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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


Tabla 3.29. Puntuación del índice de corrosión interna obtenido para


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


Tabla 3.32. Puntuación por índice de corrosión externa obtenido para


Tabla 3.33. Puntuación por índice de corrosión obtenido para cada


Tabla 3.34. Puntuación del Índice de Diseño obtenido para cada


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


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


POMPEYA - SHUSHUFINDI 311


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


y construcción para el segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI 122


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


NPF – POMPEYA 140


POMPEYA – SHUSHUFINDI 141


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


estudio DCVG segmento NPF – POMPEYA 160


estudio DCVG segmento POMPEYA– SHUSHUFINDI 161


estudio DCVG segmento SHUSHUFINDI– L.AGRIO 161


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


de alta consecuencia, segmento NPF - POMPEYA 172


de alta consecuencia, segmento POMPEYA - SHUSHUFINDI 173


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


segmento NPF - POMPEYA 225


segmento POMPEYA – SHUSHUFINDI 226


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 Dimension

a3


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



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


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


Defectos de fabricación Detección limitada Detección limitada

Detecta Detecta Detección limitada


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).

57

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


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


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


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


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)


CRUCE DE VIAS (16)


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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l cam

ino

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A

Cru

ce c

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l cam

ino

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MO

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HA

A J

IVIN

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A J

IVIN

O F

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CC

ION

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AG

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Inge

sro

a LI

MO

NC

OC

HA

A W

ELL

PA

D L

IM-0

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)


CRUCES DE VÍAS (12)


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

ET

ES

A G

UA

RD

AR

RA

YA

AV

UN

IDA

D N

AC

ION

AL

A W

ELL

PA

D S

SF

D-4

3

A W

ELL

PA

D S

SF

D-4

9

A W

ELL

PA

D S

SF

D-5

4

A W

ELL

PA

D S

SF

D-5

2

A W

ELL

PA

D S

SF

D-7

6A

WE

LL P

AD

SS

FD

-59

A W

ELL

PA

D S

SF

D-5

6

A W

ELL

PA

D A

G-0

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)


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

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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)


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


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)


Resistividad

Altamente Corrosivo (<3 000)



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


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)


Resistividad


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


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)


Resistividad


Corrosivo (3 000-6 000)


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


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


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)


Resistividad




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


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




o mantener buenas relaciones con la comunidad e informar a la gente


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


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




o mantener buenas relaciones con la comunidad e informar a la gente


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


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


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)


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


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


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



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

0

20

40

60

80

1000

1

2

3

4

5

6

7

8

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

Perdida de Espesor (%)Espesor Remanente (mm)

Distancia SPF- NPF (m)

Espesor Nominal 7,92mm

DEFECTOS EXTERNOS (315)DEFECTOS INTERNOS (46)

DEFECTOS REPARADOS (1)

0

20

40

60

80

1000

1

2

3

4

5

6

7

8

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



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)

0

20

40

60

80

100012345678

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



Espesor Nominal 7,92mmDEFECTOS EXTERNOS (63)DEFECTOS INTERNOS (27)

0

20

40

60

80

100012345678

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



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 - 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)


POTENCIAL OFF (V)

CRITERIO OFF NACE (V)

FUERA DE CRITERIO

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00

POTENCIAL OFF (V)


POTENCIAL OFF (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

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2

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2

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2

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2

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POTENCIAL OFF (V)


POTENCIAL OFF (V)


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1

-00

1

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1

-00

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

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00

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00

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00

16 0

00

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00

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00

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00

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00

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00

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00

34 0

00

36 0

00

38 0

00

40 0

00

42 0

00

POTENCIAL OFF (V)


POTENCIAL OFF (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

-00

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

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

0

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0

2 00

0

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0

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0

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0

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0

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00

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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)


POTENCIAL OFF (V)


FUERA DE CRITERIO

-00

1

-00

1

-00

1

-00

1-

001

-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

-00

1

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

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2 00

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0

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00

11 0

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00

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16 0

00

17 0

00

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22 0

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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)


POTENCIAL OFF (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

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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

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1

-00

1

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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

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)


POTENCIAL OFF (V)


FUERA DE CRITERIO

-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

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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

-00

1

-00

1

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1

- 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

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)


POTENCIAL OFF (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

01

000

1 20

01

400

1 60

01

800

2 00

02

200

2 40

02

600

2 80

03

000

3 20

03

400

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

600

8 80

09

000

9 20

09

400

9 60

09

800

10 0

00

POTENCIAL OFF (V)


POTENCIAL OFF (V)


-00

1 -00

1

-00

1

-00

1

-00

1

-00

1-

001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

- 001

020

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080

01

000

1 20

01

400

1 60

01

800

2 00

02

200

2 40

02

600

2 80

03

000

3 20

03

400

3 60

03

800

4 00

04

200

4 40

04

600

4 80

05

000

5 20

05

400

5 60

05

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6 00

06

200

6 40

06

600

6 80

07

000

7 20

07

400

7 60

07

800

8 00

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8 80

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000

9 20

09

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9 60

09

800

10 0

00

POTENCIAL OFF (V)


POTENCIAL OFF (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

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18 0

00

19 0

00

20 0

00

21 0

00

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00

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00

24 0

00

25 0

00

26 0

00

27 0

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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)



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

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000

14 0

0015

000

16 0

0017

000

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000

20 0

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000

22 0

0023

000

24 0

0025

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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)


Potencial OFF


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


CATÓDICO/CATÓDICO (108)

CATÓDICO/ANÓDICO(29)

ANÓDICO/ANÓDICO (2)

Postes

CATEGORIA 1 1-15% IR (128)




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


CATÓDICO/CATÓDICO (53)CATÓDICO/ANÓDICO(15)


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


CATÓDICO/CATÓDICO (16)CATÓDICO/ANÓDICO (2)


Postes


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)


Postes


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


CATÓDICO/CATÓDICO (2)CATÓDICO/ANÓDICO (1)ANÓDICO/ANÓDICO (0)Postes


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


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


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


28-Jan-10 3 P/C 4 4 4 4 4 4



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


5 15 7 11 26


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 - 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


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

ayac

u

Rio

Mar

co

Rio

Shi

pati

Rio

Pal

omet

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


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



Criticidad Media Alta (12)


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


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



Criticidad Media Alta (11)


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


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



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


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


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 - RIO NAPO 40,80

RIO NAPO - SHUSHUFINDI 38,30


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



AMO A - RIO KM 80 2,45












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



AMO A - RIO KM 80 1400





POMPEYA – SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 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















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






NPF - POMPEYA

NPF - RIO TIPUTINI 17,00









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



AMO A - RIO KM 80 34,48





POMPEYA – SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 42,65






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



AMO A - RIO KM 80 50,93





POMPEYA - SHUSHUFINDI POMPEYA - RIO NAPO 64,35






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



AMO A - RIO KM 80 41,22












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


INDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS

PUNTOS/100

SPF - NPF



AMO A - RIO KM 80 69,50












POZO 27 – OCP 69,50

197

Tabla 3.36. Valores de INDEX SUM obtenidos para cada subsegmento del oleoducto


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


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 - RIO NAPO 40,80 64,35 36,87 69,50 212

RIO NAPO - SHUSHUFINDI

38,30 53,35 46,20 69,50 207



38,30 53,55 33,38 69,50 195

RIO AGUARICO - POZO 27 38,30 59,55 46,20 69,50 214


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


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


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 - RIO NAPO

0,002 1,91 16 5265,00 0 165 265,00 171,01(1 075,66) 1,0


0,0014 1,38 11 9660,27 0 119 660,27 123,82 (778,83) 0,8



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


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


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


70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60


POMPEYA - RIO NAPO

70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60


70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60



70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60


70,66 67 832,52 20,00 54 266,02 56,50 (355,56) 0,60


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


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


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


193,88 187 387,90 19 275,15 78,33 1,00


POMPEYA - RIO NAPO

167,48 161 877,32 16 651,07 72,80 1,00


121,24 117 183,19 12 053,73 61,94 0,80



173,08 167 290,78 17 207,91 74,01 1,00


121,24 117 183,19 12 053,73 61,94 0,80


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


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 - RIO NAPO

55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60


55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60



55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60


55,34 53 488,30 5 501,93 41,85 0,60


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


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 - RIO NAPO 3,79 1,10 11,04 1,87 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 2,82 0,95 8,28 1,62



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


DISPERSIÓN ROTURA

AREA DE

DAÑO (m2)

RADIO DE

DAÑO (m)

AREA DE FATALIDAD

(m2)

RADIO DE FATALIDAD

(m)

SPF - NPF



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





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 - 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


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


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


195 7,7 2,77 25,29 70,25


214 4,93 2,77 43,33 77,04


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 - RIO NAPO 212 93,27 5 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 207 93,44 5



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


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


9 637 458,61 6 090 873,84 15 728 332,45 5


POMPEYA - RIO NAPO

8 325 435,80 5 261 675,43 13 587 111,23 5


6 026 793,02 3 808 933,19 9 835 726,20 4



8 603 852,75 5 437 634,94 14 041 487,69 5


6 026 793,02 3 808 933,19 9 835 726,20 4


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


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


2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4


POMPEYA - RIO NAPO

2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4


2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4



2 750 964,80 1738 609,75 4 489 574,55 4


2 750 964,80 1 738 609,75 4 489 574,55 4


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 SEVERIDAD

INDICE DE

RIESGO


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


5 4 20 5 4 20

RIO TIVACUNO - NPF 5 4 20 5 4 20

NPF - RIO TIPUTINI 5 5 25 5 4 20


5 5 25 5 4 20

POMPEYA - RIO NAPO 5 5 25 5 4 20


5 4 20 5 4 20


5 5 25 5 4 20


5 4 20 5 4 20


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


3 3 4 12 URGENTE

RIO TIVACUNO - NPF

3 3 4 12 URGENTE

NPF - POMPEYA

NPF - RIO TIPUTINI

3 3 5 15 URGENTE


3 3 5 15 URGENTE


POMPEYA - RIO NAPO

3 3 5 15 URGENTE


3 3 4 12 URGENTE



3 3 4 12 URGENTE


3 3 5 15 URGENTE


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


285,8 22 1,74 138,06 1 445,56 9,97 1 200 8,27 0,83


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 - RIO NAPO 4,94 19 2,86 11 RIO NAPO - SHUSHUFINDI 8,06 31 7,54 29


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


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


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


0 0 4 7 19 32 62

TOTAL 0 0 4 8 19 32 63 SHSUHSHUFINDI

-LAGO AGRIO (SOTE)


0 0 0 2 7 10 19

RIO AGUARICO -POZO 27

0 0 0 0 8 13 21


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


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 - 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


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)


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)


DEFECTOS EXTERNOS

DEFECTOS INTERNOS


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



DEFECTOS EXTERNOS

DEFECTOS INTERNOS


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


Distancia SHUSHUFINDI - LAGO AGRIO (SOTE) (m)

DEFECTOS EXTERNOS

DEFECTOS INTERNOS


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


2006 - - -

2010 79 - 10


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


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)


Espeso Remanente 2006 / defectos externos

Espeso Remanente 2006 / defectos internos


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)


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


PROYECCIÓN DEFECTOS EXTERNOS

PROYECCIÓN DEFECTOS INTERNOS


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


PROYECCIÓN DEFECTOS EXTERNOS

PROYECCION DEFECTOS INTERNOS


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


406,4 (16) 35 000 4 540,10 28 572,05 40 000 17,14


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



AMO A - RIO KM 80 50,5 74,5



NPF - POMPEYA

NPF - RIO TIPUTINI 50,5 74,5



POMPEYA - RIO NAPO 40,8 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


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


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



AMO A - RIO KM 80 50,93 80,55



NPF - POMPEYA

NPF - RIO TIPUTINI 57,88 82,00









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 - RIO NAPO 26,26 18,78 922,21 18,81

RIO NAPO - SHUSHUFINDI 8 045,54 18,36 20 469,76 17,51



22 514,70 18,76 22 083,70 18,29

RIO AGUARICO - POZO 27 32 201,90 18,76 47 224,40 18,77


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



AMO A - RIO KM 80 41,22 78,00










33,38 65,18



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



AMO A - RIO KM 80 69,5 72,5










69,5 72,5



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 (%)


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 - RIO NAPO 298 69,47 5

RIO NAPO - SHUSHUFINDI 308 65,32 5


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



SIN MITIGACIÓN

(%)


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 - RIO NAPO 93,27 69,47 23,81

RIO NAPO - SHUSHUFINDI 94,04 65,32 28,72



95,24 70,95 24,30

RIO AGUARICO - POZO 27 92,68 65,23 27,44


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


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


45 761,94 28 921,54 74 683,48 3


67 244,56 42 498,56 109 743,11 3

RIO AGUARICO - POZO 27 45 761,94 28 921,54 74 683,48 3


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


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


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


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


15 604 527,64 99,21 280 603,53 6,25


POMPEYA - RIO NAPO 13 481 155,84 99,22 280 603,53 6,25


9 761 042,72 99,24 280 603,53 6,25



13 931 744,57 99,22 280 603,53 6,25


9 761 042,72 99,24 280 603,53 6,25


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


AMO A - RIO KM 80




RIO TIVACUNO - NPF


NPF - RIO TIPUTINI




POMPEYA - RIO NAPO










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


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


3 3 4 12 URGENTE

RIO TIVACUNO - NPF

3 3 4 12 URGENTE

NPF - POMPEYA

NPF - RIO TIPUTINI 3 3 5 15 URGENTE


3 3 5 15 URGENTE


POMPEYA - RIO NAPO

3 3 5 15 URGENTE


3 3 4 12 URGENTE



3 3 4 12 URGENTE


3 3 5 15 URGENTE


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

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40. Zendejas, C., 2008, “Evaluación del comportamiento no lineal de pérdidas de

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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)


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


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


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.


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.


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.


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


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


286 Tabla A4.1. Matriz de cálculo de las aéreas de alta consecuencia por kilómetro (continuación…)

Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA

(m)




Nativa HCA


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 27 178 000,00 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 27 173 000,00 5 0 3 NO SI NO 180 5 - 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


Línea SUBSEGMENTO DISTANCIA

(m)




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 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 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 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 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 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 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


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


POMPEYA 106 000,00 1 4 3 SI SI SI 353 5 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa - población de Pompeya


POMPEYA 105 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5

- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -


POMPEYA 104 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5



POMPEYA 103 000,00 4 1 3 SI NO SI 270 5

- Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa - rio Indillana


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


POMPEYA 101 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5



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 -


98 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -


POMPEYA 97 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -

Población nativa -


POMPEYA 96 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5



POMPEYA 95 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5



POMPEYA 94 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5



POMPEYA 93 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5



POMPEYA 92 000,00 2 1 3 SI NO SI 230 5



POMPEYA 91 000,00 0 1 3 SI NO SI 190 5 - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida -

Población nativa -


POMPEYA 90 000,00 1 1 3 SI NO SI 210 5

Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Población nativa -


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 -


POMPEYA 88 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -






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 -


84 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -


83 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -


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 -




Sensible A.



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 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 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 63 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -


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 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




Sensible A.


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



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 -








41 000,00 1 0 3 SI NO NO 100 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida -



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 -


37 000,00 0 0 3 SI SI NO 90 4 - Reserva ecología - Área protegida - Variante -




35 000,00 1 1 3 SI SI SI 248 5 Río Terciario - Viviendas dispersas - Reserva ecología - Área protegida - Variante - Población nativa -




33 000,00 0 0 3 SI NO NO 80 3 - Reserva ecología - Área protegida -






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 18 000,00 1 0 3 SI SI NO 120 4 Río Terciario - Reserva ecología - Área protegida - Variante -




Sensible A.


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…)


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


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


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 - 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 - 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…)


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 - 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 - 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…)


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 - 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



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


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 - 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…)


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 - 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…)


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



NPF - POMPEYA NPF - RIO TIPUTINI 3,00 5,00 8,00 14,00

RIO TIPUTINI POMPEYA 3,00 5,00 8,00 14,00




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



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 - 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 - 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



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



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 - 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



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 - 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)


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 - 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



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


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


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 - 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 - 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


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


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


4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00



4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00


4,00 10,00 9,00 2,00 0,00 25,00


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 - 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 - 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



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 - 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)


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



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


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 - 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



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


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…)


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


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

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311 Tabla A7.3. Defectos con vida remanente 0 - 5 años proyección 2010 POMPEYA - SHUSHUFINDI


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



5,80 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 0,03 0,02 0,70 0,53


10,10 29,00 2,30 5,63 7,54 8,67 4,75 3,18 0,03 0,02 0,70 1,56


21,60 25,00 1,98 5,94 6,50 7,48 5,18 2,74 0,04 0,02 0,71 4,12


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


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


30,90 24,00 1,90 6,02 6,24 7,18 5,29 2,63 0,04 0,02 0,73 4,76


14,20 31,00 2,46 5,47 8,06 9,27 4,53 3,40 0,03 0,02 0,71 0,42

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