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RESOLUCION S.E Nº1460/06. Implementación de la Reglamentación Técnica a partir de su puesta en vigencia. La Ley Nº 26.197/06 y la Autoridad de Aplicación. Ing. Carlos Guillermo Navia Secretaría de Energía de La Nación

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RESOLUCION S.E Nº1460/06.

�Implementación de la Reglamentación Técnica a partir de su puesta en vigencia.

�La Ley Nº 26.197/06 y la Autoridad de Aplicación.

Ing. Carlos Guillermo NaviaSecretaría de Energía de La Nación

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Establece los requisitos mínimos para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento e Integridad de sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos, con el propósito de asegurar la integridad de las personas, los bienes y el ambiente.

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Basado principalmente en las recomendaciones Basado principalmente en las recomendaciones contenidas en el ccontenidas en el cóódigodigo ASME B 31.4ASME B 31.4. .

Se realizaron, ampliaciones, modificaciones y/o Se realizaron, ampliaciones, modificaciones y/o reemplazos en algunos reemplazos en algunos itemsitems del cdel cóódigo ( al digo ( al cual lo complementan), sustanciados en el cual lo complementan), sustanciados en el CFR49CFR49--195,195, BS EN 14161, API 1160, ASME B BS EN 14161, API 1160, ASME B 31.831.8 y pry práácticas de la industriacticas de la industria..

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EL Código ASME B 31.4. ( Ultima Versión-actual 2006),

Y

El Reglamento Técnico de Transporte de Hidrocarburos Líquidos (RTTHL) actual aprobado por la Resolución SE Nº 1460/06. y/o en futuro última versión

Son de cumplimiento obligatorio.

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No se transcriben los capNo se transcriben los capíítulos del ctulos del cóódigo sino digo sino que se listan los agregados, modificaciones o que se listan los agregados, modificaciones o reemplazosreemplazos

Futuras actualizaciones del ASME B31.4 Futuras actualizaciones del ASME B31.4 serseráán automn automááticamente adoptadas, salvo que ticamente adoptadas, salvo que contradigan el RTTHL, en cuyo caso vale este contradigan el RTTHL, en cuyo caso vale este úúltimo.ltimo.

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AgregadosAgregados, Modificaciones, Modificaciones y y Reemplazos: Reemplazos: indicados porindicados por [A], [A], [M] y [M] y [R][R]

EjEjASME B 31.4ASME B 31.4400400--General General StatementStatement

RTTHLRTTHL400.400.-- [[A]A] yy [[RR]]--InformaciInformacióón n GeneralGeneral

EjEjASME B 31.4ASME B 31.4434.21434.21--StorageStorage andandWorkingWorking TankageTankage

RTTHLRTTHL434.21.434.21.--Tanques para Tanques para almacenamiento y almacenamiento y trabajotrabajo

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Contenido del RTTHLContenido del RTTHL

PrefacioPrefacioIntroducciIntroduccióónnCapCap I: Alcance y DefinicionesI: Alcance y DefinicionesCapCap II: DiseII: DiseññooCapCap III: MaterialesIII: MaterialesCapCap IV: Requerimientos dimensionalesIV: Requerimientos dimensionalesCapCap V: ConstrucciV: Construccióón Soldadura y Montajen Soldadura y MontajeCapCap VI: InspecciVI: Inspeccióón y Ensayosn y EnsayosCapCap VII: OVII: Operaciperacióónn y Mantenimientoy MantenimientoCapCap VIII: Control de la CorrosiVIII: Control de la CorrosióónnCapCap IX: Sistemas Costa AfueraIX: Sistemas Costa AfueraCapCap X : Plan de X : Plan de GerenciamientoGerenciamiento de Integridadde Integridad

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CUATRO APENDICES

Apéndice N.- Programa de prevención de daños por excavación

Apéndice O.- Actividades de voladuras.

Apéndice P.- Desafectación y abandono decañerías.

Apéndice Q.- Capacitación de Personal

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Productos AlcanzadosProductos Alcanzados

PetrPetróóleo crudo.leo crudo.Condensados.Condensados.Gasolina.Gasolina.LLííquidos del gas natural.quidos del gas natural.Gas licuado de petrGas licuado de petróóleo.leo.Subproductos lSubproductos lííquidos del petrquidos del petróóleoleo

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Colector Principal Separación Primaria

Pozos de Producción en Tierra y Costa Afuera

Procesamiento

Gas Natural (Código Específico)

Petróleo Gas

Planta de Tratamiento de

CrudoLímite Área Concesión de Explotación

Líneas fuera del Alcance de la Norma

Petróleo / Condensado

C3+

Planta de Tratamiento de

Crudo

Refinería

Despacho

Tks de Almacenaje

Despacho

Líneas alcanzadas por la Norma

Petróleo Crudo, en

tierra y Costa Afuera

Subproductos Líquidos de Petróleo (combustibles), en

tierra y Costa Afuera

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Establece Procedimientos de ActualizaciEstablece Procedimientos de Actualizacióón y/o n y/o RevisiRevisióónn

Los Transportistas, sus representantes o un Los Transportistas, sus representantes o un transportista en particular podrtransportista en particular podráá plantear modificaciones plantear modificaciones al presente RTTHL.al presente RTTHL.

En la presentación del cambio propuesto, se adjuntará la información necesaria y suficiente, con experiencias, referencias a otros códigos, memorias de cálculo, etc., que demuestren la validez de la propuesta.

Establece un período máximo de 6 meses de discusión para su resolución

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Se incorporaron los conceptos de:Se incorporaron los conceptos de:

--CategorizaciCategorizacióón de fluidosn de fluidos --Pautas de disePautas de diseñño relacionadas con el riesgo o relacionadas con el riesgo inherente al productoinherente al producto

Categoría A: Hidrocarburos que a PresiHidrocarburos que a Presióón Atmosfn Atmosféérica permanecen rica permanecen llííquidosquidosCategorCategoríía Ba B:: Hidrocarburos que a PresiHidrocarburos que a Presióón Atmosfn Atmosféérica permanecen rica permanecen gaseosos, pero son transportados en estado lgaseosos, pero son transportados en estado lííquidoquido

--Inspeccionabilidad por medio de herramientas inteligentes.Para nuevos proyectos y moPara nuevos proyectos y modificaciones existentes.dificaciones existentes.

--Clase de TrazadoClase de Trazado -- Solo aplicable a fluidos categorSolo aplicable a fluidos categoríía Ba B

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Se incorporaron los conceptos de:Se incorporaron los conceptos de:

--En MaterialesEn Materiales ––. uso de ca. uso de caññereríía construida bajo otros ca construida bajo otros cóódigos (DIN, ISO, AFNOR, digos (DIN, ISO, AFNOR, etcetc))con condiciones fisicoqucon condiciones fisicoquíímicas equivalentes.micas equivalentes.

. uso de materiales no met. uso de materiales no metáálicos para zonas licos para zonas clasificadas en Clase 1clasificadas en Clase 1--DivisiDivisióón 1 previa Autorizacin 1 previa Autorizacióón de la Autoridad de Aplicacin de la Autoridad de Aplicacióón. n. Se incorpora Se incorpora

--Tabla de Distancias de SeguridadTabla de Distancias de SeguridadFluidos clase A: No se permiten invaFluidos clase A: No se permiten invasiones hasta siones hasta 7,5 7,5 mmFluidos clase B: De acuerdo aFluidos clase B: De acuerdo al dil diáámetro, presimetro, presióón y clase de n y clase de

trazadotrazado

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������������������

��� ���������������� ������������������������������������� ��������

�������� ���� �����������������!��"���� ������������������� ���� �����������������!��"���� ����������� ��������

����� ��������� ����##����� ��$�%%��$��������$������� ��$�%%��$��������$��&&��$���'���������� (���)��� ����$���'���������� (���)��� �� ��*��*

��������������������++����������������� ������������� ! � ������� ��������������������� ������������� ! � ������� ���� ��*��*

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����##����&&���������� ������������)���� ���������������� ������������)���� ������// ��.��.

������� ���������� ������������������'�!� ������)���������� ���������� ������������������'�!� ������)���##�����!�������������!�������� ��.��.

Factores de Diseño (F)

Para fluidos categoría A (no distingue clase de trazado)

* El diseño de la cañería utilizando los factores correspondientes se iniciaran a 200 metros del perímetro de las misma y terminará al inicio de ellas.

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Para fluidos categoría B (distingue factor de diseño por clase de trazado)

Factores de Diseño (F)

�������������������������������� � � �� ��

���������������������� �������������������������������������������� ���������������������� ��� ���� � �������� �������� ������

�������������������� ���������!�������������������� ���������!

�"����������������"��������������� ��� ���� � ������ �������� ������

#"�$������%%�������������#"�$������%%�������������&&���������������'�����������������'�� �������� �������� �������� ������

������������������((�����������������'���������������#������������������������'���������������#�����������������������

�������� �������� �������� ������

���������������������������������������������������������� ������ ������ ������ ������

����))��&&��������������������������������������������������������������������������** �������� �������� �������� ������

�������������������������������������+�#����������������������������������������������������+�#�����������������������������������

�������� �������� �������� ������

/ 0��� ��#����������#��&�� � -���������'����������������� �������� � � ������������������������&������������� ����)���� ���+ ��� � � �����������

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CAP XCAP X--Plan de Plan de GerenciamientoGerenciamiento de de Integridad. (PGI)Integridad. (PGI)

Objetivo:Objetivo:

Que los operadores implementen un PGI, que a Que los operadores implementen un PGI, que a travtravéés de la sistematizacis de la sistematizacióón y el ann y el anáálisis de la lisis de la informaciinformacióón, permita adecuar las prn, permita adecuar las práácticas de cticas de O&MO&M, evitando los derrames, evitando los derrames..

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Plan de Plan de GerenciamientoGerenciamiento de Integridad. (PGI) de Integridad. (PGI)

Se requiere de los Operadores que:Se requiere de los Operadores que:

EvalEvalúúen los riesgos derivados de las amenazas en los riesgos derivados de las amenazas existentes en las secciones del sistema de caexistentes en las secciones del sistema de caññereríías. as.

EvalEvalúúen la integridad de los ductos, al menos cada 5 en la integridad de los ductos, al menos cada 5 aañños, mediante herramientas de Inspeccios, mediante herramientas de Inspeccióón Interna (II) o n Interna (II) o Prueba HidrPrueba Hidrááulica (PH).ulica (PH).

Reparen los defectos encontrados con tiempos de Reparen los defectos encontrados con tiempos de respuesta prescriptitos segrespuesta prescriptitos segúún su severidad.n su severidad.

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Plan de Plan de GerenciamientoGerenciamiento de Integridad. (PGI) de Integridad. (PGI)

Se requiere de los Operadores que:Se requiere de los Operadores que:

Implementen Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales (APyMA) para Áreas Sensibles (AS).

Informen a la Autoridad de Aplicación en forma periódica los planes a implementar en el ciclo anual próximo y los resultados del ciclo anual anterior y las desviaciones a los requerimientos que en el presente reglamento se especifican.

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Colección e integración de Datos

Análisis de Riesgo Básico (ARB)

Elaborar del Plan de Relevamiento Base (PRB)

Elaborar Plan de Inspección y Reparaciones (PI y PR)

Realizar Inspecciones y Reparaciones

Prim

era

Ent

rega

Segunda E

ntrega

Tercera Entrega

Incorporar Resultados en Base de datos

(BD)

Recalcular Análisis de Riesgo

Actualizar:

Plan de Inspección (PI).

Plan de Colección y Mejora de Datos.

Plan de Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales.

Evaluación del Programa

ELEMENTOS DEL PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD

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PRIMERA ENTREGA RES. 1460

.Datos Básicos del Sistema-Descripción del método de AR a utilizar pararealizar el ARB y PRB-Funciones y responsabilidades(Organigrama)

6meses a partir de publicada la Resolución

SEGUNDA ENTREGA RES. 1460

-Plan de Relevamiento Base. -Descripción del método de AR a utilizarpara soportar el PGI.

12 meses a partir de publicada la Resolución

TERCERA ENTREGA RES. 1460

-Plan de Inspección actualizado (PI).

- Indicadores de Gestión del PGI

-Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales

Anualmente a partir del segundo año de publicada la Resolución

ENTREGA CIRCUNSTANCIAL

DOCUMENTACION A PRESENTAR POR EL OPERADOR

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EL OPERADOR DEBERÁ PRESENTAR A LA SECRETARIA DE ENERGIA LA SIGUIENTE DOCUMENTACION EN LOS TIEMPOS ESTIPULADOS:

ENTREGAS CIRCUNSTANCIALES:

Cuando OcurranCambio en el Organigrama

120 días de indicada la situación anómala

Informe final de falla (Derrame, fuga o rotura)

90 días antes de la ejecución de las inspecciones del ciclo

correspondiente.

¿Hay algún segmento que será inspeccionado en un lapso mayor a los 5 años?

10 días antes del vencimiento del plazo requerido para la reparación.

¿Hay defectos que no puedan ser reparados según el Plan de Respuesta (PR)?

90 días antes de la ejecución de las inspecciones y reparaciones del ciclo

correspondiente.

¿Hay modificaciones a los requerimientos mínimos del Plan de Respuesta (PR)?

90 días antes de la ejecución de las inspecciones del ciclo

correspondiente.

¿Utiliza otra tecnología de inspección que no sea Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica

(PH)?

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Principales objetivos alcanzados a partir de la vigencia de la reglamentación.

� Se homogeneizaron los criterios referentes al programa de Integridad que deben llevar a cabo las operadoras.

� Se articuló un seguimiento de integridad de los ductos a través de presentaciones programadas que las empresas deben cumplimentar.

� Ligar el cumplimiento de la normativa a Normas internacionales (ASME B.31-4) que se actualizan periódicamente, de manera tal que los requerimientos técnicos se compadecen con las innovaciones tecnológicas.

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BALANCE SOBRE EL CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVA

• En base a las entregas efectuadas por las empresas se ha procedido a auditar el estado de una gran extensión de ductos.

• Las entregas referidas revelaron -en algunos casos-inconvenientes con respecto a los Indicadores de Gestión, los cuales están siendo analizados a fin de evaluar la readecuación de la norma.

• Las observaciones y apercibimientos efectuados a las empresas por distintos incumplimientos, generaron mayor cuidado y atención respecto de la observancia de los lineamientos establecidos en la reglamentación, en las subsiguientes presentaciones.

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LEY 26.197 (sanciLEY 26.197 (sancióón 06/12/2006)n 06/12/2006)Denominada Ley CortaDenominada Ley Corta

ARTICULO 3ARTICULO 3ºº —— Dentro de los CIENTO OCHENTA Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) d(180) díías contados a partir de la promulgacias contados a partir de la promulgacióón de la n de la presente ley, el Poder Ejecutivo nacional y las presente ley, el Poder Ejecutivo nacional y las provinciasprovincias aacordarcordaráánn la transferencia a las la transferencia a las jurisdicciones localesjurisdicciones locales de todas aquellas concesiones de todas aquellas concesiones de transporte asociadas a las concesiones de de transporte asociadas a las concesiones de explotaciexplotacióón de hidrocarburos que se transfieren en n de hidrocarburos que se transfieren en virtud de la presente ley.virtud de la presente ley.

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Quedan para el Estado Nacional

EL PODER EJECUTIVO NACIONAL SERA AUTORIDAD CONCEDENTE, DE TODAS AQUELLAS FACILIDADES DE TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS QUE ABARQUEN DOS (2) O MAS PROVINCIAS O QUE TENGAN COMO DESTINO DIRECTO EXPORTACION.

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Quedan para los Estados Provinciales:

DEBERAN TRANSFERIRSE A LAS PROVINCIAS TODAS AQUELLAS CONCESIONES DE TRANSPORTE CUYAS TRAZAS COMIENCEN Y TERMINEN DENTRO DE LA MISMA JURIDICCION PROVINCIAL Y QUE NO TENGAN COMO DESTINO DIRECTO LA EXPORTACION.

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Autoridad de AplicaciAutoridad de Aplicacióón NACIONn NACION

OLEODUCTOSOLEODUCTOS

DESDEDESDE HASTAHASTA EMPRESAEMPRESA Long en Long en kmkm

La PlataLa Plata Dock Dock SudSud

YPFYPF

5050

Puesto HernandezPuesto Hernandez LujLujáán de Cuyon de Cuyo 529529

Puerto RosalesPuerto Rosales La PlataLa Plata 585585

Terminal Puerto RosalesTerminal Puerto Rosales

OiltankingOiltanking

--

Puerto GalvPuerto Galváánn Puerto Rosales Puerto Rosales 4242

BrandsenBrandsen CampanaCampana 166166

El CorcovoEl Corcovo Puesto HernandezPuesto Hernandez PetroandinaPetroandina 8282

MedanitoMedanito AllenAllen

OldelvalOldelval

110110

CentenarioCentenario AllenAllen (2 l(2 lííneas)neas) 45 (x2)45 (x2)

AllenAllen Puerto Rosales (2 lPuerto Rosales (2 lííneas)neas) 513 (x2)513 (x2)

Puesto HernandezPuesto Hernandez MedanitoMedanito 130130

ChallacChallacóó CentenarioCentenario 6868

ChallacChallacóó Plaza Plaza HuinculHuincul 2222

Campo DurCampo Duráánn PocitosPocitos RefinorRefinor 1313

BRTFBRTF CaCaññadadóón Alfan AlfaSipetrolSipetrol

1010

BRMBRM DanielDaniel 2424

Puesto HernandezPuesto Hernandez LLíímite Chile (desafectado)mite Chile (desafectado) O.T.A.S.AO.T.A.S.A.. 200200

El El CondorCondor Daniel (desafectado)Daniel (desafectado) PetrobrasPetrobras 1010

TOTALTOTAL 3.157 3.157 (69%)(69%)

Antes de la Ley Antes de la Ley NN°°2619726197 4.6004.600

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Autoridad de AplicaciAutoridad de Aplicacióón NACIONn NACION

POLIDUCTOSPOLIDUCTOS

DESDEDESDE HASTAHASTA EMPRESAEMPRESA Long en Long en kmkm

La PlataLa Plata Dock Dock SudSud

YPFYPF

5252

DDáársena Inflamablesrsena Inflamables La MatanzaLa Matanza 3434

La PlataLa Plata Pta.Gral.BelgranoPta.Gral.Belgrano 9292

Pta.Gral.BelgranoPta.Gral.Belgrano Dock Dock SudSud 3636

La MatanzaLa Matanza EzeizaEzeiza 1111

Lujan de CuyoLujan de Cuyo Villa MercedesVilla Mercedes 338338

Villa MercedesVilla Mercedes La MatanzaLa Matanza 665665

Villa MercedesVilla Mercedes MontecristoMontecristo 321321

MontecristoMontecristo San LorenzoSan Lorenzo 379379

Poliducto Loma de la LataPoliducto Loma de la Lata Puerto RosalesPuerto Rosales MegaMega 600600

Campo DuranCampo Duran MontecristoMontecristo RefinorRefinor 11091109

CaCaññadadóón Alfa (poliducto)n Alfa (poliducto) LLíímite Chilemite Chile TotalTotal 44

Cruz del SurCruz del Sur Bandurrias (Chile)Bandurrias (Chile) ApacheApache 4444

TOTALTOTAL 3.685 3.685 (97%)(97%)

Antes de la Ley Antes de la Ley NN°°2619726197 3.8133.813

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Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Norte y Centro

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Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Centro

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Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región La Plata / Dock Sud

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Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Sur

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Puerto Rosales, OT EBYTEM

Caleta Olivia, TERMAP

Caleta Córdova, TERMAP

Punta Loyola, PESA

Cruz del Sur, APACHE

Río Cullen, TOTAL

Terminales Marítimas