Válvulas (4)
NPF-RIO TIPUTINI RIO TIPUTINI -POMPEYA
4
5
6
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Criticidad Alta (27)
Criticidad Media Alta (12)
Criticidad Media (3)
Criticidad Media Baja (0)
Criticidad Baja (0)
173
173
Figura 3.37. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI
Rio
Nap
o
Rio
Bla
nco
Gra
nde
Rio
Bla
nco
Chi
co
Rio
Itay
a
Rio
Vic
toria
PO
MP
EY
A (
L-46
80)
SHUSHUFINDI
SS
FD
(R
-168
1)
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
Variantes (5)
Pantanos (11)
Riachuelos (15)
Ríos (7)
Poblaciones (27)
Válvulas (4)
Reserva Bilogica Limoncocha/LagunaParque Nacional Yasuní
POMPEYA-SHUSHUFINDI
POMPEYA-RIO NAPO
4
5
6
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
11 0
00
12 0
00
13 0
00
14 0
00
15 0
00
16 0
00
17 0
00
18 0
00
19 0
00
20 0
00
21 0
00
22 0
00
23 0
00
24 0
00
25 0
00
26 0
00
27 0
00
28 0
00
29 0
00
30 0
00
31 0
00
32 0
00
33 0
00
34 0
00
35 0
00
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
Criticidad Alta (10)
Criticidad Media Alta (11)
Criticidad Media (14)
Critricidad Media Baja (0)
Criticidad Baja (0)
80
174
Figura 3.38. Componentes para HCA y representación gráfica de las áreas de alta consecuencia, segmento SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
Rio
Shu
shuf
indi
Rio
# 2
Rio
# 1
Rio
Dur
eno
Rio
Tet
etey
e
Rio
Eno
SS
FD
(L-1
680)
Rio
Agu
aric
o
Rio Aguarico junto a l oleoducto
LAG
O A
GR
IO (
R-1
783)
0
1
2
3
4
5
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
Distancia SUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Variantes (11)
Pantanos (33)
Riachuelos (131)
Ríos (7)
Poblaciones (104)
VALVULAS (4)
Río Aguarico junto al oleoducto
SHUSHUFINDI-RIO AGUARICO
RIO AGUARICO-POZO 27
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
4
5
6
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
Distancia SUSHUFINDI - LAGO AGRIO (m)
Criticidad Alta (31)
Criticidad Media Alta (15)Criticidad Media (10)
Criticidad Baja (1)
175
.Figura 3.39. Representación gráfica de las áreas de alta consecuencia determinadas, segmento POZO 27 – OCP
3.4. EVALUACIÓN DE RIESGOS
3.4.1. PROBABILIDAD DE FALLA - INDEX SUM
3.4.1.1. Índice de daños por terceros
a. Mínima profundidad de cubierta
La profundidad de cubierta es difícil de calificar ya que el recorrido del
oleoducto atraviesa una zona con una topografía muy cambiante, por ello para
evaluarla se utilizó el valor de diseño 1,2 m (47,2 in) de profundidad de
enterramiento. El recubrimiento de concreto existente en el oleoducto de
representan 0,92 m (9 in) de cubierta adicional y un puntaje de 3 puntos. La
protección con tubería representa 0,12 m (4,6 in) de cubierta adicional. Sin
embargo, se determinó que existe protección con tubería solo en ciertos puntos
OC
P (
R-1
784)
PO
ZO
27
(L-1
783)
0.4
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
Distancia POZO 27 - OCP (m)
Variantes (1)
Poblaciones (12)
Pantanos (2)
Riachuelos (4)
Lago Agrio
Válvulas (2)
4
5
6
0
1 00
0
2 00
0
3 00
0
4 00
0
5 00
0
6 00
0
7 00
0
8 00
0
9 00
0
10 0
00
Distancia POZO 27 - OCP (m)
Criticidad Alta (1)Criticidad Media Alta (9)Criticidad Media
Criticidad Media Baja Criticidad Baja
176
en el segmento NPF - POMPEYA, por lo que no es una variable representativa
en el oleoducto y la asignación de puntos debe ser discreta, por ello, en lugar
de dividir para 3 en la ecuación 2.8, se optó por dividir para 5, debido a que son
5 segmentos del oleoducto y tan solo en 1 existe este tipo de protección, así el
puntaje asignado fue de 1 punto. El enfoque que se tomó es el de punto más
débil, es decir si un segmento tiene protección tan solo en ciertos puntos y no
en toda la longitud, el puntaje asignado debe ser 0 puntos ya que el enfoque
busca calificar el segmento y no lugares puntuales. La tabla A6.1 del ANEXO
VI muestra la matriz de calificación con el puntaje dado a los segmentos del
oleoducto principal por mínima profundidad de cubierta.
b. Nivel de Actividad
El puntaje asignado por población se determinó con base en el hecho de que
la ausencia de población representa la condición más segura y se le asignó el
mayor puntaje (5 puntos). La segunda condición es que exista población y esta
condición a su vez puede ser Extra o Intra Bloque 16, siendo el segundo el
escenario más seguro. La probabilidad de daños causados por actividad de las
poblaciones Huaorani y Kichwa es menor a la probabilidad de daños causados
por actividad fuera del bloque 16, ya que estas poblaciones están al tanto de la
presencia del oleoducto. Es por ello que a esta condición se le asignó un
puntaje de 2,5 puntos. El escenario de mayor riesgo es Extra bloque 16 ya que
la población de esta zona realiza actividades de construcción, excavaciones, y
no está consciente de la presencia del oleoducto, como se pudo evidenciar en
la inspección realizada en el derecho de vía. A esta condición se le asignó un
puntaje de 0 puntos. Es importante mencionar que al ser un factor que
incrementa el riesgo, la presencia de población es una amenaza, sin embargo
la puntuación sirve para diferenciar entre condiciones más o menos riesgosas,
más no condiciones seguras como tal.
La ausencia de cruces de vía es la condición más segura, a esta se le asignó
un puntaje de 5 puntos. De igual manera la condición de presencia de cruces
de vía se separa en Intra y Extra bloque 16, ya que la primera solo existe la
177
circulación de vehículos de la empresa y asociados a ella. Por otro lado en la
zona Extra Bloque 16 el tráfico es una variable no controlada. El puntaje
asignado a estas condiciones fue de 3 y 1 punto respectivamente.
Los cruces de tubería y derecho de vía compartido se relacionan
directamente con posibles excavaciones cerca o sobre el oleoducto. La
condición más riesgosa es la presencia de tuberías ajenas a la cual se asignó
un puntaje de 0 (Cruce de tuberías y/o DDV compartido). Las condiciones de
ausencia de tuberías y DDV solo pertenece a Repsol - YPF son las condición
más seguras, a cada una de ellas se les asignó 5 puntos. En la zona Intra
Bloque 16 se asignó directamente 10 puntos ya que esta zona pertenece
solamente a Repsol - YPF. La tabla A6.1 del ANEXO VI muestra la calificación
dada a los segmentos del oleoducto principal por nivel de actividad.
c. Facilidades en superficie
Las peores condiciones a las que se le calificó con 0 puntos en los segmentos
son: la existencia de facilidades en superficie, facilidades sin protección, y
facilidades no en variantes. Las válvulas ESDV poseen protección en contra de
daños por terceros (malla y contenedor) como se muestra en la figura 3.40. Las
válvulas de chequeo no poseen protección. Y finalmente los postes de
protección catódica poseen protección metálica (removible) como se muestra
en la figura 3.40. La tabla A6.1 del ANEXO VI muestra la calificación dada a los
segmentos del oleoducto principal por facilidades en superficie.
d. Localización de la línea
La información que los planos entregan es la base para determinar la
localización exacta de la línea, ya que en ellos se muestra información vital
para la integración. La importancia de la información que se puede obtener de
los planos hace que este factor haya sido calificado con 7 puntos. Las
coordenadas GPS son una herramienta muy importante en la localización de
178
la línea, ya que la ubicación geográfica permite posicionar el oleoducto en un
mapa real. Además las coordenadas GPS de los diferentes estudios fueron una
de las bases de la integración de la información.
Figura 3.40. Facilidades con protección contra daños por terceros
La información GPS, es por ello, un factor determinante en la calificación de la
variable localización de la línea. Cabe recalcar que los segmentos
inspeccionados del oleoducto fueron POMPEYA – SHUSHUFINDI - RIO
AGUARICO, lo que disminuye su puntaje por no existir inspección de la zona
INTRA Bloque 16 y en la zona POZO 27 - OCP. Los puntos asignados a este
factor fueron 3 puntos para los segmentos inspeccionados y 1 punto para las
zonas no inspeccionadas (no se le da un puntaje de 0 ya que si existen
coordenadas GPS, dadas por el estudio DCVG). Los postes de protección
catódica son la referencia externa más exacta de donde está ubicada la
tubería, por ello se utilizó como tal en la integración de la información. Por las
razones mencionadas anteriormente se asignó una puntuación de 5 puntos,
que reflejan la importancia de este factor en la localización del oleoducto. La
tabla A6.1 del ANEXO VI muestra la calificación dada a los segmentos del
oleoducto principal por localización de la línea.
e. Programas de Educación Pública
Lamentablemente no existe ningún programa formal de educación pública que
permita informar y educar a la comunidad de la presencia del oleoducto en la
zona. Por ello esta variable debe ser puntuada como una condición de alto
179
riesgo, es decir se le asignaron 0 puntos, tal como se muestra en la tabla A6.1
del ANEXO VI.
f. Condición del Derecho de vía
Se le asignó mayor peso a la condición general del DDV (40%) debido a que la
presencia de invasiones, asentamientos, problemas de erosión, etc. junto y
sobre el DDV representan una amenaza mayor que un DDV sin mantenimiento
y/o sin señalización (30% a cada uno). Para calificar esta variable se tomó en
cuenta los tramos inspeccionados. A los tramos no inspeccionados no se los
puede castigar con la puntuación más baja, a pesar de que tanto la norma API
1160 como el manual de Muhlbauer recomiendan que en ausencia de
información se tome este camino. El caminó adoptado fue asignar la
puntuación promedio para las tres variables por lo que directamente la
condición del DDV de los segmentos no inspeccionados recibió un puntaje de 2
puntos. La tabla A6.1 del ANEXO VI muestra la puntuación de esta variable.
g. Frecuencia de Patrullaje del derecho de vía
La información integrada indica que el patrullaje se hace cada 20 días. Esta
frecuencia de patrullaje correspondería a 1,5 veces al mes. Según la escala
utilizada, la puntuación que le corresponde a la frecuencia de patrullaje del
oleoducto es 4 puntos. Esta puntuación es adecuada ya que la frecuencia de
patrullaje es baja. Este puntaje fue aplicado a todos los segmentos del
oleoducto como se muestra en la tabla A6.1 del ANEXO VI.
La tabla 3.27 muestra el índice de daños por terceros para cada subsegmento
del oleoducto. El índice es menor (mayor riesgo) en el sector extra bloque 16 lo
cual es lógico por ser una zona con mayor densidad poblacional, mayor nivel
de actividad, y con presencia de tuberías ajenas al oleoducto.
180
Tabla 3.27. Puntuación del índice de daños por terceros obtenido para cada
subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO INDICE DE DAÑOS POR
TERCEROS PUNTOS/100
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 50,50
RIO YASUNÍ - AMO A 50,50
AMO A - RIO KM 80 50,50
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 50,50
RIO TIVACUNO - NPF 50,50
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 50,50
RIO TIPUTINI POMPEYA 50,50
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 40,80
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 38,30
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 38,30
RIO AGUARICO - POZO 27 38,30
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 38,30
POZO 27 – OCP 36,00
3.4.1.2. Índice de corrosión
a. Corrosión atmosférica
Los puntos en los que el oleoducto es aéreo son mínimos, es por ello que se le
asigno tan solo el 10% de los puntos del índice de corrosión.
Los puntos del oleoducto que están expuestos a una interfaz agua /aire , están
expuestos a concentración de oxígeno, lo que ocasiona la formación de zonas
catódicas y anódicas en la tubería (celda de corrosión). Esta característica fue
puntuada como el peor escenario y se le asignó el valor de 0 puntos. Las
válvulas se encuentran en esta condición, por encontrarse en zonas cercanas a
los ríos, donde esta condición se ve favorecida. La presencia de tubería de
protección , desde el punto de vista de corrosión atmosférica es un factor que
incrementa la probabilidad de este tipo de corrosión, ya que es un punto donde
la corrosión puede iniciarse si existe un medio húmedo en el espacio anular. Es
181
por ello que este factor fue evaluado fue puntuado con 1 punto. Una interfaz
tierra/aire es una zona agresiva desde el punto de vista de corrosión
atmosférica debido a la posibilidad de acumulación de agua (transformándose
en una interfaz agua/aire). El puntaje asignado fue de 3 puntos en los sitios
donde la tubería entra o sale de la tierra hacia recibidores y lanzadores
respectivamente. Es importante recalcar que los puntos asignados a las
condiciones si bien son puntos de seguridad, según el enfoque inicial, no deben
ser tomados solo numéricamente ya que este puntaje de hecho representa
condiciones de riesgo. El valor significa que estas condiciones son menos
riesgosas que la interfaz aire/agua (0 puntos) pero tiene cierto riesgo
comparada con la puntuación asignada a puntos sin exposición atmosférica (5
puntos). En los segmentos SPF – NPF, NPF – POMPEYA, POMPEYA –
SHUSHUFINDI, SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO del oleoducto existen válvulas
ESDV y válvulas check, estas últimas cumplen la condición interfaz aire/agua,
por lo que dichos segmentos fueron puntuados con 0 puntos. Solamente el
segmento POZO 27 – OCP donde no existen válvulas, la puntuación
corresponde a interfaz aire/tierra en el lanzador y recibidor, por lo que este
segmento fue puntuado con 3 puntos.
Según la información recopilada sobre la temperatura ambiente, condiciones y
datos atmosféricos la zona que recorre el oleoducto principal de Repsol - YPF
corresponde a una zona Altamente Húmeda y con alta temperatura, es decir
el puntaje asignado por tipo de atmósfera fue 1,2 puntos. La tabla A6.2 del
ANEXO VI muestra la puntuación por tipo de atmósfera y exposición
atmosférica
La calidad del recubrimiento fue puntuada con 3 puntos (buena) a los
subsegmentos con FBE y 2 puntos a los subsegmentos con 3LPP, debido a
que el 3LPP puede formar ampollas que acumulan aguan y no se rompen
fácilmente, lo que no sucede con el recubrimiento FBE. La buena puntación se
deba a que sus características, los hacen adecuados para trabajar en las
condiciones en las que se encuentra el oleoducto, es decir un medio ambiente
con alta humedad y alta temperatura (temperatura de operación está sobre los
40 ºC), un suelo con pH ligeramente ácido (4,5 - 5,1), y corrosivo (con una
182
resistividad entre 4 000 y 16 000 Ω- cm) y buena resistencia a la abrasión,
flexibilidad, resistencia a la penetración (oleoducto enterrado, y parte de la
tubería aérea, por lo que puede estar expuesta a daño mecánico). La
aplicación del recubrimiento fue calificada con 2 puntos (Justa) ya que en la
integración se indica que se cumple un procedimiento estandarizado, pero no
especifica mediadas de prevención específica para condiciones atmosféricas,
razón por la cual este factor recibió dicha puntuación.
La condición del recubrimiento se califico con 1 punto (Pobre) ya que no
existe información sobre inspecciones específicas para detectar corrosión
atmosférica en el recubrimiento, pero si existen inspecciones del recubrimiento
(DCVG y PCM). Al no existir una inspección que detecte defectos, el factor
reparación fue calificada con 0 puntos (Ausente). La tabla A6.2 del ANEXO VI
muestra la puntuación por recubrimiento atmosférico y la tabla 3.28 muestra el
puntaje por corrosión atmosférica.
Tabla 3.28. Puntuación del índice de corrosión atmosférica obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO CORROSIÓN
ATMOSFÉRICA
(0 – 10 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 2,45
RIO YASUNÍ - AMO A 2,45
AMO A - RIO KM 80 2,45
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 2,45
RIO TIVACUNO - NPF 2,45
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 2,45
RIO TIPUTINI POMPEYA 2,45
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 2,70
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 2,70
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 2,70
RIO AGUARICO - POZO 27 2,70
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 2,70
POZO 27 – OCP 5,45
183
b. Corrosión interna
El producto transportado por el oleoducto es un producto limpio por lo que se le
asignaron 20 puntos de los 100 posibles del índice de corrosión. El mayor
puntaje fue asignado a las posibles variaciones en el contenido ya que en un
sistema de tuberías pueden existir alteraciones causadas aguas arriba, antes
de la salida del crudo al oleoducto. El oleoducto de Repsol - YPF transporta un
producto “limpio”, adecuado para circular por las características del material. El
crudo originalmente antes de ingresar al SPF y al NPF (Plantas
deshidratadoras de crudo) tiene entre 90 y 93% volumen de agua, y según la
información integrada, el crudo que se entrega en el OCP contiene un 0,282%
volumen de BS&W (sólidos y agua), mismo que debe mantenerse entre 0,1 -
0,5% para evitar acumulación de agua y sólidos que ocasionen procesos
corrosivos. El puntaje por características del contenido fue asignado con
base en el valor límite de BS&W en el crudo, (0,5% volumen). El puntaje
asignado a los 5 segmentos fue 3 puntos ya que diariamente se controla que el
crudo posea un BS&W entre 0,1 y 0,5 % volumen.
El factor posibles variaciones en el contenido del oleoducto evalúo la
probabilidad de condiciones anormales (introducción de contaminantes,
cambios en la velocidad de flujo) en el contenido del oleoducto en función del
equipo, proceso de deshidratación y velocidad de flujo.
El proceso de deshidratación y equipo fue evaluado con la información
integrada ya que es imposible analizar todos los equipos en las plantas y el
proceso como tal, es por ello que los puntos son directamente asignados a este
factor en función del BS&W reportado. Al factor equipo se le asignaron 1 punto
y al proceso de deshidratación 2 puntos ya que la probabilidad de que el BS&W
cambie por problemas con los equipos o el proceso en las plantas es bajo. La
velocidad de flujo se relaciona directamente con procesos de erosión en la
pared interna del oleoducto y se puede estimar con base en el caudal normal
44 000 bbls/día, y con la sección de la tubería. El resultado es una velocidad
del flujo de 0,62 m/s (2,03 ft/s) Esta variable se controla continuamente
mediante las bombas que existen en SPF, NPF, SHUSHUFINDI por lo que la
184
probabilidad de que varíe es baja. Sin embargo puede existir deposición de
sólidos y agua en los puntos bajos (determinados por la topografía), que inicien
un proceso de corrosión interna ya que la velocidad es menor a 3 ft/s
(velocidad recomendada para evitar deposición de sólidos). Por ello se
asignaron 0 puntos a este factor.
Al factor medidas de prevención se le asigno un puntaje máximo de 5 puntos
los dos factores ya que tanto el envió de PIG como el tratamiento químico
tienen igual influencia en la probabilidad de corrosión interna. El puntaje
asignado al envío de PIG de limpieza fue de 3 puntos ya que no existe un
programa completo de envío de PIGS (análisis de los sólidos raspados), y se
realiza envío de biocida solo en el segmento SPF - NPF, pero no se tiene
información sobre corrosión microbiológica. El puntaje asignado a análisis del
contenido es 5 puntos ya que este se realiza diariamente y los parámetros
mencionados en la integración son controlados. La tabla A6.2 del ANEXO VI
muestra la puntuación por corrosividad del producto y medidas de prevención.
Y la tabla 3.29 muestra el índice de corrosión interna.
Tabla 3.29. Puntuación del índice de corrosión interna obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO CORROSIÓN INTERNA
(0 – 20 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 14,00
RIO YASUNÍ - AMO A 14,00
AMO A - RIO KM 80 1400
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 14,00
RIO TIVACUNO - NPF 14,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 14,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 14,00
POMPEYA – SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 14,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 14,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 14,00
RIO AGUARICO - POZO 27 14,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 14,00
POZO 27 – OCP 14,00
185
c. Corrosión externa
El oleoducto está enterrado en casi la totalidad de su longitud, por ello se le
asignaron 70 puntos de los 100 posibles para determinar el índice de corrosión.
La corrosión galvánica (metal en un electrolito forman regiones catódicas y
anódicas) es el tipo de corrosión más común en tuberías enterradas por lo que
se asignaron 20 puntos de los 70 posibles al factor ambiente bajo superficie
La corrosividad del suelo es una medida de la “agresividad” del suelo y
promueve la corrosión externa, por lo que se asignaron 15 puntos de los 30
puntos posibles. La peor condición a la que se le asignó 0 puntos fue una
resistividad del suelo menor a 3 000 Ω – cm (Suelo altamente corrosivo) y pH
mayor 4. Y la mejor condición, a la que se le asignó 5 puntos en resistividad y 5
puntos en pH fue resistividad mayor 12 000 Ω – cm (Suelo progresivamente
menos corrosivo) y pH mayor 4. Los puntos se asignaron respectivamente a las
condiciones reales del oleoducto. La evaluación de corrosividad del suelo
incluye el factor “riesgo asociado” ya que ninguna condición puede obtener el
valor de 7,5 puntos igual a suelo no corrosivo, y pH no corrosivo. La tabla A6.2
del ANEXO VI muestra la puntuación por corrosividad del suelo.
No existe evidencia de presencia de SCC en el oleoducto por lo que se le
asignó un puntaje máximo de 5 puntos de 20 puntos posibles al factor efectos
mecánicos de la corrosión . Los 5 puntos fueron asignados entre las 6
condiciones, en función de la información integrada. El oleoducto ha estado en
operación por más de 10 años (solo el segmento POZO 27 – OCP ha estado
en operación por menos de 10 años). El oleoducto fue construido con aceros
API 5LX-52-60 - 70 que poseen un 0,28% de C, por lo que se encuentran bajo
el rango de peligro (un contenido de más de 0,28% C incrementa la
probabilidad de SCC). Los segmentos con recubrimientos diferentes a FBE
tienen mayor probabilidad de SCC, condiciones de operación como tensiones
mayores al 60% del SMYS, temperatura mayor a 40 ºC, suelos con pH menor
que 4 y contenido de azufre mayor a 0,05% en volumen, aumentan la
probabilidad de corrosión. En la integración se muestra que el oleoducto trabaja
a tensiones inferiores al 60% del SMYS, a temperaturas mayores a 40 ºC, se
186
encuentra enterrado en suelos con pH ácidos, y el contenido posee un 2,69%
de azufre. Por ello, se calificó a cada subsegmento, tal como se muestra en la
tabla A6.2 del ANEXO VI y la tabla 3.30 muestra la puntuación por ambiente
bajo superficie.
La protección catódica es la primera defensa en contra de la corrosión, por lo
que se le asigno 25 puntos de los 70 puntos posibles por corrosión externa. La
protección catódica fue evaluada según el criterio NACE SP0169, el mismo que
estipula, que si el potencial instant OFF de la tubería medido a tierra con un
electrodo CSE es de al menos -0,85 V para temperaturas de operación
menores a 60 ºC y de al menos -0,95V para temperaturas mayores a 60 ºC una
tubería de acero enterrada está libre de los efectos de corrosión externa. La
tabla A6.2 del ANEXO VI muestra la puntuación asignada por efectividad de la
protección catódica a los segmentos del oleoducto basada en los resultados de
los estudios poste a poste y CIPS integrados y el cumplimiento del criterio (en
el caso de que no exista un estudio, el puntaje asignado fue el peor escenario,
0 puntos).
Tabla 3.30. Puntuación por ambiente bajo superficie obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO
AMBIENTE BAJO SUPERFICIE
(0 - 20 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 7,35
RIO YASUNÍ - AMO A 7,35
AMO A - RIO KM 80 7,35
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 7,35
RIO TIVACUNO - NPF 7,35
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 8,80
RIO TIPUTINI POMPEYA 8,80
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 11,40
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 11,40
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 11,60
RIO AGUARICO - POZO 27 11,60
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 11,60
POZO 27 – OCP 9,70
187
Lamentablemente no existe ningún estudio o información sobre la presencia
de corriente AC , por lo que la puntuación asignada es la más baja, es decir 0
puntos (probabilidad desconocida de interferencias, que aumenta la consideró
la presencia de recubrimiento de concreto o tubería de protección en cada
subsegmento como se muestra en la tabla A6.2 del ANEXO VI.
No se asignó a ninguna condición 1 punto (no existe la probabilidad de efecto
escudo ) ya que incluso algunos tipos de rocas y suelos pueden producir este
tipo de interferencia, con ello se evita pasar por alto la posible presencia de
interferencias de efecto escudo.
Las interferencias DC se calificaron con el criterio de peor escenario, los 7
puntos fueron repartidos en consideración a la condición de presencia o
ausencia de tuberías ajenas. Se evaluaron las dos zonas principales, Extra e
Intra bloque 16. De modo que 7 puntos representan ausencia de interferencias
y 0 puntos significan que existe la probabilidad de interferencias.
El sector Intra Bloque 16 fue calificado con 5 puntos ya que si bien la presencia
de corrientes DC ajenas es improbable, a lo largo del derecho de vía existen
otras tuberías como las de diesel, agua, fluido, las cuales pueden causar fugas
de corriente como se evidencia en la integración.
El sector Extra Bloque 16 fue calificado con 0 puntos ya que la probabilidad de
que exista interferencias de tipo DC es muy alta, por la presencia de tuberías
ajenas a Repsol - YPF. La tabla A6.2 del ANEXO VI muestra la puntuación por
posibles interferencias, y la tabla 3.31 muestra la puntuación por protección
catódica.
188
Tabla 3.31. Puntuación por protección catódica obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO PROTECCIÓN CATÓDICA
(0 – 25 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 5,50
RIO YASUNÍ - AMO A 5,50
AMO A - RIO KM 80 5,50
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 11,50
RIO TIVACUNO - NPF 11,50
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 17,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 17,00
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 12,50
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 6,50
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 6,50
RIO AGUARICO - POZO 27 12,50
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 12,50
POZO 27 – OCP 12,80
Al recubrimiento se le asignaron 25 puntos de los 70 posibles. La integración
de la información conjuntamente con la teoría muestran que tanto el
recubrimiento FBE como el 3LPP trabajaron adecuadamente para las
condiciones del oleoducto de Repsol – YPF, en lo que se refiere a resistencia
mecánica (abrasión, penetración), altas temperaturas y adherencia al acero.
Sin embargo, el 3LPP, según la teoría produce el efecto escudo, es decir no es
adecuado para trabajar con protección catódica, por lo que se calificó la
calidad del recubrimiento con 5 puntos para los segmentos con FBE y 2,5
puntos para los segmentos con 3LPP. La información sobre la aplicación del
recubrimiento indica que se cumplió un procedimiento detallado
(estandarizado), razón por la cual este factor recibió la puntuación de 5 puntos.
A la inspección del recubrimiento se le asignaron 5 puntos ya que en el
oleoducto se han realizado estudios de evaluación de la condición del
recubrimiento, y detección de defectos (DCVG, PCM) Las inspecciones han
sido realizadas bajo normas establecidas y fueron realizadas por personal
altamente calificado. Finalmente la reparación de defectos se le asignó 0
puntos ya que no se han realizado reparaciones de los defectos encontrados
189
por el estudio DCVG y solo los 15 defectos encontrados por el PCM fueron
reparados. La tabla A6.2 del ANEXO VI muestra la puntuación por
recubrimiento y la tabla 3.32 muestra el índice de corrosión externa
La tabla 3.33 muestra el valor del índice de corrosión obtenido para los
segmentos del oleoducto. Los índices más bajos corresponden a los
subsegmentos SPF - RIO YASUNÍ –AMO A, debido principalmente al suelo
corrosivo, baja efectividad de la protección catódica, al uso de recubrimiento
3LPP y la alta temperatura de operación. El bajo puntaje en el índice de
corrosión atmosférica afectó la puntuación del índice de corrosión. En cuanto a
la corrosión interna los factores que más afectan la calificación son la velocidad
de flujo, y un programa de limpieza no adecuado. La variable de corrosión
externa se ve afectada por factores como la corrosividad del suelo combinada
con el uso de recubrimiento 3LPP en el sector INTRA Bloque 16, la deficiencia
en la protección catódica combinada con las posibles interferencias y ausencia
de información en el sector EXTRA Bloque 16.
Tabla 3.32. Puntuación por índice de corrosión externa obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO CORROSIÓN
EXTERNA
(0 – 70 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 28,48
RIO YASUNÍ - AMO A 28,48
AMO A - RIO KM 80 34,48
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 40,48
RIO TIVACUNO - NPF 40,48
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 41,43
RIO TIPUTINI POMPEYA 41,43
POMPEYA – SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 42,65
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 36,65
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 36,85
RIO AGUARICO - POZO 27 42,85
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 42,85
POZO 27 – OCP 38,13
190
Tabla 3.33. Puntuación por índice de corrosión obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO ÍNDICE DE CORROSIÓN
PUNTOS /100
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 44,93
RIO YASUNÍ - AMO A 44,93
AMO A - RIO KM 80 50,93
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 56,93
RIO TIVACUNO - NPF 56,93
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 57,88
RIO TIPUTINI POMPEYA 57,88
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 64,35
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 53,35
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 53,55
RIO AGUARICO - POZO 27 59,55
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 59,55
POZO 27 – OCP 57,58
3.4.1.3. Índice de diseño
a. Factor de seguridad
El factor de seguridad fue mayor que 1 en todos los subsegmentos, tal como
se muestra en la tabla A6.3 del ANEXO VI, lo significa que existe un factor de
seguridad ya que el sistema opera bajo el límite. La tabla A6.3 del ANEXO VI
muestra la calificación de los segmentos. Es importante mencionar que el
segmento con menor puntaje es NPF– POMPEYA, ya que la presión de
operación es “cercana” a la máxima presión permisible.
b. Fatiga
No existen datos sobre ciclos de presión que actúen continuamente sobre el
oleoducto, solo se conoce los datos de presión normal de operación la cual se
mantiene constante durante la operación diaria con pequeñas subidas y
191
bajadas que no superan el 5%MAOP. Bajo estos criterios no se puede asignar
puntos por fatiga, por lo que se le asignó 0 puntos tal como recomienda la
norma API 1160 en ausencia de información.
c. Posibles sobretensiones
En el caso del oleoducto una subida brusca de presión ocasionaría que las
válvulas ESDV se apaguen, la operación normal se detenga, y las válvulas
check restringirían el flujo en contracorriente. Un aumento de presión peligroso
se define como mayor al 10% MAOP.
La información recolectada sobre las características del crudo no permiten
realizar los cálculos necesarios, por lo que para la evaluación se asumió la peor
condición, es decir que si existe la posibilidad de que el fluido produzca este
tipo de sobretensiones y existen procedimientos operativos detallados para
controlar que no se produzcan subidas de presión y mantenimientos periódicos
de bombas, equipos y válvulas para evitar cierres no intencionales. La
calificación de todos los subsegmentos fue de 5 puntos. La tabla A6.3 del
ANEXO VI muestra la calificación
d. Verificaciones de Integridad
La capacidad de la herramienta ILI (4 años de edad de la información) que se
utilizó en el oleoducto como se indicó en la integración de la información es de
80% (porcentaje de confidencia). La evaluación de las excavaciones de
verificación fue realizada basándose en la información integrada sobre
reparaciones realizadas en el oleoducto es decir los defectos verificados y
reparados. En el caso de los segmentos SPF – NPF, NPF – POMPEYA, se le
asigno 1% (del 20% posible) ya que los defectos reparados son 1 de 361 y 14
de 621 respectivamente.
192
En el caso de los demás segmentos es 0% ya que no se han hecho
excavaciones ni reparaciones (porque no se detectaron defectos que cumplan
el criterio de reparación). Para el segmento POZO 27 – OCP el puntaje
directamente es 0 puntos ya que no existe inspección ILI (segmento castigado
por ausencia de información), ni ninguna otra verificación de integridad en este
segmento. La tabla A6.3 del ANEXO VI muestra la puntuación de la variable
verificación de integridad por segmentos.
e. Movimientos de tierra
Para la evaluación de esta variable se utilizó la inspección del derecho de vía,
evidencia visual de que existen movimientos de tierra en el derecho de vía del
oleoducto. A los segmentos inspeccionados (Pompeya - Shushufindi-Río
Aguarico - OCP) se les asigno una probabilidad media, es decir 5 puntos por
las evidencias en la inspección. Y a los segmentos SPF - NPF, NPF -
POMPEYA, por falta de información, se les asignó la probabilidad desconocida,
es decir 0 puntos. La tabla A6.3 del ANEXO VI muestra la puntuación por
movimientos de tierra.
La tabla 3.34 muestra el valor del índice de diseño obtenido para los
segmentos del oleoducto principal de Repsol- YPF. El índice más bajo
corresponde al subsegmento NPF – RIO TIPUTINI –POMPEYA debido
principalmente al factor de diseño. Los subsegmentos Rio Napo – Shushufindi
– Rio Aguarico – Pozo 27 - Lago Agrio Y Pozo 27 - OCP son los que tiene el
mayor índice de diseño debido a que operan a una presión de operación
mucho menor que la MAOP del segmento. En general la puntuación de este
índice para todos los segmentos es baja, ningún segmento supera los 50
puntos debido al bajo puntaje obtenido por verificaciones de integridad.
193
Tabla 3.34. Puntuación del Índice de Diseño obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO INDICE DE
DISEÑO PTS/100
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 31,22
RIO YASUNÍ - AMO A 41,22
AMO A - RIO KM 80 41,22
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 41,22
RIO TIVACUNO - NPF 41,22
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 13,22
RIO TIPUTINI POMPEYA 17,42
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 36,87
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 46,20
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 33,38
RIO AGUARICO - POZO 27 46,20
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 46,20
POZO 27 – OCP 45,00
3.4.1.4. Índice de operaciones incorrectas
a. Diseño
La puntuación por identificación de riesgos asignada fue de 4 puntos ya que
para toda operación relacionada con el oleoducto se realizan análisis de
riesgos ambientales y laborales. El factor potencial MAOP fue calificado con
10 puntos ya que las válvulas ESDV adecuadamente calibradas con la MAOP
evitan que la presión pueda sobrepasar la presión de diseño pero puede
producirse una sobrepresión si estos sistemas falla, por lo que se calificó a la
variable con 6 puntos (existen dispositivos independientes instaladas en la
tubería que evitan sobrepresiones y aíslan el contenido) y 3 puntos ya que
existe el sistema de monitoreo y control automático que permite controlar
válvulas, bombas, y monitorear la presión. En el caso del factor selección de
materiales, se sabe que los materiales fueron adecuadamente seleccionados
bajo normas específicas, por lo que fueron asignados los 2 puntos. Finalmente
no se tiene información suficiente para poder asignar puntos al factor
194
chequeos y fue calificado con 0 puntos. La tabla A6.4.del ANEXO VI muestra
la puntuación.
b. Construcción
La evaluación de esta variable castigó a todos los segmentos por igual con
puntuaciones bajas o mínimas debido a la ausencia de información. El factor
inspección durante la construcción fue puntuado con 0 puntos ya que no se
tiene ningún registro para poderlo puntuar mejor. El factor material de
construcción fue calificado con 2 puntos por las razones mencionadas. El
factor juntas fue calificado con 0 puntos ya que no se tiene información sobre
la calidad de las juntas durante la construcción y no existe información de
inspecciones en las juntas de soldadura. El factor recubrimiento fue calificado
con 2 puntos por las razones mencionadas anteriormente. Los factores tipo y
técnicas de relleno utilizado y manipulación de la tubería durante la
construcción fueron calificados con 0 puntos en todos los segmentos ya que no
se tiene información para evaluarlos y puntuarlos de mejor manera. La tabla
A6.4 del ANEXO VI muestra la puntuación por construcción
c. Operaciones
Se le asignaron 7 puntos al factor procedimientos , ya que de acuerdo a la
información integrada indica que existen procedimientos escritos, adecuados y
detallados para todo tipo de operación. Los puntos asignados a la variable
comunicaciones fueron 2 puntos ya que existen los sistemas adecuados de
comunicación, procedimientos adecuados y detallados, los operadores están
adecuadamente capacitados pero no se puede asegurar un proceso libre de
fallas. El sistema SCADA controla todas las variables de la operación (flujo,
temperatura, presión), las válvulas y las bombas, por lo que recibe una buena
puntuación, sin embargo el sistema no posee detección de fugas por lo que no
puede ser calificado con el mayor puntaje.
195
El factor pruebas de alcoholemia y antidoping se evaluó de acuerdo a las
políticas de la empresa en las que no es permitido el ingreso de ninguna
sustancia que afecte las capacidades y el normal desempeño de los
trabajadores, por lo que se asignaron 2 puntos.
Existe un programa de seguridad detallado, bien impartido, el mismo que
incluye los posibles riesgos, las responsabilidades frente a una emergencia,
que busca optimizar los recursos, reducir el tiempo de respuesta y salvaguardar
la vida de las personas, por lo que se asignaron 2 puntos.
El factor registros/ensayos se sustenta en toda la información integrada en
las cinco categorías, sin embargo no se puede asignar el total de los puntos ya
que el error humano, este está inherentemente asociado a los ensayos. La
ausencia y en otros casos la edad de información castigaron este factor por lo
que se lo calificó con 3 puntos.
El factor entrenamiento es el factor más importante para reducir la
probabilidad de errores humanos y como se mencionó en la integración, existe
una capacitación adecuada por lo que se asignó 8 puntos de los 10 puntos
posibles.
Finalmente los procedimientos, dispositivos de seguridad permiten calificar el
factor preventores de errores con 4 puntos ya que la probabilidad de error
humano está presente de todas formas. La tabla A6.4 del ANEXO VI muestra la
puntuación por operaciones.
d. Mantenimiento
Se calificó el programa de envío del PIG de limpieza, mantenimiento de las
instalaciones en función de la documentación, horario, y procedimientos, los
dos primeros fueron calificados con la mitad del puntaje (1 punto) ya que
inherentemente existe la posibilidad de errores en los documentos y los
196
horarios y el tercero con mayor puntaje posible (2 puntos). La tabla A6.4 del
ANEXO VI muestra la puntuación por mantenimiento.
La tabla 3.35 muestra la puntuación del índice de operaciones incorrectas para
cada subsegmento del oleoducto. Esta muestra la misma puntuación para cada
segmento ya que todo el oleoducto se opera de igual manera.
El resultado de la puntuación de cada índice y el INDEX SUM de cada
subsegmento del oleoducto se muestra en la tabla 3.36. El segmento con el
menor valor (menor seguridad) es NPF - POMPEYA, principalmente por el bajo
puntaje obtenido en el índice de diseño. Los subsegmentos con el mayor valor
(menor riesgo) son RIO KM80 - RIO TIVACUNO – NPF, ya que tiene un índice
de daños por terceros bien puntuado, un índice de corrosión alto, su índice de
diseño no está es bajos, y el índice de operaciones es alto. Los valores de
INDEX SUM sirven para calcular la probabilidad de falla y priorizar a los
segmentos.
Tabla 3.35. Puntuación por operaciones incorrectas obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO
INDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS
PUNTOS/100
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 69,50
RIO YASUNÍ - AMO A 69,50
AMO A - RIO KM 80 69,50
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 69,50
RIO TIVACUNO - NPF 69,50
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 69,50
RIO TIPUTINI POMPEYA 69,50
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 69,50
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 69,50
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 69,50
RIO AGUARICO - POZO 27 69,50
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 69,50
POZO 27 – OCP 69,50
197
Tabla 3.36. Valores de INDEX SUM obtenidos para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO
ÍNDICES PUNTOS/100 INDEX
SUM
PTS/400
DAÑOS POR
TERCEROS PTS/100
CORROSION PTS/100
DISEÑO PTS/100
OPERACIONES INCORRECTAS
PTS/100
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 50,50 44,93 31,22 69,50 196
RIO YASUNÍ - AMO A 50,50 44,93 41,22 69,50 206
AMO A - RIO KM 80 50,50 50,93 41,22 69,50 212
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
50,50 56,93 41,22 69,50 218
RIO TIVACUNO - NPF 50,50 56,93 41,22 69,50 218
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 50,50 57,88 13,22 69,50 191
RIO TIPUTINI POMPEYA 50,50 57,88 17,42 69,50 195
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 40,80 64,35 36,87 69,50 212
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
38,30 53,35 46,20 69,50 207
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
38,30 53,55 33,38 69,50 195
RIO AGUARICO - POZO 27 38,30 59,55 46,20 69,50 214
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
38,30 59,55 46,20 69,50 214
POZO 27 – OCP 36,00 57,58 45,00 69,50 208
3.4.2. FACTOR DE IMPACTO DE FUGA – LIF
3.4.2.1. Peligrosidad del producto (PH)
El impacto de una fuga puede ser un peligro agudo o crónico. Un peligro agudo
es un ataque repentino, que requiere urgente atención y es de corta duración
como una explosión o fuego (crece hasta su nivel máximo en pocos
minutos).Un peligro crónico es un ataque de larga duración y que puede
empeorar con el tiempo, un ejemplo de este tipo de peligros la contaminación al
medio ambiente (empeora con el paso del tiempo). Es decir la diferencia entre
peligro agudo y crónico es el tiempo. Un derrame de crudo es un peligro
crónico ya que si bien una explosión o fuego son probables, los daños al medio
ambiente a largo plazo son más significativos.
198
El crudo transportado en el oleoducto tiene un punto de ebullición normal de
981 ºF, lo cual no permite ubicarlo en ninguna categoría según la escala
utilizada. Sin embargo el manual de Muhlbauer describe a los productos dentro
de la categoría Nf igual a 3, como: menor cantidad de producto se vaporiza y
forma mezclas con el aire y dentro de esta categoría se incluyen el crudo, la
nafta, el jet fuel y la gasolina, por ello se calificó la inflamabilidad del crudo del
oleoducto de Repsol - YPF con está puntuación. La temperatura de ebullición
normal del crudo pesado es 530 °C (98 °F), y la temper atura de auto ignición
del crudo pesado es 205 ºC (400 °F), por lo que se pudo puntuar la reactividad
del crudo de Repsol – YPF con un Nr igual a 0, según el primer criterio. La
presión de operación de todos los segmentos es mayor a 0,68 MPa (100 psig),
por lo que se asignó Nr igual a 1. Finalmente en la integración de información
sobre contenido de la línea se determinó que el oleoducto es tóxico para la
salud. Por ello según los criterios de puntuación permitieron puntuar la
toxicidad del crudo con un Nh igual a 1.
La volatilidad es la capacidad de una sustancia para pasar de la fase líquida o
solida bajo ciertas condiciones de temperatura, que en el caso de un derrame
son las ambientales 30 °C y 0,09 MPa (14,02 psi). En l a planta de
deshidratación de crudo del SPF y NPF se retiran todos los componentes
volátiles del crudo (etano, propano, butano), los únicos que pueden evaporarse
a temperatura ambiente. Entonces el crudo es una sustancia no volátil (según
la información de Repsol – YPF, solo el 2% se evapora). Los ecosistemas
tropicales como en los que se desarrolla la operación del oleoducto de Repsol -
YPF son significativamente vulnerables por lo que un derrame de crudo
requiere remediación y limpieza. Una vez determinada que la cantidad
reportable de derrame es 5 barriles (764,03 kg) se puntuó la peligrosidad
crónica son 3,27 puntos, sin embargo el valor asignado fue de 6 puntos tomado
de la escala utilizada ya que es un criterio más conservador. La puntuación por
peligrosidad del producto calculada fue 11 puntos para todos los
subsegmentos.
199
3.4.2.2. Volumen de derrame (LV)
El escenario de derrame por orificio utilizo tipo de detección y aislamiento C,
que representa 0% de ajuste y el escenario rotura, tipo de detección B, tipo de
aislamiento A que representa un ajuste del 20%. En la tabla 3.37 para el
escenario de fuga por orificio los resultados son que subsegmentos con un
mayor volumen de derrame, y mayor puntuación, LV son: SPF - Rio Yasuní,
NPF – Rio Tiputini, Rio Tiputini Pompeya, Pompeya - Rio Napo, Shushufindi -
Rio Aguarico. El segmento con menor volumen de derrame es el subsegmento
Pozo 27 – Lago Agrio (SOTE) ya que este trabaja una menor presión y no está
en completo funcionamiento. En la tabla 3.38 para el escenario de fuga por
rotura, los subsegmentos a partir del NPF son en los que el volumen
derramado, y por tanto el puntaje, es mayor. Al igual que en el escenario
anterior, el subsegmento Pozo 27 – Lago Agrio (SOTE), es en el que se
produciría un menor volumen de derrame, ya que el caudal que fluye por éste
es menor.
Tabla 3.37. Volumen derramado y puntos asignados - derrame por orificios
SEGMENTO SUB SEGMENTO
VOLUMEN DERRAMADO ORIFICIO
QL (m3/s)
mf (kg/s) MD (kg) %AJUST.
MA VOLUMEN LV
(kg) DERRAMADO m3 (Barriles)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ
0,0019 1,85 15 9550,13 0 159 550,13 165,09 (1 038,46) 1,0
RIO YASUNÍ - AMO A
0,0016 1,55 13 4280,06 0 134 280,06 138,95 (873,99) 0,8
AMO A - RIO KM 80
0,0016 1,55 13 4280,06 0 134 280,06 138,95 (873,99) 0,8
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
0,0016 1,55 13 4280,06 0 134 280,06 138,95 (873,99) 0,8
RIO TIVACUNO - NPF
0,0012 1,19 10 2985,56 0 102 985,56 106,57 (670,30) 0,8
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI
0,0024 2,32 20 0764,69 0 200 764,69 207,74 (1 306,71) 1,0
RIO TIPUTINI POMPEYA
0,0023 2,21 19 1295,34 0 191 295,34 197,95 (1 245,08) 1,0
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
0,002 1,91 16 5265,00 0 165 265,00 171,01(1 075,66) 1,0
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
0,0014 1,38 11 9660,27 0 119 660,27 123,82 (778,83) 0,8
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
0,002 1,98 17 0788,75 0 170 788,75 176,73 (1 111,61) 1,0
RIO AGUARICO - POZO 27
0,0014 1,38 11 9660,27 0 119 660,27 123,82 (778,83) 0,8
POZO 27 - LAGO AGRIO
(SOTE) 0,0004 0,42 36 395,60 0 36 395,60 37,66 (236,89) 0,4
POZO 27 – OCP 0,0007 0,65 56 399,61 0 56 399,61 58,36 (367,09) 0,6
200
Tabla 3.38. Volumen derramado y puntos asignados - derrame por rotura
SEGMENTO SUB SEGMENTO
VOLUMEN DERRAMADO
ROTURA
mf (kg/s) MD (kg) %
AJUSTE MA (kg) VOLUMEN
DERRAMADO m3 (Barriles)
LV
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ
44,16 42 395,33 20,00 33 916,26 35,32 (222,22) 0,40
RIO YASUNÍ - AMO A
44,16 42 395,33 20,00 33 916,26 35,32 (222,22) 0,40
AMO A - RIO KM 80
44,16 42 395,33 20,00 33 916,26 35,32 (222,22) 0,40
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
44,16 42 395,33 20,00 33 916,26 35,32 (222,22) 0,40
RIO TIVACUNO - NPF
44,16 42 395,33 20,00 33 916,26 35,32 (222,22) 0,40
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
RIO TIPUTINI POMPEYA
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
RIO AGUARICO - POZO 27
70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
1,15 1 106,92 20,00 885,54 0,92 (5,80) 0,10
POZO 27 – OCP 70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60
3.4.2.3. Dispersión (D)
En la tabla 3.39 se puede observar que la mayor área de derrame corresponde
a los subsegmento SPF - Rio Yasuní, NPF - Rio Tiputini, Rio Tiputini -
Pompeya, Pompeya - Rio Napo, Shushufindi - Rio Aguarico, lo cual es lógico
ya que el cálculo del área y radio de dispersión está relacionado con el
volumen derramado.
El subsegmento con menor área y radio de dispersión en los dos escenarios es
Pozo 27 – Lago Agrio por las razones mencionadas anteriormente. En la tabla
3.40 para el escenario de fuga por rotura los segmentos a partir del NPF son en
los que el área y radio de dispersión y por tanto el puntaje es mayor.
201
Tabla 3.39. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame por orificios
SEGMENTO SUB SEGMENTO
DISPERSIÓN ORIFICIO
VOLUMEN DISPERSADO
REAL (m3)
MASA DISPERSADA
(Kg)
AREA DISPERSADA
(m2)
RADIO DE DISPERSIÓN
(m)
D
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ
161,69 156 276,56 16 074,97 71,53 1,00
RIO YASUNÍ - AMO A
136,07 131 511,06 13 527,53 65,62 0,80
AMO A - RIO KM 80
136,07 131 511,06 13 527,53 65,62 0,80
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
136,07 131 511,06 13 527,53 65,62 0,80
RIO TIVACUNO - NPF
104,33 100 841,42 10 372,78 57,46 0,80
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI
203,48 196 668,18 20 229,74 80,25 1,00
RIO TIPUTINI POMPEYA
193,88 187 387,90 19 275,15 78,33 1,00
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
167,48 161 877,32 16 651,07 72,80 1,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
121,24 117 183,19 12 053,73 61,94 0,80
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
173,08 167 290,78 17 207,91 74,01 1,00
RIO AGUARICO - POZO 27
121,24 117 183,19 12 053,73 61,94 0,80
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
36,81 35 581,08 3 659,95 34,13 0,60
POZO 27 - OCP 57,10 55 185,67 5 676,53 42,51 0,60
Tabla 3.40. Área, radio de dispersión y puntaje por dispersión - derrame por rotura
SEGMENTO SUB SEGMENTO
DISPERSIÓN
ROTURA
VOLUMEN DISPERSADO
REAL (m3)
MASA DISPERSADA
(Kg)
AREA DISPERSADA
(m2)
RADIO DE DISPERSIÓN
(m) D
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 34,59 33 429,82 3 438,67 33,08 0,60
RIO YASUNÍ - AMO A 34,59 33 429,82 3 438,67 33,08 0,60
AMO A - RIO KM 80 34,59 33 429,82 3 438,67 33,08 0,60 RIO KM 80 - RIO
TIVACUNO 34,59 33 429,82 3 438,67 33,08 0,60
RIO TIVACUNO - NPF 34,59 33 429,82 3 438,67 33,08 0,60
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60 RIO TIPUTINI
POMPEYA 55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
RIO AGUARICO - POZO 27
55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
0,90 871,88 89,68 5,34 0,10
POZO 27 – OCP 55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60
En ningún punto la autoignición es probable bajo el concepto de la ecuación
2.30 ya que la temperatura de autoignición del crudo transportado en el
202
oleoducto es 205 ºC (400 °F). Entonces la dispersión es segura sin
autoignición. En este caso no se asignaron puntos ya que el radio de daño y
fatalidad en ningún caso fue mayor al radio de dispersión determinado
anteriormente, por lo que se consideró que estos puntos incluyen las áreas de
consecuencias flamables. Sin embargo en caso de un derrame, este radio de
seguridad se debe toma en cuenta para proteger el equipo y a las personas.
En la tabla 3.41, correspondiente al escenario fuga por un orificio, el segmento
NPF – POMPEYA es el que posee los radios de daño y fatalidad mayores, lo
que se debe considerar en caso de que la rotura se produzca cerca del NPF, o
cerca a POMPEYA, por la cercanía al Rio Napo. De igual manera en el caso
del subsegmento SPF – Rio Yasuní. En el caso de los segmentos Extra Bloque
16 es muy importante establecer los radios de fatalidad y de daño a los equipos
ya que el oleoducto atraviesa la ciudad de Shushufindi y Lago Agrio. En la tabla
3.42, correspondiente al escenario rotura del oleoducto, de igual manera los
radios tanto de fatalidad como de daño son mayores a partir del NPF.
Tabla 3.41. Cuantificación de las consecuencias flamables para derrame por orificios
de cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO
DISPERSIÓN
ORIFICIO AREA
DE DAÑO (m2)
RADIO DE
DAÑO (m)
AREA DE FATALIDAD
(m2)
RADIO DE FATALIDAD
(m)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 3,67 1,08 10,70 1,85 RIO YASUNÍ - AMO A 3,13 1,00 9,17 1,71 AMO A - RIO KM 80 3,13 1,00 9,17 1,71
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 3,13 1,00 9,17 1,71 RIO TIVACUNO - NPF 2,46 0,89 7,24 1,52
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 4,52 1,20 13,12 2,04 RIO TIPUTINI POMPEYA 4,32 1,17 12,57 2,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 3,79 1,10 11,04 1,87 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 2,82 0,95 8,28 1,62
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
3,90 1,11 11,36 1,90
RIO AGUARICO - POZO 27 2,82 0,95 8,28 1,62 POZO 27 - LAGO AGRIO
(SOTE) 0,96 0,55 2,87 0,96
POZO 27 – OCP 1,42 0,67 4,24 1,16
203
Tabla 3.42. Cuantificación de las consecuencias flamables para derrame por rotura de cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO
DISPERSIÓN ROTURA
AREA DE
DAÑO (m2)
RADIO DE
DAÑO (m)
AREA DE FATALIDAD
(m2)
RADIO DE FATALIDAD
(m)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 206,15 8,10 506,00 12,69 RIO YASUNÍ - AMO A 206,15 8,10 506,00 12,69 AMO A - RIO KM 80 206,15 8,10 506,00 12,69
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
206,15 8,10 506,00 12,69
RIO TIVACUNO - NPF 206,15 8,10 506,00 12,69 NPF -
POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 328,29 10,22 805,81 16,02
RIO TIPUTINI POMPEYA 328,29 10,22 805,81 16,02
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 328,29 10,22 805,81 16,02 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 328,29 10,22 805,81 16,02
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
328,29 10,22 805,81 16,02
RIO AGUARICO - POZO 27 328,29 10,22 805,81 16,02 POZO 27 - LAGO AGRIO
(SOTE) 5,58 1,33 13,70 2,09
POZO 27 – OCP 328,29 10,22 805,81 16,02
3.4.2.4. Receptores (R)
El puntaje asignado a todos los segmentos del oleoducto fue el siguiente:
población 0,4 puntos, áreas de alto valor 0,3 puntos, política 0 puntos, total 0,7
puntos, es necesario recordar que los puntos reflejan riesgo y no seguridad
(enfoque inverso). La evaluación de la población refleja el potencial riesgo de
un derrame para las poblaciones dentro del bloque 16 y la población extra
bloque 16, La afectación de este factor está relacionada con la toxicidad del
producto, evaluada previamente. La evaluación de las áreas de alto valor se
realizó en consideración a que la zona del recorrido es altamente vulnerable
por lo que este factor merece una calificación de peor escenario, ya que un
derrame en esta zona es catastrófico y la posición de la empresa merece una
buena calificación ya que se conoce el interés por preservar el medio ambiente.
La tabla 3.43 muestra que el subsegmento con menor LIF, en los dos
escenarios, es el segmento POZO 27 – SOTE, ya que el volumen de derrame
es menor en comparación con otros subsegmentos.
204
Por otro lado, los segmentos con mayor LIF son aquellos en los que el volumen
de derrame es mayor, y se produciría una mayor dispersión y afectación a los
receptores. En el escenario de fuga por orificio estos segmentos son: SPF -
RIO YASUNÍ, NPF - RIO TIPUTINI, Rio Tiputini - Pompeya, Pompeya - Rio
Napo, Shushufindi - Rio Aguarico, y en el escenario de fuga por rotura son los
segmentos NPF - POMPEYA - SHUSHUFINDI - Pozo 27 - OCP. Al comparar el
LIF en los dos escenarios, el escenario rotura posee valores menores, lo cual
se explica ya que el tiempo de detección y porcentaje de ajuste es
considerablemente menor en el escenario orificio. La tabla A6.5 del ANEXO VI
muestra la calificación de todas las variables para obtener el LIF
Tabla 3.43. Valores de LIF obtenidos para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO LIF
ORIFICIO ROTURA
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 7,70 1,85
RIO YASUNÍ - AMO A 4,93 1,85
AMO A - RIO KM 80 4,93 1,85
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 4,93 1,85
RIO TIVACUNO - NPF 4,93 1,85
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 7,70 2,77
RIO TIPUTINI POMPEYA 7,70 2,77
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 7,70 2,77
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 4,93 2,77
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 7,70 2,77
RIO AGUARICO - POZO 27 4,93 2,77
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 1,85 0,08
POZO 27 – OCP 2,77 2,77
3.4.3. RIESGO RELATIVO
El valor del riesgo relativo permite priorizar los segmentos y subsegmentos del
oleoducto. Un valor mayor representa menos riesgo y el valor menor representa
más riesgo. El segmento con mayor riesgo es NPF– POMPEYA. El
subsegmento con menor riesgo es Pozo 27 – SOTE, esto es obvio ya que este
205
no está en completo funcionamiento. Los subsegmentos SPF – Rio Yasuní y
Shushufindi – Rio Aguarico también están entre los segmentos con mayor
riesgo de falla. La tabla 3.44 muestra el valor del riesgo relativo.
Tabla 3.44. Valores de riesgo relativo obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SUB SEGMENTO INDEX SUM
PTS/400
LIF ORIFICIO
LIF ROTURA
VALORACION RELATIVA ORIFICIO
VALORACION RELATIVA ROTURA
SPF - RIO YASUNÍ 196 7,7 1,85 25,47 106,14 RIO YASUNÍ - AMO A 206 4,93 1,85 41,83 111,55 AMO A - RIO KM 80 212 4,93 1,85 43,05 114,79
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
218 4,93 1,85 44,27 118,04
RIO TIVACUNO - NPF 218 4,93 1,85 44,27 118,04 NPF - RIO TIPUTINI 191 7,7 2,77 24,82 68,94
RIO TIPUTINI POMPEYA
195 7,7 2,77 25,36 70,45
POMPEYA - RIO NAPO 212 7,7 2,77 27,47 76,30 RIO NAPO -
SHUSHUFINDI 207 4,93 2,77 42,08 74,80
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
195 7,7 2,77 25,29 70,25
RIO AGUARICO - POZO 27
214 4,93 2,77 43,33 77,04
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
214 1,85 0,08 115,56 2773,38
POZO 27 – OCP 208 2,77 2,77 75,06 75,06
3.4.4. RIESGO ABSOLUTO
3.4.4.1. Índice de Probabilidad
El puntaje INDEX SUM fue obtenido sobre la base de las escalas utilizadas
para la evaluación de cada variable, por lo que es un valor relativo. La
metodología utilizada para obtener este valor puede ocasionar que índices con
valores altos enmascaren índices con puntajes bajos, lo que puede producir
errores en la interpretación de los resultados. Es por ello que es necesario el
cálculo de la probabilidad de falla para evitar este error. La tabla 3.45 muestra
un ejemplo de cómo 2 casos con un INDEX SUM igual pueden obtener
diferentes probabilidades de falla debido a este fenómeno. Al calcular la
probabilidad de falla cada índice aporta su verdadero peso (valor numérico),
para evitar este error. La tabla 3.46 muestra la probabilidad de falla y el índice
206
de probabilidad para cada subsegmento del oleoducto. El resultado fue que
todos los subsegmentos del oleoducto poseen una probabilidad de derrame
mayor al 90%, que representa un índice de probabilidad de 5 es decir
probabilidad ALTA según la escala utilizada. Esto significa que en caso de
aplicar acciones correctivas y de mitigación para mejorar el puntaje de las
variables, todos los segmentos del oleoducto son prioridad, y se debe utilizar el
riesgo relativo para categorizarlos.
Tabla 3.45. Ejemplo de cálculo de la probabilidad de falla
INDICES
A B
PUNTAJE % Probabilidad de
Falla PUNTAJE
% Probabilidad de Falla
DAÑOS POR TERCEROS
60
90
CORROSION 70 10
DISEÑO 80 90
OPERACIONES 70 90
TOTAL 280 76,48 280 92,71
A: (1 - (0,6 0,7 0,8 0,7)) 100 = 76,48%
B: (1 - (0,90,10,90,9)) 100 = 92,71%
Muhlbauer, 2004
Tabla 3.46. Probabilidad de falla e índice de probabilidad obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO SUB SEGMENTO INDEX SUM
PTS/400
PROBABILIDAD DE FALLA (%)
INDICE DE PROBABILIDAD
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 196 95,08 5 RIO YASUNÍ - AMO A 206 93,50 5 AMO A - RIO KM 80 212 92,63 5
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 218 91,77 5 RIO TIVACUNO - NPF 218 91,77 5
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 191 97,32 5 RIO TIPUTINI POMPEYA 195 96,46 5
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 212 93,27 5 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 207 93,44 5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
195 95,24 5
RIO AGUARICO - POZO 27 214 92,68 5 POZO 27 - LAGO AGRIO
(SOTE) 214 92,68 5
POZO 27 – OCP 208 93,52 5
207
3.4.4.2. Índice de Severidad
La norma API 1160 establece que los niveles esperados de las consecuencias
(humanos, ambientales, o económicos) deben ser combinados mediante una
unidad o equivalencia común, como el costo equivalente en dólares, por lo que
la cuantificación de las consecuencias se realizó en unidades monetarias para
ello se relacionó las áreas de derrame con costos de remediación por metro
cuadrado y costos por intangibles.
Las tablas 3.47 y 3.48 muestran los costos de remediación, y costos intangibles
en caso de derrame por orificio y por rotura respectivamente y el índice de
severidad para cada subsegmento del oleoducto. Los índices de severidad en
los dos escenarios para todos los segmentos del oleoducto están entre 3 y 5
según la escala utilizada. En la tabla 3.47 se puede observar que para el caso
de derrame por orificio, los segmentos con índice de severidad más alto, son
aquellos en los que los volúmenes y por ende las áreas de dispersión de
derrame son mayores y son los que deben ser priorizados, es decir: SPF – RIO
YASUNÍ, NPF- POMPEYA, POMPEYA – RÍO NAPO y SHUSHUFINDI - RÍO
AGUARICO. El resto de subsegmentos posee un valor igualmente crítico según
la escala utilizada, por lo que deben ser tomados en cuenta al realizar acciones
de mitigación que permitan reducir las consecuencias de un derrame por
orificio.
En la tabla 3.48, se puede observar que para el caso de derrame por rotura, el
índice de severidad para todos los segmentos es el mismo, excepto para el
segmento POZO 27 – SOTE por las razones mencionadas anteriormente. Esto
se debe a que según la escala utilizada los costos que representan, áreas y
volúmenes de derrame, para este escenario están en la misma categoría para
todos los segmentos del oleoducto.
208
Tabla 3.47. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame por orificio
SEGMENTO SUB SEGMENTO COSTOS
REMEDIACION ($)
COSTOS INTANGIBLES
($)
COSTOS TOTALES
($)
INDICE DE SEVERIDAD ORIFICIO
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 8 037 385,61 5 079 627,71 13 117 013,32 5 RIO YASUNÍ -
AMO A 6 763 683,14 4 274 647,74 11 038 330,88 4
AMO A - RIO KM 80
6 763 683,14 4 274 647,74 11 038 330,88 4
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
6 763 683,14 4 274 647,74 11 038 330,88 4
RIO TIVACUNO - NPF
5 186 327,60 3 277 759,04 8 464 086,64 4
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI
10 114 748,07 6 392 520,78 16 507 268,85 5
RIO TIPUTINI POMPEYA
9 637 458,61 6 090 873,84 15 728 332,45 5
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
8 325 435,80 5 261 675,43 13 587 111,23 5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
6 026 793,02 3 808 933,19 9 835 726,20 4
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
8 603 852,75 5 437 634,94 14 041 487,69 5
RIO AGUARICO - POZO 27
6 026 793,02 3 808 933,19 9 835 726,20 4
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
1 829 953,53 1 156 530,63 2 986 484,17 4
POZO 27 – OCP 2 838 228,18 1 793 760,21 4 631 988,39 4
Tabla 3.48. Costos de las consecuencias e índice de severidad, derrame por rotura
SEGMENTO SUB SEGMENTO COSTOS
REMEDIACION ($)
COSTOS INTANGIBLES
($)
COSTOS TOTALES
($)
INDICE DE SEVERIDAD
ROTURA
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 1 719 334,19 1 086 619,21 2 805 953,39 4
RIO YASUNÍ - AMO A 1 719 334,19 1 086 619,21 2 805 953,39 4
AMO A - RIO KM 80 1 719 334,19 1 086 619,21 2 805 953,39 4
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
1 719 334,19 1 086 619,21 2 805 953,39 4
RIO TIVACUNO - NPF 1 719 334,19 1 086 619,21 2 805 953,39 4
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
RIO TIPUTINI POMPEYA
2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
2 750 964,80 1738 609,75 4 489 574,55 4
RIO AGUARICO - POZO 27
2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
44 842,03 28 340,16 73 182,19 3
POZO 27 – OCP 2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4
209
En este caso se debe tener como prioridad todos los subsegmentos en caso de
acciones de mitigación para reducir las consecuencias de un derrame por
rotura. Se puedo observar al comparar los dos escenarios que el escenario
más crítico es una fuga por orificio por lo que se deben tomar acciones de
mitigación y control enfocadas al tiempo de detección y sistemas de
aislamiento de una fuga.
3.4.4.3. Índice de Riesgo
El resultado de la evaluación de riesgos fue el índice de riesgos . Todos los
subsegmentos del oleoducto obtuvieron un valor mayor a 20, que según la
escala utilizada (matriz de riesgos) representa RIESGO INACEPTABLE y
acciones de mitigación y control deben ser tomadas en los siguientes tres
meses.Los resultados no representan que el oleoducto se encuentra en malas
condiciones sino más bien permite analizar todas las variables que intervienen
por separado. Si bien el valor numérico del índice de riesgo y la denominación
de INACEPTABLE es un resultado alarmante, este debe ser interpretado como
la necesidad de tomar acciones que permitan mejorar esta puntuación. La tabla
3.49 muestra el índice de riesgo calculado para todos los subsegmentos del
oleoducto y los escenarios de derrame por orificio (más crítico) y por rotura
respectivamente.
3.4.4.4. Correlación HCA
Los resultados de índice de riesgos fueron relacionados con los resultados de
las áreas de alta consecuencia mediante una matriz de priorización. El
resultado fue que todos los subsegmentos del oleoducto poseen un valor
superior a 12 como se muestra en la tabla 3.50, que según la (matriz de
priorización) representa una PRIORIDAD ALTA según la escala utilizada (se
deben tomar acciones en los siguientes 3 meses). El valor del índice de
210
prioridad permite determinar que los segmentos como “mayor prioridad” son los
que tienen un valor de 15 en la tabla.
Tabla 3.49. Índice de riesgo obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SUB SEGMENTO
ORIFICIO ROTURA
INDICE DE PROBABILIDAD
INDICE DE SEVERIDAD
INDICE DE
RIESGO
INDICE DE PROBABILIDAD
INDICE DE SEVERIDAD
INDICE DE
RIESGO SPF - RIO YASUNÍ 5 5 25 5 4 20
RIO YASUNÍ - AMO A 5 4 20 5 4 20
AMO A - RIO KM 80 5 4 20 5 4 20
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
5 4 20 5 4 20
RIO TIVACUNO - NPF 5 4 20 5 4 20
NPF - RIO TIPUTINI 5 5 25 5 4 20
RIO TIPUTINI POMPEYA
5 5 25 5 4 20
POMPEYA - RIO NAPO 5 5 25 5 4 20
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
5 4 20 5 4 20
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
5 5 25 5 4 20
RIO AGUARICO - POZO 27
5 4 20 5 4 20
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
5 4 20 5 3 15
POZO 27 – OCP 5 4 20 5 4 20
Tabla 3.50. Índice de prioridad obtenido para cada subsegmento del oleoducto
SEGMENTO
SUB SEGMENTO
INDICE DE RIESGO -
HCA ORIFICIO
INDICE DE RIESGO -
HCA ROTURA
CRITICIDAD INDICE DE PRIORIDAD
PRIORIDAD
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 3 3 5 15 URGENTE RIO YASUNÍ -
AMO A 3 3 5 15 URGENTE
AMO A - RIO KM 80
3 3 4 12 URGENTE
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
3 3 4 12 URGENTE
RIO TIVACUNO - NPF
3 3 4 12 URGENTE
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI
3 3 5 15 URGENTE
RIO TIPUTINI POMPEYA
3 3 5 15 URGENTE
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
3 3 5 15 URGENTE
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
3 3 4 12 URGENTE
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
3 3 4 12 URGENTE
RIO AGUARICO - POZO 27
3 3 5 15 URGENTE
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
3 3 5 15 URGENTE
POZO 27 – OCP 3 3 4 12 URGENTE
211
3.5. EVALUACIÓN DE RESISTENCIA MECÁNICA REMANENTE
3.5.1. SEGMENTOS CON INSPECCIÓN ILI
3.5.1.1. Resultados de la Evaluación de defectos
La inspección ILI fue realizada en el año de 2006 para verificar la integridad de
la tubería, e identificó los defectos de pérdida de espesor de la pared desde
10% hasta mayores al 70%. La herramienta detectó 854 defectos externos y
277 internos, como se muestra en la integración de la información. La
herramienta ILI da el valor de 70++ cuando el porcentaje de pérdida de espesor
de la pared supera el 70%. Para todos los cálculos se asigno el valor de 80%
para dichos defectos, ya que es el parámetro que establece la norma ASME
B31.G (Estos defectos se encuentran en el segmento NPF - POMPEYA) Los
cálculos realizados se muestran en el ANEXO III. La tabla 3.51 muestra el
cálculo de la longitud permisible, presión segura y ERF para los 3 defectos
externos del segmento SPF – NPF cuya longitud medida (Lm) es mayor a la
longitud máxima permisible (L). La distancia mostrada es medida desde SPF.
En ninguno de los tres casos la MAOP es mayor que dicha presión segura, es
decir el ERF es menor que 1 y los defectos son aceptables para ASME B31.G y
no requieren reparación.
Tabla 3.51. Evaluación de los defectos segmento SPF – NPF cuya Lm>L
INFORMACIÓN ILI 2006 LONGITUD
PERMISIBLE PRESION SEGURA MAOP MAOP ERF
Distancia (m)
TIPO DE DEFECTO
Lm (mm)
Pérdida (%)
Pérdida (mm)
L (mm) P´ (psi) P´ (MPa)
(psi) (MPa)
16 284,9 DEFECTO EXTERNO
138,0 24 1,90 117,75 1 668,42 11,50 1 200 8,27 0,72
18 583,0 DEFECTO EXTERNO
285,8 22 1,74 138,06 1 445,56 9,97 1 200 8,27 0,83
44 906,5 DEFECTO EXTERNO
134,4 26 2,06 103,56 1 654,64 11,41 1 200 8,27 0,73
La tabla 3.52 muestra el cálculo de la longitud permisible, presión segura y ERF
para los 21 defectos del segmento NPF - POMPEYA cuya longitud medida
(Lm) es mayor a la longitud máxima permisible (L). La tabla muestra los
212
defectos que tienen ERF mayor que 1 y ERF menor que 1. En este segmento
se encontraron dos defectos externos cuyo ERF es mayor que uno. Estos se
encuentran ubicados a 584,70 m y 4 208,58 m medidos desde el NPF (Estos
defectos ya fueron reparados como se mencionó anteriormente). Los defectos
internos identificados por la herramienta ILI en el segmento NPF - POMPEYA
tienen Lm menores a la L calculada para cada uno de estos defectos, y poseen
ERF menores que 1.
Tabla 3.52. Evaluación de los defectos segmento NPF - POMPEYA cuya Lm>L
INFORMACIÓN ILI 2006 LONGITUD PERMISIBLE
PRESION SEGURA
MAOP MAOP ERF
Distancia (m) TIPO DE DEFECTO
Lm (mm)
Pérdida (%)
Pérdida (mm) L (mm) P´ (psi)
P´ (MPa) (psi) (MPa)
580,5 DEFECTO EXTERNO 87,9 41 3,25 58,79 1 603,51 11,06 1 320 9,10 0,82
583,0 DEFECTO EXTERNO 73,3 68 5,39 34,41 1 441,08 9,94 1 320 9,10 0,92
584,7 DEFECTO EXTERNO 241,7 80 6,34 28,49 1 000,56 6,90 1 320 9,10 1,32
4 208,5 DEFECTO EXTERNO 106,0 80 6,34 28,49 1 191,67 8,22 1 320 9,10 1,11
6 656,7 DEFECTO EXTERNO 206,6 23 1,82 126,90 1 643,19 11,33 1 320 9,10 0,80
6 659,3 DEFECTO EXTERNO 676,8 22 1,74 138,06 1 445,56 9,97 1 320 9,10 0,91
9 156,8 DEFECTO EXTERNO 124,2 36 2,83 67,91 1 581,37 10,90 1 320 9,10 0,83
10 786,9 DEFECTO EXTERNO 152,6 24 1,90 117,75 1 658,79 11,44 1 320 9,10 0,80
11 147,0 DEFECTO EXTERNO 207,9 27 2,14 97,92 1 604,10 11,06 1 320 9,10 0,82
11 326,9 DEFECTO EXTERNO 278,3 23 1,82 126,90 1 427,03 9,84 1 320 9,10 0,93
11 532,3 DEFECTO EXTERNO 212,4 31 2,45 81,25 1 562,85 10,78 1 320 9,10 0,84
11 532,6 DEFECTO EXTERNO 844,6 25 1,98 110,09 1 389,96 9,58 1 320 9,10 0,95
11 533,6 DEFECTO EXTERNO 668,5 21 1,66 152,04 1 464,09 10,09 1 320 9,10 0,90
11 534,8 DEFECTO EXTERNO 297,2 28 2,21 92,99 1 334,36 9,20 1 320 9,10 0,99
11 910,6 DEFECTO EXTERNO 123,3 30 2,37 84,75 1 632,18 11,25 1 320 9,10 0,81
12 039,4 DEFECTO EXTERNO 165,4 24 1,90 117,75 1 651,53 11,39 1 320 9,10 0,80
13 545,1 DEFECTO EXTERNO 206,6 27 2,14 97,92 1 604,61 11,06 1 320 9,10 0,82
14 794,0 DEFECTO EXTERNO 150,4 23 1,82 126,90 1 668,70 11,51 1 320 9,10 0,79
16 271,6 DEFECTO EXTERNO 1163,7 19 1,51 194,57 1 501,16 10,35 1 320 9,10 0,88
16 702,5 DEFECTO EXTERNO 184,6 24 1,90 117,75 1 642,29 11,32 1 320 9,10 0,80
25 266,4 DEFECTO EXTERNO 92,1 35 2,77 70,15 1 637,90 11,29 1 320 9,10 0,81
Todos los defectos detectados por la herramienta ILI (tanto externos como
internos) en los segmentos POMPEYA - SHUSHUFINDI y SHUSHIFINDI-
LAGO AGRIO (SOTE) tuvieron Lm menores a la L calculada. La presión
segura fue calculada en estos defectos y en ninguno de ellos la MAOP fue
mayor que la P´, es decir son aceptables para ASME B31.G.
213
3.5.1.2. Calculo de la presión de falla
Un solo defecto tuvo una presión de falla menor que la MAOP tal como se
muestra en la tabla 3.53. Este defecto se encuentra en el segmento NPF -
POMPEYA, es un defecto externo con 70++% de pérdida de espesor. Se
encuentra ubicado a 584,70 m medidos desde NPF (fue reparado). Este
defecto debe ser monitoreado ya que presenta una pérdida de espesor
considerable, lo que demuestra que las condiciones en este punto son críticas.
Tabla 3.53. Defecto con la presión de falla menor a la MAOP
PRESION DE FALLA
Distancia (m) z M sf Pf (psi) Pf (MPa) MAOP
(psi) MAOP (MPa)
584,7 18,13 3,36 28 092,28 1 095,6 7,55 1 320 9,10
Repsol YPF utilizó dos criterios para la reparación de defectos de pérdida de
espesor detectados por la herramienta ILI 2006: ERF mayor a 1 y porcentaje de
pérdida de espesor mayor a 40%. Los defectos reparados luego de haber
corrido la herramienta ILI en el 2006 se muestran en la tabla 3.54.
Tabla 3.54. Valores de ERF calculados para los defectos reparados
SEGMENTO
DISTANCIA POR
SEGMENTO (m)
TIPO DE DEFECTO
PORCENTAJE DE PERDIDA
(%)
Lm (mm)
Pérdida d (mm)
L (mm)
P' (MPa)
MAOP (MPa) EFR
SPF - NPF 584,70 EXTERNO 69,00 11,50 5,47 33,85 12,61 8,27 0,66
NP
F -
PO
MP
EY
A
580,40 EXTERNO 57,00 13,70 4,52 41,58 12,60 9,10 0,72
580,50 EXTERNO 41,00 87,90 3,25 58,79 11,05 9,10 0,82
583,00 EXTERNO 68,00 73,30 5,39 34,41 9,92 9,10 0,92
584,30 EXTERNO 69,00 9,40 5,47 33,85 12,66 9,10 0,72
584,70 EXTERNO 80,00 241,70 6,34 28,49 6,86 9,10 1,33
585,10 EXTERNO 55,00 1,50 4,36 43,16 12,78 9,10 0,71
585,20 EXTERNO 55,00 42,30 4,36 43,16 11,64 9,10 0,78
589,00 EXTERNO 52,00 8,60 4,11 45,76 12,72 9,10 0,72
1 122,00 EXTERNO 68,00 28,20 5,39 34,41 11,92 9,10 0,76
3 586,40 EXTERNO 67,00 7,20 5,31 34,97 12,71 9,10 0,72
4 208,60 EXTERNO 80,00 106,00 6,34 28,49 8,19 9,10 1,11
11 775,80 EXTERNO 80,00 26,30 6,34 28,49 11,75 9,10 0,77
18 688,30 EXTERNO 49,00 6,50 3,88 48,68 12,75 9,10 0,71
18 688,40 EXTERNO 40,00 9,40 3,17 60,38 12,73 9,10 0,72
214
3.5.1.3. Resultados Velocidad de Corrosión
La tabla 3.55 muestra la clasificación de los defectos internos y externos
detectados por la herramienta ILI en función de la velocidad de corrosión. En
ella se muestra los rangos entre los que se encuentran las velocidades de
corrosión y el número de defectos externos e internos que están en cada uno
de estos rangos. Las figuras 3.41, 3.42, 3.43 y 3.44 muestran la ubicación en
distancia de estos defectos para cada segmento respectivamente, de modo
que puedan ser localizados con precisión. Las figuras muestran el espesor
remanente y la velocidad de corrosión obtenida con este espesor.
Tabla 3.55. Resumen velocidades de corrosión
SEGMENTO VELOCIDAD DE CORROSION
SPF -NPF
mpy 2,84 -5,39
5,67 -8,23
7,80 -10,14
10,40 -12,74
13,00 -15,34
15,60 -17,94
20,80 TOTAL
INTERNA 45 1 0 0 0 0 0 46
EXTERNA 276 35 3 0 0 1 0 315
TOTAL 321 36 3 0 0 1 0 361
NPF - POMPEYA
mpy 2,84 -5,39
5,67 -8,23
7,80 -10,14
10,40 -12,74
13,00 -15,34
15,60 -17,94
20,80 TOTAL
INTERNA 173 11 2 0 0 0 0 186
EXTERNA 290 120 11 3 4 4 3 435
TOTAL 463 131 13 3 4 4 3 621
POMPEYA-SSFD
mpy 2,84 -5,39
5,67 -8,23
7,80 -10,14
10,40 -12,74
13,00 -15,34
15,60 -17,94
20,80 TOTAL
INTERNA 25 2 0 0 0 0 0 27
EXTERNA 57 5 1 0 0 0 0 63
TOTAL 82 7 1 0 0 0 0 90
SSFD-LAGO AGRIO
mpy 2,84 -5,39
5,67 -8,23
7,80 -10,14
10,40 -12,74
13,00 -15,34
15,60 -17,94
20,80 TOTAL
INTERNA 16 1 1 0 0 0 0 18
EXTERNA 40 1 0 0 0 0 0 41
TOTAL 56 2 1 0 0 0 0 59
Los puntos más críticos de cada segmento y que requieren mayor atención se
resumen en la tabla 3.56 que muestra los valores máximos de velocidad de
corrosión tanto interna como externa para cada subsegmento, y se muestra
además el porcentaje de pérdida al que corresponde dicha velocidad. Los
defectos señalados como más críticos (mayor velocidad de corrosión y mayor
pérdida de espesor) son los que requieren mayor atención por ser en los que
las condiciones corrosivas (externas o internas) causan dichas pérdidas y a
pesar de que en el segmento SPF - NPF y NPF - POMPEYA los defectos
hayas sido reparados, las condiciones en estos puntos deben ser controladas,
para evitar posibles daños futuros. La tabla 3.57 muestra los mismos resultados
215
en los puntos en los que existe cambio de espesor de la pared, en ella se
muestra que no existen valores críticos (pérdida de espesor mayor al 40%).
Tabla 3.56. Velocidades de corrosión máximas para los defectos externos e internos
SEGMENTO SUBSEGMENTOS DEFECTOS EXTERNOS DEFECTOS INTERNOS
mpy % pérdida de espesor
mpy % pérdida de espesor
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 17,94 69 4,68 18 RIOYASUNÍ-AMO A 7,67 21* 4,94 19 AMOA – RIO KM 80 8,06 31 4,75 13*
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 6,76 26 3,90 15 RIO TIVACUNO - NPF 12,78 35* 5,98 23
NPF - POMPEYA NPF – RIO TIPUTINI 20,80 70++ 5,98 23
RIO TIPUTINI - POMPEYA 12,74 49 9,36 36
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 4,94 19 2,86 11 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 8,06 31 7,54 29
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 5,46 21 8,06 31 RIO AGUARICO - POZO 27 5,11 14* 3,12 12
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 2,60 10 - -
* El t nominal es 11,13mm.
Tabla 3.57. Velocidad de corrosión en puntos donde existe cambio de espesor
SEGMENTO Distancia (m) TIPO DE DEFECTO t nominal
(mm) %Pérdida d (mm)
t remanente Vc (mpy) (mm) 2006
SPF - NPF
2 044,75 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 10 218,66 DEFECTO EXTERNO 11,13 21,00 2,34 8,79 7,67 23 226,54 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 66 674,97 DEFECTO EXTERNO 11,13 35,00 3,89 7,23 12,78 66 676,32 DEFECTO EXTERNO 11,13 15,00 1,67 9,46 5,48 12 989,65 DEFECTO INTERNO 11,13 13,00 1,45 9,68 4,75
NP
F -
PO
MP
EY
A
118,50 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 7 587,10 DEFECTO EXTERNO 11,13 19,00 2,11 9,01 6,94 7 612,40 DEFECTO EXTERNO 11,13 11,00 1,22 9,90 4,02 8 636,30 DEFECTO EXTERNO 11,13 18,00 2,00 9,12 6,57 10 854,60 DEFECTO EXTERNO 11,13 19,00 2,11 9,01 6,94 12 812,50 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 17 494,70 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 18 493,80 DEFECTO EXTERNO 11,13 12,00 1,34 9,79 4,38 22 571,90 DEFECTO EXTERNO 11,13 12,00 1,34 9,79 4,38
81,30 DEFECTO INTERNO 11,13 12,00 1,34 9,79 4,38 12 815,20 DEFECTO INTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 20 029,70 DEFECTO INTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65
PO
MP
EY
A -
S
HU
SH
UF
IND
I 1 145,50 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 10 126,00 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 29 126,11 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 1 019,67 DEFECTO INTERNO 11,13 12,00 1,34 9,79 4,38 17 418,98 DEFECTO INTERNO 11,13 11,00 1,22 9,90 4,02 21 579,65 DEFECTO INTERNO 11,13 13,00 1,45 9,68 4,75
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
8 629,50 DEFECTO EXTERNO 11,13 10,00 1,11 10,01 3,65 29 978,40 DEFECTO EXTERNO 11,13 14,00 1,56 9,57 5,11
3.5.1.4. Resultados vida remanente
La tabla 3.58 muestra la clasificación de defectos externos por vida remanente.
La tabla muestra 15 defectos externos con vidas remanentes menores a 1 año,
216
de estos 15 defectos 14 fueron ya fueron reparados (1 en SPF – NPF y 13 en
NPF - POMPEYA). El defecto que no ha sido reparado está en NPF -
POMPEYA y tiene una pérdida de espesor de 28%, está ubicado a 11 534,8 m,
su longitud es de 325,9 mm, tiene un ERF de 0,99 y tiene vida remanente
menor a 1 año. Se determinaron 21 defectos externos con vida remanente de 1
a 5 años en los segmentos SPF – NPF (6 063,52 m y 18 583 m) y NPF –
POMPEYA cuya ubicación se muestra en la tabla 3.59. La tabla 3.60 muestra
la distribución de defectos internos por vida remanente. Solo se encontró un
defecto interno con vida remanente de 1 a 5 años ubicado en el segmento NPF
POMPEYA, en el subsegmento RIO TIPUTINI - POMPEYA. Este defecto está
ubicado a 19 974,8 m medidos desde NPF.
Tabla 3.58. Defectos externos clasificados por vida remanente
SEGMENTO SUBSEGMENTO VIDA REMANENTE 2006 (AÑOS) TOTAL >1 1 - 5 5 -10 10 - 15 15 - 20 >20
SPF - NPF SPF - RIO YASUNÍ 1 1 4 7 12 27 52 RIOYASUNÍ-AMO A 0 0 0 3 4 8 15 AMOA –RIO KM 80 0 1 3 14 25 82 125
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
0 0 1 19 18 61 99
RIO TIVACUNO - NPF 0 0 1 1 3 19 24 TOTAL 1 2 9 44 62 197 315
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 13 13 33 70 71 53 253 RIO TIPUTINI –
POMPEYA 1 6 29 49 44 53 182
TOTAL 14 19 62 119 115 106 435 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO
NAPO 0 0 0 1 0 0 1
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
0 0 4 7 19 32 62
TOTAL 0 0 4 8 19 32 63 SHSUHSHUFINDI
-LAGO AGRIO (SOTE)
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
0 0 0 2 7 10 19
RIO AGUARICO -POZO 27
0 0 0 0 8 13 21
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
0 0 0 0 0 1 1
TOTAL 0 0 0 2 15 24 41 TOTAL 854
Tabla 3.59. Ubicación de los defectos externos con vida remanente entre 1 y 5 años
SEGMENTO NPF - POMPEYA DISTANCIA (m)
585,0 1 120,2 3 586,4 6 659,3 9 156,8 10 788 10 791,2 11 147,0 11 326,9 11 532,3
11 532,6 11 533,6 11 910,6 13 545,1 16 271,6 16 594,2 18 688,4 25 266,4 41 731,8
217
Tabla 3.60. Defectos internos clasificados por vida remanente
SEGMENTO SUBSEGMENTO VIDA REMANENTE 2006 (AÑOS)
TOTAL >1 1 - 5 5 - 10 10 - 15 15 - 20 >20
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 0 0 0 0 0 22 22 RIOYASUNÍ - AMO A 0 0 0 0 2 4 6 AMOA – RIO KM 80 0 0 0 0 0 6 6
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
0 0 0 0 0 9 9
RIO TIVACUNO - NPF 0 0 0 1 0 2 3 TOTAL 0 0 0 1 2 43 46
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 0 0 0 4 6 37 47
RIO TIPUTINI - POMPEYA 0 1 2 6 12 118 139 TOTAL 0 1 2 10 18 155 186
POMPEYA -SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 0 0 0 0 0 2 2 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 0 0 1 2 3 19 25
TOTAL 0 0 1 2 3 21 27
SHSUHSHUFINDI - LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
0 0 1 1 2 10 14
RIO AGUARICO - POZO 27 0 0 0 0 0 4 4 POZO 27 - LAGO AGRIO
(SOTE) - - - - - - 0
TOTAL 0 0 1 1 2 14 18 TOTAL 277
218
218
Figura 3.41. Velocidad de Corrosión de los defectos SPF – NPF
Figura 3.42. Velocidad de Corrosión de los defectos NPF – POMPEYA
024681012141618202224260
1234567
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
tremanente 2006 (mm) Vc (mpy)
Distancia SPF - NPF (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
DEFECTOS REPARADOS
024681012141618202224260
1
2
3
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
t remanente 2006 (mm) Vc (mpy)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
DEFECTOS REPARADOS
219
219
Figura 3.43. Velocidad de Corrosión de los defectos POMPEYA – SHUSHUFINDI
Figura 3.44. Velocidad de Corrosión de los defectos SHUSHUFI NDI – LAGO AGRIO (SOTE)
024681012141618202224260
1234567
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
t remanente 2006 (mm) Vc (mpy)
Distancia POMPEYA - SHUSHUFINDI (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
024681012141618202224260
1
2
3
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
t remanente 2006 (mm) Vc (mpy)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (SOTE) (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
220
3.5.1.5. Resultados de la Proyección
Los siguientes criterios fueron tomados en cuenta para la proyección 2010:
• El control de la corrosión externa mediante una corriente de protección
catódica de al menos -0,85 V asume una velocidad de corrosión de 1 mpy o
menos (NACE SP0502, 2008). Este criterio no puede ser aplicado ya que la
protección catódica no ha sido del todo adecuada en el oleoducto, tal como lo
demuestran los estudios CIPS y poste a poste integrados.
• En casos donde no se encuentre disponible información actual, la velocidad de
crecimiento de la corrosión puede ser asumida a un valor de referencia de 16
mpy. Sin embargo este valor puede reducirse en un 24% (12,2 mpy) si se
puede demostrar que la tubería ha estado protegida catódicamente con al
menos 40 mV durante la mayor parte del tiempo desde la instalación. (NACE
SP0502, 2008). Con este criterio no se puede decir que se tiene ausencia total
de datos ya que los datos ILI 2006 son información que puede ser utilizada en
la proyección, por lo que este criterio no es aplicable.
• La velocidad de corrosión se duplica por cada aumento de 10 °C en la
temperatura de operación. (NACE PCIM, 2009). Este criterio es aplicable ya
que al evaluar los datos de temperatura de operación históricos del oleoducto
se pudo asignar un porcentaje de aumento a la velocidad de corrosión
calculada. Es decir si 10 °C es igual a un aumento del 100% en la velocidad
de corrosión, un ∆T (T2007/20010 - T2006) representa un porcentaje de aumento tal
como se muestra en la tabla 3.61. En caso de que la temperatura de operación
haya disminuido el porcentaje de aumento será 0%. En ausencia de datos por
seguridad se tomó un 10% de aumento de la velocidad de corrosión 2006. La
tabla 3.63 muestra los históricos de temperatura de operación del oleoducto.
Estos muestran que desde el 2006 no ha existido una variación mayor a 10 °C.
221
Tabla 3.61. Históricos temperatura de operación
SEGMENTO AÑO T operación (°C) ∆T(T-T 2006) (°C) % aumento en la
Vc
SPF - NPF 2006 92 - -
2010 93 1 10
NPF - POMPEYA 2006 90 - -
2010 88 - 0
POMPEYA - SHUSHUFINDI
2006 - - -
2010 79 - 10
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
2006 - - -
2010 66 10
Es importante mencionar que la velocidad de corrosión no es una variable que se
mantenga constante con el paso de los años (es posible que aumente o incluso es
posible que disminuya si se toman las medidas adecuadas, como protección
adecuada). Sin embargo al realizar una proyección de la velocidad de corrección
que permita hacer cálculos predictivos de presión segura, ERF y vida remanente
es recomendable tomar una posición pesimista, es decir suponer que la velocidad
de corrosión ha aumentado. Es por ello que a pesar de que en algunos segmentos
del oleoducto la protección catódica es adecuada, fue necesario tener en cuenta
que los defectos del recubrimiento detectados en 2004 no han sido reparados y
que es obvio que nuevos defectos en el recubrimiento se han formado con el paso
de los años. Y se tuvieron en cuenta todos los factores que han mejorado desde el
2006 (protección catódica), los que de alguna manera se han mantenido
(mantenimiento y limpieza adecuada con PIGS), los que no han mejorado y
posiblemente han empeorado (estado del recubrimiento). Es recomendable añadir
5% al porcentaje añadido por temperatura y así a partir de la velocidad de
corrosión determinada con la información ILI 2006 determinar la velocidad de
corrosión proyectada 2010. A pesar de que el segmento NPF – POMPEYA le
corresponde según los criterios un aumento del 5% en la velocidad de corrosión,
este segmento es el que según la información ILI 2006 posee la mayor cantidad
de defectos externos e internos, 435 y 186 respectivamente. Es por ello que la
velocidad de corrosión utiliza para la proyección 2010 para todos los segmentos
222
fue: Vc~rtr Vc ~rr 1 # 15%. La tabla 3.62 muestra el número de defectos
(externos, internos y totales) clasificados por vida remanente.
Tabla 3.62. Proyección de vida remanente 2010
SEGMENTO VIDA
REMANENTE (AÑOS)
NÚMERO DE DEFECTOS EXTERNOS
NÚMERO DEFECTOS INTERNOS
NÚMERO DEFECTOS TOTALES
2006 2010 2006 2010 2006 2010
SPF - NPF
>1 0 1 0 0 0 1 1 - 5 2 5 0 0 2 5 5 - 10 9 25 0 1 9 26 10 - 15 44 54 1 4 45 58 15 - 20 62 80 2 5 64 85
>20 197 149 43 36 240 185 TOTAL 314 314 46 46 360 360
NP
F -
PO
MP
EY
A >1 0 17 0 2 0 19
1 - 5 19 39 1 1 20 40 5 - 10 62 97 2 12 64 109 10 - 15 119 87 10 26 129 113 15 - 20 115 114 18 23 133 137
>20 106 67 155 122 261 189 TOTAL 421 421 186 186 607 607
PO
MP
EY
A -
S
HU
SH
UF
IND
I >1 0 1 0 0 0 1 1 - 5 0 3 0 1 0 4 5 - 10 4 3 1 2 5 5 10 - 15 8 15 2 5 10 20 15 - 20 19 24 3 0 22 24
>20 32 17 21 19 53 36 TOTAL 63 63 27 27 90 90
SH
US
HU
FIN
DI-
LAG
O A
GR
IO >1 0 0 0 1 0 1
1 - 5 0 0 0 1 0 1 5 - 10 0 2 1 1 1 3 10 - 15 2 5 1 2 3 7 15 - 20 15 15 2 0 17 15
>20 24 19 14 13 38 32 TOTAL 41 41 18 18 59 59
Las figuras 3.45, 3.46, 3.47 y 3.48 muestran la ubicación de los defectos
proyectados y el espesor remanente esperado para todos los respectivamente. En
ella se muestra en el eje principal el espesor que los defectos tenían en el 2006 y
el espesor proyectado 2010 que los defectos tanto externos como internos
tendrían en el 2010 si la velocidad de corrosión hubiera aumentado un 15%
respecto a la velocidad de corrosión 2006 (se muestra los defectos y la proyección
para observar la evolución de los defectos y establecer un espesor remanente
223
parea todo el oleoducto). En el eje secundario se muestra la velocidad de
corrosión que permitió calcular el espesor proyectado 2010. En las figuras no se
muestran los defectos proyectados en los puntos donde existe cambio de espesor
a 11,12 mm (0,438 in), los mismos que se muestran en la tabla 3.63 muestra el
espesor proyectado de estos defectos (no existen defectos críticos)
En SPF – NPF al considerar un aumento del 15% en la velocidad de corrosión,
para el año 2010 existiría un defecto externo con vida remanente menor a 1 año y
5 defectos externos con vida remanente entre 1 y 5 años. En NPF – POMPEYA
existirían 19 defectos con vida remanente menor a 1 año (17 externos y 2
internos) y 40 defectos con vida remanente entre 1 y 5 años (39 externos y 1
interno). En POMPEYA – SHUSHUFINDI existirían 1 defecto externo con vida
remanente menor a 1 año y 4 defectos con vida remanente entre 1 y 5 años (3
externos y 1 interno). Finalmente en SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO existiría 1
defecto externo con vida remanente menor a 1 año y 1 defecto externo con vida
remanente entre 1 y 5 años estos defectos.
El espesor máximo que tienen los defectos proyectados tanto externos como
internos según la proyección como se muestra en la figuras, es de 6,83 mm
(0,27 in). Este espesor remanente 2010 corresponde a defectos con una pérdida
de espesor de 0,79 mm, es decir una pérdida del 10% del espesor nominal
(7,29 mm) según la información ILI 2006. Este tipo de defectos según la
proyección para el año 2010 tendrá una pérdida de 1,10 mm, es decir 14% del
espesor nominal.
224
Tabla 3.63. Espesor proyectado en puntos donde existe cambio de espesor
SEGMENTO Distancia
(m) TIPO DE DEFECTO Vc
(mpy)2010 t remanente (mm) 2006
t proyección (mm) 2010
SP
F -
NP
F 2 044,8 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 9,59
10 218,6 DEFECTO EXTERNO 8,81 8,79 7,89 23 226,5 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 9,59 66 675,0 DEFECTO EXTERNO 14,69 7,23 5,74 66 676,3 DEFECTO EXTERNO 6,30 9,46 8,82 12 989,7 DEFECTO INTERNO 5,46 9,68 9,54
NP
F -
PO
MP
EY
A
118,5 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 7 587,1 DEFECTO EXTERNO 7,98 9,01 8,98 7 612,4 DEFECTO EXTERNO 4,62 9,90 9,88 8 636,3 DEFECTO EXTERNO 7,56 9,12 9,09 10 854,6 DEFECTO EXTERNO 7,98 9,01 8,98 12 812,5 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 17 494,7 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 18 493,8 DEFECTO EXTERNO 5,04 9,79 9,77 2 2571,9 DEFECTO EXTERNO 5,04 9,79 9,77
81,3 DEFECTO INTERNO 5,04 9,79 9,77 12 815,2 DEFECTO INTERNO 4,20 10,01 10,00 20 029,7 DEFECTO INTERNO 4,20 10,01 10,00
PO
MP
EY
A -
S
HU
SH
UF
IND
I 1 145,5 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 10 126,0 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 29 126,1 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 1 019,7 DEFECTO INTERNO 5,04 9,79 9,77 17 419,0 DEFECTO INTERNO 4,62 9,90 9,88 21 579,7 DEFECTO INTERNO 5,46 9,68 9,66
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
8 629,5 DEFECTO EXTERNO 4,20 10,01 10,00 29 978,4 DEFECTO EXTERNO 5,88 9,57 9,54
225
225
Figura 3.45. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento SPF – NPF
Figura 3.46. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento NPF – POMPEYA
0
2
4
6
8
10
12
143
4
5
6
70
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
58 0
00
60 0
00
62 0
00
64 0
00
66 0
00
t proyección 2010 (mm) Vc (mpy)
Distancia SPF - NPF (m)
Espeso Remanente 2006 / defectos externos
Espeso Remanente 2006 / defectos internos
Espesor Nominal (7,92mm)
Espesor Proyectado 2010 / defectos externos
Espesor Proyectado 2010 / defectos internos
Espesor máximo proyectado (6,83)mm
0
2
4
6
8
10
12
143
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
Vc (mpy)t proyección 2010 (mm)
Distancia NPF - POMPEYA (m)
Espesor Remanente 2006/ defectos externos
Espesor Remanente 2006/ defectos internos
Espesor Nomina (7,92mm)
Espesor Proyectado 2010 / defectos externos
Espesor Proyectado 2010 / defectos internos
Espesor máximo proyectado 2010 (6,83mm)
226
226
Figura 3.47. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI
Figura 3.48. Espesor y velocidad de corrosión proyectados 2010 segmento SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO
0
2
4
6
8
10
12
143
4
5
6
70
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
t proyección 2010(mm) Vc (mpy)
Distancia POMPEYA- SHUSHUFINDI (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
PROYECCIÓN DEFECTOS EXTERNOS
PROYECCIÓN DEFECTOS INTERNOS
Espesor máximo proyectado 2010 (6,83mm)
0
2
4
6
8
10
12
143
4
5
6
7
0
2 00
0
4 00
0
6 00
0
8 00
0
10 0
00
12 0
00
14 0
00
16 0
00
18 0
00
20 0
00
22 0
00
24 0
00
26 0
00
28 0
00
30 0
00
32 0
00
34 0
00
36 0
00
38 0
00
40 0
00
42 0
00
44 0
00
46 0
00
48 0
00
50 0
00
52 0
00
54 0
00
56 0
00
t proyección 2010 (mm) Vc (mpy)
Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (SOTE) (m)
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Espesor Nominal (7,92mm)
PROYECCIÓN DEFECTOS EXTERNOS
PROYECCION DEFECTOS INTERNOS
Espesor máximo proyectado 2010 (6,83mm)
227
3.5.2. SEGMENTOS SIN INSPECCIÓN ILI
El segmento POZO 27 – OCP, no fue inspeccionado por la herramienta ILI en el
año 2006 ya que este entró en operación en el año 2004, es decir era un ducto
prácticamente nuevo en la fecha de la inspección. (DOT CFR 195 menciona que
los ductos nuevos deben inspeccionarse máximo a los siguientes 5 años de
operación).
3.5.2.1. Calculo predictivo de la velocidad de corrosión interna
La tabla 3.64 muestra las velocidades de corrosión interna promedio de cada
segmento y la velocidad de corrosión promedio de todos los segmentos
inspeccionados. Esta velocidad permitió calcular el espesor remanente, el
porcentaje de pérdida de metal al que corresponde, velocidad de corrosión para
el segmento POZO 27 – OCP.
3.5.2.2. Cálculo predictivo de la velocidad de corrosión externa
La tabla 3.65 muestra las velocidades de corrosión externa promedio de cada
segmento y la velocidad de corrosión promedio de todo el tramo inspeccionado
por la herramienta ILI. Se tomo el valor más conservador del segundo criterio
utilizado, es decir la velocidad de corrosión del acero en un suelo altamente
corrosivo (resistividad < 1 000 Ω – cm) con protección catódica utilizado fue 12,2
mpy. El valor promedio entre los dos criterios es 7,98 mpy. En la tabla se muestra
además el espesor remanente y el porcentaje de pérdida de metal al que
corresponde dicha velocidad (para los segmentos con inspección ILI). Esta
velocidad permitió calcular el espesor remanente del segmento POZO 27 – OCP.
228
Tabla 3.64. Velocidad de corrosión interna promedio y espesor remanente para el segmento POZO 27 –OCP
SEGMENTO VELOCIDAD DE CORROSIÓN INTERNA PROMEDIO (mpy)
SPF - NPF 3,36
NPF - POMPEYA 3,51
POMPEYA - SHUSHUFINDI 3,67
SHSUHSHUFINDI-LAGO AGRIO 3,51
PROMEDIO 3,51
% Pérdida 13,50
tremanente mm (in) POZO 27 - OCP 8,90 (0,35)
Tabla 3.65. Velocidades de corrosión externa promedio y espesor remanente para el segmento POZO 27 –OCP
SEGMENTO VELOCIDAD DE CORROSIÓN EXTERNA PROMEDIO (mpy)
SPF - NPF 3,73
NPF - POMPEYA 4,65
POMPEYA - SHUSHUFINDI 3,57
SHSUHSHUFINDI-LAGO AGRIO 3,13
VELOCIDAD DE CORROSIÓN DEL ACERO 12,20
PROMEDIO 7,98
% Pérdida 30,70
tremanente mm (in) POZO 27 - OCP 8,31 (0,33)
3.5.2.3. Cálculo predictivo de la vida remanente
El análisis de la vida remanente en los defectos encontrados por la herramienta
ILI (externos e internos) mostraron que para corrosión externa en algunos casos
el criterio más conservador para determinar la vida remanente está dado por la
norma API 570 y en otros casos es el dado por el PCIM NACE 2009, y en el caso
de corrosión interna el más conservador es el dado por la norma API 570. El
criterio NACE PCIM 2009 no puede ser aplicado ya que no se tiene una Lm (dato
ILI) por lo que solo se aplicó las ecuaciones dadas en la norma API 570. Así se
determino que la vida remanente del segmento POZO 27 - OCP es 35 años por
corrosión externa y 87 años por corrosión interna.
229
3.5.3. PLAN DE INSPECCIÓN INICIAL
Los criterios para verificación de integridad tienen sus ventajas y desventajas. Con
base en la información dada en la teoría, a los resultados de la evaluación de
riesgos y la evaluación de la resistencia mecánica remanente se seleccionó a la
metodología ILI como la más conveniente para realizar la verificación de
integridad en el oleoducto principal de Repsol - YPF. Los criterios analizados en
cuenta para la selección fueron:
• El oleoducto posee facilidades para enviar este tipo de herramienta:
Lanzadores y recibidores, control de la temperatura y presión de operación.
• El historial de defectos (internos y externos) es conocido. La herramienta ILI
2006 entregó información sobre los defectos de pérdida de espesor
(información integrada), la cual permitió realizar la evaluación de defectos.
• Es factible lanzar una herramienta inteligente, es necesario enviar PIG de
limpieza y herramienta geométrica previo al lanzamiento de cualquier
herramienta ILI.
Se evaluaron los contras de las otras metodologías:
• La prueba hidrostática no es viable operativamente: en la integración de la
información se determinó que la capacidad de almacenamiento es de 26 h. La
prueba requiere de 8 h ya que la tubería está enterrada. En la integración de
información se mencionó que el tiempo que se demora la reparación de una
rotura en el oleoducto es de 20 h. Adicionalmente a este tiempo se debe tomar
en cuenta el tiempo de vaciado y de llenado de la tubería (vaciar de crudo,
llenar de agua, vaciar el agua, secar la tubería y llenarla de nuevo). La tabla
3.66 muestra el tiempo de vaciado de cada segmento.
• Las evaluaciones directas pueden y deben ser utilizadas como una
herramienta complementaria a la metodología ILI. Las inspecciones indirectas
230
deben ser llevadas a cabo por personal especializado en este tipo de estudios
de inspección externa (CIS, DCVG, PCM, resistividad y pH del suelo, etc.) e
interna (envío de biocida, inhibidores de corrosión, desarrollo de modelos para
predecir la acumulación de agua y sólidos, etc). La información que estos
estudios arrojen debe ser integrada, analizada y correlacionada con la
información de la herramienta ILI.
Tabla 3.66. Tiempo de vaciado de cada segmento del oleoducto
SEGMENTO DIAMETRO
mm (in) LONGITUD
(m) VOLUMEN
(m3) VOLUMEN
(barriles)
RATA DE FLUJO
(barriles/día)
TIEMPO DE
VACIADO (h)
SPF - NPF 406,4 (16) 67 000 8 691,05 54 695,07 25 000 52,51
NPF - POMPEYA
406,4 (16) 42 000 5 448,12 34 286,46 25 000 32,92
POMPEYA - SHUSHUFINDI
406,4 (16) 35 000 4 540,10 28 572,05 40 000 17,14
SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO
406,4 (16) 57 000 7 393,88 46 531,63 40 000 27,92
POZO 27 - OCP 609,6 (24) 10 000 2 918,64 18 367,75 40 000 11,02
Una vez escogida la metodología ILI para verificación de integridad. Es necesario
tener en cuenta las ventajas y desventajas de cada una de los tipos de
herramientas ILI. La teoría muestra las capacidades de detección de cada
herramienta. Los siguientes puntos fueron tomados en cuenta en la selección de
la herramienta ILI:
• Enviar PIGS de limpieza y evaluar el nivel de efectividad de cada uno de ellos.
Una tubería libre de sólidos, escombros, residuos de corrosión permite una
mejor inspección con las herramientas ILI.
• Enviar una herramienta geométrica previamente al lanzamiento de cualquier
herramienta. Esto permitirá detectar defectos como abolladuras, arrugas,
torceduras, curvas y ovalidades. Esto permite asegurar que no existen
restricciones para el envío de otras herramientas.
231
• El historial de defectos en el oleoducto muestra que existe perdida de espesor
interna y externa. No existe información sobre SCC, y defectos tipo grietas. Es
por ello que las herramientas recomendadas son las pertenecientes a esta
categoría: MFL transversal o Ultrasónica de onda de corte.
Los defectos externos e internos clasificados por vida remanente entre 5 y 10
años según la proyección indican que el oleoducto requiere una verificación de
integridad en el año 2010. Además la Norma API 1160 establece que las tuberías
deben ser inspeccionadas con cualquier tipo de verificación cada cinco años y las
tuberías nuevas deben inspeccionarse máximo a los siguientes 5 años de
operación.
La verificación de integridad más adecuada es la corrida de una herramienta ILI
como se determinó anteriormente. La inspección debe realizarse en todo el
oleoducto El segmento POZO 27 – OCP tiene 6 años de operación y no se ha
realizado ninguna verificación de integridad, por lo que debe ser incluido en la
inspección. La ubicación de los defectos (externos e internos) que según la
proyección para el 2010 tendrían una vida remanente menor a 1 año y entre 1 y 5
años en los segmentos SPF – NPF – POMPEYA, POMPEYA – SHUSHUFINDI,
SHUSHUFINDI – LAGO AGRIO (SOTE) se muestran en el ANEXO VII. Dentro de
estos defectos, los que posean un ERF mayor que 1 o porcentaje de pérdida de
espesor mayor al 40% deben ser inmediatamente reparados con los criterios de
reparación API 1160 mostrados en la teoría (tabla 1.12), tal como lo recomienda la
metodología ASME B31.4.
El plan de inspección 2010 como se mencionó anteriormente debe iniciar con la
corrida de un PIG de limpieza, seguido por una herramienta geométrica. La
información que entregue la herramienta geométrica debe ser integrada. Si la
herramienta detecta los defectos mecánicos (abolladuras, curvaturas, etc.) estos
deben ser reparados de acuerdo a los criterios de reparación y plazos que da el
manual NACE PCIM para este tipo de defectos. El manual de NACE PCIM
(Manejo de la Integridad corrosión en tuberías) recomienda tiempos y criterios
232
de reparación los cuales se recomiendan para la reparación de defectos en el
oleoducto.
Según el manual un defecto que atente la integridad de una tubería que transporte
líquidos peligrosos en áreas de alta consecuencia (HCA) debe ser remediado
dentro de los siguientes periodos específicos de tiempo de reparación en los que
se tienen en cuenta la severidad de los defectos como se detalló en la parte
teórica. Una vez que se asegure que el oleoducto no posee restricciones para
enviar una herramienta ILI para detectar grietas, y pérdida de espesor, se debe
enviar una herramienta tipo MFL transversal o ultrasonido onda de corte que son
las herramientas más adecuadas para detectar diferentes tipos de defectos y
entregar información que hasta ahora es desconocida (defectos tipo grietas en el
oleoducto) y nueva información sobre los defectos de pérdida de espesor. La
herramienta ILI 2010 además permitirá evaluar el estado real de los defectos de
pérdida de espesor detectados con la herramienta ILI 2006.
3.6. PLAN DE MITIGACIÓN Y CONTROL
3.6.1. MITIGACIÓN Y CONTROL PARA DAÑOS POR TERCEROS
3.6.1.1. Profundidad mínima de cubierta
Existen tres factores que afectan la probabilidad de daños por terceros dentro de
la variable profundidad de cubierta. Al analizar las posibles acciones para
disminuir el daño por terceros se puede determinar que realizar la instalación de
recubrimientos de concreto o tubería de protección no es una alternativa
viable por las dificultades que esto conlleva (operativamente y económicamente),
y se requiere de estudios más profundos sobre el beneficio real obtenido al
realizar una inversión de este tipo.
Aumentar la profundidad de cubierta es lo más deseable, pero también es una
alternativa poco aplicable ya que sería muy complicado hacerlo en toda la longitud
233
del oleoducto, además que no se sabe que profundidad de cubierta puede
volverse perjudicial para la tubería. (Carga externa). La acción de mitigación real
que se recomienda para el oleoducto es que durante el mantenimiento, inspección
y patrullaje del derecho de vía y durante las excavaciones se verifique y garantice
la profundidad de cubierta, de este modo se puede asegurar que el valor de 1,2m
utilizado en la evaluación de riesgos es real.
La instalación de cinta de advertencia sobre el oleoducto y bajo la superficie de
la tierra durante las excavaciones como se muestra en la figura 3.49 es
recomendable. Con ello se podrían llegar a asignar los puntos totales de esta
variable. Esta opción es muy válida especialmente fuera del Bloque 16 donde
existe un gran nivel de actividad ajena al oleoducto.
Figura 3.49. Instalación de cinta de advertencia
(Muhlbauer, 2004)
3.6.1.2. Facilidades en Superficie
Se pueden asignar puntos adicionales si se asegura que las facilidades en
superficie poseen protecciones adecuadas (barreras adecuadas, rejas, mallas,
señalización), especialmente las facilidades que no las poseen (válvulas check).
La segunda acción de mitigación que se relaciona con la protección de las
facilidades en superficie es mejorar el patrullaje del derecho de vía. Las acciones
recomendadas se muestran en la figura 3.50. La implementación de estas
medidas permite que la probabilidad de que las facilidades en superficie se vean
afectadas por terceros disminuya.
234
Figura 3. 50. Instalación de barreras de protección como opción de mitigación de daños
por terceros a las facilidades en superficie (Muhlbauer, 2004)
3.6.1.3. Nivel de Actividad
El nivel de actividad es una variable que no depende de Repsol – YPF
especialmente en el sector EXTRA BLOQUE 16. Es por ello que las acciones de
mitigación no están enfocadas a “reducir” el nivel de actividad sino más bien se
refiere a la posición de la empresa frente a los factores que influyen esta variable:
población, cruces de vía, cruces de tubería y derecho de vía compartido. Las
acciones de mitigación y control de esta variable están directamente relacionadas
con las variables: educación pública, localización de la línea, condición del
derecho de vía, disminuir el tiempo de respuesta ante emergencias y frecuencia
de patrullaje.
3.6.1.4. Educación Pública
El desarrollo de un programa de educación pública periódico (puede ser cada 6
meses) es de vital importancia para disminuir la probabilidad de daños por
terceros, ya que la mayoría de los daños por terceros son causados por
ignorancia y desconocimiento. Las relaciones con la población son de vital
importancia para puntuar mejor las variables nivel de actividad y están
relacionadas con el programa de educación pública. El programa de educación
debe concentrar sus acciones en:
235
• Impartir un programa de educación, que informe sobre la operación del
oleoducto. (localización, actividades que se realizan sobre el derecho de vía,
cronogramas, informar sobre las consecuencias de un derrame y como ayudar
minimizarlas).
• Capacitar a la población sobre sus derechos y responsabilidades (planes de
emergencia, números de teléfono, que se puede hacer y que no se puede
hacer en el derecho de vía)
• Establecer convenios con el gobierno, fuerza pública, enfocados a establecer
el derecho de vía como propiedad privada para evitar así que cualquier
actividad se realice sobre el oleoducto, para asegurar la vigilancia y evitar
atentados en el oleoducto.
• Desarrollar actividades que permitan mejorar las relaciones con la comunidad,
para facilitar actividades como: Inspección, mantenimiento y patrullaje del
derecho de vía.
• Instalar señalización que muestre un número telefónico para información y
reporte de emergencias.
Estas actividades permitirán disminuir la probabilidad de daños por terceros ya
que una población informada sobre la operación del oleoducto está consciente de
que cualquier actividad que realice sobre o junto al derecho de vía puede afectar
de alguna forma al oleoducto y de ser posible la empresa debe ser informada de
este tipo de actividades. La implantación de este tipo de actividades permitirá que
el factor población pueda ser mejor puntuado y que el sector Intra Bloque 16 como
extra bloque 16 pueda ser puntuado de igual forma. Una población informada,
capacitada y educada sobre la operación del oleoducto, es un factor que reduce la
probabilidad de daños por terceros.
236
3.6.1.5. Cruce de vía
Los cruces de vía son una variable que difícilmente puede ser mitigada ya que las
vías existentes que cruzan el derecho de vía no pueden ser retiradas. Las
acciones de mitigación están enfocadas a evitar que nuevas vías sean
construidas sobre el derecho de vía, lo cual se puede controlar con las acciones
de mitigación para educación pública, factor es por ello que por el momento este
mantiene su puntuación original.
3.6.1.6. Cruce de Tuberías y derecho de vía compartido
La acción de mitigación recomendada es establecer convenios con otras
operadoras, enfocados a desarrollar e implementar planes de contingencia,
sistemas de información y comunicación entre las operadoras. De esta manera se
evita que las actividades como construcciones, excavaciones, mantenimiento e
inspecciones afecten al oleoducto. La notificación de que actividades ajenas al
oleoducto se van a realizar, disminuye la probabilidad de daños por terceros. La
implementación de este tipo de actividades permite puntuar mejor a este factor.
3.6.1.7. Condición del derecho de vía
Mantener el derecho de vía con perfecta señalización, tanto a lo largo del
corredor, como en cruces de vía, ríos, y diferentes puntos de interés permite
puntuar esta variable de mejor manera.
237
a. Llamadas de emergencia y sistemas de comunicación
La señalización del DDV va de la mano con la implementación de un sistema de
comunicaciones efectivo (teléfono, radio, correo electrónico) que servirá solo para
la notificación de información relacionada con la integridad del oleoducto.
b. Mantenimiento
Un derecho de vía totalmente libre de vegetación (árboles, plantaciones), con el
nivel del suelo claramente visible facilita las inspecciones, patrullajes, detección
de fugas, detección de invasiones, problemas de erosión, deslizamientos,
asentamientos, puntos donde la tubería puede estar descubierta, etc.
c. Condición general
Este factor está enfocado a mantener el derecho de vía libre de invasiones, libre
de problemas de erosión, deslizamientos, asentamientos, saturaciones de agua,
etc. Las acciones de mitigación recomendadas son encontrar la causa de dichos
problemas y eliminarla, reconformar el suelo, la vegetación, la cubierta del
oleoducto a su estado normal. La implementación de este tipo de actividades
permite reducir la probabilidad de daños por terceros y permite puntuar de mejor
manera a esta variable.
3.6.1.8. Patrullaje del DDV
Mejorar la puntuación de esta variable permite disminuir la probabilidad de daños
por terceros y disminuir el tiempo de detección de una fuga. El patrullaje del
derecho de vía permite detectar actividades que a futuro pueden convertirse en
amenazas a la integridad del oleoducto. Las acciones de mitigación en cuanto al
patrullaje se enfocan en dos factores: La efectividad y la frecuencia de patrullaje.
238
La efectividad del patrullaje solo se logrará si es que este se realiza con personal
debidamente capacitado, se cumplen los horarios establecidos, y se mantiene
comunicación continua sobre todos las novedades encontradas. Se recomienda
formar patrullas para realizar esta actividad (por segmento de ser posible), las
mismas que además de recibir la capacitación adecuada en: Integridad de
tuberías, relaciones con la comunidad, primeros auxilios, etc., contarán con
vehículos, dispositivos de comunicación (radios, celulares), cámaras de fotos y
cualquier herramienta que facilite el patrullaje. La frecuencia de patrullaje
necesariamente tiene que aumentar y el valor recomendado para el oleoducto de
Repsol – YPF es que un mismo punto sea patrullado cada 24 h. Al implementar
estas acciones la variable puede ser mejor puntuada.
3.6.1.9. Localización de la línea
a. Localización de la línea
La señalización además de indicar sobre la presencia del oleoducto, muestra
información de interés actualizada, real y confiable (dirección del flujo y del
recorrido, números de teléfono, correo electrónico para emergencias y
notificaciones, etc.).
b. Mapas actualizados
Es una de las variables más importantes a tomar en cuenta para la localización de
la línea ya que no se puede tomar ninguna acción de mitigación de daños por
terceros sino se tiene la seguridad de por dónde se encuentra el oleoducto.
239
c. Coordenadas GPS actualizadas
La localización exacta de la línea puede lograrse mediante la actualización de los
planos constructivos, con coordenadas GPS reelevantadas tomadas en puntos
estratégicos (válvulas, postes de protección catódica, cruces de vías, ríos, cruces
de tuberías, etc.) y a lo largo de toda la tubería. Al implementar estas actividades
se puede asignar la puntuación máxima a la localización de la línea. Este es uno
de los puntos de partida para mejorar la gestión de integridad del oleoducto. La
tabla 3.67 muestra el nuevo puntaje del índice de daños por terceros luego de las
acciones de mitigación, los criterios utilizados para la nueva calificación de cada
variable fueron los utilizados en la evaluación de riesgos. El sector Extra Bloque
16 se mantiene con mayor probabilidad de daños por terceros por las razones
mencionadas anteriormente.
Tabla 3.67. Puntuación del índice de daños por terceros luego de las actividades de
mitigación y control
SEGMENTO SUBSEGMENTO SIN
MITIGACIÓN CON
MITIGACIÓN
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 50,5 74,5
RIO YASUNÍ - AMO A 50,5 74,5
AMO A - RIO KM 80 50,5 74,5
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 50,5 74,5
RIO TIVACUNO - NPF 50,5 74,5
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 50,5 74,5
RIO TIPUTINI POMPEYA 50,5 74,5
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 40,8 72,5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 38,3 72,5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 38,3 72,5
RIO AGUARICO - POZO 27 38,3 72,5
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 38,3 72,5
POZO 27 - OCP 36,0 72,5
240
3.6.2. MITIGACIÓN Y CONTROL PARA CORROSIÓN
3.6.2.1. Corrosión Atmosférica
Las acciones de mitigación recomendadas para disminuir la probabilidad de
corrosión atmosférica están enfocadas hacia la calidad el recubrimiento. La
recomendación inicial es realizar una inspección visual y medición de espesores
por personal calificado, y de ser necesario desarrollar un programa de
reparaciones en estos puntos. De ser necesaria la reparación del recubrimiento la
segunda recomendación es realizar estudios donde se verifique la calidad del
recubrimiento que será aplicado y realizar un continuo monitoreo de los puntos
donde la tubería es aérea. Al implementar estas medidas de mitigación se puede
puntuar de mejor manera la variable recubrimiento atmosférico
3.6.2.2. Corrosión Interna
a. Corrosividad del Producto
La recomendación es realizar estudios sobre velocidades de flujo, para determinar
que velocidades de flujo causan erosión en las paredes del oleoducto (velocidad
máxima de flujo, de asentamiento, etc.), y cual es la velocidad mínima para evitar
deposición de agua y sólidos.
b. Tratamiento químico
Otro tipo de corrosión interna que podría darse en el oleoducto y que no ha sido
tomada en cuenta por falta de información es la presencia de corrosión
microbiológica. La acción de mitigación recomendable en este caso es el envió de
biocida conjuntamente con el PIG de limpieza. Para ello es necesario conocer el
tipo de bacterias que podrían estar presentes en el oleoducto. Se deben realizar
análisis microbiológicos del crudo transportado para identificar la presencia de
241
bacterias y la concentración (colonias/ml). Los conteos bacterianos determinaran
la presencia y concentración de bacterias planctónicas . Para determinar la
presencia de bacterias sésiles se pueden utilizar monitoreo por cupones (indican
la presencia de este tipo de bacterias en las superficies metálicas). Otra forma de
determinar si existen bacterias sésiles es analizar los residuos que llegan junto
con el chancho de limpieza. La recomendación es utilizar el mismo biocida que se
utiliza en el segmento SPF – NPF, en todo el oleoducto. El programa de
tratamiento químico debe realizarse con el biocida más adecuado para el tipo de
bacterias que se identifiquen en el oleoducto, bajo un horario establecido (puede
ser junto con el programa de limpieza con PIG), se debe registrar las cantidades
de biocida inyectado. La efectividad del uso de biocidas debe ser evaluada con un
programa de monitoreo y así ajustar la cantidad de biocida y la frecuencia óptima
de envío. El aplicar esta medida de mitigación junto con el programa de envío de
PIGS de limpieza permite puntuar a la variable medidas de prevención con el
puntaje más alto. El tratamiento debe ser específico para cada segmento según
los resultados que se obtengan.
3.6.2.3. Corrosión Externa
a. Estudios de pH y Resistividad
Las acciones de mitigación recomendadas para disminuir la probabilidad de
corrosión externa en función del factor ambiente bajo superficie son realizar
estudios de pH y resistividad del suelo a lo largo de todo el recorrido del
oleoducto. Los estudios deberán realizarse cada dos años como recomendación
de la norma NACE SP0502 Metodología de evaluación directa para corrosión
externa en tuberías.
242
b. Actividad microbiológica
La segunda acción de mitigación recomendada es realizar estudios sobre
actividad microbiológica en el suelo del recorrido del oleoducto, para determinar
la presencia y concentración de bacterias (colonias/gramo de suelo). Al
implementar este tipo de medidas se puede corroborar la información utilizada y la
puntuación asignada a este factor puede ser reevaluada en función de los
resultados.
c. Calibración del Sistema de Protección catódica:
Las acciones de mitigación y control recomendadas están enfocadas a mantener
un sistema de protección catódica que trabaje efectivamente en todos los
segmentos del oleoducto. El control de la corrosión externa mediante una
corriente de protección catódica de al menos -0,85 V (criterio NACE) asume una
velocidad de corrosión de 1 mpy o menos. La vida remanente es inversamente
proporcional a la velocidad de corrosión por lo que una velocidad de corrosión en
este rango resultará en una vida remanente del oleoducto mayor. Las acciones de
mitigación recomendadas para controlar la corrosión externa con protección
catódica son calibrar la el sistema de protección catódica mediante el ajuste de
todos los potenciales instant OFF en -0,95 V y sin superar los -1,2 V.
Potenciales menores (menos negativos) que -0,95 V la estructura no se encuentra
protegida adecuadamente según los criterios establecidos en la teoría y si el
potencial supera los -1,2 V (más negativo) se puede producir la pérdida de
adhesión entre el recubrimiento y la superficie del metal debido a excesiva
corriente de protección catódica.
243
d. Juntas de aislamiento
Instalar juntas de aislamiento y revisar el estado de las juntas de aislamiento si
existen. Estas juntas de aislamiento evitan que la corriente se fugue hacia sitios
no deseados como equipos, válvulas, etc.
e. Estudios poste a poste y CIPS:
Una vez realizadas las acción anteriores, el desarrollo de estudios de de
monitoreo del sistema de protección catódica (poste a poste, CIPS) permiten
determinar la efectividad del sistema, identificar los puntos donde existan
deficiencias, o interferencias y requieran acciones de remediación. Las acciones
recomendadas son:
• Realizar mediciones POSTE A POSTE cada 3 meses.
• Realizar un programa de inspección mediante la técnica CIPS cada dos años
bajo los lineamientos de la norma NACE SP0502 Metodología de evaluación
directa para corrosión externa en tuberías.
f. Estudios de interferencias y acciones de mitigación DC y AC
Los resultados de los estudios CIPS permiten determinar los puntos donde existen
interferencias (corriente pérdidas DC y/o AC), fuga de corriente. Las medidas
anormales en un estudio CIPS son una indicación válida de la presencia de
interferencias. La aplicación de estas medidas permite puntuar de mejor manera
la variable protección catódica.
244
3.6.2.4. Recubrimiento
a. Calidad del Recubrimiento
Utilizar como recubrimiento FBE de preferencia a 3LPP ya que el FBE tiene la
habilidad para estar en contacto íntimo con la tubería y está diseñado para crear
una alta resistencia entre el ánodo y el cátodo de la celda de corrosión, posee una
excelente adhesión, excelente resistencia química y a la abrasión, y no posee
incompatibilidad con la protección catódica.
b. Aplicación del Recubrimiento
La aplicación del recubrimiento es una de los factores más importantes para
asegurar un desempeño adecuado del mismo. Se recomienda que la aplicación
del recubrimiento tenga en cuenta:
• Preparación de la superficie: Una preparación de superficie adecuada reduce
la probabilidad de falla. Se recomienda usar la norma NACE SSPC-SP10.
Método para preparar superficies metálicas, mediante abrasivos a presión, la
cual da los lineamientos para realizar una preparación de superficie adecuada.
• Aplicación del recubrimiento: Tener en cuenta factores como la temperatura,
humedad del ambiente, y el proceso de aplicación (tiempo y temperatura de
curado) son de vital importancia para reducir la probabilidad de falla. El
espesor recomendado para tuberías de diámetro 500 – 750 mm, tal como el
oleoducto, es 0,45 mm para FBE. La temperatura de aplicación y curado no
debe exceder los 275 °C, el tiempo de curado es de 30 s y se deben tener en
cuenta cualquier recomendación del fabricante.
• Finalmente se recomienda el uso de la norma NACE RP 0394-94:
“Aplicación, desempeño y control de calidad en la a plicación en planta
de FBE” . Esta brinda todos los requerimientos en los que se refiere a
245
preparación de superficie, aplicación e inspección de este tipo de
recubrimiento.
c. Inspección del recubrimiento
Realizar un programa de inspección mediante la técnica PCM o DCVG cada dos
años como lo recomienda la norma NACE SP 502 Metodología de evaluación
directa para corrosión externa en tuberías.
d. Reparación del recubrimiento
Realizar un programa de reparación de los defectos detectados por la inspección
DCVG (2004) y si se realiza una nueva inspección DCVG o PCM, realizar un
programa de reparación del recubrimiento, ya que para asegurar una adecuada
protección catódica, se debe realizar una completa renovación del recubrimiento
cada 4 años (recomendación NACE PCIM ).
La tabla 3.68 muestra el nuevo puntaje del índice de corrosión luego de las
acciones de mitigación, los criterios utilizados para la nueva calificación de cada
variable fueron los utilizados en la evaluación de riesgos. El sector Intra bloque 16
mantiene un índice de corrosión menor debido a las variables que no fueron
repuntadas, mencionadas en la evaluación de riesgos.
3.6.3.MITIGACIÓN Y CONTROL PARA DISEÑO
3.6.3.1. Factor de seguridad
La presión de operación no puede alcanzar la MAOP ya que al ocurrir esto las
válvulas ESDV automáticamente se cerrarán y restringirán el paso de fluido.
246
Tabla 3.68. Puntuación del índice de corrosión luego de las actividades de mitigación
SEGMENTO SUBSEGMENTO SIN MITIGACIÓN CON MITIGACIÓN
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 44,93 80,55
RIO YASUNÍ - AMO A 44,93 80,55
AMO A - RIO KM 80 50,93 80,55
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 56,93 80,55
RIO TIVACUNO - NPF 56,93 80,55
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 57,88 82,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 57,88 82,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 64,35 84,60
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 53,35 84,60
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 53,55 84,80
RIO AGUARICO - POZO 27 59,55 84,80
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 59,55 84,80
POZO 27 - OCP 57,58 85,90
Sin embargo, existe la posibilidad que las válvulas no estén en óptimas
condiciones. Es por ello, que la acción de mitigación recomendada es realizar un
programa de verificación de cierres de válvulas ESDV. Los resultados de este
trabajo permitirán establecer un programa de mantenimiento, calibración o cambio
de las válvulas de ser necesario. Este programa de mantenimiento debería
realizarse al menos 1 vez al año.
3.6.3.2. Fatiga
La primera acción de mitigación es determinar si el oleoducto ha estado expuesto
a ciclos de presión por causas internas (aumento de la presión interna desde la
presión normal de operación MOP hasta un pico de presión y regreso a la presión
normal de operación), o externas (factores ambientales, cargas externas sobre la
tubería, etc.). La ausencia de datos es el principal problema que se tiene para
evaluar y mitigar la probabilidad de fatiga (no fue repuntuado), es por ello que las
acciones de mitigación recomendables son:
247
• Obtener los datos necesarios sobre ciclos de presión que actúan, actuaron o
se espera que actúen en el oleoducto: variaciones de temperatura, variaciones
de presión interna, y determinar la causa y la frecuencia de las cargas.
• Realizar los cálculos adecuados sobre magnitud y frecuencia de los ciclos de
presión, lo que a su vez permitirá puntuar la variable de acuerdo a la escala
recomendada en la evaluación de riesgos.
• Pruebas de fatiga con muestras del oleoducto y con tuberías nuevas.
• Una vez determinadas las causas, la magnitud y la frecuencia de los ciclos de
presión interna y externa se pueden tomar acciones para eliminar la causa o
para evitar que el oleoducto se vea afectado a este tipo de cargas.
3.6.3.3. Posibles sobrepresiones
Los resultados obtenidos en el desarrollo de la evaluación de la resistencia
remanente permiten realizar una evaluación de seguridad, ya que si bien las
válvulas ESDV son dispositivos de seguridad que evitan subidas de presión,
existe la posibilidad de que se produzca un golpe de ariete (si una válvula falla y
se cierra o si una bomba se apaga) y que el pico de presión supere la presión de
falla (determinadas en la evaluación de la resistencia remanente) de los defectos
externos e internos antes de que las ESDV actúen. La tabla 3.69 muestra estos
datos por segmento, en el caso de la presión falla es la mínima presión
determinada en cada segmento, ya que la evaluación de las variables es por
segmentos, no por defectos (el defecto con la mínima presión de falla es el punto
más débil de cada segmento). La información de la tabla establece que cualquier
sobrepresión mayor a la presión de falla podría causar una rotura del oleoducto.
Es por ello que la acción de mitigación recomendada es la instalación de
dispositivos de seguridad específicos para posibles sobretensiones.
248
Es recomendable como acción de mitigación obtener la información necesaria
para poder determinar si el fluido tiene la posibilidad de sobrepresiones. Una vez
determinada los valores reales del aumento de presión y la presión resultante la
alternativa de mitigación recomendada es la instalación de válvulas de alivio que
están diseñadas para liberar fluido cuando la presión interna supera el umbral
establecido. La liberación del fluido se hace hacia contenedores especiales
(tanques de almacenamiento).
Tabla 3.69. Mínima presión de falla segmento
SEGMENTO
SUB SEGMENTO
DEFECTOS EXTERNOS
DEFECTOS INTERNOS
Distancia (m)
Presión Falla (MPa)
Distancia (m)
Presión Falla (MPa)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 7 538,39 16,97 2 859,62 18,60
RIO YASUNÍ - AMO A 10 218,65 16,88 11 084,42 18,77
AMO A - RIO KM 80 18 583,00 16,09 19 570,03 18,79
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 44 906,48 16,39 42 086,00 18,46
RIO TIVACUNO - NPF 66 674,97 18,18 65 583,71 18,73
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 584,70 7,55 11 572,90 18,57
RIO TIPUTINI POMPEYA 16 271,60 15,73 16 566,50 17,78
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 26,26 18,78 922,21 18,81
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 8 045,54 18,36 20 469,76 17,51
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
22 514,70 18,76 22 083,70 18,29
RIO AGUARICO - POZO 27 32 201,90 18,76 47 224,40 18,77
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
56 144,00 18,79 - -
POZO 27 – OCP - - - -
3.6.3.4. Verificaciones de Integridad
Tal como se determinó en el plan de inspección inicial, es necesaria una nueva
inspección en línea que permita determinar el número de defectos externos e
internos que existen en el oleoducto y evaluar el comportamiento que han tenido
los defectos previamente. Los resultados de la inspección en línea deben ser
249
corroborados con excavaciones de verificación lo cual aumentará el puntaje de
esta variable. Finalmente correlacionar los datos (longitud, pérdida de espesor,
numero de defectos, discriminación internos/ externos) de la inspección 2005 y los
cálculos realizados en función de estos datos (presiones segura y de falla,
velocidad de corrosión, vida remanente, proyección de pérdida) es una de las
medidas más importantes que se deben tomar en cuenta ya que permitirán
realizar nuevos cálculos de la línea base, dándole a la integridad del oleoducto un
carácter de mejora continua, tal como lo recomienda la norma API 1160.
3.6.3.5. Movimientos de Tierra
La inspección del derecho de vía permitió calificar esta variable en la evaluación
de riesgos y los puntos sin inspección fueron castigados con el puntaje más bajo.
Es por ello que la acción de mitigación recomendable es determinar los
movimientos de tierra (problemas de erosión, deslizamientos, asentamientos,
hundimientos, movimientos telúricos) a lo largo de todo el recorrido del derecho de
vía (realizar inspección de los segmentos no inspeccionados). Una vez
identificados todos los problemas de movimientos de tierra en el derecho de vía
las acciones que se deben realizar son: eliminar la causa del problema,
reconformar la zona y reparar los daños. La aplicación de estas medidas de
mitigación permitió puntuar de mejor manera al índice de diseño. La tabla 3.70
muestra el nuevo puntaje del índice de diseño luego de las acciones de
mitigación.
3.6.4.MITIGACIÓN PARA EL ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS
3.6.4.1. Dispositivos de seguridad
Los dispositivos de seguridad recomendados en las acciones de mitigación de
posibles sobrepresiones permiten puntuar mejor la variable diseño.
250
Tabla 3.70. Puntuación del índice de diseño luego de las actividades de mitigación
SEGMENTO SUBSEGMENTO SIN MITIGACIÓN CON MITIGACIÓN
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 31,22 68,00
RIO YASUNÍ - AMO A 41,22 78,00
AMO A - RIO KM 80 41,22 78,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 41,22 78,00
RIO TIVACUNO - NPF 41,22 78,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 13,22 50,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 17,42 54,20
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 36,87 68,67
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 46,20 78,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
33,38 65,18
RIO AGUARICO - POZO 27 46,20 78,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 46,20 78,00
POZO 27 – OCP 45,00 78,00
Otra recomendación adecuada es revisar la presión de operación tal como lo
menciona la norma API 1160, esta medida se realiza debido a que el oleoducto es
una tubería con más de 10 años de operación y posee defectos externos e
internos. Es por ello que una reducción de presión de operación y de MAOP
puede ser necesaria. Al reducir estas presiones se pueden mejorar paralelamente
el puntaje de factor de seguridad.
3.6.4.2. Información sobre la construcción
Información sobre la manipulación, las inspecciones realizadas en la construcción,
sobre la calidad y estado de las juntas de soldadura, la manipulación de las
tuberías, la compactación del suelo, tipo de relleno y técnicas de relleno es de
vital importancia en la evaluación de la integridad del oleoducto. Esta información
debe ser buscada, ordenada recopilada e integrada junto con el resto de la
información. La información de ser posible debe ser almacenada en formato digital
de modo que puede ser fácilmente accesible. En caso de que no exista la
información se deberán obtener datos actuales sobre: La calidad de la soldadura
251
(determinar si existen defectos o daños en las mismas). Realizar trabajos de
soldadura (reparaciones) según los procedimientos adecuados. Las tuberías que
sean utilizadas en las reparaciones o cambios de tramo (si fueran necesarios)
deben ser adecuadamente manipuladas para evitar daños mecánicos.
Las acciones recomendables para este índice son mantener las buenas prácticas
como: seguir los procedimientos adecuados, programas de seguridad,
comunicaciones, mantenimiento adecuado, continuo entrenamiento y evaluación
al personal. El mantenimiento adecuado La tabla 3.71 muestra el índice de
operaciones incorrectas luego de las acciones de mitigación.
Tabla 3.71. Índice de operaciones incorrectas luego de las acciones de mitigación
SEGMENTO SUB SEGMENTO SIN MITIGACIÓN CON MITIGACIÓN
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 69,5 72,5
RIO YASUNÍ - AMO A 69,5 72,5
AMO A - RIO KM 80 69,5 72,5
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 69,5 72,5
RIO TIVACUNO - NPF 69,5 72,5
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 69,5 72,5
RIO TIPUTINI POMPEYA 69,5 72,5
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 69,5 72,5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 69,5 72,5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
69,5 72,5
RIO AGUARICO - POZO 27 69,5 72,5
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
69,5 72,5
POZO 27 - OCP 69,5 72,5
La tabla 3.72 muestra los nuevos INDEX SUM, la probabilidad de falla y el índice
de probabilidad y la tabla 3.73 muestra la reducción de la probabilidad de falla. La
implementación de las acciones de mitigación y control permitió obtener una
reducción en la probabilidad de derrame del 20% en todos los subsegmentos del
oleoducto. Sin embargo, debido a que la escala utilizada es estricta, el índice de
probabilidad mantiene el valor de 5 para todos los subsegmentos.
252
Los resultados muestran que los segmentos del oleoducto a pesar de tomar las
medidas de mitigación y control mantienen una probabilidad de derrame alta, esto
significa que operar una tubería con las características del oleoducto de Repsol -
YPF conlleva un riesgo asociado alto y que lo importante es buscar la manera de
que este ingrese en niveles aceptables. La implantación de las medidas de
mitigación y control con el paso del tiempo pueden hacer que este riesgo asociado
a la operación disminuya. Es importante mencionar que existen variables que no
pudieron ser repuntadas y que contribuyen a mantener una probabilidad de
derrame alta.
Tabla 3.72. Probabilidad de falla luego de las actividades de mitigación
SEGMENTO SUB SEGMENTO INDEX SUM
PTS/400
PROBABILIDAD DE FALLA
MITIGADA (%)
INDICE DE PROBABILIDAD
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 296 70,42 5
RIO YASUNÍ - AMO A 306 66,06 5
AMO A - RIO KM 80 306 66,06 5
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 306 66,06 5
RIO TIVACUNO - NPF 306 66,06 5
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 279 77,85 5
RIO TIPUTINI POMPEYA 283 75,99 5
POMPEYA – SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 298 69,47 5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 308 65,32 5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 295 70,95 5
RIO AGUARICO - POZO 27 308 65,23 5
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 308 65,23 5
POZO 27 – OCP 309 64,78 5
253
Tabla 3.73. Reducción de la probabilidad de falla
SEGMENTO SUB SEGMENTO
PROBABILIDAD DE FALLA
SIN MITIGACIÓN
(%)
PROBABILIDAD DE FALLA
MITIGADA (%)
REDUCCIÓN DE LA
PROBABILIDAD DE FALLA (%)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 95,05 70,42 24,64
RIO YASUNÍ - AMO A 93,47 66,06 27,40
AMO A - RIO KM 80 92,60 66,06 26,53
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 91,73 66,06 25,66
RIO TIVACUNO - NPF 91,73 66,06 25,66
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 97,49 77,85 19,64
RIO TIPUTINI POMPEYA 96,45 75,99 20,45
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 93,27 69,47 23,81
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 94,04 65,32 28,72
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
95,24 70,95 24,30
RIO AGUARICO - POZO 27 92,68 65,23 27,44
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
92,68 65,23 27,44
POZO 27 - OCP 93,49 64,78 28,71
3.6.5.MITIGACIÓN Y CONTROL PARA CONSECUENCIAS
3.6.5.1. Reducción del Volumen de derrame
a. Instalación de Detectores de Fugas
Al seleccionar el tipo de detector de fugas la variable más importante que
permitirá reducir el volumen derramado es el tiempo de detección (relacionado
con el tiempo de localización y el tiempo de respuesta frente a un derrame).
El valor recomendado al que se busca llegar con la instalación de detectores de
fugas para el caso de derrame por orificio es de 16 min (tiempo de respuesta en
caso de una rotura del oleoducto) y un porcentaje de ajuste del 25% por sistemas
de detección y aislamiento (instrumentación y control y aislamiento automático). El
método de detección de fugas depende de varios factores: características de la
254
tubería, del producto, capacidades de la instrumentación y las comunicaciones y
factores económicos.
La instrumentación incluye: medidores de flujo, medidores de presión, y sensores
que miden parámetros como: Presión, temperatura, flujo, características del fluido
y presencia de hidrocarburos.
La efectividad del sistema de detección está limitada por la sensibilidad y
precisión de la instrumentación la selección de estos dispositivos es crítica. El
sistema de detección de fugas generalmente está relacionado con el sistema de
supervisión, control y adquisición de datos (SCADA). Existen diferentes tipos de
detectores, a continuación se muestran algunos tipos de detectores
recomendados para reducir las consecuencias: detectores acústicos, sensor de
fibra óptica o sensor de líquido
b. Instalación de válvulas
La mejora en el tiempo de respuesta va de la mano con la instalación de válvulas
que permitan restringir el flujo. Estas válvulas deben ser instaladas en los puntos
que según la topografía muestren pendientes pronunciadas para en el caso de
derrame por rotura evitar posibles retornos. La instalación de válvulas ESDV en
nuevos puntos del oleoducto, permite una operación más segura no solo en lo que
se refiere a las consecuencias (evita el paso de flujo hacia el punto de la rotura)
de una rotura sino que también disminuye la probabilidad de sobrepresiones.
La tabla 3.74 y 3.75 muestran el volumen derramado, área de derrame, y costos
totales al cambiar los parámetros mencionados de un derrame por orificio y rotura
respectivamente.
En el escenario orificio se observa que existe una disminución considerable del
volumen derramado, área derramada y por ende de los costos de totales, la
255
misma que llega a ser superior al 99%, como se muestra en la tabla 3.76 y que
influye en una reducción del índice de severidad para cada segmento.
Esto indica que aplicar las medidas de mitigación para consecuencias en este
escenario son alternativas muy beneficiosas y aplicables. En el escenario de
rotura la tabla 3.80 muestra que existe una reducción en los costos del 6% que
también muestra una mejora considerable.
La tabla 3.74 muestra que casi todos los segmentos del oleoducto poseen un
índice de severidad de 3 y el segmento POZO 27 - SOTE de 2. En el escenario de
rotura se mantienen los índices de la evaluación de riesgos. Es decir que la
instalación de detectores de fugas, y dispositivos de aislamiento mejorará
considerablemente el escenario de derrame por orificio pero no el de rotura.
Tabla 3.74. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugas- derrame por
orificio
SUB SEGMENTO COSTOS
REMEDIACION $
COSTOS INTANGIBLES
$
COSTOS TOTALES $
INDICE DE SEVERIDAD
SPF - RIO YASUNÍ 62 522,43 39 514,18 102 036,61 3
RIO YASUNÍ - AMO A 51 904,72 32 803,78 84 708,51 3
AMO A - RIO KM 80 51 904,72 32 803,78 84 708,51 3
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
51 904,72 32 803,78 84 708,51 3
RIO TIVACUNO - NPF 38 755,73 24 493,62 63 249,36 3
NPF - RIO TIPUTINI 79 839,52 50 458,58 130 298,10 3
RIO TIPUTINI POMPEYA 75 860,79 47 944,02 123 804,82 3
POMPEYA - RIO NAPO 64 923,64 41 031,74 105 955,39 3
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
45 761,94 28 921,54 74 683,48 3
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
67 244,56 42 498,56 109 743,11 3
RIO AGUARICO - POZO 27 45 761,94 28 921,54 74 683,48 3
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
10 776,68 6 810,86 17 587,53 2
POZO 27 - OCP 19 181,75 12 122,87 31 304,62 3
256
Tabla 3.75. Índice de severidad con la instalación de detectores de fugas- derrame por rotura
SUB SEGMENTO COSTOS
REMEDIACION $
COSTOS INTANGIBLES
$
COSTOS TOTALES $
INDICE DE SEVERIDAD
SPF - RIO YASUNÍ 1 611 872,66 1 018 703,52 2 630 576,19 4
RIO YASUNÍ - AMO A 1 611 872,66 1 018 703,52 2 630 576,19 4
AMO A - RIO KM 80 1 611 872,66 1 018 703,52 2 630 576,19 4
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 1 611 872,66 1 018 703,52 2 630 576,19 4
RIO TIVACUNO - NPF 1 611 872,66 1 018 703,52 2 630 576,19 4
NPF - RIO TIPUTINI 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
RIO TIPUTINI POMPEYA 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
POMPEYA - RIO NAPO 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
RIO AGUARICO - POZO 27 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
42 036,26 26 566,92 68 603,18 3
POZO 27 - OCP 2 579 026,36 1 629 944,66 4 208 971,03 4
Tabla 3.76. Reducción en los costos de consecuencias luego de las acciones de mitigación
SEGMENTO SUB SEGMENTO ORIFICIO ROTURA
REDUCCIÓN ($)
% REDUCCIÓN
REDUCCIÓN ($)
% REDUCCIÓN
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 13 014 976,72 99,22 175 377,20 6,25
RIO YASUNÍ - AMO A 10 953 622,37 99,23 175 377,20 6,25
AMO A - RIO KM 80 10 953 622,37 99,23 175 377,20 6,25
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
10 953 622,37 99,23 175 377,20 6,25
RIO TIVACUNO - NPF 8 400 837,29 99,25 175 377,20 6,25
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 16 376 970,74 99,21 280 603,53 6,25
RIO TIPUTINI POMPEYA
15 604 527,64 99,21 280 603,53 6,25
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 13 481 155,84 99,22 280 603,53 6,25
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
9 761 042,72 99,24 280 603,53 6,25
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
13 931 744,57 99,22 280 603,53 6,25
RIO AGUARICO - POZO 27
9 761 042,72 99,24 280 603,53 6,25
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
2 968 896,63 99,41 4 579,00 6,26
POZO 27 - OCP 4 600 683,77 99,32 280 603,53 6,25
257
3.6.6. ÍNDICE DE RIESGO Y CORRELACIÓN HCA
La tabla 3.77 muestra el nuevo índice de riesgo calculado luego de las acciones
de mitigación y control para los dos escenarios de derrame por orificio y la tabla
3.78 muestra la correlación con las HCA.
El índice de riesgo se redujo para todos los segmentos de 20 – 25 a 10 – 15 en el
escenario orificio (se mantienen entre 20 y 25 para rotura). Sin embargo tanto el
índice de severidad como el índice de prioridad HCA se mantienen en sus
respectivas categorías más críticas (INACEPTABLE Y ALTO respectivamente).
Tabla 3.77. Índice de riesgo luego de las actividades de mitigación y control
SUB SEGMENTO
ORIFICIO ROTURA
INDICE PROB.
INDICE SEV.
INDICE RIESGO CRITERIO INDICE
PROB. INDICE
SEV. INDICE RIESGO CRITERIO
SPF - RIO YASUNÍ
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO YASUNÍ - AMO A
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
AMO A - RIO KM 80
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO TIVACUNO - NPF
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
NPF - RIO TIPUTINI
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO TIPUTINI POMPEYA
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
POMPEYA - RIO NAPO
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
RIO AGUARICO - POZO 27
5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
5 2 10 INACEPTABLE 5 3 15 INACEPTABLE
POZO 27 - OCP 5 3 15 INACEPTABLE 5 4 20 INACEPTABLE
Esto se debe a que la probabilidad de falla se mantiene en la categoría más alta.
Existen variables que como se mencionó no pueden ser puntuados de mejor
manera por falta de información (por ejemplo fatiga, potencial para sobre
presiones, construcción), por lo que el siguiente paso .en el proceso de mejora
continua del sistema de gerenciamiento de integridad del oleoducto es obtener
258
dicha información y revaluar las variables de modo que se consiga bajar la
probabilidad de falla a niveles bajos, y con ello reducir el índice de probabilidad de
falla y el índice de riesgos.
En este punto se puede establecer estos valores de riesgo como el Riesgo
Asociado que conlleva operar una tubería de las características del oleoducto
principal de Repsol - YPF.
Tabla 3.78. Índice de prioridad luego de las actividades de mitigación y control
SEGMENTO SUB SEGMENTO
INDICE DE RIESGO -HCA
ORIFICIO
INDICE DE RIESGO -HCA
ROTURA CRITICIDAD
INDICE DE PRIORIDAD PRIORIDAD
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 3 3 5 15 URGENTE
RIO YASUNÍ - AMO A
3 3 5 15 URGENTE
AMO A - RIO KM 80 3 3 4 12 URGENTE
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
3 3 4 12 URGENTE
RIO TIVACUNO - NPF
3 3 4 12 URGENTE
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 3 3 5 15 URGENTE
RIO TIPUTINI POMPEYA
3 3 5 15 URGENTE
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO
3 3 5 15 URGENTE
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
3 3 4 12 URGENTE
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
3 3 4 12 URGENTE
RIO AGUARICO - POZO 27
3 3 5 15 URGENTE
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
3 3 5 15 URGENTE
POZO 27 - OCP 3 3 4 12 URGENTE
259
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
1. El estudio realizado permitió integrar toda la información relacionada con la
operación del oleoducto principal de Repsol – YPF de modo que se pueda
visualizar de manera efectiva el estado actual del mismo y se establezca el
punto de partida para la toma de decisiones y un plan de acción.
2. La determinación de las zonas de alta consecuencia con límites (radio de
500 m) y categorización respecto a su criticidad (alta, media alta, media, media
baja y baja) a lo largo de todo el recorrido del oleoducto de Repsol –YPF
permitió establecer un parámetro de juicio que ayuda a seleccionar zonas en
el recorrido que requieren mayor atención que otras, en función del medio
ambiente y la población. Lo que demuestra el compromiso por parte de la
empresa de que la operación no afecte negativamente a la zona de influencia.
3. La metodología utilizada en el cálculo del puntaje HCA es importante ya que
utiliza el concepto de mejora continua y permite revalorar cada área de alta
consecuencia en cualquier momento en caso de que las condiciones cambien.
Así por ejemplo, si nuevas poblaciones se asentaran en un determinado sitio,
las condiciones cambian y tanto el puntaje HCA como la criticidad pueden ser
recalculadas.
4. La evaluación de riesgos inicial permitió calcular para cada segmento del
oleoducto el índice de riesgos (índice de probabilidad de der rame por
índice de consecuencias), que es un valor cuantitativo que permite
determinar las zonas del oleoducto que requieren mayor atención, en función
de la operación, mantenimiento, diseño e inspección del mismo, y en función
de la cuantificación económica de las consecuencias de un posible derrame.
Los resultados obtenidos fueron que todos los segmentos del oleoducto
obtuvieron un valor mayor a 20, que según la escala utilizada (matriz de
riesgos) representa RIESGO INACEPTABLE en las instalaciones existentes y
260
acciones deben ser tomadas inmediatamente (dentro del próximo mes) ya sea
reduciendo el índice de probabilidad o el índice de severidad a un nivel
ACEPTABLE .
5. Los resultados de índice de riesgos fueron relacionados con los resultados de
las áreas de alta consecuencia mediante una matriz de priorización. El
resultado fue que todos los sub segmentos del oleoducto poseen un valor
superior a 12 que según la (matriz de priorización) representa una
PRIORIDAD ALTA según la escala utilizada y se deben tomar acciones en los
siguientes 3 meses. Las acciones que se deberían tomar fueron desarrolladas
en el plan de mitigación y control.
6. La proyección de crecimiento de los defectos de pérdida de espesor desde
SPF – LAGO AGRIO con un aumento en la velocidad de corrosión del 15%
permitió inferir que el espesor remanente del oleoducto para el 2010 fue de
6,83 mm (0,27 in) y el siguiente plan de reparación por segmentos:
• SPF – NPF: se determinó la posible existencia de un defecto externo con vida
remanente menor a 1 año y 5 defectos externos con vida remanente entre 1 y
5 años, no se encontró defectos con ERF mayor a 1 y existen 3 defectos
externos con pérdida de espesor mayor al 40% que requieren reparación
mecánica.
• NPF – POMPEYA: se determinó la posible existencia de 19 defectos con vida
remanente menor a 1 año (17 externos y 2 internos) y 40 defectos con vida
remanente entre 1 y 5 años (39 externos y 1 interno), 5 defectos externos con
ERF mayor a 1, 16 defectos externos y 2 defectos internos con pérdida de
espesor mayor al 40% que requieren reparación mecánica.
• POMPEYA – SHUSHUFINDI: se determinó la posible existencia de 1 defecto
externo con vida remanente menor a 1 año y 4 defectos con vida remanente
entre 1 y 5 años (3 externos y 1 interno), no se encontrarían defectos con ERF
261
mayor a 1 y existen 2 defectos externos y 1 defecto interno con pérdida de
espesor mayor al 40% que requieren reparación mecánica.
• SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (SOTE): se determinó la posible existencia de
1 defecto externo con vida remanente menor a 1 año y 1 defecto externo con
vida remanente entre 1 y 5 años, no se encontrarían defectos con ERF mayor
a 1 y existe 1 defecto interno con pérdida de espesor mayor al 40% que
requiere reparación mecánica.
7. Los resultados permitieron determinar que es necesaria una verificación de
integridad en el año 2010. La metodología desarrollada consideró el tipo de
tubería (grandes longitudes, historial de defectos de pérdida de espesor,
ubicados en una zona sensible, facilidades para lanzamiento y recepción de
chanchos inteligentes, tiempos de vaciado, etc.). Así, se sugiere que la
inspección en línea o ILI es la verificación de integridad más adecuada. El
estudio de las diferentes herramientas ILI y la integración de información sobre
el oleoducto sugiere que las herramientas más adecuadas serían herramientas
que puedan detectar la pérdida de espesor, pero que a su vez puedan detectar
grietas (MFL transversal o Ultrasonido de Onda de corte) ya que no se tiene
ningún tipo de información sobre si existen este tipo de defectos en el
oleoducto y es de vital importancia obtener esta información.
8. La implementación de las acciones de mitigación y control permitió obtener
una reducción en la probabilidad de derrame del 20% en todos los segmentos
del oleoducto, una reducción del 99% en los costos totales en el escenario
orificio y de 6% en el escenario rotura. Sin embargo el índice de riesgo y el
índice de prioridad se mantienen en sus respectivas categorías más críticas
(INACEPTABLE Y ALTO respectivamente). Las índices de riesgo no pudieron
ser reducidos a niveles MODERADO O BAJO ya que se necesita generar
nueva información en puntos críticos como: fatiga, potencial para sobre
presiones, construcción, movimientos de tierra, etc.
262
9. Los resultados muestran que operar una tubería con las características del
oleoducto de Repsol - YPF conlleva un riesgo asociado (por ejemplo en la
variable nivel de actividad del índice de daños por terceros, no puede ser
puntuada de mejor manera porque siempre existirá la probabilidad de derrame
asociada a la actividad en el derecho de vía, a pesar de la implantación de
protección activa, pasiva y de una adecuada localización de la línea). La
aplicación del plan de mitigación y control desarrollado, la generación de
nueva información y re puntuación de las variables permitirá que los valores de
riesgo ingresen en niveles aceptables. La implantación de las medidas de
mitigación y control con el paso del tiempo permitirán que el riesgo asociado a
la operación disminuya.
4.2. RECOMENDACIONES
1. Una vez realizada una completa actualización de los planos, nuevas
inspecciones y patrullajes del derecho de vía se contará seguramente con
nueva información sobre poblaciones, vías navegables y áreas sensibles por lo
que el puntaje y criticidad de áreas de alta consecuencia determinadas pueden
variar. Se recomienda que toda nueva información sea tomada en cuenta y
continuamente se revise la evolución de las áreas de alta consecuencia.
2. La nueva información que se genere (nuevas áreas de alta consecuencia,
nuevos estudios de pH y resistividad, nuevo estudio ILI, nuevos estudios CIPS,
PCM, DCVG, etc.) debe ser adecuadamente integrada para mantener
actualizadas la información en todo momento.
3. Se recomienda tomar en cuenta todas las opciones de mitigación y control.
Realizar los estudios de factibilidad necesarios para poner en marcha dichas
opciones.
4. Se recomienda obtener la información que no haya podido ser integrada en
este estudio que permita puntuar de mejor manera las variables que fueron
263
puntuadas bajo por ausencia de datos. En el caso de que no exista la
información y se pueda generar información nueva (estudios de fatiga,
posibles sobretensiones, cargas externas sobre el oleoducto, modelos de
velocidad de flujo, velocidades de erosión y deposición de sólidos) realizar los
estudios y cálculos necesarios.
5. Se recomienda integrar la nueva información y entrar en el proceso de mejora
continua y realizar una nueva evaluación de riesgos en la que se tomen
nuevos criterios, se considere cualquier posible deficiencia en la evaluación de
riesgos inicial y se recalcule los índices de probabilidad, severidad, riesgo y
priorización.
6. Se recomienda que se realice una verificación de integridad con una
herramienta inteligente ILI (MFL transversal o ultrasonido de onda de corte) en
el presente año o en el año siguiente. Se debe tener en cuenta las
recomendaciones del plan de inspección inicial.
7. Los criterios utilizados para la reparación de los defectos que Repsol - YPF
(ERF mayor a 1, porcentaje de pérdida de espesor mayor al 40%) son
adecuados, sin embargo se recomienda tomar en cuenta los criterios de
reparación dados por NACE PCIM para la evaluación de otro tipo de defectos
como abolladuras y grietas. En estos criterios se recomienda que los defectos
con pérdida de espesor mayor al 50% se reparen, por ello se debe mantener el
criterio más conservador del 40% que ha es utilizado actualmente por la
empresa.
8. La nueva información que entregue la herramienta ILI (ubicación de defectos,
pérdida de espesor, pérdida en mm, etc.) debe ser integrada y correlacionada
con la información y la evaluación de los defectos ILI 2006, de esta manera se
podrá determinar la evolución que han tenido los defectos y la presencia de
nuevos defectos. La evaluación de defectos 2010 debe ser realizada de
acuerdo a la metodología presentada en este estudio y con datos reales 2006,
264
2010 se puede establecer la tendencia que ha tenido la velocidad de corrosión,
en los 16 años de operación del oleoducto principal de Repsol - YPF.
265
BIBLIOGRAFÍA
1. American Petroleum Institute, 2001, “API Standard 1160, Managing System
Integrity for Hazardous Liquid Pipelines”, 1ra edición, Editorial API, Estados
Unidos, pp.1, 86.
2. American Petroleum Institute, 2000, “API Specification 5L, Specification for
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3. American Petroleum Institute, 2003, “API 570, Piping Inspection Code: In-
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4. American Petroleum Institute, 2002, “API 580 Recommended Practice, Risk
Based Inspection ”, 1era edición, Editorial API, Estados Unidos, pp. 1,60.
5. American Society of Mechanical Engineers, 1998, “ASME B31.4 Pipeline
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6. American Society of Mechanical Engineers, 2004, “ASME B31.8S Managing
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8. Baboian, R., 2006, “Corrosion Test and Standards Application and
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9. Bardal, E., 2003, “Corrosion and Protection”, 1ra Edición, Editorial Springer,
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266
10. Blasetti, A. 2010, “Limpieza en cañerías”, http://www.oilproduction.net/files/Lim
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11. Bredero Shaw, 2010. “Three layer polypropilene coating”,
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12. Bredero Shaw, 2010. “Fusion bonded epoxy powder coating”,
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13. Bureau Veritas, 2010, ¨Pipeline Integrity Management¨,
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14. Bushman, J., 2010, “Maintenance of Cathodic protection systems”,
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15. CONCAWE Oil Pipelines Management Group’s, 2004, “Performance of
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16. Departamento de Transporte de los Estados Unidos, (DOT), 2010 “49 CFR
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17. Kehr, A., 2010, “Dual-layer fusion-bonded epoxy (FBE) coatings protect
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267
18. Muhlbauer, K., 2004, “Pipeline Risk Management Manual Ideas, Techniques,
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19. NACE International, 2004, “Manual del Curso de Corrosión Básica”, 1ra
Edición, Editorial NACE Internacional, Estados Unidos, pp. 5:1,5:60.
20. NACE International, 2004, “NACE CP1 Manual del Curso Cathodic Protection
Tester”, 1ra Edición, Editorial NACE Internacional, Estados Unidos, pp.
5:1,5:60.
21. NACE International, 2006, “NACE CP3 Manual del Curso Cathodic Protection
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22. NACE International, 2007, “NACE Standard Practice SP0169 Control of
External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems”,
1ra Edición, Editorial NACE Internacional Estados Unidos, pp. 12, 13.
23. NACE International, 2008, “NACE Standard Practice SP0502 Pipeline External
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24. NACE International, 2008, “NACE Standard Practice SP0208 Internal
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25. NACE International, 2009, “Manual del Curso PCIM, Pipeline corrosion integrity
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26. NACE International, 2009, “NACE Test Method TM0109 Aboveground Survey
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27. NACE International, 2009, “NACE Recommended Practice RP0394-94
Standard Recommended Practice Application, Performance, and Quality
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Edición, Editorial NACE Internacional Estados Unidos, pp. 1,35.
28. Peabody, A.W., 2001, “Control of Pipeline Corrosion”, 2da edición, Editorial
NACE International, Estados Unidos, pp. 297,300.
29. Petroenergy CIPS, 2010, “Close interval survey CIPS”,
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30. Petroenergy DCVG, 2010, “Direct current voltage gradient DCVG”,
http://www.petroenergy. com.ec/dcvg.htm, (Enero, 2010).
31. Pigging Products & Services Association (PPSA), 2010, ¨Pigging Technology¨,
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32. Radiodetection, 2002, “Pipeline current mapper user manual”, 2da edición,
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33. Repsol – YPF, 2004, “Norma Interna SCOR N-12 Análisis de Riesgos en
Nuevos Proyectos y en Modificaciones”, 1ra Edición, Editorial Repsol – YPF,
España, 2004, pp. 1, 30.
34. Repsol – YPF, 2010, “Proyecto de Integridad para el Bloque 16, HITO 3 e
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35. Shetti, A., 2009, “Epoxy Powder Coatings”, http://gertrude-old.case.edu/276/
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36. Tiratsoo, J., 2000, “Pipeline Pigging Technology”, 2da Edición, Editorial Gulf
Professional, Estados Unidos, pp 25, 50.
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37. Tormo, J., 2003, “Propiedades de la Deformación en caliente de aceros para la
fabricación de tubos”, http://www.materiales-sam.org.ar/sitio/biblioteca/bariloc
he/Trabajos/A04/0419.PDF, (Octubre, 2010).
38. Varughese, K., 2000, “Coatings and Cathodic Protection for Underground
Pipelines”,http://www2.dupont.com/Powder/enUS/assets/downloads/literature/
CoatingsandCathodiCProtectionforUnderground_Pipelines.pdf,(Octubre, 2010)
39. Von Baeckman, W., 1997 “Handbook of Cathodic Corrosion Protection”, 3ra
edición, Editorial Gulf Professional, Estados Unidos, pp. 27,59,153.
40. Zendejas, C., 2008, “Evaluación del comportamiento no lineal de pérdidas de
metal en tuberías de pared delgada bajo presión interna”, Proyecto de
titulación previo a la obtención del título de Ingeniero en Aeronáutica, Instituto
Politécnico Nacional, México DF, México, p. 80.
270
ANEXOS
REPORTE DIARIO DE LABORATORIO
ANEXO I REPORTE D IARIO DE LAB OR ATOR IO - AN ALISIS DEL CRUDO
REPORTE DIARIO DE LABORATORIO - ANALISIS DEL CRUDO
271
ANALISIS DEL CRUDO
272
ANEXO II EJEMPL OS DE CÁLCULO
EJEMPLOS DE CÁLCULO
1. UBICACIÓN DE LOS POSTES DE PRUEBA
El ejemplo de cálculo es para el segmento NPF – POMPEYA
3,28 | t ! ~|~ # | t ! ~|~r,¢ 3,28 |9 924 172,134 ! 9 924 173,965|~ # |34 0843,739 ! 34 0842,001|~r,¢ 8,28 2,52X
Tabla A2.1. Base de datos DCVG
Fature Name
PSAD 56 Ecuador DCVG Results UBICACIÓN DE POSTES Y VÁLVULAS
Northing Easthing %IR Status Comments Distancia Relativa
(Ft)
Distancia Absoluta
(Ft)
Distancia absoluta
(m)
Potential error
Distancia (NPF-
PPY) (m)
Pig Trap 9 924 172,13 340 843,74
NPF Station St
0+000 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
DCVG Defect
9 924 173,97 340 842,00 21,41 C/C D 001 8,28 8,28 2,50 0,20 2,70
DCVG Defect
9 924 173,28 340 843,84 7,18 C/A D 002 6,44 14,72 4,50 0,40 4,90
Asphalt Road 9 924 182,62 340 854,03
in the plant 22,42 60,61 18,50 0,90 19,40
Bend In Pipe 9 924 204,07 340 858,92
72,16 132,77 40,50 1,10 41,60
Point_generic 9 924 287,88 340 848,44
80 mt from ground bed
277,03 409,80 124,90 1,30 126,30
Test Station 9 924 288,14 340 848,67
Km 77+000 St 2+78
1,15 410,95 125,30 1,60 126,90
Test Station 9 924 288,28 340 849,21
Km 77+000 St 2+78
1,84 412,78 125,80 1,80 127,60
Se repite el procedimiento hasta el final con todos los puntos y se obtiene una
distancia DCVG de todo el segmento NPF - POMPEYA de 44 541,7 m. El estudio
ILI da una distancia absoluta de 41 749,7 m. Se calcula un error total y este se
reparte para todos los puntos del segmento.
41 749,7 ! 44 541,7 208,04
. X 208,04928 0,22
Se suma este error a la distancia absoluta DCVG y se obtiene la distancia
absoluta ILI. Así la distancia a la que se encuentra el poste 77+00 es 125,28 más
0,22 igual a 125,50 m medidos desde el NPF. Finalmente se grafica este punto.
273
2. PRESIÓN DE DISEÑO
2 &'
Tabla A2.2. Cálculo presión de diseño
Espesor de la pared t (in) Factor de Diseño SMYS
(psi)
Factor de Soldadura
E
Diámetro (in)
0,31 0,72 60 000 1 16
& 0,72 &+,& 0,72 1 60 000. 43 200.
2 0,312 43 200 .16 1 684,8 . 1,64 +
3. DETERMINACIÓN DE LAS ÁREAS DE ALTA CONSECUENCIA
3.1. Radio de Piscina
0'~4 016 ~4 67 000 X 8 691,07 X£
/ ..0 8 691,07m£0,0330 524,45 X
3.2. Puntaje HCA
1 234 563 7 8 7 9:;<=>?@?=
: A +;>BCD
9
274
Tabla A2.3. Cálculo criticidad HCA
1 234 563 1 # 0,5 804 # 2 # 0,5 1404 # 2 # 0,5 804 167,5 168
Corresponde a criticidad Alta> 150
4. EVALUACIÓN DE RIESGOS
4.1. Densidad del Crudo y cantidad mínima reportabl e
n 141,53b # 131,5 141,514,9 # 131,5 0,96 X£
5 . 158,984 1 1 000 X£1 0,96 X£ 0,0022 1 1 682,4
5. EVALUACIÓN DE LA RESISTENCIA REMANENTE
5.1. Segmentos con inspección ILI
5.1.1. Evaluación de Defectos
Para el primer defecto en el segmento SPF – NPF ubicado a 8,1m desde SPF
(Lanzador L-2180).
SEGMENTO Componente
Vías Navegables
Componente Poblacional
Componente Área
Sensible
Consideración Especial
A. Protegidas Variantes P. Nat
va
RIO AGUARICO-
LAGO AGRIO 1 2 2 NO SI NO
275
Tabla A2.4. Evaluación de los defectos de pérdida de espesor
Defecto No
Distancia (m)
Tipo de Defecto
Longitud Defecto mm (in)
DIAMETRO mm (in)
ESPESOR mm (in)
Pérdida (%)
Pérdida mm (in)
SMYS MPa (psi)
MAOP MPa (psi)
Pi MPa (psi)
1 8,1 DEFECTO EXTERNO
25,2 (0,99)
406,4 (16,00)
7, 92 (0,312)
19 1,51
(0,06)
413,68 (60 000)
8,27 (1 200)
11,22 (1 684,8)
5.1.1.1. Cálculo de A
3 0,893 cC√' 0,893 0,99√16 0,312 0,39
5.1.1.2. Cálculo de la pérdida de espesor (d/t)
%.é 19%
.é . . 19100 0,312 0,06 1,51 XX 0,06 0,312 0,19
5.1.1.3. Cálculo de B
8 1,1 ! 0,15A~ ! 1 / 0,191,1 0,19 ! 0,15~ ! 1 3,06
5.1.1.4. Cálculo de L
c 1,12√' 1,12 3,0616 0,312 7,66 194,56 XX
276
5.1.1.5. Cálculo de P’ Si A ≤ 4, Entonces
1,1 1 ! 23 1 ! 23 √3~ # 1
¥¦§¦1,1 1 685.
©ªªª« 1 ! 23 0,191 ! 23 w 0,06 0,312 0,39~ # 1x¬
®¦°¦± 1 834,54 . 12,64 +
5.1.1.6. Cálculo de ERF
+3 1 200 .1 834,54 . 0,65
5.1.1.7. Cálculo z
_ cX~' 0,99 ~16 0,312 0,19
5.1.1.8. Cálculo M
z≤50
+ 1 # 0,6275 _ ! 0,003375 _~ 1 # 0,6275 0,19 ! 0,003375 0,19~ 1,06
277
5.1.1.9.Cálculo de S F
S &+,& # 69 + 60 000. # 10 000. 70 000.
& & 1 ! 0,85 1 ! 0,85 1+ 70000 . 1 ! 0,85 0,191 ! 0,85 0,19 11,06 69 252,6 . 477,50 +
5.1.1.10.Cálculo de P F
2 &' 2 0,312 69 252,6 .16 2 700,85 . 18,61 +.
5.1.1.11. Cálculo de la velocidad de corrosión V C
6 X ! X X. ñ 1000 0,312 ! 0,312 ! 0,312 1910012 1000 0,312 ! 0,312 ! 0,0612 1 000
6 4,94 X.²
5.1.1.12. Cálculo de la vida remanente
2 0,85 8 ! +32 &+,& ' A 1 000 0,85 8 1 834,6 ! 1 2002 60 000 . 0,31216 A 0,312 4,94 X.² 1 000
2 14,55 ñ
278
2c ! 1 000 0,312 ! 0,06 1 0004,94 X.² 51,16 ñ
ñ <C?;<;<<<9B 1 000a ó
<<9B +3 '2 &+,& 1 200 . 16 2 60 000 . 0,16
ñ 0,25 ! 0,16 1 0004,94 X.² 18,21 ñ
Tabla A2.5. Cálculo de la vida remanente
YP (psi) t requerido
MAOP TF (años) TL (años) VR (años)
2 340,00 0,16 14,55 51,16 18,21
5.1.2. Segmentos sin inspección ILI
5.1.2.1. Cálculo predictivo de la velocidad corros ión interna
X ! X X. ñ 1 000
3,51X.² 0,312 ! X 12 ñ 1 000 X 0,269
0,312 ! 0,269 0,312 %.é 100
0,042 0,312 %.é 100 %.é 13,5%
Se consideraron como base la velocidad de corrosión en mpy y el tiempo de
operación del segmento POZO 27 – OCP:
3,51 X.² 6 ñ 1 1 000 X 0,021
279
Y se resta del espesor nominal
X 0,375 ! 0,021 0,353 8,97 XX
5.1.2.2. Cálculo predictivo de la velocidad corros ión externa
7,98 X.² 0,312 ! X 12 ñ 1000 X 0,2162
0,312 ! 0,2162 0,312 %.é 100
0,095 0,312 %.é 100 %.é 30,69%
Se consideraron como base la velocidad de corrosión en mpy y el tiempo de
operación del segmento POZO 27 – OCP:
7,98 X.² 6 ñ 1 1 000 X 0,04788
Y se resta del espesor nominal X 0,375 ! 0,04788 0,327 8,31XX
5.1.2.3. Cálculo predictivo de la vida remanente
<<9B +3 '2 &+,& 270 . 242 70 000 0,046
a. Corrosión externa
ñ 0,327 ! 0,046 1 0007,98X.² 35,17 ñ
280
b. Corrosión Interna
.
ñ 0,353 ! 0,046 1 0003,51X.² 87,38 ñ
5.1.3. Plan de Inspección inicial
5.1.3.1. Tiempo de Vaciado
Es tiempo puede ser estimado de la siguiente manera: Diámetro 16 in o 0,406 m,
longitud 67 000 m, rata de flujo 25 000 bbls/día. El volumen que se requiere
vaciar:
0'~4 c 00,406 X~4 67 000 X 8 691,05 X£ 8,69 10 54 695,1
X. 54 695,1 25 000 í 24 fí 52,5 f
281
281 ANEXO III INSPECCIÓN D EL D ERECH O D E VÍA
INSPECCIÓN DEL DERECHO DE VÍA
Tabla A3.1. Inspección del segmento: Pompeya –Shushufindi
SEGMENTO TIPO NORTE ESTE DESCRIPCION
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 978 259,00 317 403,00 Casa cerca al DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 978 259,00 317 403,00 Distancia entre casa y casa 50m.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Plantación 9 978 042,00 317 405,00 Sobre el DDV, sembrío de piña mas o menos 150 m de longitud, propietario Sr. Cesar Gutiérrez el mismo que es consciente de la invasión y a pedido permiso a Repsol
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 977 741,00 317 394,00 Casa cerca del DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Riachuelo 9 977 546,00 317 398,00 Riachuelo sobre el DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Riachuelo 9 977 487,00 317 104,00 2 Riachuelos que cruzan el DDV, a 700m aproximadamente del riachuelo anterior. Altas emisiones de ruido, se encuentra cerca la planta de Petroproducción.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 976 165,00 316 471,00
Dos casa en el borde del DDV, más o menos a 5 m. Adicionalmente se observa arboles sobre el DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa sobre el DDV 9 976 077,00 316 490,00
No hay paso, el campamento del BGP sísmica está ubicado en el ex campamento del cuerpo de ingenieros del ejército, el mismo que se encuentra rodeado por malla, el propietario es el Sr. Israel Chimbo. El campamento se encuentra instalado sobre el DDV. Postes de luz dentro del BGP sísmica sobre del DDV.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 975 631,00 316 583,00 Dos casas se encuentran junto al DDV.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la
tubería 9 975 478,00 316 602,00
Se observa palmeras sobre la tubería, se puede decir que las raíces no afectan a la tubería porque son superficiales, peso de las plantas puede afectar la tubería.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Río 9 975 017,00 316 516,00 Rio sin nombre. En los planos se encuentra como riachuelo.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 974 493,00 316 536,00
Casa se encuentra ubicado en la Y, estas casas no se encuentran registrados en el plano. Casa a 20m del DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del
DDV 9 974 148,00 316 558,00 La tubería pasa por el patio de la casa.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa sobre el DDV 9 973 987,00 316 618,00 Hay casas que se encuentran ubicadas sobre el DDV. Zona que se está en lotización.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Plantación 9 973 859,00 316 774,00 El DDV se encuentra con presencia de plantaciones de considerable altura. Aquí se encuentra un letrero que identifica por donde pasa la tubería.
282
282 Tabla A3.1. Inspección segmento Pompeya – Shushufindi (continuación…)
SEGMENTO TIPO NORTE ESTE DESCRIPCION
SHUSHUFINDI - POMPEYA Río 9 972 299,00 316 263,00 Rio La Sur, en la planimetría consta como riachuelo.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 971 214,00 316 257,00 El DDV para por el patio de una casa y el poste de energía eléctrica esta cerca del oleoducto.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa sobre el DDV 9 970 023,00 316 300,00 La iglesia San Vicente se encuentra junto a la tubería, el patio es cementado y se encuentra sobre el DDV.
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 969 395,00 315 978,00 Torre de agua se encuentra junto al DDV. SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 967 513,00 314 938,00 Árbol de Toronja I sobre la tubería de Oleoducto
SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 967 501,00 314 934,00 Árbol de Toronja II sobre la tubería de Oleoducto, a 15 m del árbol de Toronja I
SHUSHUFINDI - POMPEYA Plantación 9 967 283,00 315 023,00 La tubería atraviesa en una zona altamente vegetativa. EL DDV necesita mantenimiento
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 966 904,00 315 178,00 Casa ubicada cerca del DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Plantación 9 966 811,00 315 204,00 Casa ubicada cerca del DDV, la tubería pasa por el patio de la casa por el mismo que hay un sembrío
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 964 142,00 315 099,00 Casa cerca del DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 962 325,00 314 991,00 Presencia de arboles grandes posiblemente sobre la tubería SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 961 752,00 314 960,00 Árbol se encuentra sembrado sobre el DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 961 562,00 314 948,00 Arboles de Pachaco y Laurel sembrados sobre el DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa sobre el DDV 9 960 823,00 314 903,00 Tanque de agua y casa se encuentran sobre el DDV
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 960 748,00 314 926,00 Escuela "24 DE MAYO" de la Comunidad Yamanunca se encuentra cerca al DDV, este puente ya se encuentra registrado en el plano
SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 960 606,00 314 878,00 Casas cerca al DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Plantación 9 958 327,00 314 577,00 Por el tubo están sembrados una fila de arboles
SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 957 813,00 315 347,00 Árbol grande posiblemente sobre la tubería y maleza sobre el DDV, cerca hay una casa
SHUSHUFINDI - POMPEYA Riachuelo 9 956 116,00 317 905,00 Riachuelo pasa sobre el DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 954 067,00 318 805,00 Casa a 20m del DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa al borde del DDV 9 953 909,00 318 718,00 Escuela cerca al DDV SHUSHUFINDI - POMPEYA Arboles sobre la tubería 9 952 696,00 319 381,00 Fila de arboles sobre la tubería SHUSHUFINDI - POMPEYA Casa sobre el DDV 9 952 771,00 319 582,00 Casas sobre el DDV
283
283 Tabla A3.2. Inspección del segmento Shushufindi – Rio Aguarico
SECTOR TIPO NORTE ESTE DESCRIPCION
SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 979 036,00 317 850,00 Casa sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 979 116,00 317 844,00 Casa sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 979 388,00 317 885,00 Casas junto al DDV, termina la zona de mayor población SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 979 505,00 317 888,00 2 casas por el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Plantación 9 979 759,00 317 899,00 Cultivo de maíz sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 979 927,00 317 850,00 Casa y árbol sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 980 188,00 317 705,00 Casa ubicada cerca del DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 980 213,00 317 688,00 Casas y caja de revisión junto al DDV
SHUSHUFINDI -AGUARICO Riachuelo 9 981 301,00 317 435,00 Riachuelo formado por el alcantarillado. Se probo el
número de Lago agrio en el letrero más cercano a este punto y no corresponde a Repsol - YPF
SHUSHUFINDI -AGUARICO Plantación 9 985 037,00 316 596,00 Sembrío y camino lastrado sobre el DDV. Casa ubicada a
50m del DDV. SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 985 146,00 316 518,00 El patio de la casa pasa por el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 985 284,00 316 468,00 Patio de cemento de iglesia sobre el DDV
SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 985 384,00 316 400,00 Escuela fiscal mixto "Quilindana" y parada se buses sobre
el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 985 411,00 316 393,00 Casa cerca al DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Riachuelo 9 986 006,00 316 380,00 Riachuelo sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Río 9 986 159,00 316 667,00 Rio Eno sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 986 468,00 316 795,00 Casa junto al DDV. Vía de acceso sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 986 650,00 316 736,00 Casa sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Arboles sobre la tubería 9 986 647,00 3 316 729,00 2 casas cerca del DDV, árboles sobre el DDV
SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 986 857,00 316 763,00 El tubo pasa por la puerta de la casa, y la casa está sobre el
DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 987 033,00 316 806,00 El patio de la casa pasa por el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Plantación 9 987 164,00 316 851,00 Sembrío de yuca y papa china sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa al borde del DDV 9 988 117,00 317 023,00 El patio de 3 casas pasan sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Plantación 9 988 514,00 316 717,00 Patio de la casa y plantaciones sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 988 759,00 316 642,00 Patio de la casa y la casa pasan sobre el DDV SHUSHUFINDI -AGUARICO Casa sobre el DDV 9 988 804,00 316 644,00 Casa a 50 m del DDV SHUSHUFINDI - AGUARICO Arboles sobre la tubería 9 989 474,00 316 808,00 Árbol sobre la tubería SHUSHUFINDI - AGUARICO Arboles sobre la tubería 9 989 700,00 316 811,00 Plantaciones de palma africana sobre el DDV
284
284
Tabla A3.2. Inspección segmento SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO (continuación…)
SECTOR TIPO NORTE ESTE DESCRIPCION SHUSHUFINDI - AGUARICO Árboles sobre la tubería 9 990 052,00 316 825,00 El DDV cubierto de arboles SHUSHUFINDI - AGUARICO Plantación 9 989 949,00 316 822,00 Plantación de maíz más un de un mes sembrado. SHUSHUFINDI - AGUARICO Arboles sobre la tubería 9 990 297,00 316 832,00 Árboles frutales sobre el DDV SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa sobre el DDV 9 990 497,00 316 962,00 Inicio de la primavera. Casa sobre el DDV
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 990 523,00 316 968,00 La tubería pasa por el patio de 4 casas. Camino lastrado de acceso a las viviendas sobre DDV
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 990 661,00 317 023,00 Tubería pasa por el patio de tres casas SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa sobre el DDV 9 990 661,00 317 023,00 Escuela Vilcabamba junto al DDV SHUSHUFINDI - AGUARICO Arboles sobre la tubería 9 990 805,00 317 004,00 Árbol sobre la tubería SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 990 869,00 316 997,00 La tubería pasa por el patio de la casa
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 992 362,00 316 793,00 Se detecta una casa cerca del DDV. La casa
corresponde al propietario Celedonio
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 992 627,00 316 812,00 Se detecta una casa pegado al DDV. Adicional se detecta que el DDV requiere de mantenimiento
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 994 044,00 316 266,00 Se detecta que la tubería pasa por el patio de tres
casas cercanas una de otra. SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 994 632,00 316 054,00 Se detecta una casa junto al DDV.
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 995 145,00 315 902,00 Se detecta que la tubería pasa por el patio de una
casa y por detrás de la tienda.
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 995 599,00 315 755,00
Se detecta casa pegado al DDV, el patio se encuentra sobre el derecho de vía y tiene
asentamiento de tierra, Adicional se evidencia que es una de las casas construidas por MIDUVI.
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa sobre el DDV 9 995 676,00 315 731,00 Construcción en madera sobre el DDV.
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 996 266,00 315 528,00
Se evidencia casas al borde del DDV. Son construcciones nuevas realizadas por Miduvi.
Adicional se evidencia que no hay mantenimiento en el DDV.
SHUSHUFINDI - AGUARICO Casa al borde del DDV 9 996 562,00 315 527,00 Se detecta casa al borde del DDV. SHUSHUFINDI -AGUARICO Riachuelo 9 997 522,00 315 221,00 Riachuelo, no consta en la planimetría
285
285
ANEXO IV MATRIZ DE CÁLCULO HCA
MATRIZ DE CÁLCULO HCA
Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA (m)
Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje CRIT. INFORMACION INTEGRADA
Navegación Poblacional Área Sensible
A. Protegidas Variantes P.
Nativa HCA
SPF-OCP POZO 27 - OCP 211 000,00 0 2 0 NO SI NO 88 4 - Variante - Cercanía al casco urbano de Lago Agrio SPF-OCP POZO 27 - OCP 210 000,00 0 2 0 NO SI NO 88 4 - Variante - Cercanía al casco urbano de Lago Agrio SPF-OCP POZO 27 - OCP 209 000,00 0 2 0 NO SI NO 88 4 - Variante - Lago Agrio SPF-OCP POZO 27 - OCP 208 000,00 0 2 0 NO SI NO 88 4 - Variante - Cercanía al casco urbano de Lago Agrio SPF-OCP POZO 27 - OCP 207 000,00 0 2 0 NO SI NO 88 4 - Variante - Cercanía al casco urbano de Lago Agrio
SPF-OCP POZO 27 - OCP 206 000,00 1 1 1 NO SI NO 113 4 Río Terciario - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Variante - Viviendas dispersas
SPF-OCP POZO 27 - OCP 205 000,00 1 1 1 NO SI NO 113 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Variante -
SPF-OCP POZO 27 - OCP 204 000,00 1 1 1 NO SI NO 113 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Variante -
SPF-OCP POZO 27 - OCP 203 000,00 1 1 1 NO SI NO 113 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Variante -
SPF-OCP POZO 27 - OCP 202 000,00 5 4 1 NO SI NO 298 5 - Fuente de suministro de agua – Pantano - Variante - Lago Agrio
SPF-OCP POZO 27-SOTE 201 000,00 1 4 1 NO SI NO 218 5 Río Terciario - Fuente de suministro de agua - Variante - Lago Agrio
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 200 000,00 1 4 1 NO SI NO 218 5 Río Terciario - Fuente de suministro de agua - Variante - Lago Agrio
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 199 000,00 2 4 1 NO SI NO 238 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Variante - Lago Agrio
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 198 000,00 1 4 1 NO NO NO 180 5 Río Terciario - Fuente de suministro de agua - Lago Agrio SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 197 000,00 0 4 0 NO SI NO 158 5 - Variante - Lago Agrio SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 196 000,00 0 1 0 NO SI NO 53 3 - Viviendas dispersas - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 195 000,00 1 1 1 NO SI NO 113 4 Río Terciario - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 194 000,00 2 1 1 NO SI NO 133 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Variante - Afluente de río aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 193 000,00 0 1 2 NO SI NO 103 4 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 192 000,00 1 1 2 NO SI NO 133 4 Río Terciario - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 191 000,00 1 2 2 NO SI NO 168 5 Río Terciario - Relicto boscoso - Variante - colegio SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 190 000,00 0 1 2 NO SI NO 103 4 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 189 000,00 1 1 2 NO SI NO 133 4 Río Terciario - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 188 000,00 2 1 2 NO SI NO 153 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 187 000,00 2 2 1 NO NO NO 130 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - escuela
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 186 000,00 2 0 2 NO NO NO 80 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Relicto boscoso -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 185 000,00 4 1 2 NO SI NO 193 5 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante - rio Teteye
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 184 000,00 4 1 2 NO SI NO 193 5 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante - rio Teteye
286 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA
(m)
Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje CRIT. INFORMACION INTEGRADA
Navegación Poblacional Área Sensible
A. Protegidas Variantes P.
Nativa HCA
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 183 000,00 4 1 2 NO SI NO 193 5 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante - rio Teteye
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 182 000,00 5 1 3 NO NO NO 195 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 181 000,00 5 1 3 NO NO NO 195 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 180 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 179 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 178 000,00 2 1 2 NO SI NO 153 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 177 000,00 0 1 3 NO SI NO 123 4 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante -
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 176 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 175 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 174 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 173 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 172 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 171 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - cercanía Rio Aguarico
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 170 000,00 2 3 1 NO SI NO 203 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Variante - población de DURENO
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 169 000,00 2 3 1 NO SI NO 203 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Variante - IES
SPF-OCP RIO AGUARICO - POZO 27 168 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 167 000,00 5 1 2 NO NO NO 175 5 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso -
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 166 000,00 5 1 3 NO SI NO 233 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico, Cancha deportiva
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 165 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 164 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 163 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 162 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - Reserva ecología - Variante - Rio Aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 161 000,00 0 0 2 NO SI NO 50 3 - Relicto boscoso - Variante - SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 160 000,00 0 0 2 NO SI NO 50 3 - Relicto boscoso - Variante - SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 159 000,00 0 2 2 NO NO NO 110 4 - Relicto boscoso - Colegio SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 158 000,00 0 1 2 NO NO NO 75 3 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 157 000,00 0 1 0 NO NO NO 35 3 - Viviendas dispersas - SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 156 000,00 0 1 0 NO SI NO 53 3 - Viviendas dispersas - Variante - Estación aguarico SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 155 000,00 0 0 2 NO SI NO 50 3 - Relicto boscoso - Variante - SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 154 000,00 0 1 3 NO NO NO 95 4 - Viviendas dispersas - Reserva ecología -
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 153 000,00 2 2 1 NO NO NO 130 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Población primavera, rio eno
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 152 000,00 2 0 0 NO NO NO 40 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Rio Eno SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 151 000,00 2 0 0 NO NO NO 40 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Rio Eno SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 150 000,00 0 0 0 NO NO NO 0 1 Cercanía rio Eno SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 149 000,00 4 0 0 NO SI NO 90 4 - Variante - Rio eno SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 148 000,00 4 1 2 NO SI NO 193 5 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante - Rio eno
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 147 000,00 2 2 2 NO NO NO 150 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Relicto boscoso - Iglesia
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 146 000,00 2 1 1 NO NO NO 95 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 145 000,00 0 1 2 NO SI NO 103 4 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Variante SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 144 000,00 0 0 2 NO SI NO 50 3 - Relicto boscoso - Variante
287 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA
(m)
Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje CRIT. INFORMACION INTEGRADA
Navegación Poblacional Área Sensible
A. Protegidas Variantes P.
Nativa HCA
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 143 000,00 2 0 2 NO SI NO 100 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Relicto boscoso - Variante - Rio shushufinfi
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 142 000,00 0 4 0 NO SI NO 158 5 - Variante - Población Shushufindi
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 141 000,00 1 4 1 NO SI NO 218 5 Río Terciario - Fuente de suministro de agua - Variante - Shushufindi
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 140 000,00 1 4 1 NO SI NO 218 5 Río Terciario - Fuente de suministro de agua - Variante - Shushufindi
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 139 000,00 0 1 0 NO SI NO 53 3 - Viviendas dispersas - Variante - SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 138 000,00 1 0 2 NO SI NO 80 3 Río Terciario - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 137 000,00 2 1 1 NO NO NO 95 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 136 000,00 2 1 1 NO NO NO 95 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 135 000,00 2 2 1 NO SI NO 168 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Fuente de suministro de agua - Variante - Población antes shushufindi
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 134 000,00 2 0 2 NO SI NO 100 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Relicto boscoso - Variante -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 133 000,00 2 0 0 NO SI NO 50 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Variante -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 132 000,00 2 1 1 NO NO NO 95 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 131 000,00 1 1 1 NO NO NO 75 3 Río Terciario - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 130 000,00 1 1 1 NO NO NO 75 3 Río Terciario - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 129 000,00 2 1 1 NO NO NO 95 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua - Rio Itaya
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 128 000,00 1 1 1 NO NO NO 75 3 Río Terciario - Viviendas dispersas - Fuente de suministro de agua -
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 127 000,00 0 1 2 NO NO NO 75 3 - Viviendas dispersas - Relicto boscoso - Caserío san Antonio SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 126 000,00 1 0 2 NO NO NO 60 3 Río Terciario - Relicto boscoso - Rio chorrera
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 125 000,00 1 0 2 NO NO NO 60 3 Río Terciario - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución googleearth
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 124 000,00 2 0 2 NO NO NO 80 3 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución googleearth
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 123 000,00 1 0 2 NO NO NO 60 3 Río Terciario - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución googleearth
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 122 000,00 0 2 2 NO NO NO 110 4 - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución googleearth-viviendas-cercanías colegio
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 121 000,00 0 2 2 NO NO NO 110 4 - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución google earth-colegio
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 120 000,00 1 0 2 NO NO NO 60 3 Río Terciario - Relicto boscoso - relicto boscoso supuesto por resolución googleearth
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 119 000,00 4 0 3 NO NO NO 140 4 - Reserva ecología - Limococha, Rio Jivino SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 118 000,00 4 0 3 NO NO NO 140 4 - Reserva ecología - Limococha, Rio Jivino SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 117 000,00 0 0 3 NO NO NO 60 3 - Reserva ecología - Limococha SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 116 000,00 4 0 3 NO NO NO 140 4 - Reserva ecología - Limococha, Rio Jivino SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 115 000,00 4 0 3 NO SI NO 160 5 - Reserva ecología - Variante - Limococha, Rio Jivino
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 114 000,00 4 0 3 SI SI NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Limococha, Rio Jivino
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 113 000,00 0 3 3 SI SI NO 213 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Jivino
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 112 000,00 0 3 3 SI NO NO 185 5 - Reserva ecología - Área protegida - Jivino-laguna Limoncocha
SPF-OCP RIO NAPO - SHUSHUFINDI 111 000,00 4 0 3 SI NO NO 160 5 - Reserva ecología - Área protegida - población Jivino
SPF-OCP POMPEYA - RIO NAPO 110 000,00 5 0 3 SI NO NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - RIO NAPO - Laguna Limoncocha
SPF-OCP POMPEYA - RIO NAPO 109 000,00 5 0 3 SI SI NO 200 5 - Reserva ecología - Área protegida - RIO NAPO - Laguna Limoncocha
288 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA (m) Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje
CRIT. INFORMACION INTEGRADA Navegación Poblacional Área
Sensible A.
Protegidas Variantes P. Nativa HCA
SPF-OCP POMPEYA - RIO NAPO 108 000,00 5 0 3 SI SI NO 200 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Rio napo
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 107 000,00 5 4 3 SI SI SI 433 5
- Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa - Rio napo, población de Pompeya
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 106 000,00 1 4 3 SI SI SI 353 5 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa - población de Pompeya
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 105 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 104 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 103 000,00 4 1 3 SI NO SI 270 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa - rio Indillana
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 102 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
rio Indillama
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 101 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 100 000,00 1 1 3 SI NO SI 210 5
Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI - POMPEYA
99 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI - POMPEYA
98 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 97 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -
Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 96 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 95 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 94 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 93 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 92 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 91 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -
Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 90 000,00 1 1 3 SI NO SI 210 5
Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 89 000,00 2 1 3 SI SI SI 268 5
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
Población nativa -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 88 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 87 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 86 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 85 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIPUTINI - POMPEYA
84 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIPUTINI - POMPEYA
83 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 82 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología -
Área protegida - Variante -
289 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA (m) Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje
CRIT. INFORMACION INTEGRADA Navegación Poblacional Área
Sensible A.
Protegidas Variantes P. Nativa HCA
SPF-OCP RIO TIPUTINI -
POMPEYA 81 000,00 0 1 3 SI SI SI 218 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 80 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
Variante -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 79 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 78 000,00 4 1 3 SI NO SI 270 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -
Población nativa - rio Tiputini
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 77 000,00 0 1 3 SI SI SI 218 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -
Variante - Población nativa -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 76 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 75 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 74 000,00 1 1 3 SI NO SI 210 5 Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 73 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 72 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 71 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 70 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 69 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP NPF - RIO TIPUTINI 68 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 67 000,00 2 4 3 SI SI NO 298 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante - NPF
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 66 000,00 2 4 3 SI SI NO 298 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante - NPF
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 65 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 64 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 63 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 62 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 61 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 60 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 59 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 58 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 57 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 56 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 55 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 54 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 53 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 52 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO TIVACUNO - NPF 51 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO 50 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO 49 000,00 4 1 3 SI NO SI 270 5
- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa - rio Tivacuno
290 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA (m) Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje
CRIT. INFORMACION INTEGRADA Navegación Poblacional Área
Sensible A.
Protegidas Variantes P. Nativa HCA
PF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
48 000,00 4 0 3 SI NO NO 160 5 - Reserva ecología - Área protegida - rio Tivacuno
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
47 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
46 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO 45 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4
Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
44 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
43 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
42 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
41 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
40 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO 39 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO 38 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
37 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
36 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
35 000,00 1 1 3 SI SI SI 248 5 Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
34 000,00 4 0 3 SI SI NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
33 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
32 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
31 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP AMO A - RIO TIVACUNO
30 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 29 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 28 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 27 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 26 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 25 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 24 000,00 4 0 3 SI NO NO 160 5 - Reserva ecología - Área protegida - rio Yasuní SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 23 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 22 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 21 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 20 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 19 000,00 2 0 3 SI NO NO 120 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 18 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
291 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)
Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA (m) Comp. Comp. Comp. Consideración Especial Puntaje
CRIT. INFORMACION INTEGRADA Navegación Poblacional Área
Sensible A.
Protegidas Variantes P. Nativa HCA
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 17 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Basurero TUBETARO
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 16 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida - SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 15 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 14 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 13 000,00 2 1 3 SI SI NO 193 5 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - AMO
SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 12 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - SPF-OCP RIO YASUNÍ - AMO A 11 000,00 4 0 3 SI SI NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - rio Yasuní SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 10 000,00 4 0 3 SI SI NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - rio Yasuní
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 9 000,00 4 1 3 SI SI SI 308 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa - rio Yasuní
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 8 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 7 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 6 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 5 000,00 1 1 3 SI SI NO 173 5 Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - AMO B
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 4 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 3 000,00 4 0 3 SI SI NO 180 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - rio Dicaro
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 2 000,00 2 0 3 SI SI NO 140 4 Confluencia de ríos o afluente de rio principal - Reserva ecología - Área protegida - Variante -
SPF-OCP SPF - RIO YASUNÍ 1 000,00 0 3 3 SI SI SI 288 5 - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa -
292
ANEXO V TABLAS D E C ALIFIC ACIÓN PAR A LA EVALU ACIÓN DE RIESG OS
TABLAS DE CALIFICACIÓN PARA LA EVALUACIÓN DE RIESGO S
Tabla A5.1. Puntuación de los factores que influyen en el nivel de actividad
FACTOR CONDICIÓN PUNTOS/5 - 10
POBLACIÓN Ausencia 5,0
Intra bloque 16 2,5 Extra bloque 16 0
CRUCES DE VÍA Ausencia 5,0
Intra bloque 16 3,0 Extra bloque 16 1,0
CRUCES DE TUBERÍA Y/O DDV COMPARTIDO
Ausencia tuberías y/o DDV compartido 10,0 Solo tuberías 5,0
Solo DDV compartido 5,0 Tuberías y/o DDV compartido 0
Tabla A5.2. Puntuación asignada por facilidades en superficie
FACILIDAD CONDICIÓN PUNTOS /10 Sin facilidades en superficie - 10,0 Facilidades en superficie - 0 Facilidades en superficie Sin protección +0 Facilidades en superficie Con protección +2,5 Facilidades no en Variantes
+0 Facilidades en Variantes - +5,0
Tabla A5.3. Puntuación asignada a los factores que influyen en la localización de la línea
FACTORES PUNTOS/15 Planos constructivos 7 Coordenadas GPS tramos inspeccionados 3 Coordenadas GPS tramos no inspeccionados 1 Postes de Protección catódica 5 Puntos sin Planos constructivos 0
Tabla A5.4. Puntuación asignada a los factores para calificar la variable educación pública
FACTORES/CONDICIONES PUNTOS/15
Contacto con la población 4
E- mails de advertencia 2
Reuniones anuales con la policía/militares 2
Reuniones anuales con contratistas/excavadores 2
Programas de educación regular con la comunidad 2
Publicaciones de advertencia anuales 1
293
Tabla A5.5. Criterios para evaluar la condición del Derecho de vía
PUNTUACIÓN/5 SEÑALIZACIÓN (30%) MNATENIMIENTO (30%) CONDICIÓN GENERAL (40%)
5 EXCELENTE
DDV con perfecta señalización, tanto a lo largo del corredor, como en
cruces de vía, ríos, y diferentes puntos de interés. La señalización además muestra direcciones (flechas, etc)
DDV totalmente libre de vegetación (árboles,
plantaciones). El nivel del suelo es claramente visible
DDV libre de invasiones y objetos extraños. Sin problemas de erosión,
asentamientos, deslizamientos, movimientos
de tierra.
3 BUENA DDV señalizado a lo largo de todo
corredor
DDV con vegetación esporádica (árboles y
plantaciones). El nivel del suelo es visible
Objetos al borde del DDV
2 PROMEDIO Existen letreros en el corredor Plantaciones y árboles en el
DDV, la visibilidad del corredor es posible
DDV invadido por objetos, no son críticos, pueden ser
temporales
1 BAJO EL PROMEDIO
Pocos letreros en el corredor del DDV Plantaciones y árboles en el
DDV, la visibilidad del corredor es complicada
DDV invadido por objetos
0 POBRE DDV sin letreros o algún tipo de información que advierta de la presencia de tuberías enterradas
DDV indistinguible
DDV con invasiones permanentes, en gran
cantidad (construcciones, instalaciones, etc.)
Tabla A5.6. Puntuación de la frecuencia de patrullaje
FRECUENCIA PUNTOS
/15 Diariamente 15
Cuatro días por semana 12
Tres días por semana 10
Dos días por semana 8
Una vez a la semana 6
Menos de cuatro veces al mes 4
Tabla A5.7. Puntuación por exposición atmosférica
CONDICIÓN ATMOSFÉRICA PUNTOS/5
Interfaz Aire/Agua 0 Tubería de protección 1 Interfaz Aire/Tierra 3
Sin exposición 5
Tabla A5.8. Tipos de atmósferas y puntaje asignado
TIPO DE ATMÓSFER A PUNTOS/2 Química y Marina 0
Química y Altamente Húmeda 0,5 Marina, pantanosa y costera 0,8
Altamente húmeda y altas temperaturas 1,2 Química y Poco Húmeda 1,6
Poco húmeda y baja temperaturas 2,0 Sin exposición 2,0
294
Tabla A5.9. Condiciones para evaluación del Recubrimiento Atmosférico
PUNTAJE/3 FACTOR DE EVALUACION
Calidad Aplicación Inspección Reparación
3 Bueno Alta calidad, diseño adecuado para las
condiciones ambientales
Aplicación bajo especificaciones
Inspección diseñada específicamente para
evidencia de corrosión atmosférica, personal
calificado
Defectos reportados son documentados, y se planifica su inmediata reparación, La reparación se realiza bajo
especificaciones y a tiempo
2 Suficiente/Justa Adecuada calidad, diseño no
del todo adecuado para condiciones ambientales
Aplicación adecuada pero sin controles de calidad
Inspección de rutina, personal calificado
Se reparan los defectos
1 Pobre No adecuado para un
servicio a largo tiempo Aplicación de baja
calidad Inspección en áreas
especificas Los defectos no son del todo
reportados y reparados
0 Ausente No existe recubrimiento Aplicación incorrecta
(pasos omitidos, ambiente no controlado)
No se hace inspección No se reparan los defectos
Tabla A5.10. Factores para evaluación de la corrosividad del producto
FACTORES PUNTOS/10 Características del contenido 3
Equipo 2 Proceso 2
Velocidad de Flujo 3
Tabla A5.11. Puntuación por corrosividad del suelo
RESISITIVIDAD DEL SUELO pH CONDICIÓN PUNTOS/5 CONDICIÓN PUNTOS/5
< 3 000 Ω-cm Altamente Corrosivo 0 pH<4 0
3 000 - 6 000 Ω-cm Corrosivo 1,25 6 000 -12 000 Ω-cm Medianamente Corrosivo 2,50
pH>4 5 >12 000 Ω - cm Progresivamente menos corrosivo 5,00
Tabla A5.12. Condiciones para evaluación de SCC
FACTORES CONDICIÓN PUNTOS/5
Edad de la tubería > 10 años 0,0 < 10 años 0,0 - 0,8
Tipo de acero – tipo de recubrimiento
NO FBE 0,0 FBE 0,0 - 0,4
%C > 0,28 0,0 %C < 0,28 0,0 - 0,4
Stress de operación > 60% SMYS 0,0 < 60% SMYS 0,0 - 0,8
Temperatura de operación > 40 °C 0,0 < 40 °C 0,0 - 0,8
Tipo de suelo pH < 4 0,0 pH > 4 0,0 - 0,8
Contenido de Azufre %S> 0,05 0,0 %S< 0,05 0,0 - 1,0
295
Tabla A5.13. Peso de los estudios para evaluación de la protección catódica
ESTUDIO PESO % OBSERVACIONES Poste a Poste 2005
40 La evaluación se realiza con base en el criterio OFF. Las medidas se toman cada 2km (ubicación de los postes de protección catódica)
Poste a poste 2009
40 La evaluación se realiza con base en el criterio OFF. Las medidas se toman cada 2km (ubicación de los postes de protección catódica)
CIPS 2007 20
La evaluación se realiza con base en el criterio OFF, este estudio posee dicha información. Este estudio es más preciso ya que las medidas se toman cada 1,5m. El estudio solo fue realizado en dos tramos de dos segmentos del oleoducto, por lo que recibe menor %peso
Tabla A5.14. Condiciones efecto escudo
CONDICION PUNTOS/1
Existen tubería de protección y recubrimiento de concreto 0,0 Existen tubería de protección o recubrimiento de concreto 0,5
No existen tubería de protección o recubrimiento de concreto 0,8
Tabla A5.15. Condiciones para evaluación del Recubrimiento
PUNTAJE/5 FACTOR DE EVALUACION
Calidad Aplicación Inspección Reparación
5,00 Bueno
Alta calidad, diseño adecuado para las
condiciones ambientales
Aplicación bajo especificaciones
Inspección diseñada específicamente para
evidencia de corrosión externa, personal calificado
Defectos reportados son documentados, y se
planifica su inmediata reparación, La reparación
se realiza bajo especificaciones y a tiempo
2,50 Suficiente
Adecuada calidad, diseño no del todo
adecuado para condiciones ambientales
Aplicación adecuada pero sin
controles de calidad
Inspección de rutina, personal calificado
Se reparan los defectos
1,25 Pobre No adecuado para un servicio a largo
tiempo
Aplicación de baja calidad
Inspección en áreas especificas
Los defectos no son del todo reportados y reparados
0,00 Ausente No existe
recubrimiento
Aplicación incorrecta (pasos
omitidos, ambiente no controlado)
No se hace inspección No se reparan los defectos
Tabla A5.16. Puntuación por fatiga
%MAOP Número de Ciclos
<103 103 - 104 104 - 105 105 - 106 >106 100 7 5 3 1 0 90 9 6 4 2 1 75 10 7 5 3 2 50 11 8 6 4 3 25 12 9 7 5 4 10 13 10 8 6 5 5 14 11 9 7 6
Muhlbauer, 2004
296
Tabla A5.17. Evaluación de la probabilidad de sobretensiones
PROBABILIDAD PUNTOS/10 CRITERIOS
Alta 0 Es posible que se produzca una sobretensión mayor al 10%MAOP. No existen prevenciones mecánicas. No existen procedimientos para evitar sobretensiones
Baja 5 Es posible que se produzca una sobretensión mayor al 10%MAOP. Existen prevenciones mecánicas (válvulas de alivio, válvulas de cerrado lento). Existen procedimientos operativos para evitar sobretensiones
Imposible 10 No es posible que se produzca una sobretensión mayor al 10%MAOP por las características del fluido
Tabla A5.18. Evaluación robustez ILI
DEFECTOS PESO (%) PUNTOS POSIBLES Grietas 10 3,50
Corrosión/ pérdida de metal 30 10,50 Abolladuras 30 10,50
Defectos de fabricación/ laminaciones 5 1,75 Movimientos de tierra/ bucles 25 8,75
TOTAL 100 35,00
Tabla A5.19. Criterios para la evaluación de los movimientos de tierra
PROBABILIDAD PUNTOS/15 CRITERIO
Alta 0 Áreas con daños al suelo son comunes, regulares y severas. Tubería descubierta por movimientos de tierra
Media 5 Daños en el suelo son posibles pero es improbable que la tubería se vea afectada debido a su profundidad de enterramiento.
Baja 10 Movimientos y daños no son probables. No existe historial de daños debido a movimientos de tierra.
Ninguna 15 No existe evidencia que indique la probabilidad de amenaza por movimientos de tierra
Desconocida 0 Incertidumbre=incremento del riesgo. Si no existe información para la evaluación de esta variable, se asigna este puntaje hasta que información suficiente sea adquirida
Tabla A5.20. Criterios para evaluar la potencial MAOP
PROBABILIDAD PUNTOS/12 CRITERIO
RUTINARIO 0 Sobrepresiones se producen rápida y fácilmente. Se evitan solo con procedimientos 100 % correctos o dispositivos sencillos como válvulas ESDV.
IMPROBABLE 5 Sobrepresiones pueden ocurrir por errores en la operación o por falla de los dispositivos de seguridad complejos como válvulas de alivio, sistemas mecánicos, electrónicos y neumáticos,
EXTREMADAMENTE IMPROBABLE
10 Sobrepresiones son teóricamente posibles pero solo bajo condiciones extremas de falla: errores de operación, omisiones de procedimientos y fallas de los dispositivos de seguridad.
IMPOSIBLE 12 Las fuentes de presión no pueden producir sobrepresiones bajo ninguna condición
297
Tabla A5.21. Criterios para evaluación de sistemas de seguridad
CONDICIÓN PUNTOS/10 CRITERIO Sin dispositivos de control
0 Aumento de la MAOP posible, no existen dispositivos que eviten la sobrepresión. Dispositivos inadecuados van en esta condición. Válvulas de alivio insuficientes
Un sitio, un nivel
3 Un solo dispositivo colocado para evitar la sobrepresión en la tubería o en las fuentes de presión. Válvulas que aíslan el contenido como válvulas check
Un sitio, dos o más niveles
6 Más de un dispositivo se encuentra instalado en la tubería, estos dispositivos son independientes, es decir cada dispositivo provee un nivel diferente de seguridad
Remoto, solo observación
1 Presión monitoreada desde un lugar remoto (cuarto de control) pero no existe control automático ni protecciones contra sobre presión
Remoto, observación y control
3 Igual a la condición anterior pero con capacidades de control automático. Al monitorear que existe aumento en los niveles de presión normales, se pueden tomar acciones como apertura de válvulas, apagado de bombas, etc.
Sistemas de seguridad no necesarios
10 Cuando la probabilidad de sobrepresión es imposible
Tabla A5.22. Factores para evaluar la construcción
CONDICIÓN PUNTOS/20 CRITERIO
INSPECCIÓN 10
Se asignan 10 puntos si durante la construcción de la tubería se realizó una inspección minuciosa de la misma y fue realizada por personal calificado, de modo que se garantiza alta calidad en el producto final Si la inspección es completamente desconocida, se deben asignar 0 puntos Esta variable tiene el mayor peso debido a que las practicas y trabajos durante la construcción deben ser apropiadamente inspeccionadas
MATERIALES 2 Se asignan 2 puntos si los materiales utilizados en la construcción de la tubería son los adecuados y siguen las especificaciones técnicas necesarias
JUNTAS 2 Las juntas son un punto de falla potencial en una tubería, por lo que se asignan dos puntos si es que se ha realizado inspecciones adecuadas de las juntas (rayos X, ultrasonido, etc)
RECUBRIMIENTO 2 En este factor se evalúa la calidad de la aplicación del recubrimiento durante la construcción, o durante el recubrimiento de las tuberías, la preparación de la superficie, control de la temperatura, control de la humedad.
RELLENO 2 El tipo de relleno usado y las técnicas de relleno utilizado permiten evaluar este factor como un aspecto critico a largo plazo ya que influye en la resistencia estructural del oleoducto. Un relleno inadecuado puede provocar puntos donde se concentran tensiones
MANIPULACIÓN 2 Este factor se refiere a la manipulación de las secciones de tubería de modo que las tensiones sean mínimas, información que no es conocida.
Tabla A5.23. Criterios y condiciones para la evaluación de la variable operación
CONDICIÓN PUNTOS CRITERIO
PROCEDIMIENTOS 7
Este factor evalúa la probabilidad de falla de una tubería en función de los errores humanos por desconocimiento en la operación. Procedimientos adecuados y correctamente impartidos y
aplicados disminuyen la probabilidad de errores humanos. Es puntuado en función de la evidencia sobre la existencia y aplicación de procedimientos que cubran todos los aspectos relacionados a la
operación de la tubería. La mayor puntuación se asigna si existen procedimientos escritos, los cuales son adecuadamente revisados, impartidos al personal y aplicados en la operación diaria de la
tubería. Una evidencia puede ser una lista completa de los procedimientos existentes
SCADA/COMUNICACIONES
3
La evaluación de este factor se realiza en función de la capacidad de las comunicaciones (vía teléfono, radio, internet) y de la efectividad del sistema SCADA (suficientes puntos de monitoreo, confiabilidad de los datos). Para poder evaluar esta variable se deben tener en cuenta los criterios
de la tabla A5.24.
298
Tabla A5.23. Criterios y condiciones para la evaluación de la variable operación (continuación…)
CONDICIÓN PUNTOS CRITERIO
PROGRAMAS DE SEGURIDAD
2
Este factor evalúa la capacidad de los operarios en respuesta a una emergencia, y la política de la operadora de la tubería frente a una emergencia. Para evaluar este factor se necesita evidencia
escrita de la existencia de un programa de seguridad que incluya la participación de los empleados, historial de emergencias, simulacros, señalización de rutas de escape y puntos de encuentro en caso
de emergencias, etc.
PRUEBAS ALCOCHECK Y ANTIDOPING
2
Esta variable evalúa la probabilidad de errores humanos a causa del uso de sustancias que afecten el normal desempeño de los operadores. Las pruebas de este tipo pueden ser de diferentes tipos:
Pruebas al azar, luego de un accidente, antes de reingresar a la estación de trabajo. Se asignan los puntos máximos si existen este tipo de pruebas y se asignan 0 puntos si no existen estas pruebas y
existe la probabilidad de que los operadores consuman este tipo de sustancias.
ENTRENAMIENTO 10
El entrenamiento es el factor más importante para disminuir la probabilidad de falla en una tubería por errores humanos. Los puntos máximos deben ser asignados si los operadores son entrenados en
aspectos claves como: Operación, mantenimiento, seguridad y salud ocupacional, manejo de documentos, respuesta a emergencias. Además se debe tener en cuenta si los operadores son
continuamente reevaluados.
PREVENTORES DE ERRORES
MECÁNICOS 6
La evaluación de este factor se centra en determinar si existen procedimientos y dispositivos para evitar errores humanos. Los puntos máximos se asignan si existen dispositivos Como candados y
llaves que evitan que un equipo entre en servicio, procedimientos para realizar un trabajo, etc.
ENSAYOS/MAPAS/REGISTROS
5
La evaluación de este factor, en función de la variable de operaciones incorrectas se realiza en función de la utilidad de la información que brindan los ensayos, mapas, etc. Los puntos se asignan en función de la utilidad, exactitud e interpretación de los datos que brindan los diferentes ensayos
(CIS, PCM, POSTE A POSTE, DCVG, ILI)
Tabla A5.24. Criterios para la evaluación del sistema SCADA
NIVEL PUNTOS CRITERIO 1 0 No existe sistema SCADA 2 2,4 El 80% del sistema es monitoreado 3 2,8 El 95% del sistema es monitoreado 4 3,0 El 100% del sistema es monitoreado
Tabla A5.25. Criterios y condiciones para la evaluación la variable mantenimiento
CONDICIÓN PUNTOS CRITERIO
DOCUMENTACIÓN 2 Se evalúa la existencia de bases de datos o información escrita acerca del mantenimiento de la
tubería, para poder asignar el máximo puntaje, se debe evaluar la calidad, accesibilidad y utilidad de la información.
HORARIO 3 Se evalúa la existencia de un programa de mantenimiento de los componentes de la tubería. Los
puntos máximos se asignan si existe y se cumple una planeación (horario).
PROCEDIMIENTOS 10
Se evalúa la existencia, difusión y aplicación de los procedimientos sobre mantenimiento de todos los componentes de la tubería. Para ayudar a la evaluación se puede preparar una lista de todos los procedimientos existentes en la operación y mantenimiento de la línea, esto permitirá asignar los
puntos a esta condición.
Tabla A5.26. Escala NFPA para evaluación de peligros agudos
Producto Nf Nr Nh RQ
Petróleo (crudo) 3 0 1 6 Muhlbauer, 2004
299
Tabla A5.27. Categorías para evaluación de la inflamabilidad
Criterio Nf
No combustible 0 PF> 93 C° (200 °F) 1
(38 C°)100 °F <PF<93 C° (200 °F) 2 FP < (38 C°)100°F y BP < (38C°)100°F 3 FP < (23 C°) 73 °F y BP < (38 C°)100 °F 4
Tabla A5.28. Criterios para evaluación de
la reactividad del producto
Nr Criterio
0 Sustancia completamente estable, incluso cuando se calienta bajo condiciones de
fuego
1 Reactividad moderada con calentamiento
y presión
2 Reactividad significativa incluso sin
calentamiento 3 Detonación posible en confinamiento 4 Detonación posible sin confinamiento
Tabla A5.29. Reactividad en función de la presión
Presión interna Nr
0 - 0,68 MPa (0 -100psig) 0 >0,68 MPa (>100psig) 1
Tabla A5.30. Criterios para evaluación de la reactividad del producto
Nh Criterio 0 No representa peligro 1 Lesiones residuales menores son probables
2 Atención médica inmediata es necesaria
para evitar incapacitación temporal 3 Graves lesiones temporales o residuales.
4 Corta exposición causa la muerte o
lesiones graves.
Tabla A5.31. Criterio evaluación de peligros crónicos
CATEGORIAS RQ
(Lb.) PUNTOS X 1 10 A 10 8 B 100 6 C 1 000 4 D 5 000 2
Muhlbauer, 2004
Tabla A5.32. Puntaje de acuerdo a
volumen de derrame
BARRILES DERRAMADOS PUNTOS >100 0,1
100 - 300 0,4 300 - 600 0,6 600 - 900 0,8
>900 1,0
Tabla A5.33. Puntaje de acuerdo a radio
de dispersión
RADIO DE DISPERSIÓN (m2) PUNTOS >10 0,1
10 - 30 0,4 30 - 50 0,6 50 - 70 0,8
>70 1,0
Tabla A5.34. Escala para la evaluación de los receptores
RECEPTOR PUNTAJE
Población 0,0 - 0,4 Áreas de alto valor 0,0 - 0,3
Política de la empresa 0,0 - 0,3 TOTAL 0,0 - 1,0
300
300 ANEXO VI MATRICES D E EVALUACIÓN D E R IESGOS
MATRICES DE EVALUACIÓN DE RIESGOS
Tabla A6.1. Matriz índice de daños por terceros
SEGMENTO SUB SEGMENTO
MINIMA PROFUNDIDAD DE CUBIERTA (0 - 20 PUNTOS.) NIVEL DE ACTIVIDAD (0 - 20 PUNTOS.)
PROF. DE CUBIERTA
(0 - 16 PUNTOS)
CONCRETO (0 - 3 PUNTOS)
CASING (0 - 1
PUNTOS) PUNTOS/20
PUNTOS POBLACIÓN
(0 - 5 PUNTOS)
PUNTOS CRUCES DE VÍA (0 - 5 PUNTOS)
PUNTOS CRUCES DE TUBERÍASY/O DDV
COMPARTIDO (0 - 10 PUNTOS) PUNTOS/20
TUBERIAS DDV
COMPARTIDO
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50 RIO YASUNÍ - AMO A 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50 AMO A - RIO KM 80 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50 RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50 RIO TIVACUNO - NPF 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50 RIO TIPUTINI POMPEYA 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 3,00 5,00 5,00 15,50
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 16,00 0,00 0,00 16,00 2,50 1,00 0,00 0,00 3,50 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 16,00 0,00 0,00 16,00 0,00 1,00 0,00 0,00 1,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 16,00 0,00 0,00 16,00 0,00 1,00 0,00 0,00 1,00 RIO AGUARICO - POZO 27 16,00 0,00 0,00 16,00 0,00 1,00 0,00 0,00 1,00 POZO 27 - LAGO AGRIO 16,00 0,00 0,00 16,00 0,00 1,00 0,00 0,00 1,00 POZO 27 – OCP 16,00 0,00 0,00 16,00 0,00 1,00 0,00 0,00 1,00
Tabla A6.1. Matriz índice de daños por terceros (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
FACILIDADES EN SUPERFICIE (0 - 10 PUNTOS.) LOCALIZACIÓN DE LA LÍNEA (0 - 15 PUNTOS.)
FACICILDAD PUNTOS POR PROTECCIÓN
(0 - 2,5 PUNTOS)
PUNTOS POR VARIANTES (5
PUNTOS) PUNTOS /10
PUNTOS POR PLANOS
CONSTRUCTIVOS (0 - 7 PUNTOS)
PUNTOS POR COORDENADAS
GPS (0 - 3 PUNTOS)
POSTES DE PROTECCIÓN
CATÓDICA (0 - 5
PUNTOS)
PUNTOS/ 15
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
RIO YASUNÍ - AMO A SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
AMO A - RIO KM 80 SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
RIO TIVACUNO - NPF SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
RIO TIPUTINI POMPEYA SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO SI 0,00 0,00 0,00 7,00 3,00 5,00 15,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI SI 0,00 0,00 0,00 7,00 3,00 5,00 15,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO SI 0,00 0,00 0,00 7,00 3,00 5,00 15,00
RIO AGUARICO - POZO 27 SI 0,00 0,00 0,00 7,00 3,00 5,00 15,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) SI 0,00 0,00 0,00 7,00 3,00 5,00 15,00
POZO 27 - OCP SI 0,00 0,00 0,00 7,00 1,00 5,00 13,00
301
301 Tabla A6.1. Matriz índice de daños por terceros (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
E. PÚBLICA (0 - 15 PUNTOS)
CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA (0 - 5 PUNTOS.) F. DE PATRULLAJE (0 - 15 PUNTOS.)
PUNTOS/15 SEÑALIZACIÓN 30% MANTENIMIENTO 30%
CONDICIÓN GENERAL 40%
PUNTOS/5 PUNTOS/15
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
RIO YASUNÍ - AMO A 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
AMO A - RIO KM 80 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00 RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
RIO TIVACUNO - NPF 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 0,00 3,00 2,00 2,00 2,30 4,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 0,00 3,00 2,00 2,00 2,30 4,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
0,00 3,00 2,00 2,00 2,30 4,00
RIO AGUARICO - POZO 27 0,00 3,00 2,00 2,00 2,30 4,00 POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
0,00 3,00 2,00 2,00 2,30 4,00
POZO 27 - OCP 0,00 2,00 2,00 2,00 2,00 4,00
Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN INTERNA (0 - 20 PUNTOS) CORROSIVIDAD DEL CONTENIDO (0 - 10 PUNTOS)
BS&W<0,5% VOLUMEN
VELOCIDAD DEL FLUJO
m/s
CARACTERISTICAS DEL FLUJO
EQUIPO PROCESO DE DESHIDRATACION
VELOCIDAD DEL FLUJO
PUNTOS/10 PUNTOS (0 - 3
PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS) (0 - 3 PUNTOS.)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 RIO YASUNÍ - AMO A SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 AMO A - RIO KM 80 SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 RIO TIVACUNO - NPF SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
RIO TIPUTINI POMPEYA SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 RIO AGUARICO - POZO 27 SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00 POZO 27 - OCP SI 0,62 3,00 1,00 2,00 0,00 6,00
302
302 Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS) AMBIENTE BAJO SUPERFICIE (0 - 20 PUNTOS)
CORROSIVIDAD DEL SUELO (0 - 15 PUNTOS)
PUNTOS/15 RESISTIVIDAD DEL SUELO
(Ω-cm) TIPO DE SUELO
PUNTOS/ 7,5 pH
PUNTOS/ 7,5
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 4 903,44 Corrosivo 1,25 4,50 5,00 6,25
RIO YASUNÍ - AMO A 4 903,44 Corrosivo 1,25 4,50 5,00 6,25
AMO A - RIO KM 80 4 903,44 Corrosivo 1,25 4,50 5,00 6,25
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 4 903,44 Corrosivo 1,25 4,50 5,00 6,25
RIO TIVACUNO - NPF 4 903,44 Corrosivo 1,25 4,50 5,00 6,25
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 7 402,79 Medianamente Corrosivo 2,50 5,10 5,00 7,50
RIO TIPUTINI POMPEYA 7 402,79 Medianamente Corrosivo 2,50 5,10 5,00 7,50
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 13 898,8 Progresivamente menos corrosivo 5,00 4,70 5,00 10,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 13 898,8 Progresivamente menos corrosivo 5,00 4,70 5,00 10,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 16 541,77 Progresivamente menos corrosivo 5,00 5,10 5,00 10,00
RIO AGUARICO - POZO 27 16 541,77 Progresivamente menos corrosivo 5,00 5,10 5,00 10,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 16 541,77 Progresivamente menos corrosivo 5,00 5,10 5,00 10,00
POZO 27 - OCP 6 334,59 Medianamente Corrosivo 2,50 5,10 5,00 7,50
Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN INTERNA (0 - 20 PUNTOS) MEDIDAS DE PREVENCION (0 - -10 PUNTOS)
PTOS/20 PIG LIMPIEZA CONTENIDO DE LA LINEA PUNTOS/10
(0 - 5 PUNTOS) (0 - 5 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 3,00 5,00 8,00 14,00 RIO YASUNÍ - AMO A 3,00 5,00 8,00 14,00 AMO A - RIO KM 80 3,00 5,00 8,00 14,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 3,00 5,00 8,00 14,00 RIO TIVACUNO - NPF 3,00 5,00 8,00 14,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 3,00 5,00 8,00 14,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 3,00 5,00 8,00 14,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 3,00 5,00 8,00 14,00 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 3,00 5,00 8,00 14,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 3,00 5,00 8,00 14,00 RIO AGUARICO - POZO 27 3,00 5,00 8,00 14,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 3,00 5,00 8,00 14,00 POZO 27 - OCP 3,00 5,00 8,00 14,00
303
303 Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS)
AMBIENTE BAJO SUPERFICIE (0 - 20 PUNTOS)
SCC (0 - 5 PUNTOS)
EDAD PUNTOS/0,8 T OPERACION (°C) PUNTOS/0,8 %C en el ACERO PUNTOS/0,4 TIPO DE RECUBRIMIENTO PUNTOS/0,4
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 15 0,00 88 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
RIO YASUNÍ - AMO A 15 0,00 66 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
AMO A - RIO KM 80 16 0,00 66 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 16 0,00 66 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
RIO TIVACUNO - NPF 16 0,00 43 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 16 0,00 88 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 16 0,00 82 0,00 0,28 0,30 3LPP 0,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 16 0,00 79 0,00 0,28 0,30 FBE 0,30
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 16 0,00 66 0,00 0,28 0,30 FBE 0,30
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 16 0,00 66 0,00 0,28 0,30 FBE 0,30
RIO AGUARICO - POZO 27 16 0,00 54 0,00 0,28 0,30 FBE 0,30
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 16 0,00 38 0,00 0,28 0,30 FBE 0,30
POZO 27 - OCP 7 0,50 43 0,10 0,28 0,30 3LPP 0,00
Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS) PROTECCIÓN CATÓDICA (0 - 25 PUNTOS)
EFECTIVIDAD DE LA PROTECCION CATÓDICA (0 - 15 PUNT OS) POSTE A POSTE 2005
CUMPLE CRITERIO NACE PUNTOS/6 POSTE A POSTE 2009
CUMPLE CRITERIO NACE PUNTOS/6 CIPS 2007 CUMPLE CRITERIO NACE PUNTOS/3 PUNTOS/15
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ NO 0,00 NO 0,00 NO 0,00 0 RIO YASUNÍ - AMO A NO 0,00 NO 0,00 NO 0,00 0 AMO A - RIO KM 80 NO 0,00 SI 6,00 NO 0,00 6,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00 RIO TIVACUNO - NPF SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
RIO TIPUTINI POMPEYA SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO NO 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI NO 6,00 NO 0,00 NO 0,00 6,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO N0 0,00 SI 6,00 NO 0,00 6,00
RIO AGUARICO - POZO 27 SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00 POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
POZO 27 - OCP SI 6,00 SI 6,00 NO 0,00 12,00
304
304 Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS) AMBIENTE BAJO SUPERFICIE (0 - 20 PUNTOS)
SCC (0 - 5 PUNTOS) STRESS DE
OPERACIÓN MAOP (PSI)
PUNTOS/0,8 pH suelo PUNTOS/0,8 CONTENIDO DE AZUFERE
(% m/m) PTOS/1 PUNTOS/5
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 1 200 0,50 4,50 0,30 2,69 0,00 1,10 RIO YASUNÍ - AMO A 1 200 0,50 4,50 0,30 2,69 0,00 1,10 AMO A - RIO KM 80 1 200 0,50 4,50 0,30 2,69 0,00 1,10
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 1 200 0,50 4,50 0,30 2,69 0,00 1,10 RIO TIVACUNO - NPF 1 200 0,50 4,50 0,30 2,69 0,00 1,10
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 1 320 0,50 5,10 0,50 2,69 0,00 1,30
RIO TIPUTINI POMPEYA 1 320 0,50 5,10 0,50 2,69 0,00 1,30 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 1 300 0,50 4,70 0,30 2,69 0,00 1,40
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 1 300 0,50 4,70 0,30 2,69 0,00 1,40
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 1 307 0,50 5,10 0,50 2,69 0,00 1,60 RIO AGUARICO - POZO 27 1 307 0,50 5,10 0,50 2,69 0,00 1,60
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 1 307 0,50 5,10 0,50 2,69 0,00 1,60 POZO 27 - OCP 270 0,80 5,10 0,50 2,69 0,00 2,20
Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS) PROTECCIÓN CATÓDICA (0 - 25 PUNTOS)
POSIBLES INTERFERENCIAS (0 - 10 PUNTOS) AC
(20%) PUNTOS
/2 EFECTO ESCUDO
(10%) PUNTOS
/1 DC
(70%) PUNTOS
/7 PUNTOS/10
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,50 RIO YASUNÍ - AMO A No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,50 AMO A - RIO KM 80 No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,50
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,50 RIO TIVACUNO - NPF No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,50
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI No se sabe 0
Casing y Recubrimiento de concreto
0 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,00
RIO TIPUTINI POMPEYA No se sabe 0 Casing y Recubrimiento de
concreto 0 Tuberías Vecinas Repsol - YPF 5 5,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5
Tuberías Vecinas Repsol - YPF y ajenas
0 0,50
RIO NAPO - SHUSHUFINDI No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF
y ajenas 0 0,50
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF
y ajenas 0 0,50
RIO AGUARICO - POZO 27 No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF
y ajenas 0 0,50
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) No se sabe 0 Recubrimiento de concreto 0,5 Tuberías Vecinas Repsol - YPF
y ajenas 0 0,50
POZO 27 – OCP No se sabe 0
No casing ni recubrimiento de concreto
0,8 Tuberías Vecinas Repsol - YPF
y ajenas 0 0,80
305
305 Tabla A6.2. Matriz índice de corrosión (Continuación)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
CORROSIÓN EXTERNA (0 - 70 PUNTOS) RECUBRIMIENTO (0 - 25 PUNTOS)
APTITUD (50%) CONDICIÓN (50%) PUNTOS/25
Calidad PUNTOS/5 Aplicación PUNTOS/5 PUNTOS
/12,5 Inspección PUNTOS/5 Reparación PUNTOS/5 PUNTOS/12,5
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
RIO YASUNÍ - AMO A Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
AMO A - RIO KM 80 Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
RIO TIVACUNO - NPF Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI Bueno 5,00 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
RIO TIPUTINI POMPEYA Bueno 5,00 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO Bueno 5,00 Bueno 5,00 12,50 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 18,75
RIO NAPO - SHUSHUFINDI Bueno 5,00 Bueno 5,00 12,50 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 18,75
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
Bueno 5,00 Bueno 5,00 12,50 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 18,75
RIO AGUARICO - POZO 27 Bueno 5,00 Bueno 5,00 12,50 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 18,75
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
Bueno 5,00 Bueno 5,00 12,50 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 18,75
POZO 27 – OCP Justo 2,50 Bueno 5,00 9,38 Bueno 5,00 Ausente 0,00 6,25 15,63
Tabla A6.3. Matriz índice de diseño
SEGMENTO SUB SEGMENTO
FACTOR DE DISEÑO (0 - 35 PUNTOS) FATIGA (0 - 15 PUNTOS)
POTENCIAL SOBRETENSIONES (0 - 10 PUNTOS)
MAOP (psi)
MOP (psi)
MAOP/ MOP
PTS/35 PTS/15 PROBABILIDAD PTS/10
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 1 200,00 700,00 1,71 25,00 0 Baja 5 RIO YASUNÍ - AMO A 1 200,00 500,00 2,40 35,00 0 Baja 5 AMO A - RIO KM 80 1 200,00 500,00 2,40 35,00 0 Baja 5
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 1 200,00 500,00 2,40 35,00 0 Baja 5 RIO TIVACUNO - NPF 1 200,00 300,00 4,00 35,00 0 Baja 5
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 1 320,00 1100,00 1,20 7,00 0 Baja 5
RIO TIPUTINI POMPEYA 1 320,00 1 000,00 1,32 11,20 0 Baja 5 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 1 300,00 750,00 1,73 25,67 0 Baja 5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 1 300,00 400,00 3,25 35,00 0 Baja 5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 1 307,00 800,00 1,63 22,18 0 Baja 5 RIO AGUARICO - POZO 27 1 307,00 400,00 3,27 35,00 0 Baja 5
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 1 307,00 50,00 26,14 35,00 0 Baja 5 POZO 27 - OCP 270,00 100,00 2,70 35,00 0 Baja 5
306
306 Tabla A6.3. Matriz índice de diseño (continuación...)
SEGMENTO SUB SEGMENTO VERIFICACIONES INTEGRIDAD (0 - 25 PUNTOS.) MOVIMIENTOS DE TIERRA
(0 - 15 PUNTOS)
PESO POR PÉRDIDA DE METAL (%)
CAPACIDAD ILI EXCAVACIONES
AÑOS DE LA INSPECCIÓN PTOS/35 PROBABILIDAD PTS/15
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 30 80 1 4 1,2 Desconocida 0 RIO YASUNÍ - AMO A 30 80 1 4 1,2 Desconocida 0 AMO A - RIO KM 80 30 80 1 4 1,2 Desconocida 0
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 30 80 1 4 1,215 Desconocida 0 RIO TIVACUNO - NPF 30 80 1 4 1,215 Desconocida 0
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 30 80 1 4 1,215 Desconocida 0
RIO TIPUTINI POMPEYA 30 80 1 4 1,215 Desconocida 0 POMPEYA –
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 30 80 0 4 1,2 Media 5
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 30 80 0 4 1,2 Media 5
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 30 80 0 4 1,2 Media 5 RIO AGUARICO - POZO 27 30 80 0 4 1,2 Media 5
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 30 80 0 4 1,2 Media 5 POZO 27 – OCP N/A N/A N/A N/A 0 Media 5
Tabla A6.4. Matriz índice de daños operaciones incorrectas
SEGMENTO SUB SEGMENTO
DISEÑO (0 - 30 PUNTOS)
IDENT. RIESGOS (0 - 4 PUNTOS)
POTENCIAL MOP (0 - 12 PUNTOS)
DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD
(0 - 10 PUNTOS)
SELECCIÓN DE MATERIALES (0 - 2 PUNTOS)
CHEQUEOS (0 - 2 PUNTOS) PUNTOS/30
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00 RIO YASUNÍ - AMO A 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00 AMO A - RIO KM 80 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO
4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
RIO TIVACUNO - NPF 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI
4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
RIO AGUARICO - POZO 27
4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE)
4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
POZO 27 – OCP 4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00
307
307 Tabla A6.4. Matriz índice de daños operaciones incorrectas (continuación…)
SEGMENTO SUBSEGMENTO
CONSTRUCCIÓN (0 - 20 PUNTOS)
INSPECCIÓN MATERIALES JUNTAS RECUBRIMIENTO RELLENO MANIPULACIÓN PUNTOS./20
(0 - 10 PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS)
(0 - 2 PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS) (0 - 2 PUNTOS)
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO YASUNÍ - AMO A 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
AMO A - RIO KM 80 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO TIVACUNO - NPF 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
RIO AGUARICO - POZO 27 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
POZO 27 – OCP 0,00 2,00 0,00 2,00 0,00 0,00 4,00
Tabla A6.4. Matriz índice de daños operaciones incorrectas (continuación…)
SEGMENTO SUB SEGMENTO MANTENIMIENTO (0 - 15 PUNTOS)
DOCUMENTACIÓN (0 - 2 PUNTOS)
HORARIO (0 - 3 PUNTOS) PROCEDIMIENTOS (0 - 10 PUNTOS) PUNTOS./15
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 1,00 1,50 10,00 12,50 RIO YASUNÍ - AMO A 1,00 1,50 10,00 12,50 AMO A - RIO KM 80 1,00 1,50 10,00 12,50
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 1,00 1,50 10,00 12,50 RIO TIVACUNO - NPF 1,00 1,50 10,00 12,50
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 1,00 1,50 10,00 12,50
RIO TIPUTINI POMPEYA 1,00 1,50 10,00 12,50 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 1,00 1,50 10,00 12,50
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 1,00 1,50 10,00 12,50
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO 1,00 1,50 10,00 12,50 RIO AGUARICO - POZO 27 1,00 1,50 10,00 12,50
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 1,00 1,50 10,00 12,50 POZO 27 - OCP 1,00 1,50 10,00 12,50
308
308 Tabla A6.4. Matriz índice de daños operaciones incorrectas (Continuación)
SEGMENTO SUB SEGMENTO
OPERACIONES (0 - 35 PUNTOS)
PROCED. (0 - 7
PUNTOS)
SCADA/ COMUNIC. (0 - 3
PUNTOS)
PRUEBAS ALCOHOLCHECK Y ANTIDOPING
(0 - 2 PUNTOS)
PROGRAMAS DE
SEGURIDAD (0 - 2 PUNTOS)
ENTRENAMIENTO (0 - 10 PUNTOS)
PREVENCIÓN DE ERRORES MECÁNICOS
(0 - 6 PUNTOS)
ENSAYOS (0 - 5
PUNTOS)
PUNTOS/35
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00 RIO YASUNÍ - AMO A 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00 AMO A - RIO KM 80 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00 RIO TIVACUNO - NPF 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
RIO TIPUTINI POMPEYA 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00 POMPEYA -
SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
RIO AGUARICO - POZO 27 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00 POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
POZO 27 - OCP 7,00 2,00 2,00 2,00 8,00 4,00 3,00 28,00
Tabla A6.5. Matriz de factor de impacto de fuga
SEGMENTO SUB SEGMENTO
PELIGROSIDAD PRODUCTO VOL. DERRAMADO DISPERSION RECEP. LIF PELIGROS
AGUDOS PELIGROS CRONICOS ORIFICIO ROTURA ORIFICIO ROTURA
PUNTOS R
AH CH PUNTOS PH
PUNTOS LV
PUNTOS LV PUNTOS D PUNTOS D ORIFICIO ROTURA
SPF - NPF
SPF - RIO YASUNÍ 5,00 6,00 11,00 1,00 0,40 1,00 0,60 0,70 7,70 1,85
RIO YASUNÍ - AMO A 5,00 6,00 11,00 0,80 0,40 0,80 0,60 0,70 4,93 1,85
AMO A - RIO KM 80 5,00 6,00 11,00 0,80 0,40 0,80 0,60 0,70 4,93 1,85
RIO KM 80 - RIO TIVACUNO 5,00 6,00 11,00 0,80 0,40 0,80 0,60 0,70 4,93 1,85
RIO TIVACUNO - NPF 5,00 6,00 11,00 0,80 0,40 0,80 0,60 0,70 4,93 1,85
NPF - POMPEYA
NPF - RIO TIPUTINI 5,00 6,00 11,00 1,00 0,60 1,00 0,60 0,70 7,70 2,77
RIO TIPUTINI POMPEYA 5,00 6,00 11,00 1,00 0,60 1,00 0,60 0,70 7,70 2,77
POMPEYA - SHUSHUFINDI
POMPEYA - RIO NAPO 5,00 6,00 11,00 1,00 0,60 1,00 0,60 0,70 7,70 2,77
RIO NAPO - SHUSHUFINDI 5,00 6,00 11,00 0,80 0,60 0,80 0,60 0,70 4,93 2,77
SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
SHUSHUFINDI - RIO AGUARICO
5,00 6,00 11,00 1,00 0,60 1,00 0,60 0,70 7,70 2,77
RIO AGUARICO - POZO 27 5,00 6,00 11,00 0,80 0,60 0,80 0,60 0,70 4,93 2,77
POZO 27 - LAGO AGRIO (SOTE) 5,00 6,00 11,00 0,40 0,10 0,60 0,10 0,70 1,85 0,08
POZO 27 – OCP 5,00 6,00 11,00 0,60 0,60 0,60 0,60 0,70 2,77 2,77
309
309 ANEXO VII DEFECTOS CON VID A REM AN ENTE 1- 5 AÑ OS
DEFECTOS CON VIDA REMANENTE 1 - 5 AÑOS
Tabla A7.1. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 SPF – NPF
ILI 2006 PROYECCIÓN 2010
Distancia (m)
TIPO DE DEFECTO Lm (mm)
Pérdida (%) d (mm) t remanente
Vc (mpy) Vc (mpy) tactual d actual
P' (MPa) MAOP (MPa ) ERF VIDA
REMANENTE (años) (mm) 2006 (mm) 2010 (mm) 2010
342,54 DEFECTO EXTERNO 27,00 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 12,43 8,27 0,67 3,72 6063,31 DEFECTO EXTERNO 13,80 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,67 8,27 0,65 3,09 6 063,52 DEFECTO EXTERNO 8,30 37,00 2,93 4,99 9,62 11,06 3,87 4,06 12,72 8,27 0,65 0,00 15 658,04 DEFECTO EXTERNO 18,40 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 12,58 8,27 0,66 1,96 18 583,00 DEFECTO EXTERNO 285,80 22,00 1,74 6,18 5,72 6,58 5,51 2,41 8,89 8,27 0,93 1,54 66 674,97 DEFECTO EXTERNO 31,40 35,00 2,77 5,15 9,10 14,69 5,74 5,39 17,30 8,27 0,48 4,49
Tabla A7.2. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 NPF – POMPEYA
ILI 2006 PROYECCIÓN 2010
Distancia (m) TIPO DE DEFECTO Lm
(mm) Pérdida (%) d
(mm)
t remanente Vc
(mpy) Vc
(mpy)
tactual d actual P'
(MPa) MAOP (MPa) ERF VIDA
REMANENTE (años) (mm) 2006 (mm)
2010 (mm) 2010
572,34 DEFECTO EXTERNO 9,40 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,73 9,10 0,71 3,06 578,62 DEFECTO EXTERNO 9,40 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 12,73 9,10 0,71 1,81 580,35 DEFECTO EXTERNO 9,40 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,74 9,10 0,71 3,76 585,01 DEFECTO EXTERNO 13,70 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 12,66 9,10 0,72 0,24 587,31 DEFECTO EXTERNO 5,00 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,77 9,10 0,71 4,52
1 120,18 DEFECTO EXTERNO 5,80 35,00 2,77 5,15 9,10 10,47 4,09 3,84 12,75 9,10 0,71 0,00 1 133,64 DEFECTO EXTERNO 13,70 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,67 9,10 0,72 1,25 1 143,89 DEFECTO EXTERNO 6,50 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,76 9,10 0,71 3,06 3 586,36 DEFECTO EXTERNO 12,00 34,00 2,69 5,23 8,84 10,17 4,20 3,73 12,68 9,10 0,72 0,00 4 541,30 DEFECTO EXTERNO 14,40 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,66 9,10 0,72 1,25 4 917,51 DEFECTO EXTERNO 6,50 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,75 9,10 0,71 1,25 6 405,38 DEFECTO EXTERNO 14,60 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,69 9,10 0,72 4,52 6 656,69 DEFECTO EXTERNO 206,60 23,00 1,82 6,10 5,98 6,88 5,40 2,52 10,74 9,10 0,85 3,91 6 659,16 DEFECTO EXTERNO 10,80 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,72 9,10 0,72 3,06 7 356,48 DEFECTO EXTERNO 25,90 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,50 9,10 0,73 3,76 9 156,76 DEFECTO EXTERNO 124,20 36,00 2,85 5,07 9,36 10,76 3,98 3,95 10,06 9,10 0,90 0,00 10 786,91 DEFECTO EXTERNO 152,60 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 10,88 9,10 0,84 4,06 10 788,00 DEFECTO EXTERNO 12,20 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 12,69 9,10 0,72 0,24 10 788,25 DEFECTO EXTERNO 12,20 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,71 9,10 0,72 3,76 10 788,44 DEFECTO EXTERNO 99,00 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 11,16 9,10 0,82 3,06 10 789,55 DEFECTO EXTERNO 11,50 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,71 9,10 0,72 3,06 10 789,72 DEFECTO EXTERNO 6,50 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,76 9,10 0,71 4,52
|310
310 Tabla A7.2. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 NPF – POMPEYA (continuación…)
ILI 2006 PROYECCIÓN 2010
Distancia (m)
TIPO DE DEFECTO Lm (mm)
Pérdida (%)
d (mm) t remanente
Vc (mpy) Vc (mpy) tactual d actual
P' (MPa)
MAOP (MPa)
ERF VIDA
REMANENTE (años) (mm) 2006 (mm) 2010 (mm) 2010
10 790,00 DEFECTO EXTERNO 7,20 27,00 2,14 5,79 7,02 8,07 4,96 2,96 12,75 9,10 0,71 2,41 10 790,56 DEFECTO EXTERNO 7,20 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,75 9,10 0,71 4,52 10 790,94 DEFECTO EXTERNO 10,80 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,71 9,10 0,72 1,25 10 791,21 DEFECTO EXTERNO 10,10 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 12,71 9,10 0,72 0,24 10 791,36 DEFECTO EXTERNO 10,80 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 12,72 9,10 0,72 1,81 11 146,98 DEFECTO EXTERNO 207,90 27,00 2,14 5,79 7,02 8,07 4,96 2,96 10,35 9,10 0,88 2,41 11 326,93 DEFECTO EXTERNO 278,30 23,00 1,82 6,10 5,98 6,88 5,40 2,52 8,71 9,10 1,04 0,00 11 469,15 DEFECTO EXTERNO 10,30 27,00 2,14 5,79 7,02 8,07 4,96 2,96 12,72 9,10 0,72 2,41 11 532,31 DEFECTO EXTERNO 212,40 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 9,94 9,10 0,92 0,24 11 532,57 DEFECTO EXTERNO 844,60 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 8,36 9,10 1,09 0,00 11 533,55 DEFECTO EXTERNO 668,50 21,00 1,66 6,26 5,46 6,28 5,62 2,30 9,07 9,10 1,00 0,00 11 534,80 DEFECTO EXTERNO 297,20 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 7,83 9,10 1,16 0,00 11 910,62 DEFECTO EXTERNO 123,30 30,00 2,38 5,55 7,80 8,97 4,64 3,29 10,58 9,10 0,86 0,73 12 039,37 DEFECTO EXTERNO 165,40 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 10,81 9,10 0,84 3,91 12 040,94 DEFECTO EXTERNO 8,60 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,75 9,10 0,71 4,52 13 219,35 DEFECTO EXTERNO 11,50 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,72 9,10 0,72 3,76 13 396,20 DEFECTO EXTERNO 36,60 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,29 9,10 0,74 3,76 13 545,13 DEFECTO EXTERNO 206,60 27,00 2,14 5,79 7,02 8,07 4,96 2,96 10,35 9,10 0,88 2,41 14 743,49 DEFECTO EXTERNO 6,50 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 12,75 9,10 0,71 1,25 14 794,02 DEFECTO EXTERNO 150,40 23,00 1,82 6,10 5,98 6,88 5,40 2,52 10,97 9,10 0,83 4,48 16 268,40 DEFECTO EXTERNO 7,90 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,75 9,10 0,71 3,06
16 271,62 DEFECTO EXTERNO 1
163,70 19,00 1,51 6,42 4,94 5,68 5,84 2,08 9,42 9,10 0,97 0,92
16 594,23 DEFECTO EXTERNO 23,80 32,00 2,54 5,39 8,32 9,57 4,42 3,51 12,45 9,10 0,73 0,00 16 695,96 DEFECTO EXTERNO 11,50 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,71 9,10 0,72 3,06 16 696,60 DEFECTO EXTERNO 13,00 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 12,69 9,10 0,72 1,81 16 697,56 DEFECTO EXTERNO 9,40 28,00 2,22 5,71 7,28 8,37 4,86 3,07 12,73 9,10 0,71 1,81 16 702,36 DEFECTO EXTERNO 119,90 23,00 1,82 6,10 5,98 6,88 5,40 2,52 11,18 9,10 0,81 4,96 16 702,44 DEFECTO EXTERNO 6,50 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,76 9,10 0,71 4,52 16 702,53 DEFECTO EXTERNO 184,60 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 10,72 9,10 0,85 3,71 17 725,01 DEFECTO EXTERNO 8,70 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 12,74 9,10 0,71 3,76 21 080,34 DEFECTO EXTERNO 7,60 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 12,75 9,10 0,71 4,52 25 266,38 DEFECTO EXTERNO 92,10 35,00 2,77 5,15 9,10 10,47 4,09 3,84 10,60 9,10 0,86 0,00 41 731,77 DEFECTO EXTERNO 4,30 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 12,77 9,10 0,71 0,24 16 200,32 DEFECTO INTERNO 10,80 30,00 2,38 5,55 7,80 8,97 4,64 3,29 12,71 9,10 0,72 0,73 19 974,82 DEFECTO INTERNO 10,10 36,00 2,85 5,07 9,36 10,76 3,98 3,95 12,70 9,10 0,72 0,00 30 097,10 DEFECTO INTERNO 4,30 26,00 2,06 5,86 6,76 7,77 5,07 2,85 12,77 9,10 0,71 3,06
* No incluye los defectos reparados
|311
311 Tabla A7.3. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 POMPEYA - SHUSHUFINDI
ILI 2006 PROYECCIÓN 2010
Distancia (m)
TIPO DE DEFECTO
Lm (mm) Pérdida (%)
d (mm)
t remanente Vc (mpy) Vc (mpy)
tactual d actual P' (MPa)
MAOP (MPa)
ERF VIDA
REMANENTE (años) (mm) 2006 (mm) 2010 (mm) 2010
4 717,17 DEFECTO EXTERNO
5,80 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 0,03 0,02 0,70 0,53
18 352,11 DEFECTO EXTERNO
10,10 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 0,03 0,02 0,70 1,56
20 678,69 DEFECTO EXTERNO
21,60 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 0,04 0,02 0,71 4,12
29 229,00 DEFECTO EXTERNO
13,00 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 0,04 0,02 0,71 4,12
20 469,76 DEFECTO INTERNO
59,50 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 0,03 0,02 0,77 1,56
Tabla A7.4. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 SHUSHUFINDI-LAGO AGRIO
ILI 2006 PROYECCIÓN 2010
Distancia (m)
TIPO DE DEFECTO Lm (mm) Pérdida (%) d (mm)
t remanente Vc (mpy) Vc (mpy)
tactual d actual P' (MPa) MAOP (MPa) ERF
VIDA REMANENTE
(años) (mm) 2006 (mm) 2010 (mm) 2010
3 626,49 DEFECTO INTERNO
30,90 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 0,04 0,02 0,73 4,76
3 626,66 DEFECTO INTERNO
14,20 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 0,03 0,02 0,71 0,42