UNIVERSIDAD FRANCISCO DE PAULA SANTANDER...
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1 UNIVERSIDAD FRANCISCO DE PAULA SANTANDER OCAÑA Documento FORMATO HOJA DE RESUMEN PARA TRABAJO DE GRADO Código F-AC-DBL-007 Fecha 10-04-2012 Revisión A Dependencia DIVISIÓN DE BIBLIOTECA Aprobado SUBDIRECTOR ACADEMICO Pág. 1(75) RESUMEN - TESIS DE GRADO AUTORES ALVARO EDUARDO AVENDAÑO QUINTERO FACULTAD INGENIERÍAS PLAN DE ESTUDIOS INGENIERÍA MECÁNICA DIRECTOR Mgs. EDWIN EDGARDO ESPINEL BLANCO TÍTULO DE LA TESIS ELABORACIÓN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN BASADO EN RIESGOS (RBI) PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.- PUERTO BOYACÁ RESUMEN (70 palabras aproximadamente) ESTE TRABAJO COMPRENDE EN LA ELABORACIÓN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO RBI PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD., APLICANDO LA NORMA API RP 581 Y QUE CONSTA EN LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN TÉCNICA DE TANQUES Y UTILIZANDO ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS PARA PODER DETERMINAR EL RIESGO ACTUAL DE LOS TANQUES, REALIZAR UN RANKING DE EQUIPOS CRÍTICOS Y DETERMINAR SU TIEMPO DE INSPECCIÓN, REVISIÓN Y MANTENIMIENTO. CARACTERÍSTICAS PÁGINAS: 75 PLANOS: ILUSTRACIONES: 13 CD-ROM: 1
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1
UNIVERSIDAD FRANCISCO DE PAULA SANTANDER OCAÑA
Documento
FORMATO HOJA DE RESUMEN
PARA TRABAJO DE GRADO
Código
F-AC-DBL-007
Fecha
10-04-2012
Revisión
A
Dependencia
DIVISIÓN DE BIBLIOTECA
Aprobado
SUBDIRECTOR
ACADEMICO
Pág.
1(75)
RESUMEN - TESIS DE GRADO
AUTORES ALVARO EDUARDO AVENDAÑO QUINTERO
FACULTAD INGENIERÍAS
PLAN DE ESTUDIOS INGENIERÍA MECÁNICA
DIRECTOR Mgs. EDWIN EDGARDO ESPINEL BLANCO
TÍTULO DE LA TESIS ELABORACIÓN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN BASADO
EN RIESGOS (RBI) PARA TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL
PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR ENERGY
COLOMBIA LTD.- PUERTO BOYACÁ
RESUMEN
(70 palabras aproximadamente)
ESTE TRABAJO COMPRENDE EN LA ELABORACIÓN DE UN PLAN DE
INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO RBI PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO
DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR
ENERGY COLOMBIA LTD., APLICANDO LA NORMA API RP 581 Y QUE CONSTA
EN LA RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN TÉCNICA DE TANQUES Y UTILIZANDO
ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS PARA PODER DETERMINAR EL RIESGO ACTUAL
DE LOS TANQUES, REALIZAR UN RANKING DE EQUIPOS CRÍTICOS Y
DETERMINAR SU TIEMPO DE INSPECCIÓN, REVISIÓN Y MANTENIMIENTO.
CARACTERÍSTICAS
PÁGINAS: 75 PLANOS: ILUSTRACIONES: 13 CD-ROM: 1
2
ELABORACIÓN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN BASADO EN RIESGOS (RBI)
PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL
PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.-
PUERTO BOYACÁ
ALVARO EDUARDO AVENDAÑO QUINTERO
UNIVERSIDAD FRANCISCO DE PAULA SANTANDER OCAÑA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
INGENIERÍA MECÁNICA
OCAÑA
2015
3
ELABORACIÓN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN BASADO EN RIESGOS (RBI)
PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL
PETRÓLEO EN LA EMPRESA MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.-
PUERTO BOYACÁ
ALVARO EDUARDO AVENDAÑO QUINTERO
Trabajo de grado bajo la modalidad de pasantías presentado para obtener el título de
Ingeniero Mecánico
Director
Mgs. EDWIN EDGARDO ESPINEL BLANCO
Ingeniero Mecánico
UNIVERSIDAD FRANCISCO DE PAULA SANTANDER OCAÑA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
INGENIERÍA MECÁNICA
OCAÑA
2015
4
5
6
CONTENIDO
Pág.
INTRODUCCION 13
1. PLAN DE INSPECCIÓN BASADO EN RIESGOS (RBI) PARA TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO
MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.- PUERTO BOYACÁ. 14
1.1. MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD. 14
1.1.1. Misión 15
1.1.2. Visión 15
1.1.3. Valores 15
1.1.4. Políticas internas 15
1.1.5. Estructura Organizacional 16
1.1.6. Descripción de la dependencia 16
1.2. DIAGNÓSTICO INICIAL DE LA DEPENDENCIA ASIGNADA 18
1.2.1. Planteamiento del problema 20
1.3. OBJETIVOS 21
1.3.1. General 21
1.3.2. Específicos 21
1.4. ACTIVIDADES A DESARROLLAR 21
2. ENFOQUES REFERENCIALES 23
2.1. ENFOQUE CONCEPTUAL 23
2.1.1. Inspección Basada en Riesgo 23
2.1.2. Integridad Mecánica (IM) 23
2.1.3. Ensayos no Destructivos (END) 23
2.1.4. Inspección Visual (VT) 25
2.1.5. Ultrasonido Industrial (UT) 25
2.1.6. Tanques de Almacenamiento 25
2.1.7. Mantenimiento 26
2.1.8. Corrosión 28
2.1.9. American Petroleum Institute (API) 29
2.2. ENFOQUE LEGAL 29
2.2.1. PAS 55 30
2.2.2. ISO 50001 32
3. INFORME DE CUMPLIMIENTO DE TRABAJO 33
3.1. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS 33
3.1.1. Objetivo específico 1 33
3.1.2. Objetivo específico 2 35
3.1.3. Objetivo específico 3 45
4. DIAGNOSTICO FINAL 54
7
5. CONCLUSIONES 55
6. RECOMENDACIONES 56
BIBLIOGRAFÍA 57
REFERENCIAS DOCUMENTALES ELECTRONICAS 58
ANEXOS 59
8
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Logo Mansarovar. 14
Figura 2. Organigrama Mansarovar Energy Colombia Ltd. 16
Figura 3. Organigrama Equipo Gestión de Activos. 17
Figura 4. Descripción general del sistema de Gestión de Activos. 30
Figura 5. Estructura PAS 55:2008. 31
Figura 6. Ubicación geográfica Asociación Nare. 33
Figura 7. Distribución de puntos para medición por ultrasonido lámina anillo 1. 43
Figura 8.Distribución de puntos para medición por ultrasonido láminas anillo 2 44
en adelante.
Figura 9. Distribución de puntos para medición por ultrasonido en el techo. 45
Figura 10. Matriz de Riesgos. 50
Figura 11. Valor de riesgo en tanque. 50
Figura 12. Riesgo evaluado en Matriz de riesgo. 51
Figura 13. Grafica de Condición y Criticidad por Inspección Visual 51
9
LISTA DE CUADROS
Pág.
Cuadro 1. Diagnóstico de la dependencia. 18
Cuadro 2. Actividades a desarrollar durante la pasantía en Mansarovar Energy. 21
Cuadro 3. Evolución del mantenimiento a través de la historia. 27
Cuadro 4. Numero de barridos verticales. 42
Cuadro 5. Clasificación de Riesgos Mansarovar Energy Colombia Ltd. 48
Cuadro 6. Valores numéricos asociados con probabilidad y consecuencia financiera 49
categórica en RBI API.
Cuadro 7. Frecuencia de inspecciones 52
10
LISTA DE FOTOGRAFIAS
Pág.
Foto 1. Corrosión en Junta Techo/Cuerpo. 29
Foto 2. Ubicación tanques de Fiscalizacion. 35
Foto 3. Inspección visual tanques. 39
Foto 4. Verificación de tamaño de refuerzo en soldaduras del cuerpo 40
Foto 5. Equipo UT Dakota Ultrasonic PVX. 41
Foto 6. Equipo UT Essiflo EASZ-TG11. 41
Foto 7. Medición de espesores por ultrasonido en tanque Campo Jazmín. 43
Foto 8. Medición de Picaduras con galga de Pitting 44
11
LISTA DE ANEXOS
Pág.
Anexo 1. Inventario de Tanques Mansarovar Energy Colombia Ltd. 60
Anexo 2. Inventario tanques de fiscalización Mansarovar Energy Colombia Ltd. 62
Anexo 3. Ficha técnica tanques. 63
Anexo 4. Ficha técnica tanques diligenciada. 64
Anexo 5. Formato lista de chequeo de inspección visual. 65
Anexo 6. Toma de datos por medición ultrasonido. 68
Anexo 7. Calculo de consecuencia. 69
Anexo 8. Calculo de probabilidad de falla. 71
Anexo 9. Tabla frecuencia de inspecciones. 72
Anexo 10. Calculo de espesor mínimo de funcionamiento. 73
Anexo 11. Calculo de espesor mínimo de funcionamiento 74
Anexo 12. Cronograma de Revisiones, Inspección y Mantenimiento 75
12
RESUMEN
El presente informe tiene como objetivo principal mostrar las actividades hechas por el
estudiante en práctica en la elaboración de un plan de inspección basado en riesgos (RBI)
para tanques de almacenamiento de productos derivados del petróleo realizado en la
empresa Mansarovar Energy Colombia Ltd., durante el primer semestre del 2015. Este
informe muestra cómo se realizó el levantamiento de información, estudio de las normas
API (American Petroleum Institute), la aplicación de los ensayos no destructivos, análisis
de información recolectada, evaluación de riesgos, dictaminar un ranking de equipos
críticos y realizar el plan de inspección teniendo en cuenta los análisis hechos a través de la
norma API RP 581.
En el contenido del trabajo se puede ver las actividades que cumplen con cada uno de los
objetivos planteados, y se puede evidenciar el aporte que el practicante hizo durante su
tiempo de trabajo el cual consistía en levantar y organizar información sobre tanques de
almacenamiento de crudo, realizar formatos de inspección y programar las paradas para su
mantenimiento.
13
INTRODUCCIÓN
En la industria petrolera la corrosión y degradación de componentes en sus equipos generan
un sin número de pérdidas y desastres que afectan su nivel de productividad, costos
ambientales, perdidas de producto, mantenimiento o cambio y reparación de equipos y que
además puede comprometer la seguridad del personal a sus alrededores, debido a esto
varias organizaciones han dedicado años de estudio e investigaciones para crear
metodologías que permitan controlar, prevenir, predecir y optimizar, las inspecciones y
revisiones a sus equipos con el fin de mitigar o disminuir el riesgo a un accidente.
Mansarovar Energy Colombia Ltd, en su política de gestión de activos vela por el estado de
integridad mecánica de sus equipos estáticos, por eso es necesario un estudio que permita
identificar el estado actual de sus equipos para hacer un Ranking de equipos críticos, poder
realizar acciones para evitar el colapso de estos equipos y así mantener su productividad en
niveles óptimos. Este estudio va dirigido a tanques de almacenamiento de productos
derivados del petróleo, en este caso crudo fiscalizado.
Mediante la metodología establecida por las normas API 580 y API RP 581 Inspección
Basada en Riesgo (RBI), permite que a través de búsqueda de información sobre
características del equipo, reportes de inspección, mantenimiento, datos operacionales,
inspecciones visuales y medición por ultrasonido industrial poder determinar la criticidad
de estos equipos mediante un matriz establecida por la norma API RP 581.
La criticidad resultante del estudio y una retroalimentación con las inspecciones visuales y
datos entregados por los operadores es llegar a definir planes de inspección, revisión y
mantenimiento y establecer un rango de tiempo ya sea inmediato o a largo plazo para poder
corregir elementos en condiciones no muy optimas y que hacen parte de la operatividad de
los equipos.
Durante el desarrollo del trabajo se tuvo en cuenta la normatividad HSE establecida por
Mansarovar Energy Colombia Ltd., y se presenta el paso a paso de las actividades
realizadas en el periodo de tiempo del estudio y así poder presentar un diagnostico final,
conclusiones y recomendaciones de la práctica realizada en la empresa.
14
1. PLAN DE INSPECCIÓN BASADO EN RIESGOS (RBI) PARA TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS DERIVADOS DEL PETRÓLEO
MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.- PUERTO BOYACÁ.
1.1. MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD.
Mansarovar Energy Colombia Ltd., es una compañía petrolera que explora, explota y
transporta hidrocarburos con estándares internacionales y un compromiso socio-ambiental
con las regiones donde se presente. La compañía pertenece a la unión de las firmas
petroleras Sinopec y ONGC Videsh (OVL), basadas en China e India, respectivamente.
La compañía tiene como objetivos mantener relaciones armónicas con el medio ambiente,
sus colaboradores, la comunidad y el gobierno nacional manteniendo en producción los
yacimientos de hidrocarburos descubiertos, optimizando el recobro de los campos de
producción, y siendo reconocidos como un aliado estratégico que garantiza una operación
eficiente, rentable y con control total en todos los procesos.
Historia Mansarovar Energy:
(2005) OIL & NATURAL GAS CORPORATION (India) y SINOPEC CORP. (China)
compraron las acciones de OMIMEX DE COLOMBIA, LTD.
Así nace: MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA, LTD.
(2006) 20 de Septiembre: OMIMEX RESOURCES, INC Y MECL FIRMARON
ACUERDO DE COMPRA DONDE SE CONSOLIDO LA NEGOCIACIÓN.
(2006) 1 de Diciembre: SE REGISTRO LA NUEVA RAZON SOCIAL ANTE LA
CAMARA DE COMERCIO Y LA NUEVA REPRESENTACIÓN LEGAL.
MANSAROVAR SE CREO BAJO LAS LEYES DE BERMUDA.
Logo Mansarovar:
Figura 1. Logo Mansarovar
Fuente: Recursos Humanos Mansarovar Energy
15
En China, al sur del Monte Kailash se encuentra el Lago Mansarovar, el cual es venerado
en esa región; se ubica a una altitud de 14.950 pies sobre el nivel del mar, Mansarovar es el
lago de agua dulce más alto del mundo. Es un sitio hermoso, con aguas de color azul claro
en las orillas y verde esmeralda profundo en el centro.
Los peregrinos se reúnen en este lago para hacer ofrendas a sus antepasados y las escrituras
sagradas hindúes dicen que quienes se sumergen en las aguas del lago Mansarovar y
termina el peregrinaje alrededor del monte Kailash quedan absueltos de todos sus pecados
y liberados del ciclo del nacimiento y de la muerte, para unirse en última instancia con
Shiva.
Los hindúes creen que el lago fue creado por el Señor Brahma, el Dios de la creación. La
leyenda indica que los hijos del Dios Brahma, que eran hombres santos, pasaron 12 años
con grandes austeridades en la tierra de Mansarovar, pero como carecieron de espacio
suficiente para realizar sus ritos, rezaron a su padre divino para que los ayudara.
1.1.1. Misión. Asegurar retornos valiosos para todos los grupos de interés desarrollando
activos de hidrocarburos con énfasis en campos de crudo pesado y suministrando petróleo
(“barriles limpios”) a mercados especializados.
1.1.2. Visión. Ser un líder en Latinoamérica para el año 2020 en la explotación de campos
de crudo pesado a través de recobro térmico.
1.1.3. Valores
Coraje: Adaptación exitosa al cambio con actitud proactiva hacia el futuro
Innovación: Mantener una tendencia continua hacia nuevos desarrollos
Compromiso: Compromiso hacia el éxito, el logro y la satisfacción del cliente
Confianza: Establecimiento de relaciones de confianza
Trabajo en Equipo: El trabajo basado en la cooperación, diversidad y la interacción
Gobierno Corporativo: Buen manejo de nuestro negocio, de acuerdo con todos los
requisitos legales y éticos.
Cuidado: Generación de valor para los accionistas y las partes interesadas a través de
prácticas de HSE y gestión social de talla mundial.
1.1.4. Políticas Internas
Política HSE (CIM)
Cumplir con las leyes y normas.
Identificar. Peligros-Aspectos-Riesgos-Impactos.
Mejorar continuamente.
Política Seguridad Vial
Contar con conductores competentes.
Vehículos en perfectas condiciones.
16
Contar con dispositivos de control de velocidad.
Cumplir con normatividad vial Colombiana.
Política Alcohol y Drogas
Prohibida la posesión, distribución, venta y/o consumo de alcohol o cualquier droga en las
instalaciones de la empresa.
Prohibido presentarse bajo la influencia de alcohol y/o drogas.
Prohibido fumar en áreas cerradas y en sitios que por norma de seguridad se exija.
1.1.5. Estructura Organizacional
Figura 2. Organigrama Mansarovar Energy Colombia LTD.
Fuente: Recursos Humanos Mansarovar Energy.
1.1.6. Descripción de la dependencia y/o proyecto al que fui asignado. Mansarovar
Energy Colombia Ltd., establece una política de Gestión de Activos Físicos para ser
implementada en cada una de las fases del ciclo de vida del activo (Ingeniería, gestión de
compras, construcción, puesta en servicio, operación, mantenimiento, manejo del cambio y
desincorporación) cumpliendo a otras políticas de salud ocupacional, seguridad industrial,
medio ambiente, leyes, regulaciones y normatividad nacional e internacional. La
implementación de esta política permitirá contribuir con los siguientes objetivos
estratégicos a la organización en:
Obtener la mayor rentabilidad posible a través de los activos existentes.
Satisfacer las expectativas de los clientes y socios estratégicos.
17
Convertirse en la compañía más apreciada en las zonas de influencia.
Aumentar la participación en el mercado de crudos pesados.
Ser reconocido como aliado estratégico preferido por Ecopetrol en crudo pesado.
Por tanto dentro de esta Política de Gestión de Activos Físicos se desglosan varias ramas
encargadas en cumplir estos objetivos.
Figura 3. Organigrama Equipo Gestión de Activos
Fuente: Organigrama Equipo Gestión de Activos
Al proyecto que fui asignado es al del grupo del Líder de Integridad Mecánica. Mis labores
dentro de la dependencia de Gestión de Activos incluyen:
Planeación del proceso para valoración del nivel de riesgo en tanques.
Recolección de información y data de inspección.
Proceso de valoración de riesgo.
Valoración de la probabilidad de falla.
Valoración de la consecuencia de falla.
Determinación de Ranking de riesgo.
Determinación del plan de inspección basado en riesgo.
Acciones de mitigación y control.
18
1.2. DIAGNÓSTICO INICIAL DE LA DEPENDENCIA ASIGNADA
Cuadro 1.Diagnostico de la dependencia
Ambiente
Interno
Ambiente
Externo
FORTALEZAS DEBILIDADES
La alta gerencia dispone de
una política para el manejo
de los activos
El personal de trabajo tiene
la experiencia y las
capacidades útiles para
desempeñar una buena labor
a la hora del mantenimiento.
Se usan como referencia
normas internacionales para
realizar un correcto trabajo a
la hora de efectuar el trabajo
de integridad mecánica.
Para realizar una actividad o
movilizarse dentro de la
empresa, se debe tener en
cuenta todo lo aprendido en
la capacitación HSE
brindada por la empresa,
para que ante cualquier
eventualidad se conozca el
protocolo de evacuación u
otras emergencias.
Dentro de la empresa se
maneja mucho el respeto,
tolerancia y la amabilidad
con todo el personal de
trabajo y nunca se le juzga
algo a alguien, solo se le
corrige de buena manera y se
le dan consejos.
Cualquier información
necesaria para cualquier tipo
de tarea se puede prestar, por
No dispone de planes de
inspección basados en
riesgo para los activos de la
compañía
No se tienen identificados
los equipos estáticos de
mayor riesgo en la
operación.
No existe un registro en
físico acerca de
mantenimiento,
inspecciones o revisiones a
los tanques de
almacenamiento.
19
lo tanto no hay recelo con la
información dentro de la
empresa, ya que al brindar
esta información ayuda a la
realización de un buen
trabajo tanto para el usuario
y para la empresa.
La empresa cuenta con un
sistema integrado de gestión
muy completo que hace
estandarizar todos los
documentos, actas y procesos
de calidad.
OPORTUNIDADES
FO (MAXI-MAXI)
DO (MINI-MAXI)
La empresa realiza
procesos de
exploración y
explotación de crudo
en el Magdalena
medio.
Se reconoce la
necesidad de realizar
el plan de manejo de
integridad de tanques
basada en riesgo.
La empresa sigue a
cabalidad el
cumplimiento de sus
políticas internas de
HSE, Seguridad vial
y alcohol y drogas,
para tener un mejor
rendimiento y evitar
sanciones.
Actualmente se
cuenta con un
convenio SENA para
recibir estudiantes
que puedan realizar
sus prácticas
Realizar el levantamiento,
recopilación, análisis e
integración de la información
acerca de los tanques de
almacenamiento.
Hacer una evaluación inicial
de riesgos, luego de haber
hecho una revisión actual de
los equipos.
Contratar el personal indicado
y con la experiencia
suficiente para realizar el
trabajo satisfactoriamente.
Determinar el costo beneficio
con la implementación del
RBI
Definir la cantidad de
inspecciones técnicas y la
ubicación de las mismas.
Mostrar en un lapso de
tiempo determinado un
sistema de mantenimiento
organizado para poder
llevar un registro ordenado
sobre reparaciones o
inspecciones.
Tener un inventario
completo de los tanques de
almacenamiento para hacer
más fácil el reconocimiento
de los mismos a la hora de
hacer un trabajo
determinado.
Cuadro 1. (Continuación)
20
Fuente. Pasante del proyecto
1.2.1. Planteamiento del problema. Actualmente Mansarovar Energy Colombia Ltd., se
encuentra en plena fase de desarrollo de una Política en Gestión de Activos Físicos que
busca como principales metas satisfacer sus necesidades y las de sus clientes para obtener
mayor rentabilidad de los activos físicos existentes.
A través de una de las ramas de la gestión de activos, en este caso se refiere a la línea de
Integridad Mecánica, se quiere mejorar las falencias que actualmente cuenta la empresa en
lo que hace parte a su equipo estático.
Se pueden definir estos problemas como:
No está disponible el plan de inspección de equipo estático basado en riesgo.
Se desconoce un Ranking de riesgo de equipo estático.
No está disponible la estrategia de integridad de equipo estático.
No está disponible una estrategia para manejo de corrosión bajo aislamiento CUI.
No está disponible la estrategia de corrosión interna / externa.
Deficiencias en planes de inspección rutinaria.
Por eso, mediante este proyecto se tiene como objetivo realizar un plan de inspección
basado en riesgos que permita identificar los riesgos en este caso de Tanques de
profesionales en la
Empresa.
AMENAZAS
FA (MAXI-MINI)
DA (MINI-MINI)
El constante cambio
climático en la
región.
La lejanía para
dirigirse a los
campos, ya que desde
el pueblo a los
campos existe el
transporte, pero
dentro de ellos es
algo difícil
movilizarse si no se
tiene camioneta.
Cumplir con las normas y
leyes dentro de la empresa,
especialmente en la política
HSE, para evitar accidentes y
riesgos tanto individuales
como grupales.
Aprovechar que se cuenta
con información tanques de
almacenamiento para
organizar y clasificar este
archivo para cuando se
necesite de nuevo la
información sea más fácil
conseguirla.
Establecer a través del líder
de integridad mecánica de
la empresa reportes de
estado integridad de los
tanques de almacenamiento
para desarrollar los planes
de mantenimiento e
inspección.
Cuadro 1. (Continuación)
21
almacenamiento de productos derivados del petróleo y que sirva de ejemplo para aplicar
toda esta metodología en todos los equipos estáticos que actualmente operan en la empresa.
1.3. OBJETIVOS
1.3.1. General. Estructurar un plan de inspección basado en riesgos (RBI) de carácter
cuantitativo que permita identificar el riesgo en los tanques de almacenamiento utilizando
cálculos probabilísticos.
1.3.2. Específicos.
Registrar información sobre especificaciones técnicas y de construcción de los tanques de
almacenamiento de toda la empresa.
Definir los tipos de inspecciones técnicas o ensayos no destructivos en los tanques de
almacenamiento inventariados.
Determinar a través de la inspección basada en riesgos (RBI), aplicando la norma API 581,
los planes de mantenimiento, inspección y revisión que deben realizarse a los tanques de
almacenamiento.
1.4. ACTIVIDADES A DESARROLLAR
Cuadro 2. Actividades a desarrollar durante la pasantía en Mansarovar Energy.
Objetivo General Objetivos Específicos
Actividades a desarrollar en
la empresa para hacer posible
el cumplimiento de los
Objetivos Específicos
Estructurar un plan
de inspección basado
en riesgos (RBI) de
carácter cuantitativo
que permita
identificar el riesgo
en los tanques de
almacenamiento
utilizando cálculos
probabilísticos.
Registrar información
sobre especificaciones
técnicas y de
construcción de los
tanques de
almacenamiento de toda
la empresa.
Hacer un inventario de la
cantidad de tanques de
almacenamiento existentes.
Levantamiento de información
a través de Dossiers.
Realizar visitas a los tanques de
almacenamiento.
Definir los tipos de
inspecciones técnicas o
ensayos no destructivos
en los tanques de
almacenamiento
inventariados.
Estudiar las normas API 650 y
653 referentes a construcción e
inspección de tanques.
Identificar las técnicas de
inspección.
22
Determinar a través de
la inspección basada en
riesgos (RBI),
aplicando la norma API
581, los planes de
mantenimiento,
inspección y revisión
que deben realizarse a
los tanques.
Estudiar la norma API 580 y
581 Inspección Basada en
Riesgos (RBI).
Análisis del riesgo.
Clasificación de los riesgos.
Evaluación de consecuencias.
Evaluación de la probabilidad
de falla (veces/año).
Evaluación del riesgo
(mediante matriz de riesgos).
Plan de inspección, revisión y
mantenimiento.
Fuente. Pasante del proyecto
Cuadro 2. (Continuación)
23
2. ENFOQUES REFERENCIALES
2.1. ENFOQUE CONCEPTUAL
2.1.1. Inspección Basada en Riesgo (RBI). Es un proceso de evaluación y gestión de
riesgos que se centra en la pérdida de contención de los equipos a presión en las
instalaciones de procesamiento, debido al deterioro del material. Estos riesgos se gestionan
principalmente a través de la inspección de equipos.1
Básicamente, es un enfoque basado en el riesgo para la priorización y planificación de las
inspecciones, principalmente en la industria del petróleo y el gas. Este tipo de inspección
analiza la planificación de la probabilidad de fracaso y las consecuencias de la misma con
el fin de desarrollar el plan de inspección. Está relacionado con la Gestión de Activos
Basado en el Riesgo, Gestión de Integridad basado en el riesgo y Gestión de resultados
basada en el riesgo.
Se utiliza para dar prioridad a la inspección, por lo general por medio de ensayos no
destructivos (END), los requisitos para las principales plataformas petrolíferas, centros
mineros, refinerías e instalaciones químicas en todo el mundo. Los resultados del plan de
inspección describen el tipo y la frecuencia de la inspección para los activos de una
compañía. Se utiliza para tuberías industriales, sistemas de proceso, tuberías, estructuras y
muchos otros tipos de activos en estos sectores.2
2.1.2. Integridad Mecánica (IM). Es una filosofía de trabajo que tiene por objeto
garantizar que todo equipo de proceso sea diseñado, procurado, fabricado, construido,
instalado, operado, inspeccionado, mantenido, y/o reemplazado oportunamente para
prevenir fallas, accidentes o potenciales riesgos a personas, instalaciones y al ambiente,
todo esto utilizando los criterios basado en data histórica, normas y regulaciones
organizacionales, nacionales e internacionales como OSHA, ASME, ANSI, ISO, API,
NACE, NOM, entre otras.3
2.1.3. Ensayos no Destructivos (END)4. Son la aplicación de métodos físicos indirectos,
como es la transmisión del sonido, la opacidad al paso de la radiación, etc., y que tienen la
finalidad de verificar la sanidad de las piezas examinadas. No obstante, cuando se aplica
este tipo de pruebas no se busca determinar las propiedades físicas inherentes de la pieza,
1 API 581 Risk-Based Inspection Technology Second Edition. 2 SISBIB Inspección Basada en Riesgo (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de 2015.].
Disponible en internet en:
http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtual/publicaciones/geologia/v13_n26/pdf2/a05v13n26.pdf 3 RELIARISK Integridad Mecánica (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de 2015.]. Disponible
en internet en: http://www.reliarisk.com/r2m/mariangela/(Microsoft%20Word%20-
%20Inspecci_363n%20Basada%20en%20Riesgo%20_IBR_-Contenido.doc).pdf 4 SISTENDCA. Ensayos no Destructivos (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de 2015.].
Disponible en internet en:
http://www.sistendca.com/DOCUMENTOS/Manual%20Introduccion%20a%20los%20END.pdf
24
sino verificar su homogeneidad y continuidad. Por lo tanto, estas pruebas no sustituyen a
los ensayos destructivos, sino que más bien los complementa.
Los ensayos no destructivos, como su nombre lo indica, no alteran de forma permanente las
propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales de un material. Por ello no
inutilizan las piezas que son sometidas a los ensayos y tampoco afectan de forma
permanente las propiedades de los materiales que las componen.
De acuerdo con su aplicación, los Ensayos no Destructivos se dividen en:
Técnicas de Inspección Superficial. Mediante estas solo se comprueba la integridad
superficial de un material. Por tal razón su aplicación es conveniente cuando es necesario
detectar discontinuidades que están en la superficie, abiertas a esta o a profundidades
menores de 3 mm. Este tipo de inspección se realiza por medio de cualquiera de los
siguientes Ensayos no Destructivos:
Inspección Visual (VT).
Líquidos Penetrantes (PT).
Partículas Magnéticas (MT).
Electromagnetismo (ET).
Corrientes Inducidas.
Termografía.
Magnetic Flux Leakage (MFL)
Técnicas de Inspección Volumétrica: Su aplicación permite conocer la integridad de un
material en su espesor y detectar discontinuidades internas que no son visibles en la
superficie de la pieza. Este tipo de inspección se realiza por medio de cualquiera de los
siguientes ensayos:
Radiografía Industrial (RT)
Ultrasonido Industrial (UT)
Radiografía Neutrónica (NT)
Emisión Acústica (AET)
Técnicas de Inspección de la Integridad o hermeticidad: Son aquellas en las que se
comprueba la capacidad de un componente o de un recipiente para contener un fluido
(liquido o gaseoso) a una presión superior, igual o inferior a la atmosférica, sin que existan
perdidas apreciables de presión o de volumen de fluido de prueba en un periodo
previamente establecido. Este tipo de inspección se realiza empleando cualquiera de los
siguientes ensayos:
Pruebas por resistencia de presión: Hidrostática y Neumática.
Pruebas por pérdida de fluido: Cámara de burbujas, detector de halógenos, espectrómetro
de masas, detector ultrasónico.
25
2.1.4. Inspección Visual (VT). La inspección visual y óptica es aquella que utiliza la
energía de la porción visible del espectro electromagnético. Los cambios en las propiedades
de la luz, después de entrar en contacto con el objeto inspeccionado, pueden ser detectados
por el ojo humano o por un sistema de inspección visual. La detección puede realizarse o
puede ser resaltada mediante el uso de espejos, amplificadores o magnificadores,
boroscopios y otros accesorios o instrumentos visuales.
Algunas inspecciones visuales y de óptica se basan en leyes simples de óptica geométrica.
Otras dependen de las propiedades complicadas de la luz. Una ventaja única de la
inspección visual, es que puede proporcionar datos cuantitativos más confiables que
cualquier otro ensayo no destructivo.5
2.1.5. Ultrasonido Industrial (UT). La inspección por ultrasonido se define como un
procedimiento de inspección no destructivo de tipo mecánico, y su funcionamiento se basa
en la impedancia acústica, la que se manifiesta como el producto de la velocidad máxima
de propagación del sonido entre la densidad del material. Cuando se inventó este
procedimiento, se medía la disminución de intensidad de energía acústica cuando se hacían
viajar ondas supersónicas en un material, requiriéndose el empleo de un emisor y un
receptor.
Actualmente se utiliza un único aparato que funciona como emisor y receptor, basándose en
la propiedad característica del sonido de reflejarse al alcanzar una interface acústica. Los
equipos de ultrasonido que se utilizan actualmente permiten detectar discontinuidades
superficiales, sub-superficiales e internas, dependiendo del tipo de palpado utilizado y de
las frecuencias que se seleccionen dentro de un rango que va desde 0.25 hasta 25 MHz. Las
ondas ultrasónicas son generadas por un cristal o un cerámico piezoeléctrico denominado
transductor y que tiene la propiedad de transformar la energía eléctrica en energía mecánica
y viceversa. Al ser excitado eléctricamente el transductor vibra a altas frecuencias
generando ultrasonido. Las vibraciones generadas son recibidas por el material que se va a
inspeccionar, y durante el trayecto la intensidad de la energía sónica se atenúa
proporcionalmente a la distancia del recorrido. Al alcanzar la frontera del material, el haz
sónico es reflejado, y se recibe el eco por otro (o el mismo) transductor. Su señal es filtrada
e incrementada para ser enviada a un osciloscopio de rayos catódicos.5
2.1.6. Tanques de Almacenamiento. Son estructuras de diversos materiales, por lo general
de forma cilíndrica, que son usadas para guardar y/o preservar líquidos o gases a presión
ambiente, por lo que en ciertos medios técnicos se les da el calificativo de Tanques de
Almacenamiento Atmosféricos. Los tanques de almacenamiento suelen ser usados para
almacenar líquidos, y son ampliamente utilizados en las industrias de gases, del petróleo,
y química, y principalmente su uso más notable es el dado en las refinerías por sus
requerimientos para el proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado; de los
productos y subproductos que se obtienen de sus actividades.
5 Inspección Visual I y II, Manual de Instrucción.
26
Normas de producción. Debido a su tamaño, usualmente son diseñados para contener el
líquido a un presión ligeramente mayor que la atmosférica. Las normas empleadas por la
industria petrolera son originadas en el estándar de la A.P.I., utilizándose principalmente el
código API 650 y API 620 y API serie 12 para aquellos tanques nuevos y en el que se
cubren aspectos tales como materiales, diseño, proceso y pasos de fabricación, y pruebas,
mientras que el código API 653 se usa para la reconstrucción o modificación de tanques
anteriormente usados.
Características. La diversidad de productos almacenados que es contemplada en la
aplicación del código de construcción API y códigos relacionados describe aspectos de
construcción tales como:
Seguridad
Prevención de evaporación de líquidos con alta evaporación.
Presión de vapor de los líquidos contenidos.
Retención, mantenimiento y disposición final del tanque.
Operación del tanque
Dispositivos de protección y prevención de incendios.
Válvulas de control de sobrepresión interna.
Accesos y escapes de personal del tanque
Accesos y escapes de y al techo del tanque para inspección.
Protección anticaídas de personal de operación y mantenimiento.
Sistemas de protección eléctrica e iluminación
Iluminación nocturna.
Protección contra rayos y tormentas.
Protección catódica anticorrosión.
Pintura
Pintura exterior.
Carteles y/o letreros informativos del producto y capacidad.
Las características de volumen, especificaciones de acabado, de protección interna contra
corrosión y otras más son hechas de acuerdo a las necesidades del usuario final.6
2.1.7. Mantenimiento. Es el sustantivo correspondiente al verbo mantener. La función
concreta de mantenimiento es sostener la funcionalidad y el cuerpo de un objeto o aparato
6 DISASTER. Tanque almacenamiento (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de 2015.].
Disponible en internet en: http://www.disaster-info.net/desplazados/documentos/saneamiento01/1/05tanal.htm
27
productivo para que cumpla su función de producir bienes y servicios. Estos aparatos no
son más que los objetos que genera la ingeniería en sus diferentes versiones.7
Evolución del Mantenimiento. El mantenimiento ha sido desde el inicio, en la industria,
parte fundamental de su desarrollo y esto lo ha mantenido ligado a la ciencia administrativa
de turno, esto ha obligado al mantenimiento a evolucionar, convirtiéndolo al pasar del
tiempo en un departamento de las empresas eficiente y eficaz, basado en la condición de los
equipos, buscando ayuda en herramientas como la estadística y elementos de predicción
que le permiten brindar una mayor confiabilidad y seguridad del buen funcionamiento de la
maquinaria de la empresa.8
Cuadro 3. Evolución del mantenimiento a través de la historia.
4ª Generación
3ª Generación Proceso de
mantenimiento
2ª Generación Mantenimiento
preventivo
condicional
Calidad total
1ª Generación
Relación entre
probabilidad de
fallo y edad.
Mantenimiento
fuente de
beneficios
Reparar averías
Mantenimiento
preventivo
programado
Análisis causa
efecto
Compromiso de
todos los
departamentos
Mantenimiento
correctivo
Sistemas de
planificación
Participación de
producción (TPM)
Mantenimiento
basado en el riesgo
(RBM)
Hasta 1945 1945-1980 1980-1990 1990+
Fuente: Técnicas de mantenimiento Industrial Pág. 3
Gestión de mantenimiento. Es la realización de diligencias encaminadas a determinar,
organizar y administrar los recursos del mantenimiento, con el objeto de lograr la más alta
disponibilidad de los equipos con sano criterio económico.8
Formas de gestión del mantenimiento
Mantenimiento Correctivo.
Mantenimiento Preventivo.
Mantenimiento Predictivo.
Mantenimiento Productivo Total (TPM).
Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (RCM).
7 MORA, Gutiérrez Luis Alberto. Mantenimiento. Planeación y ejecución y control. Primera Edición, México,
2009 8 GONZÁLES, Bohórquez Carlos Ramón. Principios de Mantenimiento. Posgrado en Gerencia de
Mantenimiento.
28
Además de los anteriores, podemos distinguir las siguientes:
Mantenimiento con diseño o proyecto.
Mantenimiento Programado.
Mantenimiento por Condición.
Mantenimiento Proactivo.
Mantenimiento Correctivo. Consiste en permitir que un equipo funcione hasta el punto en
que no puede desempeñar normalmente su función. Se somete a reparación hasta corregir el
defecto y se desatiende hasta que vuelva a tener una falla.
Mantenimiento Preventivo. Es el mantenimiento que se ejecuta a los equipos de una
planta en forma planificada y programada anticipadamente, con base en inspecciones
periódicas debidamente establecidas según la naturaleza de cada máquina y encaminadas a
descubrir posibles defectos que puedan ocasionar paradas intempestivas de los equipos o
daños mayores que afecten la vida útil de las maquinas.
Mantenimiento Predictivo. Es aquel mantenimiento que se realiza mediante la utilización
de indicadores y/o registradores, con alarma o sin ella, para medir los parámetros
fundamentales de funcionamiento óptimo de las maquinas.
Se ha convertido en una parte indispensable de la planeación del mantenimiento y las
estrategias de parada de las fabricas modernas, ya que estas quieren diferir el
mantenimiento del equipo hasta que se haya establecida claramente la necesidad del
mismo, y esta información es suministrada por técnicas predictivas.
2.1.8. Corrosión. Puede definirse como el deterioro de un material como resultado de un
ataque químico de su entorno. Puesto que la corrosión es causada por una reacción química,
la velocidad a la que la corrosión tiene lugar depende en cierta medida de la temperatura y
de la concentración de reaccionante y productos.
El esfuerzo mecánico y la erosión son factores que pueden contribuir también a la
corrosión.
La mayor parte de la corrosión de materiales que se produce por ataque químico de metales,
ocurre normalmente por ataque electroquímico, al poseer los metales electrones libres son
capaces de constituir celdas electroquímicas en su interior.
La mayor parte de los metales son corroídos en alguna extensión por el agua y la atmosfera.
Los metales pueden ser también corridos por ataque químico directo de soluciones química
e incluso metales líquidos.9
9 SMITH, William F. Fundamentos de la ciencia e ingeniería de materiales. Tercera edición. 1998. McGraw
Hill
29
(Ver Foto 1)
Foto 1. Corrosión en Junta Techo/Cuerpo
Fuente. Pasante del proyecto
2.1.9. American Petroleum Institute (API). El American Petroleum Institute, conocido
comúnmente como API, en español Instituto Americano del Petróleo, es la
principal asociación comercial de los EE. UU., representando cerca de 400 corporaciones
implicadas en la producción, el refinamiento, la distribución, y muchos otros aspectos de la
industria del petróleo y del gas natural. Esta asociación se refiere a menudo como AOI (en
inglés, The American Oil Industry) o industria de petróleo americana. Las principales
funciones de la asociación a nombre de la industria incluyen la defensa, negociación con las
agencias gubernamentales, asuntos legales, y negociación con organismos reguladores;
investigación de efectos económicos, toxicológicos, y ambientales; establecimiento y
certificación de los estándares de la industria, y programas de acercamiento a la comunidad
a través de la educación.10
2.2. ENFOQUE LEGAL
La política de Gestión de Activos Físicos de Mansarovar Energy Colombia Ltd. Se
fundamenta en criterios de calidad y sostenibilidad referenciadas en la propuesta del
Estándar Británico Especificaciones Publicas Disponibles (PAS 55:2008) y el estándar ISO
55001.
La implementación y cumplimiento de la Política de Gestión de Activos Físicos permitirá
el logro sostenido de una Gestión de Activos e indicadores de Salud Ocupacional,
10 REMOTTI Marcelo. American Petroleum Institute (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de
2015.]. Disponible en internet en:
http://www.cnh.gob.mx/_docs/eventos_cnh/presentacion_2_1130_1200_normas_api_cnh.pdf
30
Seguridad Industrial, del Medio Ambiente Clase Mundial para un crecimiento modular y
organizado.
2.2.1. PAS 55:2008. Un sistema de gestión de activos está diseñado principalmente para
apoyar la entrega de un plan de estrategia organizacional con el fin de satisfacer las
expectativas de una variedad de las partes interesadas. El plan de estrategia organizacional
es el punto de partida para el desarrollo de la política de gestión de activos, estrategia,
objetivos y planes.11
Figura 4. Descripción general del sistema de gestión de activos, su relación con la
organización de expectativas del plan y las partes interesadas estratégicas.
Fuente: PAS 55:2008
Esta PAS es aplicable a:
Cualquier activo de negocio intensivos, donde significativo los gastos, los recursos, el
rendimiento de la dependencia y/o los riesgos asociados con la creación, adquisición,
utilización, mantenimiento o renovación de activos.
11 PAS55:2008 Asset Management. Part 1: Specification for the optimized management of physical assets
31
Cualquier organización que tenga, o tenga la intención de gestionar o invertir en una
importante cartera de activos, o donde el rendimiento de los sistemas activos y la gestión de
activos son fundamentales para la eficaz entrega de servicio, producto u otro negocio.
Organizaciones donde hay un negocio o exigencia de rendición de cuentas para demostrar
mejor valor en la gestión segura de los activos y prestación de servicios asociados (por
ejemplo, la educación y sectores de la salud).
Con el fin de permitir a las organizaciones a desarrollar sistemas integrados de gestión que
están alineados con normas, como PAS 99 y BS OHSAS 18001, se disponen los requisitos
y la estructura del PAS en el marco del Plan-Do-Check-Act (PDCA) como los siguientes:
Plan. Establecer la estrategia de gestión de activos, objetivos y planes necesarios para
entregar resultados de acuerdo con los activos de la organización la política de gestión y la
organización plan estratégico.
Do. Establecer los facilitadores para la implementación de gestión de activos (por ejemplo,
la información de sistemas de gestión de activos) y de otra índole necesarias requisitos (por
ejemplo, los requisitos legales) y aplicar el plan de gestión de activos.
Check. Monitorear y medir los resultados contra la política de gestión de activos, objetivos
de la estrategia, legal y otros requisitos; registro y reporte los resultados.
Act. Tomar medidas para garantizar que los objetivos de gestión de activos se alcancen y
mejoren continuamente el rendimiento del sistema.
Figura 5. Estructura PAS 55:2008
Fuente: PAS 55:2008
32
2.2.2. ISO 55001, La implantación de un Sistema de Gestión de Activos conforme ISO
55001 sistematiza la gestión del conjunto de activos de una organización, sea cual sea su
tipología, durante todo su ciclo de vida. Permite definir y cumplir con el plan estratégico de
gestión de activos y reduce el riesgo de una deficiente gestión, minimizando sus
consecuencias.
Esto norma internacional los requisitos para el establecimiento, implementación,
mantenimiento y mejora de un sistema para gestión de activos, referido como un “activo
sistema de gestión”.
Esta Norma Internacional es principalmente destinado a ser utilizado por:
Los que participan en el establecimiento, implementación, mantenimiento y mejora de un
sistema de gestión de activos.
A los involucrados en la entrega de actividades de gestión de activos y servicio a
proveedores.
Partes internas y externas para evaluar la capacidad de la organización para cumplir leyes,
los requisitos reglamentarios y contractuales y los propios de la organización.
El orden en que los requisitos son presentados en esta norma no hace reflejar su
importancia o implicar la orden en el que han de ser aplicadas. Nuevas directrices sobre la
aplicación de los requisitos dentro de este Estándar Internacional se ofrece en la norma ISO
55002.
33
3. INFORME DE CUMPLIMIENTO DE TRABAJO
3.1. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS
3.1.1. Objetivo específico 1. Registrar información sobre especificaciones técnicas y de
construcción de los tanques de almacenamiento de toda la empresa.
Hacer un inventario de la cantidad de tanques de almacenamiento existentes.
Mansarovar Energy Colombia Ltd. (MECL), a cargo de los bloques “A” y “B” de la
Asociación Nare que está conformada por los siguientes campos productores: Jazmín,
Girasol, Under River, Nare Sur, Moriche y Abarco. La asociación Nare es una asociación
entre Ecopetrol S.A y Mansarovar Energy Colombia Ltd.
Los campos de la ASOCIACIÓN NARE se encuentran en el extremo occidental del
departamento de Boyacá en el municipio de Puerto Boyacá y en el departamento de
Antioquia en el municipio de Puerto Nare, se encuentra bajo la influencia del río
Magdalena y cuenta con una temperatura promedio de 39° centígrados. La elevación
promedio sobre el nivel del mar de las instalaciones es del orden de los 145 m SNMM.
Los campos Jazmín, Girasol, Moriche y Abarco disponen de rutas de acceso por la ruta del
sol, los campos Nare y Under River por vía fluvial por el río Magdalena desde el muelle de
campo Jazmín hasta el muelle de Nare (Pozo Nare 37) y por vía terrestre desde los
municipios de Puerto Nare y Puerto Berrio.
Figura 6. Ubicación Geográfica Asociación Nare.
Fuente: Pliegos RBI MECL
PUERTO BOYACA
34
Además de estos campos, existen otros solo a cargo de Mansarovar Energy Colombia Ltd.
como lo son Velásquez, Estación el Sauce (Barrancabermeja) y otras estaciones intermedias
como Zambito, Chíchala y Carare.
El inventario de tanques de toda la empresa consiste en identificar sus usos, ya que pueden
ser para distintas etapas en la producción por tanto, se realizó un archivo en Excel (Ver
Anexo 1) para tener un inventario general y ordenado mostrando sus características
principales como:
Campo.
TAG.
Capacidad.
Geometría.
Tipo de construcción.
Producto Almacenado.
Temperatura de operación.
Tipo de tanque.
Ubicación.
Para el estudio del RBI, se realizó inicialmente con los 36 tanques de Fiscalización (Ver
Anexo 2), haciendo cumplimiento a la política de Gestión de Activos de Mansarovar
Energy Colombia Ltd.
Levantamiento de información a través de Dossiers. Este levantamiento de información
consiste en recolectar la mayor información de construcción de los tanques de
almacenamiento, para poder los cálculos de diseño mecánico, dimensiones estructurales,
planos de construcción, fecha de instalación, material de construcción, accesorios, si poseen
dique y verificar que en campo se encuentren dentro de estos y ensayos no destructivos
realizados a las soldaduras para comprobar si el tanque cumple con los requerimientos
óptimos dados por la norma API 650, para su puesta en funcionamiento. Para recolectar
esta información encontrada existe un formato dentro de la empresa diseñado
especialmente para registrar estos datos y datos operacionales. (Ver Anexo 3 y Anexo 4).
Realizar visitas a los tanques de almacenamiento. La visita a los tanques de
almacenamiento se realizó con el objetivo de identificar su ubicación dentro del campo,
estos tanques se encuentran en los módulos de tratamiento y bombeo (MTB) donde llega el
crudo de los pozos dirigido por tuberías hasta el Manifold, luego lo envía a los Wash Tanks
para hacer la 1ª separación entre crudo y agua, de allí pasan a los FWKO (Free Water
Knock Out Drum) para una 2ª separación por temperatura, a continuación pasa a los EHT
(Tratadores Electrostáticos) para una 3ª y ultima separación por temperatura y electricidad
estática. Después de este tratamiento pasa el crudo limpio a los tanques de almacenamiento
para su venta, pero si estos no cumplen con el S&W (Porcentaje de agua y sedimento)
requerido pasan a los tanques de almacenamiento de crudo sucio.
35
Luego de entender el lugar de ubicación de los tanques, se dispone a hacer el recorrido con
el fin de ver si los tanques cuentan con su placa de datos para recolectar otros datos
necesarios para la ficha técnica y también observar si estos cuentan con dique, ya que es
importante que cuente con esta estructura en llegado caso de algún derrame y no afecte el
ambiente que lo rodea. (Ver Foto 2).
Foto 2. Ubicación de Tanques de Fiscalización
Fuente. Pasante del proyecto
3.1.2. Objetivo específico 2. Definir los tipos de inspecciones técnicas o ensayos no
destructivos en los tanques de almacenamiento inventariados.
Estudiar las normas API 650 y API 653 referentes a construcción e inspección de
tanques. El estudio de la norma API 650 Welded Tanks for Oil Storage, establece los
requisitos mínimos de materiales, diseño, fabricación, montaje y pruebas para la vertical,
redondez, asentamiento, techo cerrado y descapotable, tanques de almacenamiento con
costura en varios tamaños y capacidades de las presiones internas que se aproximan a la
presión atmosférica.12
Todas las normas API están compuestas por apéndices que dan requerimientos estándar e
información que suplementa la norma básica.
A continuación se nombrara cada apéndice y su respectiva definición:
12 Welded Tanks for Oil Storage, API 650, Eleventh Edition, 2007
36
Apéndice A-Bases de diseño opcional para tanques pequeños.13 Define los
requerimientos para tanques montados en campo de capacidades relativamente pequeñas
(hasta aprox. 100.000 barriles), en los cuales los componentes sometidos a esfuerzos tienen
un espesor nominal de máximo 12,5 mm (1/2 in) incluyendo la tolerancia a la corrosión.
Apéndice B-Recomendaciones para el diseño y construcción de la fundación civil para
tanques de almacenamiento sobre la superficie. Este apéndice hace referencia a las
consideraciones para el diseño y construcción de la fundación civil de tanques con fondos
planos.
Apéndice C- Techos Flotantes Externos. Define los requerimientos mínimos que aplican
a los techos tipo plato (pan-type), los de tipo pontón (pontoon-type) y los de tipo pontón de
doble cubierta (double-deck-type). La intención de este apéndice es la de limitar solamente
aquellos factores que afectan la seguridad y la durabilidad de la instalación y que son
considerados con los requerimientos de calidad y seguridad del código.
Apéndice D-Consultas Técnicas. Este apéndice está enfocado para hacer consultas
técnicas a los comités encargados de la elaboración del código e incluye algunas respuestas
seleccionadas a solicitudes de interpretación del código.
Apéndice E-Diseño sísmico de tanques de almacenamiento. Explica los requerimientos
mínimos para el diseño de tanques de almacenamiento sujetos a cargas sísmicas. Estos
requerimientos representan la práctica aceptada para la aplicación en tanques de fondo
plano soldados y soportados sobre el suelo.
Apéndice F-Diseño de tanques para presiones internas pequeñas. Permite el incremento
de la presión interna en tanques de techo fijo hasta la máxima permitida, cuando se
cumplen los requerimientos adicionales allí establecidos. Este apéndice aplica para tanques
no refrigerados. La máxima presión interna de diseño permitida por este apéndice es de
18kPa (2,5 psi).
Apéndice G-Techo de tipo domo de aluminio estructuralmente soportados. Establece
los criterios para el diseño, fabricación y montaje de este tipo de techo. Un techo tipo domo
de aluminio es una estructura triangular completa en el espacio en la que las vigas (struts)
están unidas en puntos cuyo arreglo caen en la superficie de una esfera. El techo está unido
y soportado al tanque en puntos de montaje igualmente espaciados en el perímetro del
tanque.
Apéndice H- Techo flotantes internos. Especifica los requerimientos mínimos aplicados a
tanques con techos flotantes internos y techos fijos en la parte superior del tanque.
Apéndice I- Detección fugas por debajo del tanque y protección del suelo. Este
apéndice da detalles de construcción aceptables para la detección de fugas a través del
13 SLIDESHARE. Bases de diseño opcional para tanques pequeños (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de
febrero de 2015.]. Disponible en internet en: http://es.slideshare.net/wioc78/api-650enespanol
37
fondo de los tanques sobre superficies y también da guías para tanques soportados en
rejillas.
Apéndice J- Tanques de almacenamiento ensamblados en planta. Ofrece recursos
mínimos para el diseño y fabricación de tanques verticales en tañamos que permiten la
fabricación completa en planta y ser enviados al sitio de instalación en una sola pieza. Los
tanques diseñados con este apéndice no deben exceder de 6 m (20 ft) de diámetro.
Apéndice K- Ejemplo de aplicación del método de diseño de punto variable para
determinar el espesor de las láminas del cuerpo. Desarrolla un ejemplo completo de
como diseñar el cuerpo de un tanque con este método de cálculo de espesores.
Apéndice L- Hoja de datos (Data Sheets) para tanques código API 650. Este apéndice
da las hojas de datos que deben ser usadas por el comprador cuando ordena y por el
fabricante cuando cotiza la construcción de un tanque de almacenamiento.
Apéndice M- Requerimientos para tanques que operan a temperaturas elevadas.
Especifica los requerimientos adicionales para tanques con una temperatura máxima de
operación que excede de 90°C (200°C).
Apéndice N- Uso de nuevo materiales que no están identificados. Da las indicaciones
necesarias para el uso de láminas o chapas nuevas o no usadas y de tubos con o sin costura
que no están completamente identificados cumpliendo con una de las especificaciones
permitidas por el código.
Apéndice O- Recomendaciones para conexiones por debajo del fondo. Contiene
recomendaciones para ser usadas en el diseño y construcción de estas conexiones en el
tanque. Se deberá hacer referencia al apéndice B para las condiciones que involucran la
fundación civil y el suelo.
Apéndice P- Cargas externas permisibles en conexiones del cuerpo tanque. Presenta
dos procedimiento diferentes para tratar con las cargas de los tanques estas son las cargas
límites y la de esfuerzos permisibles.
Apéndice R- Combinación de cargas. Describe la manera como se combinan las cargas
para las diferentes condiciones de operación de los tanques.
Apéndice S- Tanques de almacenamiento en acero inoxidable. Este apéndice cobre los
requerimientos de materiales, diseño, fabricación y prueba de tanques de almacenamiento
verticales, cilíndricos, sobre la superficie, con extremo superior abierto o cerrado, soldado y
construidos de aceros inoxidables 304, 304L, 316, 316L, 317 y 317L.
Apéndice T- Resumen de los requerimientos de Ensayos No Destructivos (NDT)
38
Apéndice U- Inspección ultrasónica en lugar de radiografía. Brinda las reglas detalladas
para el uso del método de inspección por ultrasonido (UT) para la inspección de las juntas
en los tanques. Esta alternativa está limitada a juntas en la que el espesor de la parte más
delgada de los dos miembros unidos es mayor o igual a 10 mm (3/8 in).
Apéndice V- Diseño de tanques de almacenamiento para presiones externas. Aquí se
presentan los requerimientos mínimos que pueden ser especificados para tanques diseñados
para operar con presiones externas (vacío) como condición normal de operación. Se deberá
usar para tanques para los que la presión externa normal de operación sea mayor de 0,25
kPa (0,036 psi) pero que no exceda de 6,9 kPa (1 psi)
Para poder realizar la inspección fue necesario estudiar la norma, ya que así se podrían
identificar todos los factores que influyen en su construcción y funcionamiento.
Posteriormente a esta revisión de la norma API 650, se inició el estudio en la norma API
653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. En esta norma se estudió
básicamente la sección 6-Inspección, debida a que el trabajo a realizar en los tanques de
almacenamiento es inspección visual externa y medición de espesores con ultrasonido ya
que los tanques se encuentran en servicio y el acceso a su interior no está permitido.
La norma API 653 establece los requisitos mínimos para el mantenimiento de la integridad
de un tanque soldado o remachado, no refrigerado, a presión atmosférica, tanques de
almacenamiento sobre tierra después de haber sido puesto en servicio. Cubre la inspección
de mantenimiento, reparación, modificación, traslado y reconstrucción de dichos tanques.14
La sección 6-Inspección nos acogeremos al parágrafo 6.3. Inspección Externa de Tanques
y esta se divide en cuatro puntos:
Inspección Rutinaria en Servicio. Esta rutina en el servicio de inspección debe incluir una
inspección visual de las superficies exteriores del tanque. Evidencia de fugas, distorsiones
en anillo, de asentamientos, corrosión y estado de los sistemas de bases, revestimientos de
pinturas, aislantes, y accesorios deben ser documentados para el seguimiento acción por un
inspector.
Inspección Externa. Todos los tanques se les darán una inspección visual exterior por un
inspector. Esta inspección será llamada inspección externa y debe ser llevada a cabo al
menos cada 5 año o años RCA / 4N (donde RCA es la diferencia entre el grosor del anillo
medido y el mínimo requerido espesor en mils, y N es la velocidad de corrosión en mils por
año) que sea menor. Los tanques pueden estar en funcionamiento durante esta inspección.
Inspección de espesores por Ultrasonido. La medición de espesores externos puede ser
un medio para determinar una tasa de general de uniforme la corrosión, mientras que el
depósito está en servicio, y puede proporcionar una indicación de la integridad del depósito.
La extensión de tales mediciones será determinada por el propietario/operador.
14 API 653. Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. Third Edition. 2003
39
Inspección de Protección Catódica. Cuando se controla la corrosión inferior del fondo del
tanque por un sistema de protección catódica, inspecciones periódicas del sistema se llevará
a cabo de conformidad con la API 651. El operador debe revisar los resultados de la
inspección.
Identificar las técnicas de inspección. Con el estudio hecho a las normas API 650 y API
653, se procedió a establecer los criterios para hacer la inspección de los tanques. Se
definió realizar Inspección Visual y Ultrasonido Industrial debido a que se contaba con el
equipo de Ultrasonido que es de propiedad de la empresa e inspección visual porque es una
de las mejores inspecciones que existen.
Se pensó en otros tipos de ensayos pero por cuestiones de presupuesto se redujo a esos dos
ensayos, sin embargo, luego de la evaluación de los tanques se requieren de algún tipo de
ensayo no destructivo se cotizara para su ejecución. Se inicia primero con la inspección
visual que se basó en el siguiente procedimiento:
INSPECCIÓN VISUAL
Con esta inspección se pretendió que en una base mensual, se haga seguimiento a la
condición de los tanques con el fin de detectar escapes, daños mayores por corrosión, daños
en los sellos de los techos flotantes, presencia de producto en los pontones, irregularidades
en los sistemas de medición de nivel, irregularidades en los drenajes y demás sistemas de
recolección de aguas aceitosas o lluvias, daños mayores en la pintura, anomalías en
accesorios y conexiones del tanque, daños en el sello periférico entre la pestaña (protección
del fondo del tanque) y el anillo de concreto, grietas en las placas de concreto, estado
general de la puesta a tierra y sistema de medición de los tanques y estado del sistema de
control de incendios.(Ver Foto 3)
Foto 3. Inspección Visual Tanques
Fuente. Pasante del proyecto
40
A través de un formato que sirve como lista de chequeo de inspección de tanques en
servicio, establecida en el estándar API 653. (Ver Anexo 5) se contemplan los aspectos más
relevantes que deberían ser inspeccionados visualmente durante la rutina y está dividido por
componentes del tanque así:
Cimientos = Terreno y estructura que sirve de soporte para el tanque, la cual puede ser
concreto, gravilla, tierra o capa asfáltica.
Cuerpo = Estructura cilíndrica que permite la contención del producto.
Accesorios en el Cuerpo = Todas aquellas instalaciones que permiten el funcionamiento
operativo del tanque. Entre estas instalaciones se encuentran, válvulas, manholes, tubería,
sistemas de medición, etc.
Techo = La estructura metálica que cubre el cuerpo del tanque, el cual puede ser fijo o
flotante.
Accesorios del Techo = Todas aquellas instalaciones que permiten el correcto
funcionamiento del techo.
Inspeccionar visualmente todas las soldaduras del cuerpo del tanque y sus accesorios al que
sea posible su acceso (Ver Foto 4). En el evento de encontrarse una indicación relevante a
juicio del Inspector, se deben realizar ensayos tales como Tintas Penetrantes (PT),
Partículas Magnéticas (MT), Ultrasonido por Difracción (TOFD) y en su defecto hacer
ensayo radiográfico (RT) en donde sea posible. Los ensayos que al Inspector no le sea
posible ejecutar con el tanque en servicio deberá programarlos para que sean realizados
durante la inspección del tanque fuera de servicio.
Foto 4. Verificación de tamaño de refuerzo en soldaduras del cuerpo.
Fuente. Pasante del proyecto
41
Inspeccionar visualmente, medir espesores y dimensionar todos los accesorios del cuerpo
del tanque, incluyendo boquillas, manholes, láminas de refuerzo, ángulo superior de amarre
(top curb angle), vigas contravientos y demás accesorios en el cuerpo del tanque. Hacer
registro fotográfico por cada elemento inspeccionado.
Medición de espesores por ultrasonido (UT). Para hacer la medida de espesores se utilizó
un equipo de ultrasonido industrial SCAN A Dakota Ultrasonic PVX (Ver Foto 5) y luego
un equipo Eesiflo EASZ-TG11 (Ver Foto 6)
Foto 5. Equipo UT Dakota Ultrasonic PVX con gradilla de calibración.
Fuente. Pasante del proyecto
Foto 6. Equipo UT Essiflo EASZ-TG11
Fuente. Pasante del proyecto
42
Los pasos para hacer esta inspección son los siguientes:
Dividir el cuerpo del tanque para hacer barridos verticales por ejes como se describe a
continuación:
Cuadro 4. Número de barridos verticales
Fuente. Pasantedel proyecto
Medir espesores en cada lámina del primer anillo en mínimo nueve (9) puntos,
preferiblemente a 50 mm de la línea de soldadura y en la mitad de la lámina, como se
define a continuación (Ver foto 7):
Figura 7. Distribución de puntos para medición de espesores por Ultrasonido en láminas
del Anillo 1.
Fuente. Pasante del proyecto
43
Foto 7. Medición de espesores por Ultrasonido Tanques Campo Jazmín.
Fuente. Pasante del proyecto
La medición puntual de espesores se debe realizar con un equipo Ultrasonido (UT) que
permita hacerlo con o sin pintura y en cada anillo restante del cuerpo en un mínimo de
cuatro (4) posiciones como se define a continuación:
Figura 8. Distribución de puntos para medición de espesores por Ultrasonido laminas del
Anillo 2 en adelante.
Fuente. Pasante del proyecto
Nota. Todas las áreas en donde las mediciones de espesor muestren variaciones
significativas en el espesor de las láminas del cuerpo y en donde se sospeche que hay
44
corrosión severa, se debe incrementar el número de lecturas para poder caracterizar la
extensión de la pérdida de metal.
Caracterizar las áreas en donde se detecten picaduras significativas o zonas en donde se
evidencie perdida de espesor. La profundidad se medirá con una galga para picaduras. (Ver
foto 7).
Foto 8. Medición de Picaduras con galga de Pitting.
Fuente. Pasante del proyecto
Para el techo sea techo fijo o flotante, se divide el techo del tanque para hacer barridos por
ejes en las posiciones geográficas y en cuatro (4) barridos concéntricos como se describe a
continuación:
Figura 9. Distribución de puntos para medición de espesores por Ultrasonido en el techo.
Fuente. Pasante del proyecto
45
Después de la toma de espesores, los datos obtenidos eran tabulados en Excel y se
anexaban al formato de inspección visual (Ver Anexo 6).
Cabe aclarar que para realizar dichas actividades dentro del campo era necesario realizar un
permiso de trabajo en frio y con autorización del coordinador de área y el supervisor de
área del módulo de tratamiento y bombeo (MTB).
3.1.3. Objetivo específico 3. Determinar a través de la inspección basada en riesgos (RBI),
aplicando la norma API 581, los planes de mantenimiento, inspección y revisión que deben
realizarse a los tanques.
Estudiar las normas API 580 y API 581 sobre Inspección Basada en Riesgos (RBI).
Las actividades de los anteriores objetivos se basaron en la recolección de datos para poder
empezar a dar la criticidad de los tanques, para eso se aplicó la norma API 580 Risk-based
Inspection y API 581 Risk-based Inspection Technology.
El estudio de la norma API 580 fue de tipo conceptual, saber que es un riesgo, los datos e
información para evaluar el RBI, análisis de riesgos y la identificación de los mecanismos
de deterioro y falla.
¿Qué es un riesgo? El riesgo es la combinación de la probabilidad de algún evento
ocurriendo durante un periodo de tiempo de interés y las consecuencias, (generalmente
negativas) asociadas con el evento. En términos matemáticos, el riesgo puede ser calculado
por la ecuación:
Riesgo=Probabilidad x Consecuencia
El RBI es un estudio con un enfoque cualitativo, semi-cuantitativo y/o cuantitativo que se
explicaran en el análisis de riesgos. Los datos típicos necesarios para un análisis por RBI
son15:
Tipo de equipo.
Materiales de construcción.
Historial de inspección, reparación y reemplazo.
Composición del fluido procesado.
Inventario de fluidos.
Condiciones de operación.
Sistemas de seguridad.
Sistemas de detección.
Mecanismos de deterioro, tasas y severidad.
Densidades de personal.
Datos de revestimiento y aislamiento.
Costo por interrupción.
15 API 581. Risk-Based Inspection. First edition. 2002
46
Costo por equipo reemplazado.
Costo por reparación ambiental.
Los mecanismos de deterioro y falla son definidos como el tipo de deterioro que puede
hacer perder el contenido almacenado. Hay cuatro mecanismos de mayor deterioro
observados en los hidrocarburos e industrias de procesos químicos:
Adelgazamiento (incluye interna y externa). Adelgazamiento incluye la corrosión
general, corrosión localizada, picaduras y otros mecanismos que causan la pérdida de
material de las superficies internas o externas. Los efectos de adelgazamiento pueden
determinarse a partir de la siguiente información:
Espesor - tanto el espesor medido original, histórico y actual.
La edad del material - número de años en el servicio actual y si el servicio ha cambiado.
Corrosion Allowance - la asignación de diseño para el servicio actual.
La velocidad de corrosión.
Presión de trabajo y temperatura.
La presión de diseño.
Número y tipo de inspecciones.
Stress corrosion cracking. Stress corrosion cracking (SCC), se produce cuando el equipo
está expuesto a ambientes propicios a ciertos mecanismos de agrietamiento. Susceptibilidad
a menudo se designa como alta, media o baja en función de:
El material de construcción.
Mecanismo y susceptibilidad.
La temperatura de funcionamiento y la presión.
Concentración de corrosivos de proceso clave, tales como el pH, cloruros, sulfuros, etc.
Las variables de fabricación tales como el tratamiento térmico posterior a la soldadura.
Metalúrgico y Ambiental. Las causas de la insuficiencia metalúrgica y del medio
ambiente son variadas, pero implican típicamente alguna forma de mecánica y / o física
deterioro propiedad del material debido a la exposición al medio ambiente proceso. Un
ejemplo de esto es el ataque por hidrógeno a alta temperatura (HTHA).
HTHA se produce en aceros al carbono y de baja aleación expuestos a altas presiones
parciales de hidrógeno a temperaturas elevadas. Consideración para equipos susceptibles a
HTHA se basa en:
Material de construcción.
Temperatura de operación.
Presión parcial de hidrogeno.
Tiempo de exposición.
47
Mecánico. Los mecanismos más comunes de deterioro mecánicos son fatiga (mecánico,
térmico y corrosión), el estrés / rotura por fluencia, y la sobrecarga de tensión.
El estudio en la norma API 581 es la herramienta central en todo el análisis de los datos
obtenidos para poder dar la criticidad del estado integral de los tanques de almacenamiento.
Dentro de esta norma se explica detalladamente todos los cálculos probabilísticos teniendo
en cuenta la inspección visual realizada, para poder así dar un valor real acerca del estado
del tanque.
Análisis del riesgo. El análisis del riesgo es definido por técnicas que dimensionan el
riesgo y todas ellas encerradas en tres técnicas:
Análisis Cualitativo. Este enfoque requiere de datos de entrada en base a la información
descriptiva utilizando los criterios de ingeniería y la experiencia como base para el análisis
de la probabilidad y la consecuencia de la falla. Las entradas se dan a menudo en rangos de
datos en lugar de valores discretos.
Análisis Cuantitativo. Análisis cuantitativo de riesgos se integra en una metodología
uniforme la información relevante sobre el diseño de instalaciones, prácticas operativas,
historia de funcionamiento, fiabilidad de los componentes, las acciones humanas, la
evolución física de los accidentes, y los posibles efectos ambientales y de salud.
Utiliza modelos lógicos que representan combinaciones de eventos que podrían resultar en
accidentes graves y los modelos físicos que representan la progresión de los accidentes y el
transporte de material peligroso para el medio ambiente.
Análisis Semi-cuantitativo. Es un término que describe cualquier enfoque que tiene
aspectos derivados de tanto cualitativos y cuantitativos.
Los resultados se dan generalmente en consecuencia y probabilidad categórica y no como
números de riesgo pero los valores numéricos pueden estar asociados con cada categoría
para permitir el cálculo del riesgo y la aplicación de los criterios de aceptación de riesgo
apropiada.
El análisis que se realizara será de carácter cuantitativo debido a que con todos los datos
recogidos, además de la búsqueda de información sobre la operatividad de los tanques,
inspecciones, mantenimiento y riesgo ambiental en llegado de accidentes dará un valor de
criticidad más real.
Clasificación de Riesgos. La clasificación de riesgos hace una descripción de las
consecuencias que pueden llegar a ocurrir dependiendo de la probabilidad de falla
calculada.
48
Cuadro 5. Clasificación de Riesgos Mansarovar Energy Colombia Ltd.
Descripción Personas Ambiente Económico ImagenCalificac
ión
Catastrófico Una o más muertes
Daño medioambiental grave
no recuperable o a muy
largo plazo en áreas
sensibles o en las
comunidades
Impacto > $1M
Deterioro de la
imagen a nivel
internacional
5
GraveLesiones con
incapacidad
permanente
Derrame de más de 10 bls
fuera de área industrial, o
afectación de ecosistema
sensible, o afectación a la
comunidad
$1M >Impacto>
$500,000
Deterioro de la
imagen a nivel
nacional
4
SeveroLesiones con
pérdida de tiempo
Derrame de menos a 10 bls
fuera de área industrial
$500,000
>Impacto>
$50,000
Deterioro de la
imagen a nivel
regional
3
MenorLesiones leves con
tratamiento médico
y trabajo restringido
Derrame de más de 0.5 bls
en área industrial
$50,000
>Impacto>
$10,000
Deterioro de la
imagen a nivel local2
LeveCaso primeros
auxilios
Derrame de menos de 0.5
bls en área industrial
Impacto <
$10,000
Deterioro de la
imagen a nivel interno1
Fuente. Matriz de Riesgos MECL
Evaluación de consecuencias. Esta evaluación se hace mediante una estimación de costos
económicos ya establecidos por la norma API 581 y otros valores que si son obtenidos por
operaciones internas de la empresa referente a producción, además de esto involucra daños
al medio ambiente, equipos y perdida de producción (Lucro cesante).
En el Capítulo 7 Pág. 589 de la norma API 581(Risk-Based-Inspection-Technology-API-
581-2008.pdf), se explica paso a paso el cálculo de todos los factores que determinan la
consecuencia analizada. (Ver Anexo 7)
Evaluación de la probabilidad de falla (veces/año). La evaluación de la probabilidad de
falla se hace identificando los posibles mecanismos de falla (Adelgazamiento, Stress
corrosión cracking, Metalúrgico-Ambiental, Mecánico), determinando la probabilidad
genérica de falla y aplicando factores de corrección que intervengan en la instalación del
equipo (Características del terreno, sistemas de control, factores ambientales).
La probabilidad de falla (POF) hecha en el archivo Excel (Planilla RBI.xlsx), está
clasificada por Corrosión Interna, Corrosión Externa y CUI (Corrosion Under Insulation).
En la norma API 581 en las Págs. 134 y 448 respectivamente, explican el método de
cálculo en la Corrosión Externa e Interna; y en la Pág. 228 el cálculo para CUI (Risk-
Based-Inspection-Technology-API-581-2008.pdf). (Ver Anexo 8)
Evaluación del riesgo (Mediante matriz de riesgos). La evaluación del riesgo es el
resultado de todos los cálculos hechos en la probabilidad de falla y en la consecuencia que
49
arrojan como resultado valores numéricos y alfabéticos. Estos valores poseen un rango
explicados en el Cuadro 7.
Cuadro 6. Valores numéricos asociados con Probabilidad y Consecuencia Financiera
categóricas en RBI API
Categoría Probabilidad Categoría Consecuencia
Categoría Rango Categoría Rango ($)
1 Df-total ≤ 2 A FC≤10.000
2 2< Df-total ≤ 20 B 10.000<FC≤100.000
3 20< Df-total ≤100 C 100.000<FC≤1’000.000
4 100< Df-total ≤1000 D 1’000.000<FC≤10’000.000
5 1000< Df-total ≤10000 E FC > 10’000.000
Fuente: API 581. Risk-based Inspection
Estos resultados o rangos categóricos son unidos mediante una Matriz de Riesgo que se
muestra en la Figura 10.
Figura 10. Matriz de Riesgos
Fuente: API 581. Risk-based Inspection
Planes de inspección, revisión y mantenimiento. A partir de los resultados obtenidos por
la norma API 581, las inspecciones visuales realizadas a los tanques de almacenamiento y
al cálculo de inspecciones según la norma API 653, se generan los planes de inspección,
revisión y mantenimiento.
Mediante el análisis del RBI en Excel se llega a los resultados de toda la información
recolectada y analizada detalladamente teniendo en cuenta factores de construcción,
50
operación, costo de producción y consecuencias ambientales se puede llegar a un riesgo
real aplicando métodos probabilísticos aportados por la norma API 581.
Figura 11. Valor de Riesgo en Tanque
POF COF RIESGO POF COF RIESGO POF COF RIESGO
Fondo 3 C MEDIO 3 C MEDIO 3 C MEDIO
Anillo 1 1 B BAJO 1 B BAJO 1 B BAJO
Anillo 2 1 B BAJO 1 B BAJO 1 B BAJO
Anillo 3 1 B BAJO 1 B BAJO 1 B BAJO
Anillo 4 1 B BAJO 1 B BAJO 1 B BAJO
Anillo 5 1 B BAJO 1 B BAJO 1 B BAJO
CORROSIÓN INTERIOR CORROSIÓN EXTERIOR CUI
TK-001
RISK
Fuente. Pasante del proyecto
Durante el proceso de cálculo de riesgo es importante tener en cuenta la inspección visual
hecha, ya que ciertas observaciones del estado del tanque son importantes a la hora de
obtener la probabilidad de falla.
Posterior a este valor se ubica en la matriz para poder evidenciar su criticidad y así dar una
clasificación de riesgo.
Figura 12. Riesgo evaluado desde Matriz de Riesgo
5
4
3 x
2
1
A B C D E
Prob
abilid
ad
Consecuencia
Fuente. Pasante del proyecto
A través de la inspección visual realizada se grafica la condición actual del tanque y la
criticidad de algunos de los elementos que representan un riesgo para el tanque, esos
elementos necesitan de una acción correctiva para que no exista algún tipo de incidente en
un futuro. (Ver Anexo 9).
51
Figura 13. Grafica de Condición y Criticidad por Inspección Visual.
Fuente. Pasante del proyecto
La frecuencia de inspecciones es establecida por la API 653, Section 6 Inspection. Estas
frecuencias de inspecciones son establecidas en:
Inspección Externa: Todos los tanques deben ser inspeccionados por un inspector
autorizado. Esta inspección puede hacerse cada 5 años o:
Donde,
RCA= tact-tmin (Expresado en mils, milésimas de pulgadas)
Y,
N = Velocidad de corrosión base
tact = Espesor actual del anillo (mils).
tmin = Espesor mínimo requerido (mils).
N= Velocidad de corrosión base estimada o calculada (mpy).
Inspección Espesores Ultrasonido. Si se desconoce la tasa de velocidad de corrosión se
hará cada 5 años, de lo contrario se realizara cada:
Donde,
52
RCA= tact-tmin (Expresado en mils, milésimas de pulgadas)
Y,
N = Velocidad de corrosión base
tact = Espesor actual del anillo (mils).
tmin = Espesor mínimo requerido (mils).
N= Velocidad de corrosión base estimada o calculada. (mpy)
Inspección Interna. Según la API 653 Section 6 Inspection, Paragraph 6.4.3., se puede
establecer un intervalo de inspecciones internas usando la Inspección Basada en Riesgos
(RBI), basándose en los resultados arrojados. Debido a que en el estudio actual de RBI no
se pudo realizar una inspección interna porque lo tanques se encuentran en servicio, lo
recomendable es que no se exceda a más de 10 años la frecuencia de inspección.
Todos los valores obtenidos fueron calculados y tabulados en un archivo Excel. (Ver Anexo
10).
Con los resultados obtenidos de las inspecciones según la API 653, se programa el número
de años a los cuales se le hará su respectiva inspección, como se puede observar en el
siguiente cuadro:
Cuadro 7. Frecuencia de Inspecciones.
Inspección
Espesores UT
Inspección
Externa
Inspección
Espesores
UT
Inspección
Externa
Inspección
Interna
TK 001 ≥40 ≥15 8 5 10
TK 002 ≥40 ≥15 8 5 10
TK 003 ≥40 ≥15 8 5 10
N° de Años según API 653
Frecuencia de Inspeccion (Años)
Jazmín
Campo Tanque
N° de Años según
Formulas
Fuente. Pasante del proyecto
Además con la norma API 653, Section 4-Suitability For Service, Paragraph 4.3.3., se hizo
cálculo del espesor mínimo de funcionamiento para tanques soldados por anillo, para dar un
soporte adicional al análisis hecho por la norma API 581. (Ver Anexo 11)
H: Altura máximo de llenado (ft)
D: Diámetro nominal del tanque (ft)
G: Gravedad específica del producto
S: Esfuerzo admisible del material (psi)
E: Factor de eficiencia de Junta
tmin: Espesor mínimo admisible, (pulg)
53
El plan de revisión a los tanques contara con un cronograma que tendrá como prioridad
verificar:
Semanalmente, operaciones en los tanques.
Mensualmente, inspección visual utilizando el formato de inspección visual.
Anualmente, inspección visual general por campo.
Quinquenio, inspección externa según API 653 y medición de espesores por UT.
Década, inspección interna para verificar el fondo del tanque y mantenimiento según API
653 aprovechando que el tanque se encuentra en fuera de servicio.
La fecha de partida para iniciar esta estipulada para el 1 de agosto de 2015. (Ver Anexo
12).
Con los resultados obtenidos por las normas API 581, API 653, inspección visual y el no
contar con un mantenimiento desde la puesta en funcionamiento, los tanques que superen
los 10 años de operación se debe programar una inspección interna para verificar el estado
del fondo del tanque ya que es la zona más crítica del equipo esta inspección se debe hacer
utilizando la técnica Magnetic Flux Leakage (MFL). Para eso se propone unas fechas que
concuerden con otras operaciones que se le hacen a los tanques, ya que debe quedar en
fuera de servicio para poder ejecutar la inspección. Estas fechas se deben acordar con
operaciones para que no se tenga que hacer un doble trabajo.
El mantenimiento correctivo a los tanques que presentan algunas anomalías de trazaría una
fecha en un lapso de tiempo no muy prolongado y estudiado por operaciones para poder
hacer dicha tarea. Este mantenimiento se hace con el objetivo de mejorar la vida útil del
equipo y por imagen a la empresa.
Todas estas acciones se manejaran como Plan de Inspección y Mantenimiento de Tanques
que se convertirán en rutinas para darles un rango mayor de importancia, estas rutinas serán
montadas en el CMMS de la empresa llamado SAP quien arrojara las rutinas en los días
especificados anteriormente publicados. Esto se hace con el objetivo de controlar y
monitorear los movimientos de los tanques para estar prevenidos ante cualquier incidente.
54
4. DIAGNOSTICO FINAL
La elaboración de un plan de inspección basado en riesgos (RBI) genera en la empresa un
concepto de prevención y conciencia sobre la importancia de tener en buen estado los
equipos de producción y facilidades en este caso a los tanques de almacenamiento de
productos derivados del petróleo.
Esta metodología API RP 581, de uso para la industria petrolera, fue la que utilice para
dictaminar la criticidad de los tanques realizando una búsqueda de información y el uso de
ensayos no destructivos como la inspección visual y medición de espesores por ultrasonido
industrial.
Como estudiante en práctica, aporte a un nuevo proyecto nunca antes realizado en la
empresa que consiste en empezar a valorar la integridad mecánica de los distintos equipos
que hacen parte de una planta de explotación, producción y bombeo de petróleo, dando un
ranking de criticidad para ver el riesgo que pueden generar actualmente si no son
intervenidos a tiempo para su revisión. Colaboré a planificar las inspecciones rutinarias y
los otros tipos de inspecciones especificadas por la API 653, diseñé formatos y fichas
técnicas en las cuales que pueden registrar la inspección visual y los ensayos no
destructivos que se deben hacer en los tanques. Como valor agregado, se aportó ayuda y
conocimientos a talleres de RCFA’S durante el transcurso de la pasantía en Mansarovar
Energy Colombia Ltd.
55
5. CONCLUSIONES
A partir de esta metodología de Inspección Basada en Riesgo, se concluyó de manera
concreta el estado de criticidad de los tanques de fiscalización de la Mansarovar Energy
Colombia Ltd., este Ranking de criticidad fue mostrado mediante la matriz de riesgos
empleada por la API RP 581.
Mediante el levantamiento de información se identificaron los datos de construcción y
operaciones de los tanques, estos datos fueron de vital importancia en el análisis del RBI.
La decisión en los ensayos no destructivos fue hecha por el equipo de trabajo, con los
equipos disponibles en la empresa, no fue posible otro tipo de ensayo para revalidar
información, para el futuro en las inspecciones planeadas tanto externas e internas y
aprovechando el mantenimiento, se debe realizar más ensayos no destructivos y tener
mayor información del estado del tanque.
La importancia de tener los históricos de mantenimiento, inspección o revisiones es
fundamental para el manejo de la metodología implementada en este proyecto, ya que estos
factores pueden alterar los resultados del análisis RBI.
A través de este estudio se logró cumplir con una no conformidad pendiente, de la empresa
para verificar el estado de los tanques la cual consistía en determinar su integridad
mecánica actual, estado de pintura y un plan de inspecciones programado para poder
monitorear los tanques.
Por medio de la metodología de Inspección Basada en Riesgo, se puede concluir que el
estado actual de los tanques con una operatividad menor a 7 años se encuentran en un rango
BAJO de criticidad, entre 7 y 15 años se encuentran en rango MEDIO, de 15 años en
adelante están en un rango MEDIO-ALTO.
Para mitigar el riesgo actual de los tanques que están dentro del rango MEDIO y MEDIO-
ALTO es necesaria la planeación de una parada del equipo programada para realizar su
inspección interna y posterior mantenimiento.
La metodología RBI de la norma API 581 es una herramienta muy importante en la mejora
del gerenciamiento de riesgo que presentan los tanques y se manejó acorde a las
especificaciones de la norma aun teniendo problemas en recolección de información, se
cumplió con los objetivos planteados del proyecto y se logró mostrar resultados
satisfactorios para Mansarovar Energy Colombia Ltd.
56
6. RECOMENDACIONES
Hacer que la alta gerencia de la empresa se involucre más en el estado de sus tanques y este
pendiente de su manejo administrativo y logístico para que a través de la inspección basada
en riesgos (RBI) la calificación gerencial sea más óptima que la actual.
Capacitar e informar a supervisores y operadores sobre la inspección basada en riesgos
(RBI) para que brinden información que se necesita para el análisis de riesgos, debido a que
constantemente surgen cambios a nivel operativo.
Revisar los sistemas de protección catódica en los tanques que tengan instalados este
sistema, debido a que es un factor que puede afectar la degradación del fondo de los
tanques si no es monitoreado aunque sea anualmente.
Mejorar la organización de la oficina de Archivo de cada uno de los campos, algunos
dossiers necesitados para hacer el levantamiento de información aparecían en sistema pero
en físico no se encontraban.
Generar las rutinas de revisión, inspección y mantenimiento desde SAP para controlar los
movimientos de los tanques y que no vuelvan a sufrir un descuido como en encontrado.
57
BIBLIOGRAFÍA
API 581 Risk-Based Inspection Technology Second Edition.
API 581. Risk-Based Inspection. First edition. 2002
API 653. Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. Third Edition. 2003
GONZÁLES, Bohórquez Carlos Ramón. Principios de Mantenimiento. Posgrado en
Gerencia de Mantenimiento.
Inspección Visual I y II, Manual de Instrucción.
MORA, Gutiérrez Luis Alberto. Mantenimiento. Planeación y ejecución y control. Primera
Edición, México, 2009
PAS55:2008 Asset Management. Part 1: Specification for the optimized management of
physical assets
SMITH, William F. Fundamentos de la ciencia e ingeniería de materiales. Tercera edición.
1998. McGraw Hill
Welded Tanks for Oil Storage, API 650, Eleventh Edition, 2007
58
REFERENCIAS DOCUMENTALES ELECTRONICAS
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2015.]. Disponible en internet en: http://www.disaster-
info.net/desplazados/documentos/saneamiento01/1/05tanal.htm
RELIARISK Integridad Mecánica (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de
2015.]. Disponible en internet en:
http://www.reliarisk.com/r2m/mariangela/(Microsoft%20Word%20-
%20Inspecci_363n%20Basada%20en%20Riesgo%20_IBR_-Contenido.doc).pdf
REMOTTI Marcelo. American Petroleum Institute (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18
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http://www.cnh.gob.mx/_docs/eventos_cnh/presentacion_2_1130_1200_normas_api_cnh.p
df
SISBIB Inspección Basada en Riesgo (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero de
2015.]. Disponible en internet en:
http://sisbib.unmsm.edu.pe/bibvirtual/publicaciones/geologia/v13_n26/pdf2/a05v13n26.pdf
SISTENDCA. Ensayos no Destructivos (s.l.) [On line] (s.f.) [Consultado el 18 de febrero
de 2015.]. Disponible en internet en:
http://www.sistendca.com/DOCUMENTOS/Manual%20Introduccion%20a%20los%20EN
D.pdf
SLIDESHARE. Bases de diseño opcional para tanques pequeños (s.l.) [On line] (s.f.)
[Consultado el 18 de febrero de 2015.]. Disponible en internet en:
http://es.slideshare.net/wioc78/api-650enespanol
59
ANEXOS
60
Anexo 1.Inventario de Tanques Mansarovar Energy Colombia Ltd.
Moriche TK-ETR-001A 10000 Soldado Crudo Atmosférico,Vertical,Techo Fijo ETR Moriche
Moriche TK-ETR-003 10000 Soldado Agua Suavizada Atmosférico,Vertical,Techo Fijo ETR Moriche
Moriche TK-ETR-002 10000 Soldado Agua Industrial Atmosférico,Vertical,Techo Fijo ETR Moriche
Moriche TK-472-251 5000 Soldado Agua Contraincendio Atmosférico,Vertical,Techo Fijo ETR Moriche
Moriche TK-472-250 10000 Soldado Agua Contraincendio Atmosférico,Vertical,Techo Fijo ETR Moriche
Moriche TK-7-3-250-A 50000 27,93 12,80 13,99 6 Soldado Crudo Fiscalizado 195 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Moriche
Moriche TK-7-3-250-B 50000 27,92 12,72 14,01 6 Soldado Crudo Fiscalizado 195 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Moriche
Moriche TK-7-5-251 5000 10,67 9,14 10,24 5 Soldado Crudo Fiscalizado 195 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Moriche
Moriche SK-7-250-A 5000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Moriche
Moriche SK-7-250-B 5000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Moriche
Moriche TK-7-5-252 10000 Soldado Agua Filtrada Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Moriche
Moriche TK-7-5-253-A 1480 Soldado Lodos Aceitosos Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Moriche
Moriche TK-7-5-254-A 1480 Soldado Fluido Clarificado Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Moriche
Moriche TK-7-EIN-251 5000 Soldado Agua Suavizada Atmosférico,Vertical,Techo Fijo EIN Moriche
Moriche D-7-EIN-251 630 Soldado Crudo Atmosférico,Vertical,Techo Fijo EIN Moriche
Moriche TK-7-EIS-251 5000 Soldado Agua Suavizada Atmosférico,Vertical,Techo Fijo EIS Moriche
Moriche D-7-EIS-251 630 Soldado Crudo Atmosférico,Vertical,Techo Fijo EIS Moriche
Moriche TF-7-EIS-250-2 500 Soldado Crudo Atmosférico,Vertical,Techo Fijo EIS Moriche
Nare-UR WT-910-01 5140 10,67 9,14 5 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 5000-1UR 5000 Soldado Crudo Fiscalizado Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 5000-2UR 5000 Soldado Crudo Fiscalizado Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 5000-3UR 5000 Soldado Crudo Fiscalizado Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR TK-925-01D 10500 Soldado Crudo Fiscalizado Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 500-1 NA 500 4,58 5,50 6,45 3 Soldado Crudo Fiscalizado 160 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 1500-1 NA 1500 7,62 5,50 6,38 3 Soldado Crudo Fiscalizado 160 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR 1500-2 NA 1500 7,64 5,50 6,39 3 Soldado Crudo Fiscalizado 160 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo MTB Nare Sur - UR
Nare-UR SK 930-01 5000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Nare Sur - UR
Nare-UR TK-835-01 10500 15,24 9,14 5 Soldado Agua de Inyección 180 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Nare Sur - UR
Nare-UR TK-10000-1 NA 10000 Soldado Agua Industrial Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Nare Sur - UR
Nare-UR TK-955-01 5140 Soldado Agua Suavizada Atmosférico,Vertical,Techo Fijo SIAR Nare Sur - UR
61
Velásquez 2000-30 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 1
Velásquez 2000-49 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 1
Velásquez 1000-4 1000 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 1
Velásquez 10000-1 10000 Remachado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 3000-7 3000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 3000-8 3000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 3000-5 3000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 3000-9 3000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-22 2000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-4 2000 Soldado Agua Residual Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-43 2000 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-50 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2A
Velásquez 2000-47 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2A
Velásquez 2000-13 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 3
Velásquez 2000-14 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 3
Velásquez 2000-17 2000 Soldado Crudo+Agua Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 3
Velásquez 2000-1 2000 9,14 4,88 5,86 2 Soldado Crudo Fiscalizado 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-8 2000 9,11 4,88 5,87 2 Soldado Crudo Fiscalizado 110 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-10 2000 9,13 4,96 5,91 2 Soldado Crudo Fiscalizado 110 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-23 2000 9,12 4,94 5,95 2 Soldado Crudo Fiscalizado 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 2000-46 2000 8,99 4,93 5,85 2 Soldado Crudo Fiscalizado 110 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Bateria 2
Velásquez 15000-1 15000 16,88 10,89 11,99 Soldado Diluyente 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Velásquez 26
Velásquez 80000-3 80000 36,57 12,13 14,09 Soldado Diluyente 90 Atmosférico,Vertical,Techo Flotante Velásquez 26
Velásquez 10000-7 10000 Soldado Diluyente Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Velásquez 26
Velásquez 90000-3 90000 Soldado Diluyente Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Velásquez 26
Velásquez 90000-2 90000 39,01 11,53 12,80 Soldado Nafta/Diluyente 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Velásquez 26
Zambito 1500-3 1500 Soldado Crudo Mezcla MECL Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Auxiliar
Zambito 1500-4 1500 Soldado Crudo Mezcla MECL Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Auxiliar
Zambito 1500-5 1500 Soldado Crudo Mezcla MECL Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Auxiliar
Estación Sauce 90000-1 90000 39,02 11,85 12,10 7 Soldado Crudo Fiscalizado 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Sauce
Estación Sauce 80000-1 80000 33,55 14,65 15,70 8 Soldado Crudo Fiscalizado 60 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Sauce
Estación Sauce 80000-2 80000 33,25 14,62 15,21 8 Soldado Crudo Fiscalizado 90 Atmosférico,Vertical,Techo Fijo Estación Sauce
62
Anexo 2. Inventario Tanques de Fiscalización Mansarovar Energy Colombia Ltd.
CAMPO / ESTACION CRUDO
NOMBRE DEL
TANQUE
CAPACIDAD NOMINAL
(Barriles)
TIPO DE TANQUE
CRUDO JAZMIN K-103 19.862 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO JAZMIN K-105 28.658 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO JAZMIN K-106 33.690 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO GIRASOL K-1-3-008 5.032 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO GIRASOL K-1-3-010 49.610 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO GIRASOL K-1-3-011 49.551 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO ABARCO 104 19.949 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO ABARCO 107 10.887 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO ABARCO 108 1.567 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO ABARCO 501 526 Atmosférico, Horizontal
CRUDO ABARCO 502 525 Atmosférico, Horizontal
CRUDO ABARCO 503 525 Atmosférico, Horizontal
CRUDO ABARCO 504 526 Atmosférico, Horizontal
CRUDO MORICHE TK-7-3-250A 48.406 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO MORICHE TK-7-3-250B 48.797 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO MORICHE TK-7-5-251 5.077 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO NARE 1500-1 1.585 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO NARE 1500-2 1.593 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO NARE 500-1 576 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO UNDERRIVER 5000-1 5.187 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO UNDERRIVER 5000-2 5.191 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO UNDERRIVER 5000-3 5.148 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO UNDERRIVER TK-925-01D 10.492 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO VELASQUEZ 2000-1 2.032 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO VELASQUEZ 2000-8 1.961 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO VELASQUEZ 2000-10 2.025 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO VELASQUEZ 2000-23 2.027 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO VELASQUEZ 2000-46 1.983 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
NAFTA 15000-1 15.371 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
POR DEFINIR 80000-3 78.264 Atmosférico, Vertical,Techo Flotante
CRUDO VELASQUEZ 10000-7 10.127 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO 90000-3 88.938 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
POR DEFINIR 90000-2 88.766 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO MEZCLA 90000-1 89.523 Atmosférico, Vertical, Techo fijo
CRUDO MEZCLA 80000-1 81.304 Atmosférico, Vertical,Techo Flotante
CRUDO MEZCLA 80000-2 81.304 Atmosférico, Vertical,Techo Flotante
ESTACION
VELASQUEZ 26
ESTACION EL SAUCE
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO FISCALIZADO EN MANSAROVAR
MTB JAZMIN
VELASQUEZ
(BATERIA 2)
MODULO NARE
MTB MORICHE
MODULO 2 JAZMIN
63
Anexo 3. Ficha Técnica Tanques
MM DD AA
GENERAL
DIMENSIONES
TECHO
CUERPO
DATOS OPERACIONALES
CIMIENTOS
FONDO
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
OBSERVACIONES
[S/N]:
[m/mm]:
Material de Construcción
[m/mm]:
[m/mm]:
Tipo de Construcción (Soldado (tope - solape) / Remachado /
Atornillado)
Tiene recubrimiento interno?
Altura / Espesor Anillo 8
Altura / Espesor Anillo 7
Altura / Espesor Anillo 6
Altura / Espesor Anillo 5
Altura / Espesor Anillo 4
Altura / Espesor Anillo 3
Altura / Espesor Anillo 2
Altura / Espesor Anillo 1
[m/mm]:
[m/mm]:
[m/mm]:
[m/mm]:
[m/mm]:
[C]:
[psi]:
[S/N]:
[bls/hr]:
[bls/hr]:
[mm]:
[S/N]:
[S/N]:
Sistema Automático de Alarma por Alto Nivel? [S/N]:
[S/N]:
Diámetro (Nominal o medido en sitio)
Altura (Nominal o medido en sitio)
Máxima Altura de Llenado (Para Operación Segura)
Tipo de Techo (Flotante / Fijo)
Tipo de Construcción (Soldado (tope - solape) / Remachado /
Atornillado )
Tiene recubrimiento interno? [S/N]:
[m]:
[m]:
[m]:
FECHA
INFORMACION DE TANQUES
Código: FO-OPE-73 Versión: 0 Fecha: 20-09-2010
NOMBRE:
NOMBRE ESTACION RESPONSABLE DILIGENCIAMIENTO FIRMA
DETALLES DEL TANQUE
Numero del Tanque
Estándar de Diseño
Tipo de Tanque (Soldado (tope - solape) / Remachado /
Atornillado )
Fecha de Construcción
Constructor
Placa presente? (Placa de Identificación)
Planos de Diseño y Construcción disponibles?
[S/N]:
[S/N]:
[S/N]:
[mm]:
[mm]:
[S/N]:
[año]:
[mm]:
Producto Almacenado
Gravedad API del Producto Almacenado
Tipo de Construcción (Soldado (tope - solape) / Remachado /
Atornillado)
Tiene Anillo Anular?
Espesor Nominal Laminas del Anular
Ancho de las Laminas del Anular
Tiene recubrimiento interno?
Tipo (Anillo Concreto / Base Asfáltica / Gravilla / Tierra)
Altura de los Cimientos
Tiene Dique?
Viga Contravientos instalada?
Fecha de Construcción
Espesor Nominal Laminas del Fondo
Temperatura de Almacenamiento
Rango de Operación Válvulas Presión / Vacio
El Tanque se encuentra Anclado
Tasa de Entrada de Producto al Tanque
Tasa de Salida de Producto del Tanque
BSW del Producto Almacenado
Tiene Sistema de Detección de Fugas
64
Anexo 4. Ficha Técnica Tanques Diligenciada
65
Anexo 5. Formato lista de chequeo de Inspección Visual
INSPECTOR: FECHA: CONSECUTIVO:
CONDICIÓN CRITICIDAD COMENTARIO CONDICIÓN CRITICIDAD COMENTARIO
1,0
1,1
1,2
1,3
2,0
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
2,6
3,0
3,1
3,2
3,3
4,0
4,1
4,2
4,3
4,4
4,5
4,6
4,7
4,8
5,0
5,1
5,2
5,3
5,4
5,5
5,6
6,0
6,1
6,2
6,3
Techo fijo / Techo flotante
Líneas de entrada y salida.
General:
Inundaciones en el dique? El agua lluvia drena lejos
del tanque?
Estado general de la pintura del TK.
Presencia de corrosión. (Generalizada? Localizada?
Picadura?)
Presencia de corrosión. (Generalizada? Picadura?
Localizada? )
Inspeccionar condición de líneas sistema de contra
incendio
Verificación presencia de fugas. % LEL
Otros aspectos relevantes. Especificar. Orificio de las
Ruanas Tapados. Puesta a tierra
Zonas con estancamiento de agua.
Verificación general otros accesorios techo (sistema
anti rotación; soportes techo)
Cuerpo del TK
Anillo de concreto y pestaña externa del fondo
TK-XX
Dique contenedor
Estado físico de las paredes del dique evidencia de
daños, grietas.
Evidencia de fractura, grietas del concreto.
TK-XX
Verificar presencia de cavidades o vegetación debajo
del fondo del TK.
Verificar drenajes en la cimentación del TK ,
presencia de agua estancada?
Evidencia de abombamientos / daños mecánicos.
Corrosión en la pestaña.
Verificación general estado estructural escalera
rodante.
Condición del sello entre la pestaña del fondo y
cimentación del TK.
Evidencia de abombamientos / daños mecánicos.
Verificación de hundimientos severos.
Presencia de corrosión. (Generalizada? Localizada?
Picadura?)
Válvulas de presión / vacío tiene registro de
calibración vigente?
Estado de acceso al Tk, Escaleras, vía en el dique,
presencia de obstáculos.
Verificación condición física de líneas (tuberías,
válvulas accesorios)
Evidencia de fugas por soldaduras, láminas,
conexiones.
Verificación general del sistema de sello techo
flotante.
Verificación de anclajes y estabilidad de las tuberías
sobre soportes.
Evidencia de fugas por soldaduras, láminas,
conexiones.
Ítem ACTIVIDAD
Verificar potencial deformación de láminas de cuerpo
originada por esfuerzos de las líneas.
Estado del piso, cárcavas? erosión?, presencia de
vegetación y/o materiales inflamables.
GESTIÓN DE ACTIVOS LISTA DE INSPECCIÓN - TANQUES EN SERVICIO
66
Acciones:
TK
TK
ANEXO TOMA DE DATOS MEDICION UT
TK
Extremo: Hallazgos que están fuera de diseño y requieren evaluación de FFS
Condición del tanque:
B : Bueno R : Regular M : Mal estado
Nivel de criticidad:
Bajo: Hallazgos menores reportados para seguimiento y/o corregir por oportunidad.
Medio: Hallazgos que requieren acción correctiva o mantenimiento a corto plazo. 6 meses.
Alto: Hallazgos fuera de diseño y requieren acción inmediata y requieren elaboración de deferral.
TK
ELABORÓ REVISÓ APROBÓ
Fecha: Fecha: Fecha:
67
INSPECTOR: FECHA: CAMPO JAZMÍN
ANEXO FOTOGRÁFICO
TK
GESTIÓN DE ACTIVOS LISTA DE INSPECCIÓN - TANQUES EN SERVICIO
68
Anexo 6. Toma de datos por medición ultrasonido
Anillo 1 12,5
Anillo 2 12,6
Anillo 3 10,8
N° Anillos Laminas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Promedio Minimo Anillo 4 7,0
Lamina 1 13,1 13,2 13,3 13,4 13,4 13,0 -- -- -- 13,2 13,0 Anillo 5 6,8
Lamina 2 12,7 12,8 12,8 12,5 12,6 12,7 12,4 12,6 13,0 12,7 12,4 Techo 7,1
Lamina 3 12,5 12,6 12,7 12,7 12,6 13,0 12,1 12,6 12,7 12,6 12,1
Lamina 4 12,1 12,3 12,5 12,3 12,4 12,5 12,5 12,6 12,7 12,4 12,1
Lamina 5 12,3 12,4 12,8 11,8 12,2 12,2 12,0 12,2 12,4 12,3 11,8
Lamina 6 11,9 12,3 12,4 12,1 12,2 12,1 -- -- -- 12,2 11,9 Anillo 1 0,4921
Lamina 7 12,0 12,4 12,1 12,3 11,9 12,4 13,1 12,5 13,2 12,4 11,9 Anillo 2 0,4960
Lamina 8 12,2 12,3 13,0 12,4 12,3 12,6 12,5 12,8 12,8 12,5 12,2 Anillo 3 0,4251
Lamina 9 12,6 12,6 12,6 12,4 12,6 12,6 12,3 12,4 12,4 12,5 12,3 Anillo 4 0,2755
Lamina 10 12,4 12,6 12,8 12,4 12,4 12,6 12,5 12,5 12,6 12,5 12,4 Anillo 5 0,2677
Lamina 11 12,3 12,5 12,9 12,3 12,6 12,3 12,3 12,6 12,7 12,5 12,3 Techo 0,2795
Lamina 12 12,1 12,4 12,4 12,4 12,4 12,6 12,3 12,4 12,4 12,4 12,1
Lamina 13 12,5 12,4 12,6 12,1 12,3 12,4 12,4 12,5 12,9 12,5 12,1
Lamina 14 12,6 12,2 13,0 12,3 12,5 12,6 12,4 12,3 13,0 12,5 12,2
Lamina 15 12,3 12,6 12,7 12,4 12,4 12,5 12,3 12,3 12,7 12,5 12,3
Lamina 16 12,6 12,5 13,1 12,4 12,6 12,4 12,9 13,4 13,4 12,8 12,4
Lamina 17 12,6 13,0 13,6 12,5 12,4 12,8 12,5 12,7 13,0 12,8 12,4
ANILLO 2 Lamina 12,9 12,4 12,6 12,5 -- -- -- -- -- 12,6 12,4
ANILLO 3 Lamina 10,1 10,4 10,3 12,5 -- -- -- -- -- 10,8 10,1
ANILLO 4 Lamina 7,1 6,9 6,9 7,0 -- -- -- -- -- 7,0 6,9
ANILLO 5 Lamina 6,6 6,8 6,9 6,9 -- -- -- -- -- 6,8 6,6
TECHO Laminas 7 7,2 7,1 7,1 -- -- -- -- -- 7,1 7,0
Espesores Anillos (mm)
Espesores Anillos (in)
Medidas en mm
A
N
I
L
L
O
1
TK-1-3-011UBICACIÓN :
MTB JAZMÍN
CAPACIDAD:
50000 BLS
FECHA:
04/Marzo/2015CRUDO GIRASOL MEDICION DE ESPESORES POR UT
69
Anexo 7. Calculo de Consecuencia
Fondo Anillo 1 Anillo 2 Anillo 3 Anillo 4 Anillo 5
35 35 35 35 35 35
30 30 30 30 30 30
N/A 6 12 18 24 30
N/A 6 6 6 6 6
NO N/A N/A N/A N/A N/A
SI N/A N/A N/A N/A N/A
Crude Oil Crude Oil Crude Oil Crude Oil Crude Oil Crude Oil
48,383 48,383 48,383 48,383 48,383 48,383
0,0007706 0,0007706 0,0007706 0,0007706 0,0007706 0,0007706
Concreto/Asfalto Concreto/Asfalto Concreto/Asfalto Concreto/Asfalto Concreto/Asfalto Concreto/Asfalto
1,56E-07 1,56E-07 1,56E-07 1,56E-07 1,56E-07 1,56E-07
1,40E-04 1,40E-04 1,40E-04 1,40E-04 1,40E-04 1,40E-04
0,99 0,99 0,99 0,99 0,99 0,99
1,41E-04 1,41E-04 1,41E-04 1,41E-04 1,41E-04 1,41E-04
SMALL (In) 0,5 0,125 0,125 0,125 0,125 0,125
MEDIUM (In) 0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
LARGE (In) 0 2 2 2 2 2
RUPTURE (In) 1260 1260 1260 1260 1260 1260
Area asociada a
orificio pequeño (in2)0,196 0,012 0,012 0,012 0,012 0,012
Area asociada a
orificio mediano (in2)N/A 0,196 0,196 0,196 0,196 0,196
Area asociada a
orificio grande (in2)N/A 3,142 3,142 3,142 3,142 3,142
Area asociada a
ruptura (in2)1,247E+06 1,247E+06 1,247E+06 1,247E+06 1,247E+06 1,247E+06
nrh,n
Numero de orificios
de liberación como
función del diametro
del tanque N
1 N/A N/A N/A N/A N/A
hliq Altura del liquido (ft) 30 N/A N/A N/A N/A N/A
Tasa de descarga en el
cuerpo orificio
pequeño (bbl/día)
0,00 35,21 35,21 35,21 35,21 35,21
Tasa de descarga en el
cuerpo orificio
mediano (bbl/día)
N/A 563,31 563,31 563,31 563,31 563,31
Tasa de descarga en el
cuerpo orificio grande
(bbl/día)
N/A 9,01E+03 9,01E+03 9,01E+03 9,01E+03 9,01E+03
Tasa de descarga en el
cuerpo por ruptura
(bbl/día)
0,00 3,577E+09 3,577E+09 3,577E+09 3,577E+09 3,577E+09
ALTURA DEL ANILLO
RPB
¿Fundación de Hormigon o asfalto?
TANQUE
COMPONENTE
DIAMETRO(ft)
ALTURA DE LLENADO DEL TANQUE (ft)
ALTURA DEL LIQUIDO EN CADA ANILLO (ft)
1. FLUIDO
REPRESENTATIVO
Y PROPIEDADES
ASOCIADAS
FLUIDO REPRESENTATIVO
DENSIDAD (Lb/ft3)
VISCOSIDAD (lbf-s/ft2)
TIPO DE SUELO
CONDUCTIVIDAD HIDRAULICA DEL AGUA
(Kh,water) (in/s)
CONDUCTIVIDAD HIDRAULICA DEL
PRODUCTO (Kh,prod) (in/s)
POROSIDAD DEL SUELO
VELOCIDAD DE FILTRACION (In/s)
2. SELECCIÓN DEL
TAMAÑO DE
FUGAdn (in)
3
.
C
A
L
C
U
L
O
D
E
L
A
R
A
T
A
D
E
L
I
B
E
R
A
C
I
Ó
N
An
Wn
TK 001
CARACTERISTICAS
DEL TANQUE
RBI
Altura del líquido
por arribaLHT above,i (ft) N/A 30 24 18 12 6
Volumen Lvolabove,i (ft3) 2,89E+04 2,89E+04 2,31E+04 1,73E+04 1,15E+04 5,77E+03
Bblavail,n(anillos)
Bbltotal (fondo)
VOLUMEN DEL
TANQUE A LIBERAR
(Bbls)
1,62E+05 1,62E+05 1,30E+05 9,73E+04 6,49E+04 3,24E+04
SMALL (dias) 7 7 7 7 7 7
MEDIUM (dias) N/A 1 1 1 1 1
LARGE (dias) N/A 1 1 1 1 1
SMALL (dias) 7 7 7 7 7 7
MEDIUM (dias) N/A 1 1 1 1 1
LARGE (dias) N/A 1 1 1 1 1
SMALL (dias) 0,00 246,448 246,448 246,448 246,448 246,448
MEDIUM (dias) N/A 563,309 563,309 563,309 563,309 563,309
LARGE (dias) N/A 9012,952 9012,952 9012,952 9012,952 9012,952
8. VOLUMEN DE
RUPTURA1,62E+05 1,62E+05 1,30E+05 9,73E+04 6,49E+04 3,24E+04
Bblleak,n
4. CALCULO DEL
VOLUMEN DE
LIBERACION
Bblruptura
5. TIEMPO DE
DETECCION DE
FUGA (días)
(tld)
6. DURACION DE
LA FUGA(Ldn)
7. VOLUMEN DE
LA FUGA
70
0,1 0 0 0 0 0
0,2 0 0 0 0 0
0,05 0 0 0 0 0
(Cindike)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
DENTRO DEL DIQUE
10 10 10 10 10 10
(Css-onsite)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
SOBRE SUPERFICIE DE
LA PLANTA
50 50 50 50 50 50
(Css-oFFsite)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
SOBRE SUPERFICIE
FUERA DE LA PLANTA
100 100 100 100 100 100
(Cwater)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
EN AGUAS
SUPERFICIALES
1500 1500 1500 1500 1500 1500
( Csubsoil)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
EN SUBSUELO
3000 3000 3000 3000 3000 3000
(Cgroundwater)
COSTO AMBIENTAL
PARA EL PRODUCTO
EN AGUAS
SUBTERRANEAS
10000 10000 10000 10000 10000 10000
(Sgw)
DISTANCIA DEL AGUA
SUBTERRANEA
DEBAJO DEL TANQUE
1000 N/A N/A N/A N/A N/A
(tgl)
TIEMPO PARA INICIAR
LA FUGA AL AGUA
SUBTERRANEA
82,01 N/A N/A N/A N/A N/A
Bbl (groundwater) leakBarriles de Fluido en
Subsuelo-0,010649462 N/A N/A N/A N/A N/A
Bbl (subsoil) leakBarriles de Fluido en
aguas subterraneas1,16E-02 N/A N/A N/A N/A N/A
Bblreleasele,leak
Barriles totales
ponderados de fluido
liberado
9,91E-04 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02
Bbl (indike) 9,90E-04 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02 1,06E+02
Bbl (onsite) 1,98E-09 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
Bbl (offsite) 4,95E-10 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
Bbl (water) 9,89E-07 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
Bbl (subsoil) -0,010649462 N/A N/A N/A N/A N/A
CONSECUENCIA
FINANCERA POR
FUGA
(FCenviron) leak 1,14E-02 1,06E+03 1,06E+03 1,06E+03 1,06E+03 1,06E+03
Bbl (Rupture) 4,49E+02 4,49E+02 3,59E+02 2,70E+02 1,80E+02 8,98E+01
Bbl (Indike) 448,730 449,180 359,344 269,508 179,672 89,836
Bbl (ss-onsite) 8,98E-04 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
Bbl (ss-offsite) 2,24E-04 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
Bbl (water) 4,48E-01 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00
CONSECUENCIA
FINANCERA POR
RUPTURA
(FCenviron) Rupture 5,16E+03 4,49E+03 3,59E+03 2,70E+03 1,80E+03 8,98E+02
CONSECUENCIA
AMBIENTAL (FCenviron) 5,16E+03 5,55E+03 4,65E+03 3,76E+03 2,86E+03 1,96E+03
CONSECUENCIA EN
DAÑO A
COMPONENTES
(FCcmd) 2,44E+04 9,13E+03 9,13E+03 9,13E+03 9,13E+03 9,13E+03
TIEMPO
REQUERIDO PARA
REPARAR
(OUTAGEcmd) 5,125 2,305 2,305 2,305 2,305 2,305
PERDIDA DE
PRODUCCION POR
DIA
(Prodcost) 1400 1400 1400 1400 1400 1400
CONSECUENCIA
POR
INTERRUPCION AL
NEGOCIO
(FCprod) 7174,52 3226,57 3226,57 3226,57 3226,57 3226,57
CONSECUENCIA
FINANCIERA TOTAL (FCTotal) 3,68E+04 1,79E+04 1,70E+04 1,61E+04 1,52E+04 1,43E+04
B B B B B B
Número del anillo 0 1 2 3 4 5
Barriles liberados
por fuga
CONSECUENCIAS RAM ECP
Barriles liberados
por ruptura
C
O
N
S
E
C
U
E
N
C
I
A
S
F
I
N
A
N
C
I
E
R
A
S
% DE FLUIDO QUE SALE DEL DIQUE (PLvdike)
% DE FLUIDO QUE SALE DEL DIQUE, PERO
PERMANECE EN LA PLANTA (PONsite)% DE FLUIDO QUE SALE DEL DIQUE Y NO
PERMANECE EN LA PLANTA (POFFsite)
71
Anexo 8. Calculo de Probabilidad de Falla
MECANSIMOS
DE DAÑORESULTADOS Fondo Anillo 1 Anillo 2 Anillo 3 Anillo 4 Anillo 5
CRBase (mpy) 5 N/A N/A N/A N/A N/A
Fpc 2,5 N/A N/A N/A N/A N/A
Fpt 1,3 N/A N/A N/A N/A N/A
Fsc 1,5 N/A N/A N/A N/A N/A
Fwd 1 N/A N/A N/A N/A N/A
Ft 0,8 N/A N/A N/A N/A N/A
CRproduct Side 19,5 N/A N/A N/A N/A N/A
Tmin 0,1 N/A N/A N/A N/A N/A
Art 0,293 0,03 0,034 0,034 0,034 0,035
INSPECCIÓN C C C C C C
EFICIENCIA DE
INSPECCIÓNC C C C C C
DFfb 11 1 1 1 1 1
FWD 1 1 1 1 1 1
FAM 1 1 1 1 1 1
FSM 1 1 1 1 1 1
DF 11 1 1 1 1 1
Pof Cualitativa 2 1 1 1 1 1
Pof Cuantitativa 0,00144 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001
INSPECCIÓN N/A C C C C C
EFICIENCIA DE
INSPECCIÓNN/A C C C C C
age tk N/A 4,70 4,70 4,70 4,70 4,70
Date (años) N/A 25/06/2025 25/06/2025 25/06/2025 25/06/2025 25/06/2025
age coat N/A 0 0 0 0 0
age N/A 0 0 0 0 0
ART N/A 0 0 0 0 0
DF 11 0 0 0 0 0
Pof Cualitativa 2 1 1 1 1 1
Pof Cuantitativa 0,00144 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001
INSPECCIÓN N/A D D D D D
EFICIENCIA DE
INSPECCIÓNN/A 3D 3D 3D 3D 3D
age tk N/A 2,625 2,625 2,625 2,625 2,625
Date (años) N/A 18/10/2010 18/07/2017 18/07/2017 18/07/2017 18/07/2017
age coat N/A 4,3781 0 0 0 0
age N/A 2,625 0 0 0 0
FINS N/A 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75
FCM N/A 1 1 1 1 1
FIC N/A 1 1 1 1 1
CR N/A 6,92625 13,85175 13,85175 13,85175 13,85175
Art N/A 0,07 0 0 0 0
DF 11 1 0 0 0 0
Pof Cualitativa 2 1 1 1 1 1
Pof Cuantitativa 0,00144 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001
TANQUE
P
O
F
C
O
R
R
O
S
I
Ó
N
E
X
T
E
R
I
O
R
P
O
F
C
U
I
P
O
F
C
O
R
R
O
S
I
Ó
N
I
N
T
E
R
I
O
R
TK 001
72
Anexo 9. Calificación de condición y criticidad de inspección visual.
FECHA 03/03/2015
CONDICIONNIVEL DE
CRITICIDAD
GRIETAS 1
VEGETACION 2 5
INUNDACION 1
FRACTURAS 1
VEGETACION BAJO
FONDO1
DRENAJES 1
HUNDIMIENTOS 1
CORROSION
PESTAÑA1
SELLO
PESTAÑA/FONDO3 10
FUGAS EN
SOLDADURAS,
LAMINAS Y
CONEXIONES
1
DAÑOS MECANICOS 1
CORROSION 2 5
FUGAS 2 10
DAÑOS MECANICOS 2 10
ESTANCAMIENTO DE
AGUA
CALIBRACION DE
VALVULAS P/V
CORROSION 2 5
CONDICION FISICA 2 5
FUGAS % LEL 1
DEFORMACION
LAMINAS POR
ESFUERZOS
1
CONDICION LINEAS
SCI20
CORROSION 1
ESTADO DE PINTURA 2 15
ESCALERAS DE
ASCENSO1
ACCESO AL TANQUE 1
ORIFICIO EN RUANAS 2 5
Condicion Bueno=1
Regular = 2
Mal estado=3
Nivel de Criticidad Bajo = 5
Medio = 10
Alto = 15
Extremo = 20
TK 001
DIQUE
ANILLO DE
CONCRETO Y
PESTAÑA
CUERPO
TECHO FIJO O
FLOTANTE
LINEAS DE ENTRADA Y
SALIDA
GENERAL
COMPONENTES
DEL TANQUEDAÑOS MECANICOS
73
Anexo 10. Tabla de Frecuencia de Inspecciones
Ca = tact-tmin = Corrosión Admisible Remanente (pulg.)
Cr =tprev - tact/Y = Rata de Corrosión (pulg./Años)
Y = Edad del Tanque (Años) = 7 Años
Donde:
tact. = Espesor mínimo medido del anillo bajo consideración en el momento
de la inspección, pulg.
tmin = Mínimo espesor requerido del anillo a la máxima altura de llenado, pulg.
tprev = Mínimo espesor del anillo en la ultima inspección o espesor nominal original, pulg.
Y = Tiempo transcurrido entre tprev y tact, Años
UIT = Inspeccion Ultrasonica de Espesores, Años
ExI = Inspeccion Externa,Años
Anillo tprev tact tmin Ca Cr UIT ExI
1 0,3750 0,4055 0,1315 0,2740 -0,0044 137,0127 68,5064 91,7593
2 0,3125 0,3267 0,1315 0,1952 -0,0020 97,6127 48,8064 45,8797
3 0,2500 0,2559 0,1195 0,1364 -0,0008 68,2106 34,1053
4 0,2500 0,2874 0,1195 0,1679 -0,0053 83,9606 41,9803
5 0,2500 0,2440 0,1000 0,1440 0,0009 72,0000 36,0000
Comentarios
– La frecuencia de Inspeccion Ultrasonica de Espesores dio un resultado de 92; Por API 653 Sec. 6 Parágrafo
6.3.3.2.b, se especifica una Inspeccion cada 15 años.
– La frecuencia de Inspeccion Externa dio un resultado de 46 Años; Por API 653 Sec. 6 Parágrafo 6.3.2.1, se
especifica una Inspeccion cada 5 años.
– La frecuencia de Inspeccion Interna estudiada y analizada por API 581 y teniendo en cuenta la API 653
Seccion 6. Parágrafo 6.4.3., se debe realizar una Inspeccion interna cada 10 años, para verificar estado del
fondo si presenta corrosion o rupturas. Debido al estado actual del Tanque se recomienda hacer esta
inspeccion.
Cr = Rata de Corrosión del anillo bajo consideración, pulg./Años
TAG Tanque
Cálculo de Inspecciones
Ca = Corrosión admisible remanente del anillo bajo consideración, pulg.
74
Anexo 11. Calculo de espesor mínimo de funcionamiento
H: Altura máximo de llenado (ft)
D: Diámetro nominal del tanque (ft)
G: Gravedad específica del producto
S: Esfuerzo admisible del material (psi)
E: Factor de eficiencia de Junta
tmin: Espesor mínimo admisible, (pulg)
tact Espesor actual (pulg)
D: 51,08 G: 0,85 E: 1 H 30,00
AnilloAltura del
anillo
Altura del
productoMaterial S tmin (in) tact (in) Evaluación
1 6 6 A 36 24900 0,1315 0,4015 ACEPTADO 0,13147459
2 6 12 A 36 24900 0,1315 0,3228 ACEPTADO 0,13147459
3 6 18 A 36 27400 0,1195 0,2559 ACEPTADO 0,11947873
4 6 24 A 36 27400 0,1195 0,2677 ACEPTADO 0,11947873
5 6 30 A 36 36000 0,1000 0,2637 ACEPTADO 0,09093659
TAG Tanque
Cálculo del espesor mínimo requerido
tmin = 2.6*(H-1)*D*G/S*E
75
Anexo 12. Cronograma de Revisiones, Inspección y Mantenimiento.
Fech
a de P
artid
a: 01
/08/20
15
TANQ
UERU
TINA
12
34
56
78
910
1112
1314
1516
1718
1920
2122
2324
2526
2728
2930
3132
3334
3536
3738
3940
4142
4344
4546
4748
SEMA
NAL
MENS
UAL
ANUA
L
QUINQ
UENIO
DECA
DA
Verifi
car O
perac
iónIns
pecc
ion In
terna
Medic
ion de
espe
sores
UTIns
pecc
ion vi
sual g
enera
l
Inspe
ccion
visua
lIns
pecc
ion Ex
terna
Mante
nimien
to AP
I 653
SEMAN
A
TK 00
1
