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

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.

Basado principalmente en las recomendaciones contenidas en el código ASME B 31.4. Se realizaron, ampliaciones, modificaciones y/o reemplazos en algunos items del código ( al cual lo complementan), sustanciados en el CFR49-195, BS EN 14161, API 1160, ASME B 31.8 y prácticas de la industria.

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.

No se transcriben los capítulos del código sino que se listan los agregados, modificaciones o reemplazos Futuras actualizaciones del ASME B31.4 serán automáticamente adoptadas, salvo que contradigan el RTTHL, en cuyo caso vale este último.

Agregados, Modificaciones y Reemplazos: indicados por [A], [M] y [R] Ej ASME B 31.4 400-General Statement

Ej ASME B 31.4 434.21-Storage and Working Tankage

RTTHL 400.- [A] y [R]Información General

RTTHL 434.21.-Tanques para almacenamiento y trabajo

Contenido del RTTHL Prefacio Introducción Cap I: Alcance y Definiciones Cap II: Diseño Cap III: Materiales Cap IV: Requerimientos dimensionales Cap V: Construcción Soldadura y Montaje Cap VI: Inspección y Ensayos Cap VII: Operación y Mantenimiento Cap VIII: Control de la Corrosión Cap IX: Sistemas Costa Afuera Cap X : Plan de Gerenciamiento de Integridad

CUATRO APENDICES Apéndice N.- Programa de prevención de daños por excavación Apéndice O.- Actividades de voladuras. Apéndice P.- Desafectación y abandono de cañerías. Apéndice Q.- Capacitación de Personal

Productos Alcanzados Petróleo crudo. Condensados. Gasolina. Líquidos del gas natural. Gas licuado de petróleo. Subproductos líquidos del petróleo

Gas Natural (Código Específico)

Pozos de Producción en Tierra y Costa Afuera

Petróleo

Gas

Colector Principal

Separación Primaria

Procesamiento

C3+

Planta de Tratamiento de Crudo

Líneas fuera del Alcance de la Norma

Petróleo / Condensado

Límite Área Concesión de Explotación

Planta de Tratamiento de Crudo

Líneas alcanzadas por la Norma

Petróleo Crudo, en tierra y Costa Afuera

Tks de Almacenaje

Despacho

Refinería

Despacho

Subproductos Líquidos de Petróleo (combustibles), en tierra y Costa Afuera

Establece Procedimientos de Actualización y/o Revisión Los Transportistas, sus representantes o un transportista en particular podrá plantear modificaciones 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

Se incorporaron los conceptos de: -Categorización de fluidos -Pautas de diseño relacionadas con el riesgo inherente al producto Categoría A: Hidrocarburos que a Presión Atmosférica permanecen líquidos Categoría B: Hidrocarburos que a Presión Atmosférica permanecen gaseosos, pero son transportados en estado líquido -Inspeccionabilidad por medio de herramientas inteligentes. Para nuevos proyectos y modificaciones existentes. -Clase de Trazado - Solo aplicable a fluidos categoría B

Se incorporaron los conceptos de: -En Materiales – . uso de cañería construida bajo otros códigos (DIN, ISO, AFNOR, etc) con condiciones fisicoquímicas equivalentes. . uso de materiales no metálicos para zonas clasificadas en Clase 1División 1 previa Autorización de la Autoridad de Aplicación. Se incorpora -Tabla de Distancias de Seguridad Fluidos clase A: No se permiten invasiones hasta 7,5 m Fluidos clase B: De acuerdo al diámetro, presión y clase de trazado

Factores de Diseño (F) Para fluidos categoría A (no distingue clase de trazado)

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* 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.

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

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CAP X-Plan de Gerenciamiento de Integridad. (PGI) Objetivo: Que los operadores implementen un PGI, que a través de la sistematización y el análisis de la información, permita adecuar las prácticas de O&M, evitando los derrames.

Plan de Gerenciamiento de Integridad. (PGI) Se requiere de los Operadores que: Evalúen los riesgos derivados de las amenazas existentes en las secciones del sistema de cañerías. Evalúen la integridad de los ductos, al menos cada 5 años, mediante herramientas de Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH). Reparen los defectos encontrados con tiempos de respuesta prescriptitos según su severidad.

Plan de Gerenciamiento de Integridad. (PGI) 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.

Primera Entrega

ELEMENTOS DEL PLAN DE GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD Colección e integración de Datos

Elaborar del Plan de Relevamiento Base (PRB)

Segunda Entrega

Análisis de Riesgo Básico (ARB)

Elaborar Plan de Inspección y Reparaciones (PI y PR)

Actualizar: Plan de Inspección (PI). Plan de Colección y Mejora de Datos.

Evaluación del Programa

Plan de Acciones Preventivas y Mitigativas Adicionales.

Recalcular Análisis de Riesgo

Incorporar Resultados en Base de datos (BD)

Tercera Entrega

Realizar Inspecciones y Reparaciones

DOCUMENTACION A PRESENTAR POR EL OPERADOR

PRIMERA ENTREGA RES. 1460

SEGUNDA ENTREGA RES. 1460

.Datos Básicos del Sistema -Descripción del método de AR a utilizar para

-Plan de Relevamiento Base. -Descripción del método de AR a utilizar

realizar el ARB y PRB

para soportar el PGI.

-Funciones y responsabilidades(Organigrama) 6meses a partir de publicada la Resolución

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

EL OPERADOR DEBERÁ PRESENTAR A LA SECRETARIA DE ENERGIA LA SIGUIENTE DOCUMENTACION EN LOS TIEMPOS ESTIPULADOS: ENTREGAS CIRCUNSTANCIALES: ¿Utiliza otra tecnología de inspección que no sea Inspección Interna (II) o Prueba Hidráulica (PH)?

90 días antes de la ejecución de las inspecciones del ciclo correspondiente.

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

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

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

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

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

90 días antes de la ejecución de las inspecciones del ciclo correspondiente.

Informe final de falla (Derrame, fuga o rotura)

120 días de indicada la situación anómala

Cambio en el Organigrama

Cuando Ocurran

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.

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 casosinconvenientes 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.

LEY 26.197 (sanción 06/12/2006) Denominada Ley Corta ARTICULO 3º — Dentro de los CIENTO OCHENTA (180) días contados a partir de la promulgación de la presente ley, el Poder Ejecutivo nacional y las provincias acordarán la transferencia a las jurisdicciones locales de todas aquellas concesiones de transporte asociadas a las concesiones de explotación de hidrocarburos que se transfieren en virtud de la presente ley.

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.

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.

Autoridad de Aplicación NACION OLEODUCTOS DESDE

HASTA

La Plata

Dock Sud

Puesto Hernandez

Lujá Luján de Cuyo

Puerto Rosales

La Plata

EMPRESA

Long en km 50

YPF

529 585

Terminal Puerto Rosales

Oiltanking

Puerto Galvá Galván

Puerto Rosales

Brandsen

Campana

El Corcovo

Puesto Hernandez

Medanito

Allen

Centenario

Allen (2 lí líneas)

Allen

Puerto Rosales (2 lí líneas)

Puesto Hernandez

Medanito

Challacó Challacó

Centenario

68

Challacó Challacó

Plaza Huincul

22

Campo Durá Durán

Pocitos

BRTF

Cañ Cañadó adón Alfa

BRM

Daniel

Puesto Hernandez

Límite Chile (desafectado)

O.T.A.S.A. O.T.A.S.A.

200

El Condor

Daniel (desafectado)

Petrobras

10

TOTAL Antes de la Ley N° 26197

42 166

Petroandina

82 110 45 (x2)

Oldelval

Refinor Sipetrol

513 (x2) 130

13 10 24

3.157 (69%) 4.600

Autoridad de Aplicación NACION POLIDUCTOS

DESDE

HASTA

La Plata

Dock Sud

52

Dársena Inflamables

La Matanza

34

La Plata

Pta.Gral.Belgrano

92

Pta.Gral.Belgrano

Dock Sud

36

La Matanza

Ezeiza

Lujan de Cuyo

Villa Mercedes

338

Villa Mercedes

La Matanza

665

Villa Mercedes

Montecristo

321

Montecristo

San Lorenzo

379

Poliducto Loma de la Lata

Puerto Rosales

Mega

600

Campo Duran

Montecristo

Refinor

1109

Cañ Cañadó adón Alfa (poliducto)

Límite Chile

Total

4

Cruz del Sur

Bandurrias (Chile)

Apache

44

TOTAL Antes de la Ley N° 26197

EMPRESA

YPF

Long en km

11

3.685 (97%) 3.813

Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Norte y Centro

Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Centro

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

Ductos – Autoridad de Aplicación Nacional – Región Sur

Terminales Marítimas

Puerto Rosales, OT EBYTEM Caleta Córdova, TERMAP Caleta Olivia, TERMAP

Punta Loyola, PESA Río Cullen, TOTAL Cruz del Sur, APACHE