NTC 5901

NORMA TÉCNICA NTC COLOMBIANA 5901

2012-02-22

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE SISTEMAS DE TUBERÍA PARA TRANSPORTE DE LÍQUIDOS PELIGROSOS E: PIPELINES INTEGRITY MANAGEMENT FOR TRANSPORT

OF HAZARDOUS LIQUIDS

CORRESPONDENCIA:

DESCRIPTORES: gestión de integridad, transporte de

hidrocarburos, integridad mecánica.

I.C.S.: 23.040.10, 75.200

Editada por el Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación (ICONTEC) Apartado 14237 Bogotá, D.C. - Tel. (571) 6078888 - Fax (571) 2221435

Prohibida su reproducción Editada 2012-02-28

PRÓLOGO El Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación, ICONTEC, es el organismo nacional de normalización, según el Decreto 2269 de 1993. ICONTEC es una entidad de carácter privado, sin ánimo de lucro, cuya Misión es fundamental para brindar soporte y desarrollo al productor y protección al consumidor. Colabora con el sector gubernamental y apoya al sector privado del país, para lograr ventajas competitivas en los mercados interno y externo. La representación de todos los sectores involucrados en el proceso de Normalización Técnica está garantizada por los Comités Técnicos y el período de Consulta Pública, este último caracterizado por la participación del público en general. La NTC 5901 fue ratificada por el Consejo Directivo de 2012-02-22. Esta norma está sujeta a ser actualizada permanentemente con el objeto de que responda en todo momento a las necesidades y exigencias actuales. A continuación se relacionan las empresas que colaboraron en el estudio de esta norma a través de su participación en el Comité Técnico 206 Oleoductos. ATP INGENIERÍA BP EXPLORATION CO (COLOMBIA) LTD CEPCOLSA CORPORACIÓN PARA LA INVESTIGACIÓN DE LA CORROSIÓN - CIC- COMPAÑÍA GLOBAL DE PINTURAS S.A. DUPONT DE COLOMBIA ECOPETROL VIT ECOPETROL ICP ECOPETROL OPERACIONES APIAY EQUIÓN ENERGÍA LTDA ENG & SERVICE ENHANCECO LA EU HOCOL S.A. ISMOCOL COLOMBIA MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA

MARS CONSULTORES MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA OLEODUCTO CENTRAL S.A. -OCENSA- PETROBRAS COLOMBIA LIMITED PROMIGAS R2E CONSULTANTS RAFAEL G. MORA -CONSULTOR INDEPENDIENTE- ROSEN COLOMBIA S&S ENGINEERING SIGMAKALON COLOMBIA TECNA I.C.E S.A. TECNICONTROL S.A. TENARIS TGI S.A. ESP

Además de las anteriores, en Consulta Pública el Proyecto se puso a consideración de las siguientes empresas: ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO -ACP- ASOCIACIÓN COLOMBIANA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS -ACIPET- CHEVRON COLOMBIA COLCIENCIAS COSERINCO

ECOPETROL PRODUCCIÓN ORITO META PETROLEUM LTD. OCCIDENTAL PETROLEUM CORPORATION – OXY PETROCOLOMBIA S.A. SIKA COLOMBIA SENA COLOMBO-ALEMÁN

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO* SUPERINTENDENCIA DE SERVICIOS PÚBLICOS DOMICILIARIOS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLIVAR UNIVERSIDAD DE AMÉRICA UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA* UNIVERSIDAD DE LOS ANDES UNIVERSIDAD DEL NORTE

ICONTEC cuenta con un Centro de Información que pone a disposición de los interesados normas internacionales, regionales y nacionales y otros documentos relacionados.

DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5901

CONTENIDO

Página 0. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 1 1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN ...................................................................... 3 2. REFERENCIAS NORMATIVAS ................................................................................. 4 3. TÉRMINOS, DEFINICIONES Y ABREVIATURAS ..................................................... 5 4. REQUISITOS GENERALES DEL SISTEMA Y DEL PROGRAMA DE GESTION DE INTEGRIDAD ....................................................................................................... 9 4.1 SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD (SGI) ...................................................... 9 4.2 PROGRAMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD (PGI) ............................................... 10 5. REQUISITOS ESPECÍFICOS PARA LA GESTIÓN DE INTEGRIDAD .................... 11 5.1 ENFOQUE PARA EL DESARROLLO DE UN SISTEMA DE

GESTION DE INTEGRIDAD (SGI) ........................................................................... 11 5.2 REQUISITOS ESPECÍFICOS DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE

INTEGRIDAD DE TUBERÍAS .................................................................................. 20 6. VALORACIÓN DE PELIGROS Y AMENAZAS A LA INTEGRIDAD DE

SISTEMAS DE TUBERÍAS ...................................................................................... 32

6.1 DETERMINACIÓN DE PELIGROS .......................................................................... 33 6.2 IDENTIFICACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE AMENAZAS ......................................... 33 6.3 PROCESO DE VALORACIÓN DE AMENAZAS ...................................................... 36 7. VALORACION DE ÁREAS DE CONSECUENCIA .................................................. 38 7.1 IDENTIFICACIÓN DE ÁREAS DE CONSECUENCIA ............................................. 38


Página 7.2 USO DE LA INFORMACIÓN SOBRE AREAS DE CONSECUENCIA .................... 39 7.3 DOCUMENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE AREAS DE CONSECUENCIA..... 39 8. VALORACIÓN DEL RIESGO: ANALISIS, ESTIMACION

Y EVALUACION ...................................................................................................... 40 8.1 GENERALIDADES .................................................................................................. 40 8.2 CONCEPTOS DE VALORACIÓN DEL RIESGO ..................................................... 41 8.3 PROCESO DE VALORACIÓN DEL RIESGO .......................................................... 43 8.4 DOCUMENTACIÓN DE LA VALORACIÓN DEL RIESGO ...................................... 49 8.5 METODOS DE VALORACIÓN DEL RIESGO .......................................................... 50 8.6 VALIDACIÓN Y JERARQUIZACIÓN DEL RIESGO ................................................ 57 8.7 MITIGACIÓN Y CONTROL DEL RIESGO ............................................................... 59 8.8 VALORACIÓN CONTINUA DEL RIESGO ............................................................... 62 9. VALORACIÓN DE INTEGRIDAD INICIAL (PLAN DE LÍNEA BASE)

Y CONTINUA ........................................................................................................... 63 9.1 PLAN DE VALORACIÓN DE INTEGRIDAD INICIAL O LÍNEA BASE ................... 63 9.2 MÉTODOS DE VALORACIÓN DE INTEGRIDAD.................................................... 65 9.3 ESTABLECIMIENTO DE INTERVALOS DE REINSPECCIÓN ................................ 73

10. PREVENCIÓN, MITIGACIÓN Y MONITOREO ........................................................ 75 10.1 PREVENCIÓN ......................................................................................................... 75 10.2 MITIGACIÓN ............................................................................................................ 82 10.3 MONITOREO ........................................................................................................... 95


Página

11. EVALUACIÓN DEL SISTEMA Y DEL PROGRAMA DE GESTIÓN

DE INTEGRIDAD (SGI Y PGI), NO CONFORMIDADES Y PLANES DE ACCIÓN CORRECTIVOS ................................................................................. 95

11.1 EVALUACION DEL SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD ............................. 96 11.2 VERIFICACIONES DOCUMENTALES ................................................................. 102 11.3 INSPECCIONES DE VERIFICACIÓN ........................................................................ 102 11.4 AUDITORIAS ......................................................................................................... 102 11.5 NO CONFORMIDADES ............................................................................................. 103 11.6 PLAN DE ACCIÓN CORRECTIVO (PAC) y RESOLUCIÓN DE

NO-CONFORMIDADES (NC)................................................................................. 104 11.7 ACTUALIZACIÓN DE LA GESTIÓN Y EL PROGRAMA DE

INTEGRIDAD DE TUBERÍAS ................................................................................ 104 11.8 GESTION DEL CAMBIO EN UN PROGRAMA DE INTEGRIDAD ......................... 105 12. GESTIÓN DE INTEGRIDAD EN PLANTAS Y TERMINALES ............................... 106 12.1 HISTORIALES DE INCIDENTES ........................................................................... 107 12.2 DATOS DE INSTALACIONES ............................................................................... 107

ANEXOS ANEXO A (Informativo) RECOLECCIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE DATOS ............................................. 111 ANEXO B (Informativo) TIPOS DE ANOMALIAS Y CAUSAS ................................................................................ 121 ANEXO C (Informativo) ESTRATEGÍAS DE REPARACIÓN ................................................................................... 129


Página

ANEXO D (Informativo) BASE DE DATOS PARA SEGUIMIENTO DE ESCAPES EN SISTEMAS ........................ 134 DE TUBERÍA ANEXO E (Informativo) INFORMACIÓN ESTÁNDAR DE LA INFRAESTRUCTURA DE LINEAS DE TRANSPORTE .................................................... 143 ANEXO F (Informativo) BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................. 146 TABLAS Tabla 1. Conjunto de datos usados en el método prescriptivo de valoración del riesgo ......................................................................................................... 52 Tabla 2. Muestra de Variables ambientales, para algunas amenazas ........................... 57 Tabla 3. Muestra de Variables ambientales, para algunas amenazas ............................ 57 Tabla 4. Variables que afectan el riesgo en la tubería (Lista parcial) ............................. 57 Tabla 5. Tipos de anomalías y herramientas para detectarlas ....................................... 66 Tabla 6. Métodos Aceptables de Prevención ................................................................... 78 Tabla 7. Tiempos para atención de defectos ................................................................... 87 Tabla 8. Métodos aceptables de reparación permanente ............................................... 91 Tabla 9. Ejemplo de categorías de indicadores de desempeño .................................... 98

FIGURAS Figura 1. Diagrama conceptual del sistema de gestión de integridad ............................. 2 Figura 2. Esquema ilustrativo del alcance de esta norma ................................................ 4 Figura 3. Procesos del programa de gestión de integridad (PGI) .................................. 21 Figura 4. Esquema del proceso de valoración de amenazas ......................................... 36 Figura 5. Proceso de gestión del riesgo .......................................................................... 40 Figura 6. Representación gráfica de la estimación del riesgo y las zonas de aceptabilidad ...................................................................................................... 46


1 de 146

GESTIÓN DE INTEGRIDAD DE SISTEMAS DE TUBERÍA PARA TRANSPORTE DE LÍQUIDOS PELIGROSOS 0. INTRODUCCIÓN Esta norma presenta los requisitos para el desarrollo, implementación y evaluación del Sistema de Gestión de Integridad (SGI) para sistemas de tubería que transportan líquidos peligrosos, con el fin de minimizar el número de incidentes durante la operación y los efectos adversos que los mismos puedan tener sobre las personas y el medio ambiente. Su intención es proporcionar una metodología integrada, comprensible y sistemática hacia la gestión de integridad de los sistemas de tubería de transporte de líquidos peligrosos. Es necesario que el SGI cuente con el compromiso de la alta gerencia de la compañía operadora, con el fin de garantizar la disposición de recursos, adecuadamente planeados y presupuestados, para asegurar la sostenibilidad del sistema y lograr su mejoramiento continuo. El SGI debe estar orientado a satisfacer las expectativas de la compañía operadora, los clientes, los accionistas, el gobierno y el público en general (partes interesadas), cumpliendo con los requisitos de regulaciones, estándares y legislaciones pertinentes. El SGI se fundamenta en el logro de una operación que proteja la seguridad de las personas, del medio ambiente y de los activos, siendo coherente con las expectativas de las comunidades y de los clientes de la compañía operadora que requieren un servicio seguro, confiable y oportuno enmarcado en una gestión socialmente responsable. El objeto de un SGI es direccionar y articular las diferentes actividades o procesos del Programa de Gestión de Integridad (PGI), a fin de asegurar y verificar que el mismo se desarrolle de acuerdo con los lineamientos gerenciales de la compañía operadora buscando propiciar el mejoramiento continuo (Véase la Figura 1).

NORMA TÉCNICA COLOMBIANA NTC 5901 RESUMEN

2

Figura 1. Diagrama conceptual del sistema de gestión de integridad

En el ciclo de vida de un sistema de tubería, el SGI ayuda a establecer los procesos, parámetros e interrelaciones para el manejo de los riesgos a la integridad del mismo. Esta gestión debe hacerse desde la fase de diseño conceptual y mantenerse durante el ciclo de vida (ingeniería, construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento) del sistema hasta su abandono técnico, reduciendo la probabilidad de falla causada por los peligros o amenazas que estén latentes y que puedan afectar la confiabilidad del sistema, al igual que minimizando las consecuencias sociales, ambientales y económicas que puedan resultar de incidentes tales como derrame, explosión o fuego. El SGI debe estar soportado y enlazado con códigos, normas técnicas y regulaciones nacionales e internacionales (p.e. ASME, CSA, API, NACE, CFR 195, BSI, ICONTEC), y con buenas prácticas de ingeniería, de forma tal que le permitan a la compañía operadora proyectar su permanencia y competitividad centro de los procesos actuales de globalización. El SGI permite a toda compañía operadora definir políticas, objetivos y metas para direccionar de forma efectiva y asertiva los recursos para la identificación, valoración, mitigación, prevención, monitoreo y control de los riesgos, lo cual redundará en la reducción de la posibilidad de fugas (pérdidas de contención) en sus sistemas de tuberías y sus consecuencias. El SGI facilita a los propietarios establecer los criterios base de aceptabilidad de los riesgos operacionales en su actividad de transporte de líquidos peligrosos por su sistema de tubería, al igual que los procesos de verificación y chequeo para identificar no conformidades o incumplimientos. El SGI también permite la realización de evaluaciones periódicas de desempeño para soportar la toma de decisiones relacionadas con la efectividad de la gestión, al igual que facilita la identificación de las necesidades de reposición de componentes de la infraestructura de transporte asegurando la continuidad en el servicio de transporte.


3

1. OBJETO Y CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma establece los requisitos mínimos que deben aplicar las compañías operadoras (como se definen en el numeral 3) para la planificación, desarrollo, implementación y evaluación del Sistema de Gestión de Integridad (SGI) de los sistemas de tubería que transportan líquidos peligrosos, utilizando principios, procesos y metodologías reconocidas por la industria. Los principios, procesos y metodologías de esta norma son aplicables a los sistemas de tubería para el transporte de líquidos peligrosos continentales y costa afuera de acuerdo con lo indicado en la Figura 2.

TERMINAL Y/O

BATERIA DE

TANQUES Y/O

ESTACIÓNDE

BOMBEO Y/O

ESTACIÓN DE

MEDICIÓN

REFINERIA

PLANTA

QUIMICA

CPF,

SEPARACIÓN,

PROCESO

REFINERIA

PLANTA

QUIMICA

CPF,

SEPARACIÓN,

PROCESO

TLU (Unidad de

transferencia

para carga)

OFFSHORE

(costa afuera)

ONSHORE

(CONTINENTAL)

S/P

S/P Separación o Proceso Pozo Estación

Línea dentro del alcance de sta norma Línea fuera del alcance de sta norma

Figura 2. Esquema ilustrativo del alcance de esta norma


4

2. REFERENCIAS NORMATIVAS Los siguientes documentos normativos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento normativo. Para referencias fechadas, se aplica únicamente la edición citada. Para referencias no fechadas, se aplica la última edición del documento normativo referenciado (incluida cualquier corrección). API Std 5T1, Standard on Imperfection Terminology. RP1110, Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon Dioxide. Publ 1156, Effects of Smooth and Rock Dents on Liquid Petroleum Pipelines. Std 1163, In-line Inspection Systems Qualification Standard. Std 579, Fitness for Service. Std 653, Tank Inspection, Repair, Alteration, And Reconstruction. API 570, Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-service Piping Systems. Publ 353, Managing Systems Integrity of Terminal and Tank Facilities API 510, Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration RP 651, Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks API 652, Linings of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms RP 580, Risk-Based Inspection RP 581, Risk-Based Inspection Technology ASME B31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid. B31G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines: A Supplement to ASME B31 Code for Pressure Piping. DOT 49 CFR Part 195, Transportation of Hazardous Liquids by Pipeline. NACE SP 0169, Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. SP 0102, In-line Inspection of Pipelines


5

SP 0208, Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines SP 0502, Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology SP 0204, Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment Methodology AUSTRALIAN STANDARDS AS/NZS 2885.5, Pipelines Gas and Liquid Petroleum Part 5: Field pressure testing 3. TÉRMINOS, DEFINICIONES Y ABREVIATURAS Para los propósitos de esta norma se deben aplicar los siguientes términos, definiciones y siglas: 3.1 Áreas de consecuencia (AC). Aquellos lugares donde un escape del líquido contenido en el sistema de transporte podría tener un efecto adverso sobre el medio ambiente y/o la población. 3.2 Acción de mitigación. Acciones implementadas con base en una valoración del riesgo con el objetivo de reducirlo. Estas acciones pueden consistir entre otras en: pruebas y evaluaciones adicionales, cambios en el entorno físico, cambios operacionales, monitoreo continuo, cambios administrativos y procedimentales o reparaciones. 3.3 Amenaza. Un estado anormal en el entorno en el que se encuentra la estructura que se genera a partir de un peligro o de una combinación de éstos y que tiene la capacidad de causar daños en la estructura. 3.4 Análisis de riesgo. Sub-proceso para identificar los peligros (fatiga, daños del revestimiento) que puedan convertirse en amenazas (agrietamiento, corrosión), calcular la frecuencia de falla del sistema debida a tales peligros y la severidad de las consecuencias potenciales a la población, al medio ambiente y/o al negocio (p.e. Crudo entrando a un paso de agua usado para consumo humano y riego). La formulación matemática y/o lógica resultado del análisis del riesgo se denomina estimación del riesgo. 3.5 Anomalía. Desviación no examinada del material base de la tubería, revestimiento o la soldadura (Véase la Figura 1, API 1163) 3.6 Auditoría de gestión. Actividad orientada a verificar la existencia de procesos y procedimientos completos y funcionales al igual que la efectividad lograda por el sistema de gestión y/o el programa de manejo técnico de integridad. 3.7 Calificación. Proceso de evaluación de las competencias de una persona para realizar determinada labor en forma segura y eficiente. 3.8 CIS. (Close Interval Survey) Medición contínua de potenciales en intervalos cortos. Una medición de potenciales realizada a lo largo de una tubería metálica enterrada o sumergida, con el fin de obtener mediciones de potencial DC tubo-suelo válidas a intervalos regulares lo suficientemente pequeños para permitir una evaluación detallada.

http://web.nace.org/Departments/Store/Product.aspx?id=7597be73-f77d-4b4a-a7d3-bbcec96e5023


6

ANEXO F (Informativo)

BIBLIOGRAFIA [1] AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Managing System Integrity for Hazardous Liquid

Pipeline. API Publishing Services, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005. 1st Edition 2001, Reaffirmed: November 19, 2008. 86 p. ils (API 1160)

[2] CANADIAN STANDARDS ASSOCIATION. Oil and Gas Pipeline Systems. 5060

Spectrum Way, Suite 100 Mississauga, Ontario. 554 p, ils. Public Review Draft 2010 (CSA Z662)

[3[ BUNCH, CAMERON and MORA. Guidelines to Conducting Threat Susceptibility and

Identification Assessments of Pipelines Prior to Reactivation. 11 p. ils. 8th International Pipeline Conference (IPC2010-31585)

[4] NACE INTERNATIONAL. Pipeline Corrosión Integrity Management Course Manual. July

2010. Chapter 6 Risk Assessment. 515 p. ils.

…


7

IMPORTANTE Este resumen no contiene toda la información necesaria para la aplicación del documento normativo original al que se refiere la portada. ICONTEC lo creo para orientar a su cliente sobre el alcance de cada uno de sus documentos y facilitar su consulta. Este resumen es de libre distribución y su uso es de total responsabilidad del usuario final. El documento completo al que se refiere este resumen puede consultarse en los centros de información de ICONTEC en Bogotá, Medellín, Barranquilla, Cali o Bucaramanga, también puede adquirirse a través de nuestra página web o en nuestra red de oficinas (véase www.icontec.org). El logo de ICONTEC y el documento normativo al que hace referencia este resumen están cubiertos por las leyes de derechos reservados de autor. Información de servicios aplicables al documento aquí referenciado la encuentra en: www.icontec.org o por medio del contacto [email protected].

ICONTEC INTERNACIONAL

http://www.icontec.org/

http://www.icontec.org/

mailto:[email protected]

Documents

NTC 5901