ECOPETROL S.A. SUPERINTENDENCIA DE …contratos.ecopetrol.com.co/Anexos de Procesos/50027853/Anexo...

Anexo 3 – Especificaciones Técnicas SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO

Fecha: Mayo

de 2013 SERVICIO DE INSPECCIÓN Y DIAGNÓSTICO DEL

ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSIÓN DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y ESTRUCTURAS, UBICADOS EN

LOS DIFERENTES CAMPOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO DE LA GERENCIA

REGIONAL SUR DE ECOPETROL S.A., DURANTE LA VIGENCIAS 2013

Versión 001 Página: 1 de 69

ECOPETROL S.A.

SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO

DEPARTAMENTO DE MANTENIMIENTO

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PS 50027853

“SERVICIO DE INSPECCIÓN Y DIAGNÓSTICO DEL ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSIÓN DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y ESTRUCTURAS, UBICADOS EN LOS DIFERENTES CAMPOS DE

LA SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO DE LA GERENCIA REGIONAL SUR DE ECOPETROL S.A.

Orito, Putumayo, Mayo de 2013


Fecha: Mayo






TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETO ................................................................................................................................................................. 4

2. ALCANCE............................................................................................................................................................... 4

2.1 ALCANCE PARA ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD DE LAS INSTALACIONES.......................................................................... 4 2.1.1 Plan de Inspección: ....................................................................................................................................... 4 2.1.2 Plan de Monitoreo Corrosión Exterior: ......................................................................................................... 5

2.2 ALCANCE PARA EL ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD EN PROYECTOS E INGENIERÍAS ..................................... 5

3. GLOSARIO ............................................................................................................................................................. 5

4. GENERALIDADES ................................................................................................................................................... 8

5. EJECUCION DE ACTIVIDADES ................................................................................................................................ 9

5.1 SOPORTE GESTION DE INTEGRIDAD ..................................................................................................................... 9 5.2 MECANISMOS DE DAÑO BAJO CONTROL DEL CONTRATISTA ............................................................................. 10 5.3 ACTIVIDADES PARA EL MANEJO DE LA INTEGRIDAD ........................................................................................... 10 5.4 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS ................................................................................................................. 12 5.5 PLAN DE INSPECCIÓN Y MONITOREO ................................................................................................................. 12 5.6 MEDIDAS DE MITIGACIÓN .................................................................................................................................. 12 5.7 MANEJO DEL CAMBIO ........................................................................................................................................ 12 5.8 ESTRATEGIAS Y PLANES DE INTEGRIDAD ............................................................................................................ 13 5.9 MANEJO DE INFORMACIÓN ............................................................................................................................... 13 5.10 SERVICIOS DE MANEJO ADMINISTRATIVO. IMPLEMENTACIÓN Y ACTUALIZACIÓN DEL ESTÁNDAR DE

INTEGRIDAD ................................................................................................................................................................... 14 5.11 OTRAS RESPONSABILIDADES Y CONSIDERACIONES............................................................................................ 14 5.12 SOPORTE EN INTEGRIDAD DE PROYECTOS E INGENIERÍA ................................................................................... 15 5.13 PROGRAMACION, PLANEACION Y DOCUMENTACION DE TRABAJOS ................................................................. 16

5.13.1 PROGRAMACIÓN DE LAS ACTIVIDADES ...................................................................................................... 18 5.13.2 PLANEACION Y DOCUMENTACION ............................................................................................................. 19 5.13.3 INFORME SOPORTE DE INTEGRIDAD .......................................................................................................... 19

5.14 PLAN DE INSPECCIONES ...................................................................................................................................... 22 5.14.1 EVALUACIÓN DEL ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSIÓN DE VASIJAS O SEPARADORES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y/O HIDROCARBURO ............................................................................................... 22 5.14.2 EVALUACION DEL ESTADO MECANICO Y DE CORROSION DE TANQUES SOLDADOS EN DIFERENTES RANGOS DE CAPACIDAD ............................................................................................................................................ 25 5.14.3 CALIBRACION O MEDICION DE ESPESORES POR ULTRASONIDO EN TANQUES, VASIJAS Y TUBERIAS ........ 29 5.14.4 INSPECCIÓN METALMECÁNICA DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y ESTRUCTURAS. ................................ 32 5.14.5 EVALUACIÓN DE ACTITUD PARA EL SERVICIO DE VASIJAS A PRESIÓN (FITNESS FOR SERVICE API-579). ... 35 5.14.6 DIAGNÓSTICO GEOTÉCNICO DE LÍNEAS. .................................................................................................... 39 5.14.7 ROCERÍA Y CORTES DE MALEZA.................................................................................................................. 40 5.14.8 EXAMINACIÓN DIRECTA ............................................................................................................................. 41 5.14.9 RETIRO Y ACABADO DE CARPETA ASFÁLTICA DE SEGUNDO ORDEN .......................................................... 44

5.15 PLAN DE CORROSION EXTERIOR ......................................................................................................................... 45 5.15.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LAS UNIDADES RECTIFICADORAS DE PROTECCION CATODICA DE TANQUES Y LINEAS. ............................................................................................................................. 45 5.15.2 INSPECCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA MEDIANTE LA TÉCNICA CLOSE INTERVAL POTENTIAL SURVEY (CIS). ........................................................................................................................................... 49 5.15.3 ANALISIS Y/O VALORACIÓN DE LA AGRESIVIDAD DEL SUELO. ................................................................... 52


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5.15.4 ACOMPAÑAMIENTO Y PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN PARA TALLER DE INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO (RBI) DE TUBERÍAS, PLANTAS Y ESTACIONES. ................................................................................................ 52 5.15.5 INFORME DE PARAMETRIZACION, CARACTERIZACIÓN Y ASEGURAMIENTO DE LA INFORMACIÓN DE MANTENIMIENTO E INTEGRIDAD DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y/O ACTIVOS ESTÁTICOS. ............................... 57 5.15.6 ANÁLISIS HIDRÁULICO EN SISTEMAS DE TUBERÍAS. ................................................................................... 58

6. MATERIALES ....................................................................................................................................................... 61

7. EQUIPOS ............................................................................................................................................................. 61

8. PERSONAL .......................................................................................................................................................... 62

9. PLAZO ESTIMADO DE EJECUCIÓN ....................................................................................................................... 65

10. TIPO DE SALARIO ............................................................................................................................................ 65

11. MEDIDAS DE SEGURIDAD ................................................................................................................................ 65

12. PROTECCION DEL MEDIO AMBIENTE .............................................................................................................. 66

13. MEDIDAS DE HSE ............................................................................................................................................ 67


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ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

1. OBJETO

En este capítulo de los términos de referencia se establecen las Especificaciones Técnicas para la ejecución del contrato cuyo objeto es: “SERVICIO DE INSPECCIÓN Y DIAGNÓSTICO DEL ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSIÓN DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y ESTRUCTURAS, UBICADOS EN LOS DIFERENTES CAMPOS DE LA SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES PUTUMAYO DE LA GERENCIA REGIONAL SUR DE ECOPETROL S.A.

2. ALCANCE El alcance general del contrato para el manejo del servicio de Integridad de la Infraestructura de la Superintendencia de Operaciones Putumayo (SOP), cubre dos grandes áreas o actividades:

� Aseguramiento de la integridad de las instalaciones operativas y la ejecución del Plan de Inspección de

Integridad Mecánica. � Aseguramiento de la integridad de los proyectos y la ejecución del pre-comisionamiento de los equipos y

facilidades en los proyectos de construcción.

Las actividades de manejo de la integridad mecánica de los equipos estáticos (líneas, vasijas y tanques) incluyen las siguientes áreas del negocio: � Estaciones de Recolección de Orito, Sur, Nororiente, Occidente. � Planta de Procesos. � Red de líneas de flujo y recolección (Orito, Sur, Nororiente, Occidente) incluye desde cabeza de pozo

hasta las facilidades de producción. � Pozos de los campos de Orito, Sur, Nororiente, Occidente. � Sistema contra incendios (incluye las líneas).

2.1 ALCANCE PARA ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD DE LAS INSTALACIONES El alcance del servicio para las operaciones de producción de la SOP se enmarca dentro de los siguientes puntos: 2.1.1 Plan de Inspección: Inspección y calibración de espesores por ultrasonido de tuberías, tanques, vasijas de procesos, y estructuras; evaluación del estado mecánico y de corrosión de tanques de almacenamiento de hidrocarburo o refinado de diferentes rangos de capacidad; evaluación del estado mecánico y de corrosión de vasijas o equipos de almacenamiento de crudo y/o hidrocarburo; inspección metalmecánica de tuberías, tanques, vasijas de procesos, y estructuras por medio de boroscopio, fibroscopio, tintas penetrantes, partículas magnéticas, medición dureza, radiografía, replica metalográfica, corriente Eddy, Flujo Magnético (MFL), cámara vació y prueba hidrostática; inspección de recubrimientos por medio de medición de adherencia, discontinuidad pinturas y espesor película seca; evaluación de actitud para el servicio (Fitness for Service API-579) de vasijas que contengan hidrocarburo, asistencia técnica en programación, control y seguimiento


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de las actividades de parada de planta, líneas de flujo y mantenimiento de equipo estático, excavación manual y reparación de recubrimiento externo de tuberías y aplicación de pintura (epóxico 100% sólidos a 20 mils), diagnostico geotécnico de líneas y elaboración de mapas de corrosión del campo. 2.1.2 Plan de Monitoreo Corrosión Exterior: Mantenimiento preventivo y correctivo de las unidades de protección catódica de tanques y líneas, Suministro e instalación de varistor, Instalación o reparación de negativos y positivos en estaciones de prueba o rectificadores ( incluye zanjado, soldadura cadwell, handy caps, instalaciones de concreto pobre y tapado), Inspección del sistema de protección catódica mediante la técnica Close Interval Potential Survey (CIS), Inspección del estado del recubrimiento mediante la técnica Direct Current Voltage Gradient y Toma de potenciales ON-OFF y registro de condiciones operacionales de tanques, líneas de producción, gasoductos y oleoductos y suministro e instalación de poste de abscisado, estaciones de interferencia y juntas de aislamiento. 2.2 ALCANCE PARA EL ASEGURAMIENTO DE LA INTEGRIDAD EN PROYECTOS E INGENIERÍAS

El alcance incluye todas las actividades concernientes a la auditoría, inspección y certificación de materiales, procedimientos y equipos, seguimiento y control a la construcción de facilidades (entiéndase por esta líneas, ductos, tanques, estructuras y vasijas) y la realización del pre-comisionamiento y soporte al comisionamiento para la entrega de dichas obras.

Por otra parte, el Contratista suministrará soporte técnico al líder de integridad de la SOP en la formulación y elaboración de proyectos que tengan por objeto la construcción, mantenimiento, reposición e inspección de los activos estáticos, tales como:

� La construcción y conversión de pozos. � La construcción de líneas de flujo y sus modificaciones. � La construcción y montaje mecánico de Proyectos mayores y las ampliaciones o modificaciones de las

instalaciones existentes. � La Inspección y agilización de la fabricación y suministro de materiales/equipos en fábrica/proveedores. � Auditorias de sistemas y planes de calidad, evaluación y calificación de proveedores, fabricantes y

contratistas de construcción.

Nota: El contratista que resultare favorecido para ejecutar este proyecto, queda inhabilitado para ejecutar proyectos de ingeniería que generen conflicto de interés por reparación, construcción, instalación de activos estáticos en la SOP, durante la vigencia correspondiente al desarrollo de este; y quienes hayan sido favorecidos para realizar proyectos de ingeniería en la vigencia de este no podrán ser partícipes de este proyecto.

3. GLOSARIO

a. RBI: Su sigla se refiere a las palabras en inglés “Risk Based Inspection”, la cual significa: Inspección Basada en Riesgo. Consiste en una metodología que busca optimizar las evaluaciones del estado mecánico y de corrosión haciendo énfasis con mayores frecuencias de inspección en los sitios y/o equipos que presentan mayor riesgo a personas, al ambiente, económico y al buen nombre de las empresas. La metodología se encuentra reglamentada por el código API 580.( “Risk – Based Inspection.”)


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b. INFORMACION GENERAL DE EQUIPOS Y/O TUBERÍAS.: Datos sobre los parámetros generales

como: longitud, ubicación, diámetro, capacidad, tipo de material, entre otras, que rigen e identifican a los equipos y/o tuberías.

c. HISTORICOS DE INSPECCION: Datos históricos de las diferentes inspecciones y/o evaluaciones del

estado mecánico y de corrosión de tuberías y/o equipos que se han realizado durante su vida útil, buscando evaluar su integridad.

d. EVALUACION DEL ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSION: Evaluación realizada mediante técnicas

de ensayo no destructivo o destructivo que busca conocer el estado de daños mecánicos y también los ocasionados por fenómenos de corrosión producidos a equipos y/o tuberías.

e. HISTORICOS DE REPOSICION Y/O REPARACION: Datos sobre fechas y alcance de mantenimientos

realizados a equipos y/o tuberías durante su funcionamiento, por Ej.: sitio, longitud y diámetro de reposición, causal de reposición, entre otros.

f. HISTORICOS DE FALLA: Información relacionada con los eventos de rotura por corrosión y/o daños

mecánicos ocurridos en tuberías y/o equipos que especifica la ubicación, causa, consecuencia y fecha de las roturas y/o fallas.

g. ANALISIS FISICOQUIMICO DE HIDROCARBUROS: Propiedades fisicoquímicas medidas en agua,

sólidos productos de corrosión y fluidos de hidrocarburos líquidos y gaseosos buscando con ellas conocer su potencial corrosivo. Como ejemplo de los ensayos comúnmente utilizados están los análisis de BSW, población de bacterias, PH, cantidad de CO2 y H2S en gases, CO2, hierro, sulfuros, cloruros disueltos en agua, sólidos suspendidos, entre otros.

h. SEGMENTACION DE TUBERIAS: Tramos de tuberías en donde las condiciones de probabilidad de

falla son semejantes, por tal motivo existen condiciones iguales de presión, temperatura y propiedades fisicoquímicas que determinan una velocidad de corrosión similar tanto externa como interna y/o cualquier otra amenaza de falla.

i. CONSECUENCIA: Alcance de los daños ocurridos en una tubería y/o equipo como resultado de su falla

afectando al medio ambiente, personas, causando daños económicos y al buen nombre de la empresa. j. PROBABILIDAD DE FALLA: Posibilidad de la ocurrencia de falla de un equipo por daños mecánicos o

corrosión, usualmente se determina teniendo en cuenta el espesor remanente del equipo, análisis probabilísticos y/o modelos de velocidades de corrosión.

k. RIESGO: Es la probabilidad que ocurra un hecho con consecuencias definidas; es el resultado de

combinar la probabilidad de falla con la consecuencia; Para ECOPETROL S.A. el riesgo se evalúa mediante la aplicación de la matriz RAM.

l. VASIJA: Se entiende por vasija todos aquellos equipos sometidos a una presión interna fabricados bajo

el Código ASME, tales como separadores, drums, torres, intercambiadores, etc. m. PARTICULAS MAGNETICAS: Técnica de ensayos no destructivos consistente en la utilización de un

material particulado por medio del cual y a través de las fugas de campos magnéticos en la parte o pieza a evaluar, se pueden detectar defectos (Grietas) superficiales y subsuperficiales.


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n. GPS: Sistema de Posicionamiento Global (más conocido con las siglas GPS) es un Sistema Global de

Navegación por Satélite (GNSS) el cual permite determinar en todo el mundo la posición de un objeto, una persona, un vehículo o una nave, con una precisión hasta de centímetros usando GPS diferencial, aunque lo habitual son unos pocos metros.

o. GIAE VPR: Gestión de Integridad de Activos Estático VPR: Estrategia establecida en la Vicepresidencia

de Producción para el manejo de integridad de los activos estáticos. p. EQUIPO ESTÁTICO: Se denomina equipo estático todo equipo que transporta, almacena o contenga un

producto, tales como: tuberías, tanques, vasijas, recipientes etc.


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4. GENERALIDADES

EL PROPONENTE deberá estudiar las presentes especificaciones cuidadosamente, pues constituyen la base fundamental para la evaluación de costos y fijación de precios en la propuesta y en consecuencia del contrato que de ella pudiese llegar a celebrarse, en caso de ser favorecido con la adjudicación. ECOPETROL S.A. no aceptará ningún reclamo o modificación de precios o de plazos, que tengan origen en una deficiente interpretación de estas especificaciones.

EL CONTRATISTA deberá acatar las instrucciones de LA GESTORÍA relacionadas con posibles modificaciones de los trabajos que aquí no se contemplen y que sean necesarias para la completa realización de la misma. EL CONTRATISTA requiere de la aprobación de LA GESTORÍA para iniciar cada actividad, así como el visto bueno durante su desarrollo.

En la ejecución del contrato EL CONTRATISTA podrá proponer modificaciones o cambios a las presentes especificaciones, sin que esto signifique incremento en el costo inicial cotizado o en el plazo de ejecución de los trabajos. Para el efecto deberá someter dichas propuestas a la aprobación de LA GESTORÍA, quien tendrá la capacidad de aceptarlas o rechazarlas sin que esto de lugar a reclamo alguno.

Teniendo en cuenta el sitio y el riesgo en la ejecución de las actividades relativas al contrato, EL CONTRATISTA deberá mantener informada oportunamente a LA GESTORÍA sobre la iniciación de trabajos, algunos de los cuales requieren aprobación previa del Departamento de HSEQ (Health, Safety, Environment, Quality) y/o el operador de la planta.

Durante la ejecución de los trabajos ECOPETROL S.A. revisará periódicamente el avance de los trabajos y la calidad de la información consolidada. En el caso en que la información presentada como resultado de los trabajos realizados no estén dentro de las expectativas de calidad dispuestas en estas especificaciones. EL CONTRATISTA deberá realizar una revisión completa de la información hasta que ella sea idónea con los resultados esperados (sin que esto signifique incremento en el costo inicial cotizado o en el plazo de ejecución de los trabajos).


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5. EJECUCION DE ACTIVIDADES

5.1 SOPORTE GESTION DE INTEGRIDAD

Para ECOPETROLS.A el manejo o gestión de integridad de facilidades de producción y de las líneas de flujo y plataformas de pozos, se fundamenta en cinco áreas o aspectos claves que son:

� Integridad Externa � Manejo de Corrosión interna � Manejo del Cambio � Aseguramiento de Flujo � Manejo de Procesos y Activos críticos

EL CONTRATISTA participará en la elaboración de planes de acción que incluyen las actividades de inspección, las actividades o acciones de control y las acciones correctivas o de mitigación. Cada plan será desarrollado a partir de los requisitos del sistema, establecidos en las políticas de ECOPETROLS.A, la legislación Nacional y local, los códigos de diseño, de operación y mantenimiento y la normativa nacional o internacional sobre manejo de integridad que aplique, enmarcado dentro del ciclo de mejoramiento continuo PHVA de la figura:

Cada plan se ejecuta mediante el seguimiento de un cronograma en el cual se muestran las actividades recurrentes con sus respectivas frecuencias, justificadas estas con bases técnicas, las actividades no recurrentes y las acciones de mitigación del sistema. Cada actividad deberá incluir sus correspondientes recursos de equipos, materiales, mano de obra y herramientas y los tiempos máximos y mínimos de ejecución, así como las competencias que debe poseer el personal que las ejecute, incluyendo certificaciones como por ejemplo: nivel II en NDT, monitoreo corrosión interior y protección catódica.

POZOS Y LINEAS DE FLUJO

Evaluación del programa de integridad (indicadores- auditorias)

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN(PLANTAS Y ESTACIONES)

DUCTOS(OLEODUCTOS Y GASODUCTOS)

Levantamiento, Revisión e Integración de Datos

Susceptibilidad por Amenazas (Identificar variables críticas - modelamiento) y definición de áreas de consecuencias

Evaluación Inicial del riesgo (IBR- Matriz RAM)

Plan de acción (Plan de inspección y Monitoreo - Plan de mitigación - Planeación y presupuestos)

Actualización de información, manejo del cambio, mejores

Prácticas y lecciones aprendidas

Reevaluación de amenazas, áreas de consecuencias y del

riesgo

Revisión y ajuste del plan de acción

Ejecución del plan de acción

POZOS Y LINEAS DE FLUJO

Evaluación del programa de integridad (indicadores- auditorias)

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN(PLANTAS Y ESTACIONES)

DUCTOS(OLEODUCTOS Y GASODUCTOS)

Levantamiento, Revisión e Integración de Datos

Susceptibilidad por Amenazas (Identificar variables críticas - modelamiento) y definición de áreas de consecuencias

Evaluación Inicial del riesgo (IBR- Matriz RAM)

Plan de acción (Plan de inspección y Monitoreo - Plan de mitigación - Planeación y presupuestos)

Actualización de información, manejo del cambio, mejores

Prácticas y lecciones aprendidas

Reevaluación de amenazas, áreas de consecuencias y del

riesgo

Revisión y ajuste del plan de acción

Ejecución del plan de acción


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5.2 MECANISMOS DE DAÑO BAJO CONTROL DEL CONTRATISTA

EL CONTRATISTA será responsable de la inspección, manejo de la integridad y eficiencia en el funcionamiento de los sistemas de protección instalados para mitigar los fenómenos de corrosión externa en líneas y equipos: sistemas de protección catódica y recubrimientos.

EL CONTRATISTA será responsable de la prevención y seguimiento a los fenómenos de corrosión externa que se desarrollen en líneas y equipos por interacción con suelos y/o atmósfera. Se incluyen daños por corrosión generalizada, picaduras, agrietamiento por esfuerzos, causados por ambientes agresivos (salinos, ácidos, húmedos, etc.), pares galvánicos e interferencias con los sistemas de corriente impresa, entre otros. Los planes de mitigación para el control del deterioro de los sistemas de protección (protección catódica y recubrimientos) debido a la interacción con el medio es también parte del alcance del contrato.

Si bien EL CONTRATISTA no es responsable de la prevención y control de los fenómenos de corrosión interna, estará a su cargo la detección de defectos y seguimiento a la evolución de aquellos ya existentes. Mediante un plan de inspección EL CONTRATISTA será responsable de la evaluación periódica o continua de la eficiencia de los tratamientos químicos y de los recubrimientos para la protección interna de los equipos.

EL CONTRATISTA no es responsable por las pérdidas de integridad causada por errores de diseño o desviaciones en la operación causadas por otros. Sin embargo proveerá el soporte necesario para evaluar y mitigar los daños o posibles daños ocasionados por este fenómeno. El CONTRATISTA, participará en los programas de seguimiento físico, específicamente mediante la inspección visual, certificación de pruebas y estudios Inspección Basada en Riesgo (RBI) para asignación de frecuencias de inspección, de todos los equipos de seguridad definidos como críticos que afecten la seguridad de las instalaciones.

EL CONTRATISTA será responsable del aseguramiento de la Integridad de las estructuras auxiliares para el soporte mecánico de equipos y líneas.

EL CONTRATISTA será responsable del manejo de la integridad mecánica de equipos estáticos exclusivamente, es decir que no se incluyen los sistemas de equipos rotativos. Sin embargo cuando sea necesario proveerá el soporte para evaluar los problemas de integridad relacionados con estos últimos equipos.

5.3 ACTIVIDADES PARA EL MANEJO DE LA INTEGRIDAD

Recolección e Integración de la Información, EL CONTRATISTA será responsable:

Recolección, integración y análisis de la información relacionada con los equipos contemplados en el alcance y con los fenómenos que los afecten directa o indirectamente. Se incluye Información de diseño, construcción y operación, históricos de inspecciones, registros de incidentes y fallas, entre otros. ECOPETROL S.A dispone actualmente del software SIG GIAE diseñado para tal fin, (los gastos de software serán incluidos dentro de las diferentes actividades del servicio). Adicionalmente se tendrá en cuenta cualquier otra información que sea necesaria para el buen resultado de los talleres de RBI. Esta información será almacenada en formatos preestablecidos por ECOPETROL S.A., los cuales serán diligenciados por EL CONTRATISTA y cualquier otra información adicional necesaria será adjuntada para su consulta.

Separación de las líneas y equipos objeto de estudio en planos o sobre fotografías e imágenes digitales satelitales, en donde se pueda referenciar los lazos de corrosión y la ubicación de las distintas consecuencias en los diferentes sistemas de tuberías; esto puede ser: distancia aproximada de viviendas cercanas, clasificación de las viviendas (casa, iglesia, mercados, escuelas, u otra connotación con respecto


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a viviendas de consecuencia que pueda existir en el derecho de vía. ECOPETROL S.A., entregará los planos que estén disponibles para realizar esta actividad, EL CONTRATISTA digitará y/o localizará cualquier información adicional o que no se encuentre en los planos entregados por ECOPETROL S.A, y que se requiera para el análisis de los talleres de RBI. Estos planos serán realizados en Google Earth, y se entregará de ello un plano para revisión y luego de las sugerencias de LA GESTORÍA se emitirá un plano definitivo que será entregado con su respectiva copia magnética.

Visita a campo, verificación y determinación del impacto de las líneas y/o equipos: Esta actividad consiste en verificar en campo los datos existentes en informes, tales como: Longitud, diámetro, punto de llegada, punto de inicio, entre otras. Adicionalmente será incluida la verificación de las consecuencias de tipo ambiental, daños a terceros y seguridad. En esta actividad el valor incluye el transporte necesario para realizar los desplazamientos a campo. El Informe que incluye la verificación de los datos principales; para el caso en que EL CONTRATISTA compruebe diferencias frente a los datos inicialmente consolidados, además del reporte realizado en este informe, se rectificaran en el archivo presentado en la etapa de consolidación. Adicionalmente éste informe contendrá la explicación de las consecuencias existentes en el derecho de vía de las tuberías a evaluar referentes a los aspectos ambientales, de seguridad y daños a personas incluyendo una breve explicación de cada uno de ellos y su ubicación mediante abscisado, es decir, EL CONTRATISTA deberá explicar y determinar las cercanías a las casas, el número aproximado de personas (Vivienda unifamiliar, iglesia, mercado, empresa, etc.). Para los cuerpos de agua determinará si es agua confinada, si tiene corriente en épocas de invierno y verano y las tuberías que, en caso de fuga, puedan afectarle por las pendientes que terminen en dicha fuente de agua.

Segmentación de Líneas y/o equipos: Consiste en identificar los tramos en donde la consecuencia o probabilidad de falla son iguales. Los criterios para identificar estos segmentos serán definidos por ECOPETROL S.A. en cada sistema de tubería. El Informe en donde se reporten uno a uno los segmentos seleccionados de las tuberías y quipos a evaluar y los criterios utilizados para esta segmentación, así mismo, entregará plano en Google Earth señalizando los segmentos establecidos.

Modelado y determinación de velocidades de corrosión: Consiste en determinar las velocidades de corrosión mediante dos métodos: análisis estadístico de espesores y el modelo matemático diseñado para ECOPETROL S.A. EL CONTRATISTA con base en los datos generados en estas etapas, diligenciara en las plantillas establecidas por cada método con el fin de calcular las velocidades de corrosión. EL CONTRATISTA se hará responsable de la copia parcial o total de este modelo y los respectivos derechos de autor que deben ser respetados. El Informe en donde se defina por cada segmento las velocidades de corrosión mediante análisis estadístico y el modelado.

Registro de información y/o caracterización de tuberías y equipos: Las tuberías y equipos que fueron objeto del taller de RBI serán caracterizadas, es decir serán registrados sus parámetros principales (Diámetro, longitud, espesor nominal, mínimo espesor medido, características del fluido que transporta, etc.) en la base de datos que designe ECOPETROL S.A. para tal fin. Adicionalmente se registrará en esta base de datos el plan de inspección y las recomendaciones del taller de RBI. Entregable: Informe de reporte de los datos registrados en la base de datos en el formato que ECOPETROL S.A. tenga estipulado para ello. EL CONTRATISTA seguirá y se adaptará a los formatos que estipule ECOPETROL S.A. para éste tipo de informes. Presupuesto: EL CONTRATISTA , teniendo como insumo principal los resultados del taller, levantará las cantidades de trabajo y realizará el presupuesto de las recomendaciones de los talleres de RBI, los planes de inspección y otros mantenimientos que sean necesarios para asegurar la integridad de las tuberías y equipos objeto del taller.

Las labores serán acompañadas y direccionadas por ECOPETROL S.A. a través de su representante y LA GESTORÍA que sea designada en su momento. LA GESTORÍA indicará al CONTRATISTA el sistema a ser evaluado a los cuales se les realizará el proceso de acompañamiento respectivo, desde la etapa de


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consolidación hasta la presentación del informe final, pasando por los respectivos informes en cada etapa descrita anteriormente.

El manejo, actualización y mantenimiento de las bases de datos serán responsabilidad del CONTRATISTA durante la vigencia del contrato y toda la información contenida en ellas es propiedad de ECOPETROL S.A. Al finalizar el contrato EL CONTRATISTA deberá entregar formalmente todas las bases de datos, y backups generados durante la vigencia del contrato, a LA GESTORÍA y será parte del acta de liquidación del mismo.

5.4 ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE RIESGOS

EL Acompañamiento de talleres de RBI, en esta etapa y según indicaciones de LA GESTORÍA, EL CONTRATISTA acompañará los talleres de RBI con la información que ha consolidado y tomará las recomendaciones para su respectivo reporte y análisis. EL CONTRATISTA elaborará Análisis de Riesgos con la metodología RBI reconocidas para este efecto y otras que ECOPETROL S.A requiera (HAZOP, RCA, ciclo de costo vida, entre otras)

EL CONTRATISTA dará soporte en el mantenimiento y actualización de los Registros de Peligros Mayores de las operaciones de ECOPETROL S.A a través de herramientas propias u otras que ECOPETROL S.A disponga. EL CONTRATISTA elaborará los panoramas y matrices de riesgo pertinentes a la integridad. A partir de estos análisis, siguiendo metodologías RBI, haciendo énfasis en los equipos críticos, el CONTRATISTA, en colaboración con ECOPETROL S.A y otros responsables de integridad, elaborará los planes de inspección y monitoreo necesarios.

5.5 PLAN DE INSPECCIÓN Y MONITOREO

EL CONTRATISTA será responsable de la ejecución de los planes de inspección y monitoreo a líneas y equipos. Estos planes aportarán la información necesaria para mejorar y completar los análisis de riesgos iníciales, así como para evaluar el estado real de la infraestructura.

Para ECOPETROL S.A es importante reducir en lo posible las inspecciones intrusivas de sus líneas, reducir así los impactos en producción y los riesgos asociados. Por esta razón, EL CONTRATISTA deberá mostrar capacidad para desarrollar planes de integridad soportados en tecnologías de inspección no intrusiva, o no invasiva, de última generación.

EL CONTRATISTA avalará y atestiguará la realización de pruebas hidrostáticas de líneas e incorporará los resultados de las pruebas en sus programas de integridad.

5.6 MEDIDAS DE MITIGACIÓN

EL CONTRATISTA será responsable del diseño de las medidas de mitigación que se requieran a la luz de los resultados de los planes de inspección y monitoreo, prestará el soporte y supervisión en la implementación de dichas medidas. Se incluyen reparaciones, cambio de materiales, modificación de los parámetros de operación, modificaciones en/a los sistemas de protección, entre otros.

5.7 MANEJO DEL CAMBIO

EL CONTRATISTA participará activamente en el manejo del cambio asociado a todas aquellas actividades o acciones que modifican el plan inicial de integridad: medidas de mitigación, variación de las condiciones de operación, el comisionamiento y decomisionamiento de equipos, entre otros. EL CONTRATISTA evaluará el


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impacto que los cambios, directa o indirectamente, generan en la integridad de los equipos y procederá, en caso de ser necesario, actualizar el programa de integridad.

ECOPETROL S.A tiene su propio proceso de manejo del cambio, el cual contiene los correspondientes procedimientos y formatos, dependiendo del tipo o naturaleza del cambio. EL CONTRATISTA deberá prever recursos para presentar para aprobación los cambios que se generen por parte del Departamento de Ingenieria y Subsuelo (PCP), sobre equipos en facilidades de producción y líneas de flujo y plataformas de pozos, en los cuales deberá realizar la evaluación del impacto sobre la integridad del activo, así mismo deberá evaluar los cambios generados por otras áreas sobre los, estos cambios van desde retiro de servicio, cambio de servicio, modificaciones, cambio en los procedimientos operacionales, inclusión de nuevas tecnologías de inspección intrusiva o no, etc.

Las actividades de este plan serán sin limitarse a ellas: Definir/evaluar el impacto sobre la integridad de las modificaciones al sistema.

Coordinar con operaciones para el manejo y ejecución de modificaciones y cambios permanentes o temporales. Elaborar y/o asegurar el cierre de las modificaciones de acuerdo con el procedimiento de ECOPETROL S.A, y las actualizaciones en planos As built.

Definir y asegurar el plan de divulgación de los cambios generados incluyendo procedimientos, frecuencias de inspección, técnicas de inspección y todo aquello que después de un cambio tenga relevancia para el manejo de integridad.

5.8 ESTRATEGIAS Y PLANES DE INTEGRIDAD

A partir de la información obtenida en los planes de inspección, teniendo en cuenta las medidas de mitigación ejecutadas, EL CONTRATISTA diseñará, en colaboración con ECOPETROL S.A y los otros responsables de integridad (Departamento Ingeniería de Subsuelo y Confiabilidad), los planes a mediano y largo plazo. EL CONTRATISTA establecerá las causas de daño, determinará el carácter pasivo o activo de los defectos, calculará las velocidades de corrosión y vida remanente. A partir de esta información articulará los programas de reparación, establecerá los cronogramas de re-inspección o implementará sistemas de monitoreo permanente en los puntos críticos. EL CONTRATISTA diseñara estrategias de mantenimiento costo-efectivas y planes de fitness-for-service, realizará predicciones técnicas de vida útil, gracias al correcto dimensionamiento de los defectos y a la aplicación de las metodologías establecidas en la industria, calculará la resistencia remanente de las infraestructuras.

5.9 MANEJO DE INFORMACIÓN

EL CONTRATISTA suministrara, mantendrá y actualizara en bases de datos especializadas toda la información de la infraestructura de superficie en un esquema tipo árbol, con la información de diseño, construcción, operación y mantenimiento e históricos de falla y reparación, inspecciones, monitoreo de corrosión interior y exterior, análisis de riesgo, planes de acción y mitigación, evaluación del programa, reevaluación del riesgo y planes. Adicionalmente, EL CONTRATISTA debe administrar una aplicación que incluye los planes de inspección, control y mitigación a fin de que sean manejados por el sistema formal de órdenes de trabajo. Para el caso de Líneas de Flujo y Plataformas de Pozo, EL CONTRATISTA deberá trabajar durante la ejecución del contrato para desarrollar una interfase con el SIG que permitirá tener una visión gráfica del sistema y sus variables estáticas y dinámicas, así como también el cálculo del nivel de riesgo por segmento y por línea para cada una de las 21 amenazas mencionadas en el ASME 31.8S, igualmente deberá tener la capacidad de almacenar la información de inspecciones realizadas por otras compañías (ej. velocidad de corrosión interna cupones) o puntuales (inspección ILI), la propiedad intelectual de este desarrollo será de ECOPETROL S.A. Se entiende que EL CONTRATISTA dará un adecuado manejo de la información


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suministrada, en cumplimiento de la cláusula de confidencialidad, so pena de hacerse merecedor de las penalizaciones, denuncio y cobro de pólizas o incluso terminación del contrato.

5.10 SERVICIOS DE MANEJO ADMINISTRATIVO. IMPLEMENTACIÓN Y ACTUALIZACIÓN DEL

ESTÁNDAR DE INTEGRIDAD

EL CONTRATISTA administrará en del servicio y los recursos necesarios para lograr el objetivo de integridad. Cuando sea necesario realizará la selección, contratación y administración de servicios de soporte especializados con terceros y verificará que estos servicios se ejecuten eficientemente en cuanto a costo y tiempo de entrega. El servicio incluye también la gestión de reuniones, manejo de los planes de acción y la elaboración de los informes y presentaciones de integridad que sean requeridos por ECOPETROL S.A.

EL CONTRATISTA desarrollará y acordará con ECOPETROL S.A los Indicadores de Desempeño que guíen el proceso de mejoramiento continuo del servicio incluyendo HSE y desempeño técnico de la gestión.

EL CONTRATISTA se mantendrá actualizado en las mejores prácticas de inspección y evaluación de la integridad mecánica. De igual manera estará informado sobre la legislación nacional vigente en el área de inspección e integridad mecánica y asesorará a ECOPETROL S.A desarrollando estrategias de cumplimiento e implementación.

EL CONTRATISTA Y GESTORÍA asegurará permanentemente el manejo de competencias dentro de su organización para el personal involucrado en las actividades de este contrato.

EL CONTRATISTA programará y coordinará actividades de capacitación dirigidas al personal de Integridad de ECOPETROL S.A y de las compañías que a criterio de ECOPETROL S.A deban asistir. Los temas de capacitación y entrenamiento estarán relacionados con tecnologías y metodologías asociadas al manejo de la integridad y a la implementación del Estándar de Integridad.

EL CONTRATISTA dará el soporte requerido para la implementación en la organización del software de manejo del cambio. Esta actividad incluye el soporte en la implementación, apoyo al usuario y el seguimiento a los procesos abiertos. La prestación de este servicio no será de carácter permanente y su duración se establecerá de acuerdo con las necesidades de ECOPETROL S.A.

5.11 OTRAS RESPONSABILIDADES Y CONSIDERACIONES

EL CONTRATISTA prestará soporte a ECOPETROL S.A en las áreas de operación y mantenimiento mediante la inspección de materiales en bodega, control de calidad y especificaciones de procesos de soldadura y reparación. Prestará asistencia y verificará la calidad de los procesos de soldadura. Realizará la localización de tuberías y monitoreo de radiación. Será responsable de la preparación de paquetes para inspección y certificación de trabajos en “Shut Downs”.

EL CONTRATISTA realizará el servicio dentro del marco de referencia ISO 9001 Versión 2000; así mismo, los servicios ofrecidos están en concordancia con los requerimientos del HSEQ, el Estándar de Integridad y los estándares de la industria en general para el manejo de la seguridad en los procesos (NACE, API, ASTM, ASME, ISO, OSHA).

EL CONTRATISTA tendrá en cuenta las recomendaciones emitidas por el Análisis de Riesgo de Corrosión y el Sistema de Manejo de la Corrosión para la elaboración de inspección y monitoreo. El plan de inspección y monitoreo es reevaluado periódicamente y tiene por tanto un carácter dinámico. En este sentido si las


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recomendaciones de las estrategias de integridad aumentan o disminuyen las cantidades de inspección requeridas, se deberá reevaluar el impacto económico en conjunto con ECOPETROL S.A.

Para asegurar un servicio eficiente, que permita un adecuado control de la integridad, EL CONTRATISTA establecerá y mantendrá comunicación permanente con cada una de las empresas que intervengan en el ciclo de manejo de la integridad en las etapas de diseño, construcción, operación, mantenimiento, control, mitigación y monitoreo. EL CONTRATISTA asignará un “Gerente del Contrato” que será para todo efecto y en todo momento el responsable e interlocutor ante ECOPETROL S.A para la definición de la relación administrativa y comercial entre las partes.

5.12 SOPORTE EN INTEGRIDAD DE PROYECTOS E INGENIERÍA

EL CONTRATISTA designara profesionales para representar administrativa y técnicamente en la planificación de las actividades, la evaluación de competencia de los recursos y las necesidades para el correcto aseguramiento de la calidad e integridad técnica de los materiales, equipos y las obras de cada proyecto. La prestación de este servicio no será de carácter permanente y su duración se establecerá de acuerdo con las necesidades de ECOPETROL S.A., las actividades de este serán sin limitarse a ellas:

� Efectuar verificación de los documentos técnicos de construcción antes del inicio de la ejecución de los trabajos (Isométricos, P&ID’s, planos de detalles, layout, etc.).

� Ejecutar las auditorias planeadas a cada uno de los CONTRATISTAS de construcción. � Efectuar seguimiento a los CONTRATISTAS y asegurar la compilación de los documentos y certificados

de calidad de todas las actividades de construcción y montaje mecánico y asegurar la calidad. � Asegurar y soportar el cumplimiento de las actividades de “pre-commissioning” y “commissioning”,

mediante la verificación del cierre de los paquetes de certificación y asegurar la calidad del certificado de “commissioning” y “hand-over” a operaciones.

� Coordinar los análisis de falla y demás ensayos destructivos y no destructivos de materiales de acuerdo a las solicitudes de ECOPETROL S.A.

� Todas las demás actividades de aseguramiento de calidad e integridad técnica, así como de control de calidad e inspección y monitoreo asociadas con los servicios contratados.

� Consultaría y asesoría en ingeniería de materiales, de soldadura y demás disciplinas involucradas en la calidad e integridad técnica de los proyectos.

� En coordinación y bajo la dirección el Líder de Aseguramiento e Integridad Técnica de proyectos ECOPETROL S.A, auditar al CONTRATISTA de obra para que los trabajos sean realizados cumpliendo las especificaciones técnicas y demás condiciones contractuales con las cuales ECOPETROL S.A suscribió el contrato con el constructor.

� Verificar, comentar y verificar la implementación de los planes de calidad de cada CONTRATISTA de construcción o de cada fabricante de materiales o equipos.

� Asegurar la calidad de materiales recibidos por proveedores en sitio de ECOPETROL S.A y aquellos entregados al CONTRATISTA para la ejecución de los trabajos, manteniendo un adecuado y actualizado control de las cantidades y calidad de los materiales, tanto en patio como durante la instalación.

� Monitorear y controlar los cambios. � Informar de los trabajos que se consideren defectuosos y/o que no cumplan con las normas técnicas

emitiendo las respectivas No Conformidades y asegurar el cierre oportuno antes de liberar el material o equipo en fábrica.

� Liderar el proceso de “Pre-commissioning” y soportar el “Commissioning”. � Ejecutar y controlar la matriz de “Commissioning”, soportar y supervisar el proceso de “Commissioning” y

el proceso de pruebas en frío y en caliente de acuerdo con los procedimientos y directrices de ECOPETROL S.A y de los fabricantes. Tener personal competente y certificado en procesos


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sistematizados e internacionalmente reconocidos de “Pre-commissioning y Commissioning” de instalaciones petroquímicas.

� Atestiguamiento de las pruebas de equipos e instalaciones. � Soportar al grupo de Operaciones en la estabilización de las instalaciones y cierre de Pendientes. � Liderar y coordinar con el Líder de proyecto la emisión de Lecciones Aprendidas y la evaluación de

desempeño del CONTRATISTA. � Soportar al Líder de Integridad o cualquier otro funcionario de ECOPETROL S.A en las labores de

aseguramiento de calidad e integridad técnica de los materiales, equipos o proyectos que se ejecuten en la SOP.

5.13 PROGRAMACION, PLANEACION Y DOCUMENTACION DE TRABAJOS

El servicio de planeación y programación, comprendería el desarrollo de las actividades planteadas en los subprocesos de planeación y programación que a continuación se especifica:

a. Plan y programa integrados de todas las actividades contempladas y que serán ejecutadas. b. Diseño y puesta en marcha del esquema de seguimiento y control que se utilizará durante el desarrollo

de las actividades contempladas para este servicio, lo cual incluye, actividades pre-mantenimiento, durante el mantenimiento y posteriores a la misma.

c. Acompañamiento en el seguimiento y control de las actividades contempladas durante las etapas de planeación, alistamiento o preparación de la reparación, la parada de la planta y las posteriores de cierre del proyecto.

d. Reporte final de la evaluación, reparación, monitoreo e inspección elaborado bajo estándares del proceso, que incluirá entre otros: informe técnico de planeación (trabajos realizados por frente y equipo, mano de obra utilizada, materiales, herramientas, contratos); reporte técnico de inspección con recomendaciones para próxima actividades; reporte técnico de HSEQ; Informe final de costos causados; documento de lecciones aprendidas.

LA GESTORÍA solicitará al CONTRATISTA firmar un acuerdo de confidencialidad para asegurar el buen uso de la información.

e. Diseño del plan óptimo de ejecución del mantenimiento preventivo, predictivo y corrección. f. Plan típico de inspección similar a la del objeto del contrato con recursos de QA y tiempos, así como

integración con el plan general de la reparación. g. Dentro de los entregables del subproceso de planeación estarían los siguientes:

� Plan general de la reparación. � Programa detallado de actividades. � Panorama de riesgo. � Aseguramiento de calidad. � Plan de inspección.

h. Dentro de los entregables del subproceso de programación estarían los siguientes:

� Requerimientos de recurso Humano. � Requerimientos de materiales. � Requerimientos y necesidades de logística. � Programa oficial de la reparación. � Elaboración de solicitudes de permisos de trabajo.


Fecha: Mayo






ECOPETROL S.A. es responsable de direccionar y optimizar la estrategia en Integridad para los activos estáticos de la SOP y, por lo tanto, define en cada caso los equipos, rutas, frecuencias, alcances, instrucciones, procedimientos y formatos aplicables a las diferentes actividades de mantenimiento de tipo preventivo, predictivo, a falla, correctivo, mejorativo y mayor. De igual forma ECOPETROL S.A. es responsable de definir las tecnologías aplicables, los puntos de inspección y monitoreo. El programa de trabajo será direccionado, validado y autorizado por ECOPETROL S.A. por periodos semanales, buscando asegurar y balancear óptimamente, de un lado, sus prioridades y necesidades de seguridad industrial, medio ambiente y compromisos volumétricos de producción de la SOP, y del otro, los recursos humanos y técnicos a su disposición. El proceso de elaboración del programa de trabajo consiste básicamente en asignar Órdenes de Trabajo en el CMMS a cada frente de trabajo del CONTRATISTA, hasta por el 100% del valor de las Horas-Hombre Efectivas Disponibles del Periodo, variarán según la necesidad de los diferentes frentes de laborar en horas extras, fines de semana o festivos. EL CONTRATISTA debe realizar en forma integral y con oportunidad el proceso planeación y estructuración del programa de Integridad, así como presentarlo con la debida anticipación para la validación de ECOPETROL S.A. con el fin de permitir la revisión de cada actividad. Esta revisión estará orientada a validar y/o definir con aspectos básicos de planeación y programación como: justificación, estimación de recursos (Horas-Hombre), duración, fecha programada de inicio (FPI), materiales y diferidas. Una vez consolidado el programa de trabajo es responsabilidad del CONTRATISTA ejecutarlo con los recursos, plazos y alcances previstos en cada Orden de Trabajo.

EL CONTRATISTA debe ejecutar las actividades de Mantenimiento No Planeado o de Emergencia, para las diferentes áreas operativas, sistemas y equipos de los campos productores, estaciones y plantas, que conforman la SOP. Toda atención de Mantenimiento No Planeado por parte del CONTRATISTA debe ser registrada en el CMMS mediante una Orden de Trabajo. EL CONTRATISTA debe elaborar todas las Órdenes de Trabajo requeridas para el respectivo reporte, en lo posible estas se elaborarán al momento de la solicitud del servicio, en su defecto, dentro de las siguientes 8 horas hábiles a la solicitud.

Todo funcionario responsable del área técnica (incluyendo profesionales y auxiliares de ingeniería) del CONTRATISTA que se encuentre a cargo de la ejecución de un servicio, debe presentar al a GESTORÍA, dentro de la hora final de la jornada, un informe verbal sobre el avance de las actividades del programa y la atención de actividades no planeados. Cada frente de trabajo del CONTRATISTA debe entregar a diario y completamente diligenciado un formato “FORMATO PARA DOCUMENTAR OTs” por cada uno de los servicios prestados, es decir, Orden de Trabajo atendida. Este formato es la base para el soporte de los servicios prestados, ya que allí se registra la información mínima necesaria para:

� El seguimiento al avance de la Orden de Trabajo y al desarrollo del programa. � Las observaciones, recomendaciones y/o pendientes detectados por el personal ejecutor.

La información será revisada diariamente por ECOPETROL S.A., para validarla, corregirla y/o aprobada antes de ser ingresada al CMMS y SIG.

EL CONTRATISTA debe realizar la documentación completa de todas las órdenes de trabajo a su cargo, en las herramientas ELLIPSE (o en su eventual reemplazo) y el SIG. Esta documentación debe incluir, sin limitarse a, la siguiente: Horas-Hombre reales (debidamente soportadas), descripción completa de la


Fecha: Mayo






actividad realizada, reporte de condiciones de operación, registro de variables, reportes de análisis, diagnóstico y seguimiento.

Durante y al término de una actividad, EL CONTRATISTA debe mantener los equipos e instalaciones inspeccionadas o intervenidas en perfectas condiciones de limpieza, higiene y aseo, disponiendo los desechos en las áreas previamente asignadas para su tratamiento por ECOPETROL S.A. De igual forma los elementos que se retiren de intervenciones deberán relacionarse y entregarse a LA GESTORÍA de ECOPETROL S.A. al finalizar la actividad. Todo equipo intervenido debe quedar en perfecto estado de funcionamiento, no se aceptarán trabajos o equipos que se encuentren con instalaciones provisionales.

5.13.1 PROGRAMACIÓN DE LAS ACTIVIDADES

El periodo de programación de las actividades de mantenimiento, administrado en el sistema de información para la administración del mantenimiento CMMS MIMS Versión ELLIPSE, es de lunes a domingo. Tres (3) días antes del inicio de cada periodo de programación (los días jueves), EL CONTRATISTA entregará a ECOPETROL S.A., para su revisión y aprobación, el pronóstico de actividades para los siete (7) días siguientes, el cual es la base para la ejecución de los programas y actividades del mantenimiento de corto plazo. De igual manera, proyectar las actividades de mantenimiento para los siguientes seis (6), y doce (12) meses, como base de prospección del mantenimiento de mediano y largo plazo. El programa incluye las siguientes actividades:

� Actividades en proceso no realizadas en el período que termina (Backlog). � Actividades correspondientes al mantenimiento programado para el periodo. � Trabajos rutinarios o de origen preventivo por ejecutar. Incluye las rutinas semanales, mensuales,

trimestrales y anuales que se deban ejecutar en el periodo de programación. � Trabajos rutinarios o de origen predictivo. � Las paradas y mantenimientos por Campaña.

EL CONTRATISTA deberá organizar su propio plan de trabajo diariamente, con el objetivo de asegurar el cumplimiento de los indicadores que miden el resultado de su gestión.

ECOPETROL S.A. podrá modificar unilateralmente y en cualquier momento el programa semanal de trabajo asignado al CONTRATISTA por condiciones de operación, producción, prioridades de mantenimiento y eventos de falla de los equipos. Sin embargo, ECOPETROL S.A. informará oportunamente las modificaciones introducidas para que EL CONTRATISTA reorganice su propio plan y recursos de trabajo.

El programa de trabajo asignado al CONTRATISTA deberá ser cumplido y/o ejecutado por éste en su totalidad y a tiempo. Por lo tanto, ningún trabajo de los establecidos en dicho programa debe quedar inconcluso ó no ser ejecutado, salvo que suceda cualquiera de las siguientes situaciones:

� Que ECOPETROL S.A. así lo disponga. � Que EL CONTRATISTA solicite una prórroga para cumplir con el programa de trabajo asignado y cuente

con la debida autorización de ECOPETROL S.A. � Por situaciones climáticas, ambientales, físicas, de Seguridad Industrial y demás de fuerza mayor que

impidan o perjudiquen la apropiada ejecución y resultados finales de los trabajos, dañen elementos especiales de equipos e instalaciones de ECOPETROL S.A. o que pongan en peligro la vida e integridad de personal del CONTRATISTA y/o ECOPETROL S.A.


Fecha: Mayo






El anterior procedimiento puede ser modificado unilateralmente por ECOPETROL S.A. por factores de fuerza tales como desmontaje y/o montaje de instalaciones y equipos, la incorporación de nuevas tecnologías de trabajo y nuevas necesidades de producción de ECOPETROL S.A., entre otros. En este caso EL CONTRATISTA no podrá solicitar indemnización o compensación alguna.

Previo al inicio de los trabajos, EL CONTRATISTA entregará, para aprobación de LA GESTORÍA, los procedimientos para desarrollar cada una de las actividades alcance del contrato. Estos procedimientos deberán contener al menos, descripción de la actividad por ejecutar, la forma como se ejecutará la actividad, recursos de mano de obra, equipos, herramientas y materiales requeridos, tiempo estimado de ejecución, requisitos de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional y normas aplicables en donde se particularice la actividad por ejecutar.

5.13.2 PLANEACION Y DOCUMENTACION

EL CONTRATISTA seleccionado definirá la estrategia de ejecución, el cual debe incluir:

� Nivelar el grupo de trabajo en alcance de proyecto � Revisar de listado de trabajos preventivos � Revisar de listado de trabajos no preventivos � Definir y crear la estructura de organización, ejecución y control del proyecto

EL CONTRATISTA debe generar, usando el ELLIPSE (CMMS) y establecidas las fechas y el equipo o equipos a intervenir, las ordenes preventivas para la reparación, marcando las OT’s generadas con las “banderas de gestión” (valores de los campos del ELLIPSE (CMMS) claves), previamente establecidas. Crear, con base en el listado de trabajos no preventivos, las OT´s en el ELLIPSE (CMMS) marcándolas con los valores de los campos claves. Efectuar acopio de recursos necesarios para realizar la OT, como: mano de obra, material, repuestos y herramientas. Asociar el plan de trabajo o procedimiento de ejecución a la OT o crearlo de no existir establecer fechas tentativas de ejecución e inicio de las órdenes.

5.13.3 INFORME SOPORTE DE INTEGRIDAD

Las actividades y sub-actividades de soporte Gestión de Integridad a cargo del Grupo Base, pero sin limitarse a ellas se resumen en la siguiente tabla:


Fecha: Mayo






RESPONSABILIDAD ACTIVIDAD SUB-ACTIVIDAD

KPI's Medición, seguimiento y mejora del nivel de cumplimiento de los KPI's

Logística, facturación, atención al cliente, equilibrio económico, manejo subcontratos del Contratista, otrosHSEQ durante la ejecución del servicio, permisos de trabajo, evaluación del desempeño y clima organizacional.

Manejo subcontratos de ECOPETROL S.A: Cotizaciones, contrataciones, supervisión administrativa, control pagos, etc.

Manejo de CompetenciasDefinición y coordinación de agenda para entrenamiento y certificación de personal del contratista. Preparación en RBI, RCA, HAZOP, LCC, etc…Responsable de logística e implementación de cursos.

Soporte a Autoridad de IngenieríaManejo de Prácticas y procedimientos, Identificación de Requrimientos Técnicos en Procesos, Implementación del Estándar de Integridad.

Información de IngenieríaVerificación de información (Planos, Data Sheets, Piping Class, listados de líneas, etc), Integración de la información (Diseño, Operación, Parametros de Corrosión, Inspección y Proceso, etc.)

Registrar información de inspección, corrosión e issues de integridad en la base de datos especializada, generar reportes de tendencias, cálculos de vida residual para equipos.Utilización de Software de Integridad y ELLIPSE (almacenamiento y actualizacion)

Archivo Manejo y archivo de documentación del proyecto

Manejo del CambioImplementación del programa para Manejo del Cambio (MoC). Soporte al Usuario. Seguimiento a procesos MoC.

Lider de Manejo de Riesgos en Integridad, Supervisor de Metodologías y Competencia de Personal en H.E. Seguimiento y Registro de Peligros Mayores a través de Software Especializado.

Utilización software especializado

Diseñar la estrategia de manejo de la integridad (IMS).

Idenificación y evaluación de riesgos - Safety Critical Equipment - RBI - Hazop - LOPA, soporte a la implementacion del estándar de integridad PS/IM.

Diseño de planes de mitigación y de acción (preventivos, predictivos y correctivos) de acuerdo a los mecanismos de daño identificados.

Evaluar la integridad de los equipos - Manejo matriz de criticalidad, incluye el análisis de las curvas de tendencias, vida residual y demas deliveries de las bases de datos. Documentación y reporte de los niveles de integridad y retroalimentación para la mejora de estratégias.

Recomendar acciones necesarias para el sostenimiento de la integridad. Definir acciones de mitigación requeridas que contribuyan al esquema de aseguramiento del manejo de la corrosión (CMAS).

Auditoria al IMS y alimentación en doble vía con otras unidades de negocio y nuevas tecnologías para el mejoramiento de la estrategia de integridad.

Coordinación con terceros (Nalco, Saybolt, Equipo) para integración de información y mejora de estratégias.

Identificación, seguimiento y cierre de issues de integridad.

Asesoría en el análisis de fallas, análisis de causa raíz, recomendaciones y planes de prevención.Llevar a cabo asesorías para adecuación al servicio ó al propósito (FFS, FFP).Definir y documentar procesos para reparación de issues. Manejo a base de datos.

Lecciones aprendidas

Manejo Derecho de Vía de lineas y equipos (Areas de Alta Consecuencias)

Gestion ambiental, Relación Comunidades, Identificación de Peligros, Prevención daños por terceros

Soporte AdministrativoElaboración de reportes y presentaciones en general

Manejo/Gerencia del Contrato

Manejo de los Issues de Integridad

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Definir estratégias para el manejo de la integridad (IMS)

Análisis de resultados, seguimiento y mejora a los esquemas de manejo de la

integridad.

Bases de datos


Fecha: Mayo






Tabla 1. Actividades Gestión Integridad

EL CONTRATISTA y LA GESTORÍA deberá realizar, revisar y validar mensualmente el Plan de Trabajo (PDT) de las actividades de Gestión de Integridad, el PDT se debe realizar y entregar antes del día 20 de cada mes.

El pago mensual se realiza cuando los servicios asignados a este frente de trabajo están completamente realizados, documentados y recibidos a satisfacción por LA GESTORÍA según el PDT definido en el mes anterior; y se pagara de acuerdo al resultado matemático de multiplicar el valor unitario del ítem 1 del cuadro de presupuesto y el valor porcentual de la sumatoria de la ponderación obtenida de los hitos de las actividades soporte de gestión de Integridad (ver tabla 2). El valor unitario del ítem 1 incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores.

RESPONSABILIDAD ACTIVIDAD SUB-ACTIVIDAD

Implementación estratégias de integridad

Definición y coordinación de reuniones, acciones, planes, priorización de trabajos y administración de recursos.Seguimiento, medicion y mejora detallada para la ejecución del plan de inspección. END, protección catódica, evaluaciones de recubrimientos, moniotreo corrosion interior, técnicas especiales aplicados a equipos (vessels, tanques, pipework, PSV's, intercambiadores, piernas muertas, etc), estructuras y líneas de flujo.Seguimiento a la ejecución de los planes de inspección, análisis de linformación de inspecciones, elaboración y/o revisión de informes.

Entrega de información para alimentación de bases de datos

Control de entrega de materiales y repuestos con respecto a la especificación

Certificación de pruebas hidrostáticas y vàlvulas de corte.

Inspección de materiales en bodega, control de calidad en materiales recuperados, revisión técnica de ordenes de compra e inspección de materiales para shut downs.Asesoría en la elaboración, calificación y selección de procedimientos de soldadura y reparación; calificación de soldadores y control y aseguramiento en aplicación de soldaduras.

Inspección y certificación de equipos, aparejos y elementos de levantamiento, mangueras de trasiego de ECOPETROL y contratistas.

Asesoría a la vibración de equipos estáticos.

Preparación de paquetes para inspección y certificación de trabajos en Shut Downs.

Localización de tuberías, monitoreos de radiación.

Supervisión técnica a contratistas. Revisión de planos, especificaciones, materiales, procedimientos y QA durante la modificación y pruebas.

Auditar los procesos de requisición, compra, recibo y pruebas de materiales y equipos.

Participación en HAZOP's, What If?, evaluación de incidentes y planeación de los proyectos, procesos de RCA

Manejo del cambio: Procesamiento, actualización de datos y documentación.

Planes de Emergencia Soporte a planes y participación en auditorias

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Inspección END y monitoreos corrosion inerior y exterior

Soporte a Operaciones y Mantenimiento

Soporte a Proyectos: Alteraciones, modificaciones por ingeniería o

seguridad, recuperación de integridad (por corrosión o daño mecánico),

mantenimiento (pigging, protección catódica, pintura, recubrimientos, etc)


Fecha: Mayo






Tabla 2. Ponderación de actividades Gestión Integridad

5.14 PLAN DE INSPECCIONES

5.14.1 EVALUACIÓN DEL ESTADO MECÁNICO Y DE CORROSIÓN DE VASIJAS O SEPARADORES DE

ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y/O HIDROCARBURO

EL CONTRATISTA realizará la evaluación mecánica y de corrosión de aquellas vasijas o separadores que indique LA GESTORÍA; incluyendo sus facilidades como tuberías y accesorios. Se entienden vasija todos aquellos equipos sometidos a una presión interna fabricados bajo el Código ASME, tales como intercambiadores, torres, drums, etc. Una vez el separador o la vasija este limpia se procederá con la evaluación mecánica y de corrosión.

5.14.1.1 Inspección Visual

5.14.1.1.1 Evaluación del Cuerpo

Esta actividad comprende la observación, dimensionamiento y registro de todas las anomalías causadas por corrosión o daño mecánico.

ACTIVIDAD HITO FORMULA PESO (%)CALIFICACION

(%)PONDERACION

(%)

Plan De Trabajo (PDT) entregado a tiempo y satisfaccion PDT mensual 5 0 ó 100

Documentacion de OT del PDT del mes anterior en ELLIPSE

OT documentadas programadas del mes anterior / OT documentadas planeadas

10 0 ó 100

Medición, seguimiento y mejora del nivel de cumplimiento de los KPI's KPI's mensual 5 0 ó 100

Soporte a Autoridad de Ingeniería (Manejo de Prácticas y procedimientos, Identificación de Requrimientos Técnicos en Procesos, Implementación del Estándar de Integridad).

(Soporte a Autoridad Ingenieria efectuadas mensualmente/ Soporte ingenieria planeadas)*100

5 0 a 100

Recoleccion y verificación de información (Planos, Data Sheets, Piping Class, listados de líneas y equipos, etc), Integración de la información (Diseño, Operación, Parametros de Corrosión, Inspección y Proceso, etc.)

(Recoleccion y verificación de información efectuadas mensualmente/ Recoleccion y verificación de información planeadas)*100

9 0 a 100

Ingreso, actualizacion y registro de informacion en base de datos proporcionada por el consultor o SIG (Ingreso, actualizacion y registro de informacion

en base de datos efectuadas mensualmente/ Ingreso, actualizacion y registro de informacion en base de datos planeadas)*100

8 0 a 100

Implementación del programa para Manejo del Cambio (MoC). Soporte al Usuario. Seguimiento a procesos MoC.

(Soporte de manejo del cambio efectuadas mensualmente/ soporte de manejo del cambio planeadas)*100

3 0 a 100

Definir estratégias para el manejo de la integridad (IMS)(Soporte de manejo del cambio efectuadas mensualmente/ soporte de manejo del cambio planeadas)*100

13 0 a 100

Análisis de resultados, seguimiento y mejora a los esquemas de manejo de la integridad. (Análisis de resultados, seguimiento y mejora a

los esquemas de manejo de la integridad efectuadas mensualmente/ Análisis de resultados, seguimiento y mejora a los esquemas de manejo de la integridad planeadas)*100

20 0 a 100

Manejo de los Issues de Integridad (Manejo de los Issues de Integridad efectuadas mensualmente/ Manejo de los Issues de Integridad planeadas)*100

4 0 a 100

Seguimiento y mejora en los planes de Inspección,monitoreos corrosion interior y exterior (Seguimiento y mejora en los planes de

Inspección,monitoreos corrosion interior y exterior efectuadas mensualmente/ Seguimiento y mejora en los planes de Inspección,monitoreos corrosion interior y exterior planeadas)*100

5 0 a 100

Soporte a Operaciones y Mantenimiento(Soporte a Operaciones y Mantenimiento efectuadas mensualmente/ Soporte a Operaciones y Mantenimiento planeadas)*100

3 0 a 100

Soporte a Proyectos: Alteraciones, modificaciones por ingeniería o seguridad, recuperación de integridad (por corrosión o daño mecánico), mantenimiento (pigging, protección catódica, pintura, recubrimientos, etc)

(Soporte a Proyectos efectuadas mensualmente/ Soporte a Proyectos planeadas)*100

10 0 a 100

DESARROLLO Y CONTROL DE LOS PLANES DE ACCION Y MITIGACION

ASEGURAMIENTO DE INTEGRIDAD DE INSTALACIONES, EN PROYECTOS E INGENIERIA

PLANEACION, PROGRAMACION Y DOCUMENTACION

SOPORTE ADMINISTRATIVO

MANEJO DE INFORMACION

MANEJO DEL RIESGO


Fecha: Mayo






Cuando los resultados de la inspección muestran que se han presentado cambios en la condición física inicial, se debe realizar una evaluación de dicha condición para establecer su disponibilidad en servicio.

La inspección del recipiente y la evaluación de las anomalías debe conducirse bajo el API 510 - Pressure Vessel Inspection Code/Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration (Última Versión o Edición) Y Código ASME SECCIÓN VIII, División I.

Donde considere LA GESTORÍA se debe hacer una verificación con tintas penetrantes de las intersecciones de las soldaduras de láminas del cuerpo en su lado interior; así mismo de las soldaduras interiores de conexiones al cuerpo.

5.14.1.1.2 Evaluación de las Bases o Soportes

Se debe hacer una revisión completa de las bases de concreto de las vasijas o estructura soporte de las vasijas; en este caso se debe verificar de manera aleatoria la tubería que conforma los soportes o columnas para determinar pérdidas de espesor por corrosión en su interior.

La inspección visual y la evaluación del estado mecánico y de corrosión de la vasija o separador se pagarán de acuerdo con el precio establecido en el ítem No 2 del cuadro de precios del contrato.

Dependiendo de la inspección visual y del estado mecánico y de corrosión de la vasija o separador, se utilizarán los diferentes métodos de inspección establecidos en el API 510, los cuales se pagarán de acuerdo con los diferentes ítems de pago establecidos en el cuadro de precios del contrato. Algunos de dichos métodos de inspección se mencionan a continuación:

5.14.1.2 Inspección de Calibración de Espesores de Lámina

La cantidad de puntos y áreas a calibrar tanto de las vasijas y tuberías, serán determinados por LA GESTORÍA. De manera general, cuando el recipiente este pintado en su interior y exterior se harán calibraciones sólo en aquellas áreas donde el recubrimiento haya fallado o este en malas condiciones. En caso de tener pintura sólo en un lado se deben hacer calibraciones en cuatro (4) ejes del cuerpo, ubicados según el tablero del reloj a las 3, 6, 9 y 12 horas, y con lecturas en áreas de 10x10 cm separadas entre si 100 cm. En los cabezales de las vasijas se harán cinco (5) lecturas, una en el centro y las demás cada una coincidente con los ejes del cuerpo, ubicadas a 50 cm de la soldadura cabezal - cuerpo hacia el centro. Los espesores medidos deben reportarse en el formato: Registro de Características de Recipientes a Presión.

5.14.1.3 Inspección - Calibración de Dispositivos de Alivio/ Válvulas de seguridad

Se debe informar durante la inspección al Área de Mantenimiento Mecánico o de Válvulas, de acuerdo con los espesores encontrados, cual es la máxima presión permisible para el recipiente; de tal manera que se les haga el mantenimiento, calibración y ajuste de la nueva presión.

5.14.1.4 Inspección del Sistema de Recubrimiento

Se debe inspeccionar visualmente el recubrimiento interior y/o exterior de la vasija reportando áreas de ampollamiento, de laminación, cuarteamiento, entizamiento y demás defectos clasificados en el documento SSPC Publication No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual.

Se debe hacer una inspección de la continuidad eléctrica del recubrimiento en forma aleatoria y de acuerdo con los resultados de la inspección visual, que represente el cinco (5) % del área de cada anillo.


Fecha: Mayo






Se debe verificar la adherencia del recubrimiento por el método ASTM D4351 en cinco (5) puntos por cada anillo y por cada cabezal, seleccionados de acuerdo con los resultados de la inspección visual.

Se debe tomar espesores del recubrimiento en cinco (5) puntos por cada anillo, seleccionados de acuerdo con los resultados de la inspección visual.

Las anomalías encontradas en el recubrimiento deben reportarse en un esquema representativo del cuerpo del recipiente. Los puntos críticos encontrados serán demarcados con marcador industrial, con el fin de poderlas identificar para su futura reparación.

En aquellas áreas de las vasijas donde se presente picado, se deberá medir la profundidad de este picado.

Estas actividades se pagarán por cada separador o vasija evaluada, de acuerdo con los ítems 12,13, 14, 15, 16, 17 y 22 del cuadro de precios del contrato. En cada caso incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores.

5.14.1.5 Informe

EL CONTRATISTA presentará por solicitud de LA GESTORÍA informes preliminares (durante los primeros cinco días de cada mes) sobre el estado y/o datos relevantes encontrados durante la evaluación del estado mecánico y de corrosión de los diferentes equipos. Los datos obtenidos, interpretación, observaciones, conclusiones y recomendaciones serán consignados en el informe final. Se presentará un informe final por cada separador o vasija evaluada, detallando los resultados obtenidos, tanto de la evaluación mecánica y de corrosión como la calibración de los espesores cuya especificación se detallará más adelante. En este informe final se relacionarán todos los valores leídos, láminas o área y accesorios rechazados por bajos espesores, y láminas al límite de retiro, perfil de espesores, porcentaje de desgaste, profundidad de picado, vida residual, interpretación de los datos obtenidos, observaciones, conclusiones y dar las recomendaciones pertinentes. Cada una de las anomalías relevantes encontradas debe estar soportada con su registro fotográfico debidamente referenciado. Se debe presentar mínimo cinco (5) fotografías de baja resolución por cada equipo evaluado; en cada una de las fotos deben aparecer datos de fecha y ubicación de donde fue obtenida. EL CONTRATISTA utilizará cámara fotográfica digital.

El informe, adicional a los diagramas y formatos diligenciados solicitados anteriormente, debe contener las recomendaciones para la solución o atención de las anomalías reportadas, basándose en los criterios definidos en el API Standard 510.

Del recubrimiento se debe cuantificar las áreas de daño y dar las alternativas de mantenimiento y/o reparación; indicando el método o sistema a aplicar con su grado y medio de preparación o acondicionamiento de la superficie.

El pago se realiza cuando los servicios asignados a este frente de trabajo están completamente realizados, documentados y recibidos a satisfacción por la GESTORÍA.


Fecha: Mayo






5.14.2 EVALUACION DEL ESTADO MECANICO Y DE CORROSION DE TANQUES SOLDADOS EN

DIFERENTES RANGOS DE CAPACIDAD

EL CONTRATISTA evaluará e inspeccionará el estado mecánico y de corrosión de los tanques que indique LA GESTORÍA; los cuales están ubicados en los diferentes campos de la Superintendencia de Operaciones Putumayo.

5.14.2.1 Inspección Visual

Esta actividad emprende la observación y registro de anomalías del tanque tomando como criterio de evaluación el documento API STANDARD 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction (última edición), en su sección 2-SUITABILITY TC SERVICE y Sección 4 INSPECTION.

Cuando los resultados de la inspección muestran que se han presentado cambios en la condición física inicial del tanque, se debe realizar una evaluación de dicha condición para establecer su disponibilidad en servicio. Las anomalías encontradas deben ser reportadas en el formato Reporte de Anomalías en Inspección de Tanques.

5.14.2.1.1 Evaluación del techo

Se debe verificar y evaluar la condición estructural del techo y su sistema de soporte. En techos fijos se debe evaluar la integridad del sistema de soporte (guías, correas, columnas y bases), que puede estar deteriorado por efecto de la corrosión y el trabajo físico.

Cuando las columnas estén constituidas por tubería, se debe prestar atención especial a la corrosión interior que estas pueden tener, realizando una verificación con ultrasonido en áreas aleatorias.

En techos flotantes se debe realizar la inspección para encontrar, evaluar y registrar grietas, perforaciones, picaduras por corrosión en las láminas centrales y cámaras de flotación. Se debe evaluar el sistema de soporte del techo, el sistema de sello perimetral, la escalera de techo, el dispositivo anti rotación, el sistema de drenaje de agua y el sistema de venteo. Como base para la evaluación de la condición del techo flotante se debe tener en cuenta los criterios del documento API Standard 650 - Apéndice C.

Si la inspección del tanque tiene como propósito un cambio de servicio, la evaluación debe realizarse teniendo en cuenta los tópicos del parágrafo 2.2.4 Change Of Service del API Standard 653.

5.14.2.1.2 Evaluación del cuerpo

Se deben evaluar los defectos, el deterioro o cualquier condición que pueda afectar el desempeño o la integridad estructural de cuerpo, debidos a cambios de servicio, relocalización, corrosión, distorsiones, sistemas de aislamiento y aperturas.

Dentro de las distorsiones se debe evaluar la pérdida de redondez, abolladuras, aplastamientos y deformaciones verticales y horizontales en las soldaduras.

Se debe evaluar la condición de cualquiera de las estructuras de refuerzo del casco o contravientos.

Se debe evaluar el estado de las soldaduras afectadas por corrosión generalizada o picaduras.

Se debe verificar la condición de las conexiones, entradas de hombre y aperturas de limpieza para asegurar la integridad del cuerpo del tanque.


Fecha: Mayo






5.14.2.1.3 Evaluación del fondo

En la evaluación del fondo se debe considerar la inspección visual de la corrosión generalizada o por picadura, perforaciones, abombamientos de las láminas y daños mecánicos por los soportes de techo.

5.14.2.1.4 Evaluación de las bases o fundaciones

Se debe inspeccionar la fundación del tanque para reportar daños por asentamientos, erosión, agrietamiento y deterioro del concreto por calcinación, ataque de aguas subterráneas y ataque por ácidos y álcalis. 5.14.2.1.5 Verificación de la verticalidad, redondez y asentamientos del tanque

Se deben evaluar los asentamientos del fondo, que puedan causar al tanque problemas de verticalidad y redondez, aplicando la metodología descrita en el apéndice B- Evaluation of Tanks Bottom Settlement del API STD 653

La inspección visual, la verificación de la verticalidad, redondez y asentamientos del tanque y la evaluación del estado mecánico y de corrosión del tanque se pagarán de acuerdo con el precio establecido en los ítems No 3, 4, 5, 7 y 8 del cuadro de precios del contrato, según corresponda con la capacidad del tanque.

Dependiendo de la inspección visual y del estado mecánico y de corrosión del tanque se utilizarán los diferentes métodos de inspección establecidos en el API 510, los cuales se pagarán de acuerdo con los diferentes ítems de pago establecidos en el cuadro de precios del contrato. Algunos de dichos métodos de inspección se mencionan a continuación:

5.14.2.2 Inspección del sistema de control de corrosión.

Se debe realizar la evaluación de los sistemas de control de corrosión del tanque, constituido por el sistema de recubrimiento y el sistema de protección catódica interior y exterior.

5.14.2.2.1 Evaluación del sistema de recubrimiento.

Se debe inspeccionar visualmente el recubrimiento exterior e interior del tanque reportando áreas de ampollamiento, de laminación, cuarteamiento, enfriamiento y demás defectos clasificados en el documento SSPC Publication No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual.

En la evaluación del recubrimiento interior del fondo se debe tener presente lo establecido en el API RP 652 Lining Of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms, última edición.

5.14.2.2.2 Evaluación del sistema de protección Catódica

La evaluación del sistema de protección catódica exterior del fondo del tanque debe hacerse de acuerdo con los criterios establecidos en el API RP 651 Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks, última edición.

Las mediciones de potencial tubo-suelo, con el electrodo Cu/CuSO4, se deben hacer iniciando frente a la escalera del tanque con una separación entre sí de 5 m. y debe tomarse una lectura cercana lo más próximo a la pestaña del fondo y otra sobre cada radio (punto) lejana 4m. de la periferia. En aquellos tanques que tengan instalados electrodos de referencia se deben tomar lectura en éstos puntos identificando claramente la ubicación con respecto al fondo del tanque. Los datos obtenidos deben ser registrados y graficados en el formato de Registro de Potenciales de Fondo de Tanque.


Fecha: Mayo






Se deben evaluar las condiciones de operación de las unidades rectificadoras de protección catódica (URPC) efectuando entre otras las siguientes mediciones y verificaciones: estado de la acometida eléctrica en AC, protecciones y puesta a tierra del transformador, fecha y hora de chequeo, consumo KW-h, tiempo acumulado de servicio, voltaje de corriente alterna, voltaje de corriente continua, corriente alterna, corriente continua, posición de taps, potencial ON, potencial de polarización, eficiencia del sistema, evaluación forma de onda rectificada, la resistencia total del circuito, resistencia puesta a tierra del rectificador, continuidad de la cama anódica. La información debe registrarse en el formato de Registro de Características y Operación URPC de Tanque.

Se debe verificar y registrar el estado de los ánodos de zinc para la protección catódica interior del fondo del tanque reportando el porcentaje de desgaste y su condición de pasivación.

5.14.2.2.3 Evaluación del aislamiento eléctrico

Se debe verificar y registrar el estado de los aislamientos eléctricos entre la estación y las líneas de transporte de hidrocarburos. Así mismo, debe determinarse las necesidades de aislamiento indicando en detalle sus características.

5.14.2.3 Inspección de calibración de espesores de lámina

EL CONTRATISTA realizará la evaluación mecánica y de corrosión de aquellos tanques que indique LA GESTORÍA; incluyendo sus facilidades como tuberías y accesorios.

La cantidad de puntos y áreas a calibrar tanto de los tanques y tuberías o accesorios, serán determinados por LA GESTORÍA.

Se debe hacer una verificación de los espesores de las láminas que constituyen el techo, el cuerpo y el fondo del tanque para determinar áreas deterioradas. Como criterios para la evaluación del estado de las láminas se deben utilizar los establecidos en el API STD 653 y códigos y normas relacionados en él. Los espesores medidos deben reportarse en el formato de Registro de Características de Tanque Atmosférico.

En caso de requerirse el retiro del recubrimiento para calibrar láminas, este debe reponerse con uno de características similares al original. 5.14.2.3.1 Calibración de láminas del techo

Si el techo no se encuentra pintado en su interior o exterior se debe hacer una calibración de todas las láminas que constituyen el techo, en una área de 10 por 10 centímetros. En el caso que el techo este pintado en ambos lados, sólo se harán calibraciones en aquellas áreas donde se observe deterioro del recubrimiento con daño por corrosión en la lámina. Las calibraciones y áreas de corrosión deben referenciarse en un diagrama del techo.

5.14.2.3.2 Calibración de láminas del cuerpo

Si el cuerpo no se encuentra pintado en su interior o exterior se deben hacer una calibración de espesores en cuatro ejes verticales espaciados 90 grados entre sí y en cada eje se tomaran lecturas cada 30 centímetros en áreas de 10 por 10 centímetros. Los ejes y la lectura tomados deben estar referenciados a un desarrollo del cuerpo del tanque en donde estén claramente identificados sus accesos y conexiones. En caso que el cuerpo este pintado por ambos lados sólo se hará calibraciones donde el recubrimiento este deteriorado y el metal corroído. Estas áreas con sus espesores deben registrarse en un diagrama de desarrollo del cuerpo.


Fecha: Mayo






5.14.2.3.3 Calibración de láminas del fondo

El fondo independiente si tiene o no recubrimiento se debe inspeccionar empleando una técnica que puede ser de principio de flujo magnético (MFL), ultrasonido u otra, que permita obtener información del 100% del estado de las láminas, determinando fugas, áreas de corrosión interior y exterior, daños mecánicos y los espesores remanentes. El estado de cada lámina debe reportarse en un diagrama del fondo.

EL CONTRATISTA coordinará con LA GESTORÍA el día de entrega del tanque para su evaluación, para ello EL CONTRATISTA verificará previamente las condiciones superficiales y la limpieza del tanque. Antes del inicio de los trabajos EL CONTRATISTA presentará a LA GESTORÍA el procedimiento de calibración del equipo y su formato de registro, LA GESTORÍA verificará la ejecución del procedimiento de calibración del equipo presenciando el momento en que éste se realice, para esto tendrá en cuenta, entre otras cosas, el espesor de referencia de la platina respecto al espesor nominal de la lámina del fondo a evaluar, la correcta ejecución del procedimiento de calibración y el adecuado registro de la información referente a la calibración.

La verificación de todas indicaciones que resulten de la evaluación, se realizaran mediante la técnica de Ultrasonido Scan B o defectología. La localización de las indicaciones deberá ser referenciada con la medida de la distancia a la soldadura más cercana; así mismo, deberá quedar referenciara con respecto al plano.

EL CONTRATISTA presentará informe en donde se relacionen las anomalías encontradas, las láminas al límite de retiro y los planos del fondo en donde se presenten las reparaciones y/o los parches a utilizar para realizar la reparación respectiva

5.14.2.4 Inspección y calibración de válvulas de presión y vacío.

Se deberá informar al Área de Instrumentos la necesidad de inspeccionar, mantener y calibrar las válvulas de presión y vacío del tanque. El mantenimiento y lubricación general de las válvulas incluye el desmontaje, cambio de empaques, de prensa estopa o sello, cambio de graseras y aplicación de grasa, prueba hidrostática, pintura general y montaje.

Estas actividades se pagarán por cada tanque evaluado, de acuerdo con los ítems 12,13, 14, 15, 16, 17 22 y 24 del cuadro de precios del contrato. En cada caso incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores.

5.14.2.5 Informe

Previo y durante la inspección se debe diligenciar la lista de chequeo definida en la tabla C-2 Tank Out of Service Inspection Checklist del API STD 653. Esta debe ser anexada al informe final.

Se debe realizar un informe actualizando la información del formato, que contenga todas las anomalías observadas durante la inspección, registrándolas en el formato y haciendo las explicaciones necesarias para cada caso y dando las alternativas de solución de acuerdo con el estándar API aplicable. Cada una de las anomalías relevantes encontradas debe estar soportada con su respectivo registro fotográfico debidamente referenciado.

Además de diligenciar el formato, se debe consignar las recomendaciones de mantenimiento en cuanto a mejoramiento de puesta a tierra del transformador y rectificador, así como del estado y eficiencia de la cama anódica y el diagnóstico del estado de la protección catódica del tanque.


Fecha: Mayo






El informe de la inspección de calibración de láminas debe contener los esquemas representativos del techo, cuerpo y fondo con el registro de las anomalías y las lecturas de calibración de espesores. El informe debe contener las fugas existentes, espesor remanente de las láminas, áreas de corrosión clasificadas por severidad indicando aquellas que deben ser reparadas antes de poner en servicio el tanque. También debe indicar el tamaño y ubicación del parche de reparación y la velocidad de corrosión con respecto a la inspección anterior. Las recomendaciones de reparación o rehabilitación deben considerar los criterios establecidos en el API STD 653 y API STD 650 y sus publicaciones, especificaciones, estándares o normas referenciadas en cada uno de ellos.

El informe de la evaluación de los asentamientos del tanque debe registrarse en los estilos de gráficas mostradas en el Apéndice B del API STD 653 y las recomendaciones de solución de las anomalías encontradas deben estar propuestas con claridad para su aplicación.

Los puntos críticos encontrados serán demarcados con marcador industrial, con el fin de poderlas identificar para su futura reparación. En aquellas áreas de los tanques donde se presente picado, se deberá medir la profundidad de este picado y efectuar su valoración.

EL CONTRATISTA presentará informes preliminares (durante los primeros cinco días de cada mes) sobre el estado y/o datos relevantes encontrados durante la evaluación del estado mecánico y de corrosión de los diferentes equipos.

5.14.3 CALIBRACION O MEDICION DE ESPESORES POR ULTRASONIDO EN TANQUES, VASIJAS Y

TUBERIAS

Se efectuará la calibración de espesores por ultrasonido; el cual consiste en determinar el desgaste que tienen todas las paredes y/o láminas de los tanques, vasijas. La cantidad de puntos y áreas a calibrar tanto de los tanques y tuberías, serán determinados por LA GESTORÍA.

Para realizar la medición de los espesores por ultrasonido, EL CONTRATISTA podrá utilizar y/o proponer equipos de cualquier marca, tipo y clase propios para ésta labor siempre y cuando siga las instrucciones y procedimientos del fabricante y demuestre a LA GESTORÍA la confiabilidad del sistema utilizado. EL CONTRATISTA en su propuesta anexará la información sobre el equipo y procedimiento a utilizar durante la toma de los espesores. Si el sistema de medición requiere que el metal este completamente desnudo, es decir sin ningún tipo de recubrimiento, EL CONTRATISTA, deberá preparar la superficie a medir, retirando el recubrimiento o pintura y después de realizar la medida deberá pintar o recubrir la superficie con el mismo sistema de pintura o recubrimiento original; lo anteriormente expuesto se puede obviar si EL CONTRATISTA tiene equipos de medición de espesores no destructivos. EL CONTRATISTA deberá calibrar su equipo antes de iniciar las medidas. EL CONTRATISTA deberá incluir en su propuesta el tipo de equipo y la metodología a emplear en la toma de los espesores.

En aquellos sitios donde se encuentren bajos espesores de pared (puntuales), se realizará un barrido transversal y longitudinal en un área de 20 centímetros cuadrados, registrando el menor valor obtenido y el porcentaje de desgaste.

Si los equipos a inspeccionar presentan parches, estos se deben cuantificar, medir y tomar los respectivos espesores con el propósito de evaluar el estado del área afectada y el espesor de estos parches


Fecha: Mayo






5.14.3.1 Evaluación de tuberías con ultrasonido

5.14.3.1.1 Tuberías superficiales

En estos tramos deberán hacerse un barrido de toda la periferia del tubo con equipo de ultrasonido, representación tipo Scan A, con registro gráfico que muestre la sección más crítica encontrada.

Se evaluará el estado de las tuberías con el procedimiento de toma de espesores por ultrasonido tipo SCAN A {se tomara y pagara cada punto = el cual consta de cuatro (4) medidas por anillo en sentido horario, (una medida A, a las 12; una medida B, a las 3; una medida C, a las 6; y una medida D, a las 9)}, no obstante se podrán tomar más anillos según LA GESTORÍA lo crea conveniente. En otros casos y de acuerdo a la necesidad de conocer un área específica de la tubería, LA GESTORÍA podrá decidir en tomar espesor en un solo punto o área (A, B, C ó UT defectología) a lo largo de la tubería o en soldaduras de líneas o equipos. LA GESTORÍA indicará cuales puntos se medirán con SCAN A.

5.14.3.1.2 Tuberías enterradas

En estos tramos deben hacerse apiques de tres hasta 10 metros de longitud, previa ubicación del tubo con localizador, destapando completamente el tubo, cada 0,5 Km., para aquellos puntos donde los 0,5 Km. estén a más menos 100 m. de un afloramiento de la tubería, no se hará apiques y la inspección se efectuará en dicho sitio, teniendo cuidado de no dañar el revestimiento y que coincidan preferiblemente con los postes de potencial y/o de abscisado de la línea, (10 metros antes o después del poste para evitar dañar los cables de la estación de prueba). En estos apiques se deberá: Inspeccionar el estado del revestimiento (cinta, esmalte, pintura, FBE, tricapa PP), su espesor, adherencia, uniformidad, escurrimiento, ampollamiento, discontinuidad eléctrica, etc. de acuerdo con el documento SSPC Publicación No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual y Realizar inspección visual y evaluación de la pared del tubo con equipo de ultrasonido, para lo cual se retirará una franja circular en una longitud de 1 metro. Una vez efectuada la evaluación, se debe recubrir y reinspeccionar donde se retiró el revestimiento, utilizando pintura epoxica de 100% sólidos a un espesor de 40 mil de recubrimiento y siguiendo estrictamente las recomendaciones del fabricante. Adicionalmente y como una señal para posterior evaluación comparativa de la condición de la tubería se debe colocar alrededor una cinta adhesiva de polietileno color amarillo. Para los casos críticos de corrosión, según instrucciones de LA GESTORÍA, se realizará toma de espesores mediante SCAN B y/o C haciendo barridos en tramos de 1 metro, el barrido estará conformado por cinco medidas circulares cada 20 cm. La cantidad de medidas puede variar según indicaciones de LA GESTORÍA.

Para efectuar las excavaciones, EL CONTRATISTA retirará, por medios manuales y/o mecánicos de acuerdo a LA GESTORÍA, toda la tierra o conglomerados, necesarios hasta encontrar la tubería a inspeccionar. Los materiales que resulten de las excavaciones deben almacenarse en forma separada y LA GESTORÍA determinará si estos cumplen con las características de calidad, tales que le permitan ser o no reutilizados.

No deberán alterarse las condiciones de estabilidad del terreno y/o estructuras aledañas.

Una vez inspeccionada y protegida la tubería, se procederá a cubrir la misma con el material producto de la excavación (si a criterio de LA GESTORÍA cumple con las calidades para tal fin), retirando las piedras con aristas agudas que pudieran quedar en contacto con la tubería. El material se compactará en capa de 20 cm, con pisón de mano, y en los cruces de carretera en capas de 15 cm, de espesor con vibro compactador manual (rana). El material que deba ser reemplazado, será por material granular tipo recebo, libre de materiales vegetales y será de naturaleza tal que al regarlo y vibrarlo, se produzca una buena compactación. Este material será suministrado por EL CONTRATISTA.


Fecha: Mayo






Si al momento de iniciar el relleno de una excavación hay presencia de agua, ésta se deberá evacuar utilizando los métodos apropiados y el material de relleno deberá ser seleccionado y estar seco. Se procurará tener en cuenta las siguientes recomendaciones y procedimiento propuesto:

� Los materiales removidos con la excavación inicialmente realizada, podrán utilizarse para el relleno, si estos cumplen con las características de calidad de acuerdo con el criterio de LA GESTORÍA.

� Bajo ningún motivo EL CONTRATISTA podrá utilizar para el relleno, material sucio o contaminado con material orgánico o sustancia alguna. No se admitirá material con una humedad mayor a la natural. Igualmente el área excavada no deberá presentar ningún contenido de agua lluvia antes de proceder al relleno.

� Cuando la excavación se haga en terreno rocoso, el fondo de la zanja deberá cubrirse con material suave (arena ó suelo arcilloso), con el fin de evitar que las aristas de las rocas dañen el revestimiento de la tubería.

� Una vez rellenada la zanja deberá dársele a la superficie el acabado final que inicialmente tenía. Cuando se trate de andenes, cunetas, pisos, se utilizará material de idénticas calidades, dimensiones y especificaciones. Cuando se trate de prados ó material vegetal, deberá colocarse el mismo que inicialmente tenía y deberá guardarse y protegerse durante el tiempo que dure la excavación abierta.

� La base se hará con el material previamente excavado, el cual deberá protegerse para evitar que se sature de agua. En el caso que el material existente este saturado, deberá utilizarse recebo. El espesor mínimo deberá ser de 0,30 metros compactado con rana vibratoria en capas de 0,10 metros de espesor.

Toda la información tomada en los ítems, se debe registrar en el formato.

La ubicación de los apiques podrá ser modificada de acuerdo con las áreas críticas de corrosión resultantes del análisis relacionado entre agresividad de suelos, estado del recubrimiento y los niveles de potencial insuficientes, así como por sitios hidráulicamente sensibles. Las modificaciones serán acordadas entre EL CONTRATISTA y la GESTORÍA una vez analizada la anterior información.

En la calibración o medición de espesores de la tubería, se observarán y registrarán los siguientes aspectos:

� Inspección visual de la tubería. � Determinación de profundidad de picado mediante galga o profundímentro � Determinación de sectores de tubería que presentan corrosión localizada � Detección de tramos de tubería que atraviesan zonas inundables, viviendas y asentamiento. � Determinar la longitud de las líneas. � Determinar el estado del derecho de vía. � Estado de los apoyos o soportes. � Estado de los recubrimientos en los extremos de los enterramientos. � Medir espesores de pared de tubería mediante equipo de ultrasonido. � Verificar el estado mecánico de la tubería

Se evaluará el estado de las tuberías mediante inspección visual, ubicando abolladuras y picaduras por corrosión, las cuales deben ser medidas en profundidad y longitud. La evaluación de las áreas corroídas deberá hacerse de acuerdo con la norma ANSI/ASME B31.G – última versión.


Fecha: Mayo






En aquellos casos en que la tubería se encuentre semienterrada, EL CONTRATISTA deberá hacer los apiques necesarios para poder tomar adecuadamente todos los puntos de los anillos ya sea por SCAN A o B y C.

5.14.3.2 Informe

EL CONTRATISTA presentará un informe detallando los resultados obtenidos, tanto de la inspección visual como la toma de espesores dónde se relacione los valores leídos, tramos de tubería rechazados por bajos espesores, tubos al límite de retiro, perfil de espesores, porcentaje de desgaste, profundidad de picado, vida residual, observaciones, conclusiones y las recomendaciones pertinentes. Cada una de las anomalías relevantes encontradas debe estar soportada con su registro fotográfico debidamente referenciado. Cada fotografía debe ser clara y consecuente con el abcisado de la línea inspeccionada. El estado mecánico de las tuberías será determinado siguiendo los procedimientos de la norma ANSI/ASME B31.G, la API 570 y la API RP 579 – última versión, entre otras).

En el informe se debe incluir la ubicación e identificación y referenciación GPS de las tuberías inspeccionadas en el plano por donde se ubique las tuberías, digitalizado en AUTOCAD. Si ECOPETROL S.A. tiene en sus archivos el plano del área o campo por donde se ubica la tubería, éste será facilitado, de lo contrario, EL CONTRATISTA lo digitalizará en AUTOCAD soportado en medio magnético de acuerdo al siguiente software: Procesador de texto: Word, Hoja electrónica: Excel, Gráficos y dibujos: Power point, Planos: Autocad. éste informe debe entregarse dentro del plazo de ejecución de los trabajos. UNIDAD DE MEDIDA Y PAGO

El pago se realiza cuando los servicios asignados a este frente de trabajo están completamente realizados, documentados y recibidos a satisfacción por la GESTORÍA. Esta actividad se pagará así: Por cada punto inspeccionado o calibrado en las tuberías, tanques y vasijas; La unidad de pago para la inspección por la técnica de SCAN B y C ó UT defectología será por cada área realizada, según los renglones 15, 16 y 17 del cuadro de precios del contrato. Las actividades de excavación manual se pagarán de acuerdo al renglón 29 del cuadro de precios del contrato. En cada caso incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores. 5.14.4 INSPECCIÓN METALMECÁNICA DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y ESTRUCTURAS.

EL CONTRATISTA realizará la inspección y examinara aquellas tuberías, tanques, vasijas y estructuras que indique LA GESTORÍA. Se entiende como inspección metalmecánica como aquellos métodos de examinación No Destructiva, que intenta detectar discontinuidades en la superficie externas e internas en material, recubrimiento, soldadura, partes fabricadas y componentes. Esta incluye la examinación por medio de boroscopio, fibroscopio, tintas penetrantes, partículas magnéticas, dureza, radiografía, replica metalográfica, corriente Eddy, Flujo Magnético (MFL), cámara vació, prueba hidrostática e inspección de recubrimientos por medio de medición de adherencia, discontinuidad pinturas y espesor película seca

La cantidad de ensayos para la inspección metalmecánica de tuberías, tanques, vasijas y estructuras, serán determinados por LA GESTORÍA.

EL CONTRATISTA presentará a LA GESTORÍA para su aprobación, el procedimiento para la inspección metalmecánica de tuberías, tanques, vasijas y estructuras de conformidad con el código ASME SECCIÓN V y VIII, ASTM y/o normativa aplicable.


Fecha: Mayo






Los equipos del CONTRATISTA deben estar calibrados por un laboratorio reconocido nacional o internacionalmente por la organización de pesos y medidas del país que realice la calibración y demuestre que se mantiene la trazabilidad. En ningún momento se aceptará que el mismo CONTRATISTA realice la calibración de sus equipos. La calibración de cada equipo debe estar vigente y no tener más de un año de realizada. Toda inspección deberá estar respaldada por un espécimen que sea del mismo material y dimensiones del componente que se va a inspeccionar con defectos artificiales que simulen los que se buscan. 5.14.4.1 Prueba Hidrostática de tuberías y vasijas

Las pruebas e inspecciones respectivas deben realizarse en horas diurnas y con tiempo seco. Si LA GESTORÍA considera que las condiciones climatológicas no son aceptables, o que la línea o vasija no está en condiciones de ser probada, la prueba no debe ejecutarse. EL CONTRATISTA debe proporcionar los equipos (múltiples, bombas, compresores, filtros, tubería para llenado y drenaje, raspadores, etc.) instrumentos, inhibidor de corrosión, secuestrante de oxígeno, mano de obra, transporte y cualquier otro material o equipo que se requiera para las pruebas, empates y reparaciones. Los accesorios suministrados para incorporar a la línea en forma definitiva, no pueden ser utilizados para la prueba. La presión de prueba hidrostática en cualquier punto de la tubería o vasija no debe ser inferior al 125% de la presión de operación en cualquier punto, sin exceder el valor de presión de prueba hidrostática máxima.

La prueba hidrostática no debe preceder en ningún caso a la toma de radiografías y, por lo tanto, a la reparación de las soldaduras defectuosas. Todas las soldaduras deben estar expuestas hasta que la prueba se complete y se reciba la aceptación de LA GESTORÍA.

EL CONTRATISTA debe presentar para aprobación de LA GESTORÍA el procedimiento para la prueba hidrostática antes de comenzar cualquier operación de prueba. El procedimiento debe incluir un diagrama de flujo indicando la identificación, la presión de prueba, la descripción de los equipos y materiales utilizados y la localización de las bridas ciegas que serán utilizadas.

Para el agua de prueba EL CONTRATISTA debe elegir la fuente adecuada de aprovisionamiento; debe adelantar el trámite ante las autoridades ambientales para la obtención definitiva de la concesión de aguas y el permiso de vertimiento de la misma una vez se haya terminado la prueba hidrostática, teniendo en cuenta el tipo de inhibidor de corrosión y secuestrante de oxígeno agregados durante la prueba y su impacto sobre el ecosistema receptor. El inhibidor debe ser biodegradable de acción biocida y soluble en el agua en las dosis indicadas por el fabricante. Además se deben instalar elementos que permitan remover los sedimentos que pueda llevar el agua, antes de su ingreso a la tubería o vasijas (sedimentadores y filtros). LA GESTORÍA define los puntos de toma y vertimiento de agua si las pruebas se realizan en sus instalaciones.

EL CONTRATISTA al iniciar cualquier operación de prueba debe instalar todos los accesorios y conexiones permanentes a lo largo del tramo de línea o vasija que va a probar. Asimismo, todos los instrumentos de registro deben calibrarse utilizando probadores de peso muerto debidamente calibrado y certificado. LA GESTORÍA se reserva el derecho de revisar la calibración de los instrumentos y puede rechazar aquellos que a su juicio sean inadecuados para el buen desarrollo de la prueba. Los manómetros utilizados se deben calibrar de tal forma que la indicación de la presión de prueba no sea menor que el 25% ni mayor que el 75% de la lectura máxima. Todas las válvulas de línea deben estar en posición abierta y a las válvulas de cheque se les debe retirar el disco. Cualquier platina ciega o tapa que se requiera para la prueba se debe diseñar en forma conveniente para la presión requerida.


Fecha: Mayo






Con anterioridad a la prueba, cada sistema debe ser probado para asegurar su integridad estructural y sus ajustes. Las uniones deben estar ajustadas y/o bridadas y expuestas para inspección. Los anclajes y los soportes de la tubería deben ser colocados; si es necesario, se deben colocar soportes adicionales de tubería debido al peso del fluido utilizado en la prueba. Las tuberías y accesorios se deben encontrar instalados y montados en su respectivo patín estructural.

Para las pruebas, todas las líneas o vasijas deben estar libres de escombros. Para asegurar la limpieza se permite el soplado ("flushing") de las tuberías o vasija, siempre y cuando se tomen las precauciones necesarias para que los materiales extraños no se acumulen en los recipientes, equipos o extremos "muertos" acopiados.

Todas las válvulas de venteo, los dispositivos y otras conexiones que puedan servir como ventilación, se deben abrir durante el proceso de llenado para que todo el aire sea retirado antes de aplicar la prueba de presión al sistema.

Debe instalarse un proporcionador con su bomba de descarga en el lado de la succión de la bomba de llenado con el fin de inyectar el inhibidor de corrosión en el agua de prueba. En el caso que el agua de prueba vaya a permanecer un tiempo significativo dentro de la tubería o vasija, debe emplearse además un secuestrante de oxígeno.

Cuando termine el llenado de la tubería o vasija, la válvula del extremo opuesto a la inyección se abre y el agua se deja salir libremente a un recipiente que permite la sedimentación de partículas, hasta que se nota que el agua fluye libre de polvo, herrumbre o materiales extraños; en este momento, todas las válvulas en los tramos de la sección de prueba se cierran y se instalan los tapones de prueba o bridas ciegas, habiendo detenido previamente la bomba de llenado.

Cuando la sección de prueba está lista, debe conectarse la bomba de presión a la instalación, bombeando hasta alcanzar una presión de 100 a 200 psi aproximadamente y permitiendo que dicha presión se mantenga a ese nivel durante un mínimo de 30 minutos, con el propósito de probar que no existen fugas mayores. Se continúa comprimiendo hasta alcanzar el 70% de la presión de prueba, la que se debe mantener 30 minutos hasta que se estabilicen presiones y temperaturas.

Posteriormente se realizan incrementos de 10 psi, los cuales deben ser perfectamente leídos en la escala del manómetro y registrados, hasta alcanzar la presión de prueba, la cual debe mantenerse por una hora; posteriormente se reduce la presión 50 psi para realizar la prueba de hermeticidad con el propósito de prevenir aumentos de presión por encima del rango de presión hidrostática por efectos de aumento en la temperatura. Una vez la presión de prueba haya sido alcanzada, se detiene y desconecta la bomba.

Se debe hacer una cuidadosa revisión final para asegurar que ninguna de las válvulas en la sección de prueba presente fugas. El período oficial de pruebas inicia cuando se hayan estabilizado presiones y temperaturas.

Al iniciarse el período oficial de pruebas debe registrarse la presión, determinada mediante un registrador e indicador de presión instalado en un extremo de la sección de prueba, y simultáneamente registrarse las temperaturas en dos puntos diferentes de la sección. Se debe mantener la presión de prueba durante un período mínimo de 4 horas, el cual puede ampliarse a juicio de LA GESTORÍA sin ningún sobrecosto. Deben tomarse lecturas de presión y temperatura cada hora y registrar estos datos durante el período en que se ejecute la prueba.


Fecha: Mayo






La prueba es satisfactoria si no sobreviene una caída de presión durante el período de prueba y si los cambios de presión que se lleguen a presentar pueden ser correlacionados satisfactoriamente con las variaciones de temperatura. En caso de falla, la línea o vasija debe ser reparada y presionada nuevamente, sin sobrecosto para ECOPETROL S.A, hasta obtener una prueba totalmente satisfactoria. Si se presenta una caída de presión no identificada, EL CONTRATISTA debe proceder a seccionar el tramo de prueba por mitades hasta encontrar la causa de la pérdida.

Si LA GESTORÍA lo considera conveniente, puede ordenar una prueba de presión variable, que tiene como límites máximos y mínimos, la máxima presión de trabajo y el 70% de ésta. Esta prueba no tiene costo para ECOPETROL S.A y no reemplaza la prueba de presión. LA GESTORÍA decide en cada caso los límites de presión y las velocidades de ascenso y descenso de la misma, lo mismo que su duración.

Después de la finalización satisfactoria de la prueba hidrostática y se haya obtenido la aprobación por parte de LA GESTORÍA se deben drenar y secar todas las líneas y equipos; se deben retirar todas las bridas ciegas temporales y demás equipos instalados para la prueba; debe reajustarse y/o reinstalarse la tubería y equipos desensamblados. Donde se requiera que una unión bridada se abra después de la prueba, el empaque debe ser cambiado. Los pernos temporales utilizados deben reemplazarse.

5.14.4.2 Informe

EL CONTRATISTA presentará diariamente o por solicitud de LA GESTORÍA informes preliminares sobre el estado y/o datos relevantes encontrados durante la inspecciones de los diferentes equipos. Los datos obtenidos, interpretación, observaciones, conclusiones y recomendaciones serán consignados en el informe final. Cada una de las anomalías relevantes encontradas debe estar soportada con su registro fotográfico debidamente referenciado. Para las conclusiones y recomendaciones de la evaluación mecánica y corrosión EL CONTRATISTA deberá tener en cuenta los ensayos de inspección metalmecánica.

Esta actividad se pagará así: La unidad de pago para ensayos de inspección con tintas penetrantes en soldaduras y áreas y partículas magnéticas, según los renglones 9, 10 y 11 del cuadro de presupuesto. La inspección de recubrimientos por medio de medición de adherencia, discontinuidad pinturas y espesor película seca se pagaran de acuerdo a los renglones 12,13 y 14 del cuadro de presupuesto. La examinación por medio dureza, radiografía, replica metalográfica, corriente Eddy o IRIS, Flujo Magnético (MFL) y cámara vació se pagaran de acuerdo a los renglones 15, 18, 19, 20, 24, 25, 26 y 27 del cuadro de presupuesto la prueba hidrostática de tuberías y vasijas se pagaran de acuerdo a los renglones 28 y 29 del cuadro de presupuesto. En cada caso incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores.

5.14.5 EVALUACIÓN DE ACTITUD PARA EL SERVICIO DE VASIJAS A PRESIÓN (FITNESS FOR

SERVICE API-579).

EL CONTRATISTA realizará la evaluación FFS de aquellas vasijas o separadores que indique LA GESTORÍA; además puede incluir sus facilidades como tuberías y accesorios. Se entienden vasija todos aquellos equipos sometidos a una presión interna fabricados bajo el Código ASME, tales como intercambiadores, torres, Drum, Separadores, etc.

EL CONTRATISTA en la evaluación FFS determinará si la vasija a presión es apta para seguir operando normalmente, si necesita ser reevaluado en capacidad de operación o si hay que cambiarlo o repararlo. Si la evaluación determina que el componente es apto para operación normal, se puede seguir operando estableciendo un programa de monitoreo e inspecciones periódicas. Si por el contrario la evaluación


Fecha: Mayo






determina que el equipo no es apto para operación normal, se puede reducir las condiciones de trabajo del equipo, para lo cual se debe determinar unos nuevos parámetros de operación. Para equipos sometidos a presión (recipientes a presión y tuberías) se debe determinar la nueva presión máxima de trabajo (MAWP) o temperatura respectiva.

EL CONTRATISTA en la evaluación FFS de vasijas a presión, debe efectuar las siguientes actividades:

� Identificación del mecanismo de daño � Aplicabilidad y limitaciones del procedimiento de evaluación � Datos requeridos � Técnicas de evaluación y criterios de aceptación � Evaluación de vida residual � Remediación � Monitoreo en servicio � Documentación

5.14.5.1 Identificación del mecanismo de daño

Se debe identificar el daño y la causa del daño que se va a evaluar. Los datos de diseño y construcción, al igual que las características de operación deben relacionarse para identificar el daño presente. Se utilizara como referencia el API 571, el cual presenta un listado completo de los mecanismos de daño.

5.14.5.2 Aplicabilidad y limitaciones del procedimiento de evaluación.

Se aplicara este procedimiento cuando se evalué la integridad de componentes en presencia de un daño relacionado con uno o varios mecanismos de daño. Un componente es definido como una sección presurizada la cual fue diseñada bajo un código o norma reconocida. Un equipo es definido como un ensamble de componentes. Por lo tanto el equipo presurizado cubierto en el API 579 incluye todos los componentes presurizados de recipientes a presión. Cada sección del API 579 FFS incluye un segmento donde establece las limitaciones y aplicabilidad del procedimiento. Las limitaciones y aplicabilidad de un procedimiento de análisis están relacionadas con el nivel de evaluación.

5.14.5.3 Datos Requeridos

a. Datos de diseño del equipo original

EL CONTRATISTA debe efectuar la búsqueda de la siguiente información para poder evaluar FFS:

� Datos para recipiente a presión: � Reporte del constructor del equipo � Planos de fabricación � Memorias de cálculo � Archivos de inspección en fabricación � Especificación del diseño � Reporte de los ensayos de los materiales � Información de los mecanismos de relevo de presiones � Archivo de la prueba hidrostática original

Si algún dato de los anteriores no se tiene, se debe realizar su medida y/o la inspección, para obtener toda la información necesaria para realizar la evaluación. b. Datos de Historia de operación y mantenimiento

EL CONTRATISTA debe efectuar la búsqueda de la siguiente información para poder evaluar FFS:


Fecha: Mayo






� Condiciones de operación, presión y temperatura en operación normal, anormal, paradas. � Cambios en condiciones de servicio � Alteraciones y reparaciones � Archivos de todas pruebas hidráulicas realizadas � Resultados de inspecciones en servicio � Archivos de reparaciones internas � Archivos de lodos si la corrosión que está siendo evaluada se encuentra localizada en el piso del tanque.

c. Mediciones requeridas para evaluación FFS

Cada sección del API 579 trae requerimientos específicos para medición de datos y caracterización del daño basados en el mecanismo de daño que está siendo evaluado. Corrosión Permisible Futura (FCA): El corrosion allowance a futuro se debe establecer sobre inspecciones pasadas o velocidades de corrosión del material del componente en ambientes similares. Cada sección trae las recomendaciones específicas para emplear la mejor técnica de END aplicable al mecanismo de daño a evaluar.

5.14.5.4 Técnicas de Evaluación y Criterios de Aceptación

EL CONTRATISTA debe definir las técnicas de evaluación y los criterios de aceptación para poder evaluar FFS.

5.14.5.4.1 Técnicas de Evaluación

Los niveles de evaluación se proveen en cada sección de FFS. Cada nivel de evaluación es un balance entre conservatismo, información requerida para la evaluación, la habilidad del personal que realiza la evaluación y la complejidad del análisis que se está desarrollando. El Nivel 1 es el más conservativo y el más fácil de usar.

NIVEL 1. Usa criterios de análisis conservativos que pueden ser utilizados con una cantidad mínima de inspección o de información del componente. Conducido por personal de inspección de planta.

NIVEL 2. La evaluación es más precisa que nivel 1. Los requerimientos de información son similares a los de nivel 1, sin embargo se usan cálculos más detallados. Conducido por personal de ingeniería de planta o ingenieros especialistas experimentados y con conocimientos en evaluaciones FFS.

NIVEL 3. En este nivel se realiza una evaluación más detallada que el nivel 2. Se requiere una inspección más detallada de la información del componente. Se recomienda realizar análisis en técnicas numéricas como elementos finitos. Conducido por personal experto en FFS.

5.14.5.4.2 Criterios de Aceptación

Esfuerzo permisible: Se basa sobre un análisis de superposición de esfuerzos, y comparación con un valor de esfuerzo permisible de acuerdo a una categoría asignada. FFS no emplea mucho este criterio debido a la dificultad para establecer una recomendable clasificación para los componentes con daños. Como una alternativa, se puede realizar una evaluación basada en análisis elasto-plástico. Factor de Resistencia Remanente (RSF): Un mejor estimativo de la capacidad para soportar carga de un componente puede ser provista usando un análisis de esfuerzos no lineal, para obtener una carga límite y de colapso plástico evaluar las características de deformación del componente y evaluar la fatiga o daño por creep. En el API 579 el concepto de Factor de Resistencia Remanente se utiliza para definir la aceptabilidad de un componente para servicio continuo.


Fecha: Mayo






Diagrama de evaluación de falla (FAD): El diagrama FAD se usa para la evaluación de grietas en componentes. Se adoptó este método de evaluación porque provee un conveniente y técnico análisis para un componente conteniendo una grieta basados en dos criterios: fractura inestable y carga limite. La fractura inestable usualmente controla fallas para daños pequeños en componentes fabricados de un material frágil y colapso plástico típicamente controla fallas con hay presente un daño grande si el componente es fabricado con material de alta tenacidad. En un análisis FFS de grietas, el resultado de un análisis de esfuerzos, soluciones de carga límite, factor de intensidad de esfuerzos, resistencia del material y tenacidad a fractura, son combinados para calcular la proporción de tenacidad y la proporción de carga, las cuales representan las coordenadas de la curva FAD. Con estos datos se entra en la curva FAD y se determina si el punto cae por debajo de la curva, si esto ocurre, el componente puede seguir operando. Este procedimiento lleva unos parámetros conservativos obtenidos por análisis deterministicos, análisis de sensibilidad, análisis de probabilidad, factores de seguridad parcial. Los procedimientos de evaluación provistos en API 579 son determinísticos en el hecho que toda la información requerida para un análisis (variables independientes) es asumida como conocida. Sin embargo en muchas instancias no todas las variables independientes son conocidas con un alto grado de certeza, en tales caso se realiza un estimativo conservativo de estas variables.

Los tipos siguientes de análisis pueden ser usados para proveer una comprensión de la dependencia de los resultados del análisis con las variaciones en los parámetros de entrada. Los procedimientos de evaluación FFS determinísticos pueden ser usados con algunos de estos análisis:

Análisis de sensibilidad: El propósito de este análisis es determinar si un cambio en alguna de las variables independientes tiene una fuerte influencia sobre los factores de seguridad calculados. El análisis de sensibilidad debe considerar los efectos de diversas suposiciones contemplando condiciones de carga, propiedades del material y tamaños de daño

Análisis probabilístico: La dependencia del margen de seguridad sobre la incertidumbre de las variables independientes puede ser evaluada usando este tipo e análisis. Todas o un número limitado de las variables dependientes son caracterizadas como variables aleatorias con una distribución de valores. Usando una simulación de Monte Carlo, métodos de confiabilidad de primer orden u otras técnicas analíticas se puede estimar la probabilidad de falla. Estos métodos pueden ser usados para combinar u modelo de evaluación FFS determinística con la distribución prescrita por la variable independiente para calcular la probabilidad de falla. Una vez una probabilidad de falla ha sido determinada, un nivel aceptable debe ser establecido basado en múltiples factores tales como regulaciones jurisdiccionales y la consecuencia de falla.

5.14.5.5 Evaluación de vida residual

Una vez que el componente en estudio ha sido catalogado como en buenas condiciones para la operación actual, EL CONTRATISTA debe determinar la vida remanente del componente. El estudio de vida residual se emplea en FFS para determinar los intervalos adecuados de inspección y/o monitoreo en servicio.

5.14.5.6 Soluciones

EL CONTRATISTA debe presentar una guía general para tomar acciones de soluciones, sin embargo cada problema en particular debe ser analizado para brindar la solución más adecuada para cada caso. En el API 579 cada sección indica sus propias guías para la resolución de los problemas encontrados. Se debe proponer los chequeos periódicos para asegurar que los pasos de las soluciones han prevenido mayores daños y están en condiciones que se pueda esperar una buena protección hacia el futuro.

a. Documentación

EL CONTRATISTA debe incluir en el informe los siguientes puntos en la documentación:


Fecha: Mayo






� Datos de inspección incluyendo todos documentos utilizados en la evaluación FFS. � Suposiciones y resultados del análisis incluyendo

� Sección, edición y nivel de análisis del API 579 y de algún otro documento soporte. � Condiciones de diseño y de operación futura incluyendo presiones, temperaturas y condiciones de

operación anormales � Cálculos para el espesor mínimo requerido y/ MAWP � Cálculos para la vida residual y el tiempo para la próxima inspección � Algunas recomendaciones de monitoreo y mitigación que son una condición para la continuidad de

la operación

� Todos los cálculos y documentos usados para determinar el FFS de un componente presurizado deben ser guardados con los registros de inspección para el componente o pieza del equipo. Esta documentación será parte de los registros requeridos para conformidad de la integridad mecánica.

EL CONTRATISTA presentará a LA GESTORÍA informes finales sobre el estado y/o datos relevantes encontrados durante las inspecciones y evaluaciones FFS de los diferentes equipos. Los datos obtenidos, interpretación, observaciones, conclusiones y recomendaciones serán consignados en el informe. Cada una de las anomalías relevantes encontradas debe estar soportada con su registro fotográfico debidamente referenciado.


Las evaluaciones de FFS, se pagará por el renglón Nº 6 del cuadro de precios del contrato y su costo incluye: materiales, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran. 5.14.6 DIAGNÓSTICO GEOTÉCNICO DE LÍNEAS.

EL CONTRATISTA efectuara el recorrido metro a metro de la respectiva línea con el fin de realizar paralelamente las siguientes actividades:

5.14.6.1.1 Localizar los daños que presenta el derecho de vía

Como huecos, surcos, cárcavas, descoles, socavaciones, cruces de aguas, asentamientos, derrumbes, deslizamientos y en general todos los detalles que afectan el estado del derecho de vía y zonas adyacentes. Adicionalmente, recopilar datos de abscisa, nombre del lugar, vereda y propietario.

5.14.6.1.2 Evaluar los daños

Toma de medidas que permitan cuantificar obras, observar las causas del fenómeno o daño.

5.14.6.1.3 Solución a los problemas encontrados

Con base en los detalles que se aprecien en cada uno de los sitios y las características y dimensionamiento del daño, analizar las posibles alternativas de solución teniendo presente facilidades de acceso, materiales de la zona, características del suelo, régimen climatológico, condiciones socioeconómicas del sector e impactos que estas soluciones puedan generar. Se debe incluir registro fotográfico de cada sitio.

5.14.6.1.4 Ubicación de los sitios de alta inestabilidad geotécnica

Durante el recorrido se deben ubicar y precisar los sitios que tengan alta inestabilidad geotécnica y que por sus características de criticidad ameritan estudios más detallados. De estos problemas el equipo que realiza


Fecha: Mayo






el diagnóstico debe describir las causas del problema e identificar los pasos a seguir para las posibles soluciones.

5.14.6.1.5 Diagramación del daño y posibles soluciones

De acuerdo con lo observado en cada uno de los sitios debe levantar un bosquejo que ilustre la situación que se presenta y la posible solución, detallando el tipo de obra con cantidades y detalles constructivos. Igualmente realizará una filmación de los problemas encontrados en formato VHS. 5.14.6.1.6 Registro fotográfico

Toda fotografía que se tome deberá contener la fecha y la abscisa, al igual que su nomenclatura debe ser coherente con el abscisado de la línea. Adicionalmente, deberán consignar los datos que permitan describir posteriormente lo que se observa en cada fotografía. 5.14.6.1.7 Consecución y análisis de la información existente

Solicitar informes anteriores de estudios u obras que permitan ver el comportamiento de obras construidas para la solución del problema, recorridos similares para poder comparar las causas de antes y de ahora, inspección visual del derecho de vía con el fin de determinar desde cuando se está presentando el problema.

5.14.6.1.8 Seguimiento a obras construidas

Observar, registrar y describir el comportamiento de obras realizadas con el fin de verificar su funcionamiento y la necesidad de trabajos de mantenimiento o complementarios.

EL CONTRATISTA presentará mensualmente o por solicitud de LA GESTORÍA informes preliminares sobre el estado y/o datos relevantes encontrados durante la inspecciones de las diferentes líneas.

Esta actividad se pagará correspondiendo al renglón 31 del cuadro de precios del contrato. En cada caso incluye entre otros: transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores. 5.14.7 ROCERÍA Y CORTES DE MALEZA.

En el evento en que se requiera limpiar la maleza que está obstruyendo el acceso al sitio donde se realizan los trabajos o que impida la realización de los mismos, EL CONTRATISTA eliminará toda la maleza que se requiera, según lo indique LA GESTORÍA. EL CONTRATISTA debe eliminar las malezas con máquina guadañadora y recogerla a un lado de la carretera más cercana; si no es posible dada las condiciones del terreno y/o lugar donde se realiza la limpieza, LA GESTORÍA señalará el lugar donde se dejará la maleza eliminada.

Aquella maleza que se recoja en las carreteras, se debe retirar y llevarla a donde LA GESTORÍA lo indique.

En aquellos lugares donde las condiciones propias del terreno o por razones de seguridad no permitan la utilización de máquina guadañadora, debe utilizarse pala y machete, según indicaciones de LA GESTORÍA.

LA GESTORÍA comunicará al CONTRATISTA en qué sitios se requiere aumentar el área a limpiar, por razones de seguridad y facilidad de inspección y/o mantenimiento de las líneas.


Fecha: Mayo






Esta actividad se pagará así: Por metro cuadrado con aproximación a un decimal de rocería o limpieza de maleza según corresponde con el renglón Nº. 30 del cuadro de precios del contrato. El costo unitario de esta actividad incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran.

5.14.8 EXAMINACIÓN DIRECTA

El objetivo de la examinación directa es evaluar las zonas en las cuales la inspección por tomografía magnética ha señalado indicaciones relevantes; esta examinación proveerá la información de entrada para la evaluación de aptitud para el servicio del ducto.

La examinación directa comprenderá:

1. Verificación del estado del revestimiento mediante inspección visual. Esta actividad comprende la observación, dimensionamiento y registro de todas las anomalías causadas por corrosión o daño mecánico. Cuando los resultados de la inspección muestran que se han presentado cambios en la condición física inicial, se debe realizar una evaluación por medio de ensayos no destructivos de dicha condición para establecer su disponibilidad en servicio.

2. Mediciones Geométricas � Abolladuras � Ovalidad � Arrugas � Corrosión externa � Gouge / Groove

3. Ensayos No Destructivos

� Ultrasonido C-Scan para mapeo de Corrosión interna � Partículas magnéticas en costuras longitudinales y concentradores de esfuerzo � Inspección por ultrasonido de la soldadura circunferencial más cercana a la anomalía y longitudinal

de ser requerido. � Ondas Guiadas para cruces encamisados o para donde se determine necesario.

EL CONTRATISTA realizará la verificación de la calidad del recubrimiento mediante la verificación del perfil de anclaje, humedad relativa, prueba de adherencia, medición de espesor húmedo y seco, y holliday detector. Esta verificación la realizará el mismo grupo de examinación directa. EL CONTRATISTA debe realizar el mapeo de corrosión (interna) sobre recubrimientos FBE, siempre y cuando el recubrimiento este en buenas condiciones, es decir no tenga ampolladuras y cuente con una adherencia que permita el paso del haz ultrasónico en debida forma, en caso contrario deberá ser retirado. Para el examen de abolladuras, ovalidades, arrugas, indicios de fatiga de material deberá realizarse partículas magnéticas para lo cual se debe retirar el revestimiento. EL CONTRATISTA debe notificar el retiro del recubrimiento para la aprobación por parte de LA GESTORÍA y ECOPETROL S.A.

Esta actividad se pagará por cada una de las zonas en las cuales se realizó la examinación directa de las indicaciones relevantes, correspondiente al renglón Nº 22 del cuadro de precios del contrato e incluye: materiales, equipos, transporte, mano de obra, impuestos, imprevistos, utilidad y gastos administrativos que se requieran.


Fecha: Mayo






5.14.8.1 Evaluación defectos

La evaluación de los defectos, está orientada a la determinación de la aptitud para el servicio del tramo evaluado, determinando si la presión segura es menor a la MAOP.

La evaluación de defectos tiene dos componentes:

1. Determinación de la aptitud para el servicio. 2. En caso de encontrarse no apto para el servicio se establecen las acciones de mitigación y/o

reparación con base en la normatividad aplicable.

EL CONTRATISTA debe realizar la evaluación de defectos por las regulaciones US Department of Transportation (DOT) Title 49 Code of Federal Regulation (CFR) Par 195 y 198 y a las normas API 579, BS7910, ASMEB31.G y a las prácticas recomendadas R-Streng, DNV F101, Kasfner, entre otras; la evaluación se realiza apoyada en el software R- Streng y Pipeline Assessment. Para todas las anomalías por pérdida de metal, EL CONTRATISTA debe usar dos (2) diferentes niveles de interacción, como se describe a continuación:

Como se muestra en la Figura 1, Nivel 1 de Interacción considera que las “cajas” pueden interactuar para formar “clusters” si ellas están espaciadas a una distancia circunferencial y axial menor o igual a seis (6) veces el espesor de la tubería analizada. Para determinar el espaciamiento, las “cajas” deberán ser expandidas en ambas direcciones circunferencial y axial en una distancia 3t (espesor de la tubería). Si dos (2) o más “cajas” expandidas se tocan o traslapan, ellas crearán un “cluster”. Cada “caja” es manejada individualmente y comparada con las otras “cajas” cercanas. Las dimensiones finales del “cluster” serán calculadas basadas en las dimensiones de las “cajas” que interactuaron sin incluir la distancia resultado de la expansión axial o circunferencial de 3t. Al final del proceso, “cajas” individuales que no interactuaron serán llamadas también “cluster” para efecto de ser tenidas en cuenta en el Nivel 2 de interacción.

CLUSTER Y SUS DIMENSIONES:

L = (A+B) y W = (C+D). “Individual feature” = Anomalía

Figura 1: NIVEL 1 DE INTERACCIÓN: ANOMALÍAS INDIVIDUALES FORMANDO UN “CLUSTER”

Como se muestra en la Figura 2, Nivel 2 de Interacción considera que “clusters” pueden interactuar para formar “grupos” si ellas están espaciadas a una distancia circunferencial y axial menor o igual a seis (6) veces el espesor de la tubería analizada y 300 milímetros, respectivamente. Para determinar el espaciamiento, las “clusters” deberán ser expandidas en ambas direcciones circunferencial y axial en una distancia 3t (espesor de la tubería) y 150 mm, respectivamente. Si dos(2) o más “clusters” expandidos se tocan o traslapan, ellas crearán un “grupo”. Cada “cluster” es manejado individualmente y comparado con los otros “clusters” cercanos. Las dimensiones finales de los “grupos” serán calculadas basadas en las dimensiones de los “clusters” que interactuaron sin incluir la distancia resultado de la expansión circunferencial o axial de 3t o 150mm, respectivamente.

Individual

Feature

Individual

Feature

A

B

C

D

3t

3t

3t

3t


Fecha: Mayo






Figura 2: NIVEL 2 DE INTERACCIÓN: Anomalías individuales o “Clusters” formando “Grupos”. “Defect” = Anomalía

En el reporte Preliminar, EL CONTRATISTA deberá solo aplicar el Nivel 1 de interacción; mientras que para el reporte Final, el interesado deberá aplicar ambos niveles de interacción 1 y 2.

Para efectos del reporte Preliminar, todos los “clusters” deberán ser evaluados usando el método RSTRENG0.85 dL Para aquellos “clusters” que tengan un cociente de presión de ruptura (Rupture Pressure Ratio o RPR0.85 dL) menor o igual que 1, el interesado deberá evaluar esos específicos “clusters” usando un análisis RSTRENG Effective Area Analysis (RSTRENG Effective Area).

Para efectos del reporte Final, todos los “clusters” y “grupos” deberán ser evaluados usando el método RSTRENG0.85 dL y ASME B.31G. Para aquellos “clusters” o grupos específicos que tengan un cociente de presión de ruptura (Rupture Pressure Ratio o RPR0.85 dL) menor o igual que 1, EL CONTRATISTA deberá evaluar esos “clusters” o grupos específicos usando un análisis RSTRENG Effective Area Analysis (i.e. RSTRENG Effective Area) .

EL CONTRATISTA deberá estar disponible 24 horas al día durante las verificaciones de campo debidas al reporte Preliminar y/o Final. EL CONTRATISTA deberá proveer los teléfonos y nombres del personal que estará disponible. Igualmente, ECOPETROL S.A. informará las fechas previstas para verificación de campo con cinco (5) días calendario de anticipación.

Esta actividad se pagará por cada una de las zonas en las cuales se realizó la evaluación de los defectos de las indicaciones relevantes, correspondiente al renglón No 23 del cuadro precios del contrato y su costo incluye: materiales, equipos, transporte, mano de obra, impuestos, imprevistos, utilidad y gastos administrativos que se requieran. 5.14.8.2 Aseguramiento de calidad y verificaciones de campo

Independiente del Plan de Aseguramiento de la Calidad del CONTRATISTA, ECOPETROL S.A.-VPR para asegurar la calidad del informe final hará verificaciones de campo en las siguientes condiciones:

� ECOPETROL S.A. o su representante seleccionará las anomalías para ser verificadas en un número de

seis (6) sitios por cada sector (distancia entre trampas de lanzamiento y recibo) inspeccionado. Las

<6t

<6t

<6t

< 300 mm (12”)

Cluster 1

Cluster 2

Defect

Defect

Defect

Defect

B(1)

D(1)

A(1)

C(1)

B(2)

A(2)

C(2)

D(2)

Group Dimensions

L = ((A(1) + B(1)) + (A(2) + B(2))) and

W = ((C(1) + D(1)) + (C(2) + D(2)))


Fecha: Mayo






anomalías podrán ser internas y/o externas. Las verificaciones de campo se efectuarán con base en los datos reportados en el informe final.

� En caso que las anomalías verificadas por sector no correspondan a las características reportadas en tipo, ubicación ó grado de peligrosidad, se exigirá un nuevo re-procesamiento del informe y posterior verificación de campo en igual número de sitios a las inicialmente solicitadas. Si esta condición persiste, el CONTRATISTA deberá realizar una nueva corrida de la herramienta de inspección sin costo alguno para ECOPETROL S.A. No obstante lo anterior, cualquier inconsistencia que se presente deberá ser analizada y explicada satisfactoriamente por el CONTRATISTA usando el reporte de No-Conformidad.

� ECOPETROL S.A. realizará a su cargo todos los trabajos relacionados con las excavaciones y disposición de la tubería para estas verificaciones.

� El CONTRATISTA deberá proveer los mapas de localización de las anomalías seleccionadas y prestar asesoría en campo con personal técnico para la ubicación de las anomalías.

� ECOPETROL S.A. o su representante/CONTRATISTA realizará las evaluaciones (mallas de 10 mm, “clustering” y agrupamiento, perfil de profundidades y evaluación) de las anomalías. El CONTRATISTA podrá hacer sus propias verificaciones de campo, a su costo, que le permita garantizar la información final entregada a ECOPETROL S.A.

� El CONTRATISTA deberá proveer apoyo técnico permanente en los trabajos de verificación de campo.

5.14.9 RETIRO Y ACABADO DE CARPETA ASFÁLTICA DE SEGUNDO ORDEN

Dependiendo de la ubicación de la tubería, EL CONTRATISTA, deberá retirar el material superficial o de acabado; que puede ser prado, concreto o carpeta asfáltica. La carpeta asfáltica puede ser de vías de primer orden o de segundo orden. Después de retirar la capa de material de acabado se procederá a efectuar la excavación.

Una vez rellenada la zanja deberá dársele a la superficie el acabado final que inicialmente tenía. Cuando se trate de andenes, cunetas, pisos, se utilizará material de idénticas calidades, dimensiones y especificaciones. Cuando se trate de prados ó material vegetal, deberá colocarse el mismo que inicialmente tenía siempre y cuando a criterio de LA GESTORÍA esté en buenas condiciones; por lo cual deberá guardarse y protegerse durante el tiempo que dure la excavación abierta. En el caso de cruces de carreteras, antes de colocar el acabado final y teniendo en cuenta si la vía es de primer o segundo orden, se seguirán los siguientes procedimientos:

En vías de segundo orden, después de realizado el relleno a nivel de la vía y permitiendo el tránsito vehicular durante tres (3) o cuatro (4) días; se retirará todo el polvo o material suelto que tenga la superficie a cubrir barriendo con escoba de fique; se aplicará un riego de imprimación con emulsión asfáltica, posteriormente una capa de arena de río. Este procedimiento se realizará tres (3) veces, dejando un tiempo no menor a doce horas entre la aplicación de una capa y la otra. Se compactará con pisón manual, cuidando de no destruir la capa conformada y evitando que le material se pegue al pisón. El espesor aproximado final será mínimo de seis (6) cm.

EL CONTRATISTA deberá suministrar a LA GESTORÍA copia del recibo expedido por una planta autorizada donde compró la emulsión a utilizar. Esta actividad se pagará así: Por metro cuadrado (m2) de construcción de carpeta asfáltica con aproximación a un decimal según corresponde con el renglón No. 32 del cuadro de precios del contrato. El costo unitario de este renglón incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, materiales, transporte, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran.


Fecha: Mayo






5.15 PLAN DE CORROSION EXTERIOR

5.15.1 MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO DE LAS UNIDADES RECTIFICADORAS DE

PROTECCION CATODICA DE TANQUES Y LINEAS.

EL CONTRATISTA realizará el mantenimiento preventivo y correctivo con el fin de establecer y mantener niveles de calidad en los programas de mantenimiento preventivo, predictivo y correctivo de las Unidades Rectificadoras de Protección Catódica (URPC) de tanques y líneas y desarrollar estrategias de mejoramiento continuo en el mantenimiento de los sistemas de protección catódica para garantizar la vida útil.

Con el fin de conocer el estado operativo de los sistemas de protección catódica por corriente impresa, para la protección contra la corrosión externa de tuberías enterradas, a continuación se describen cada una de las actividades que como mínimo debe ejecutar EL CONTRATISTA durante la inspección que realice a cada unidad rectificadora:

5.15.1.1 Revisión y Diagnostico de Rectificadores

EL CONTRATISTA deberá realizar las siguientes actividades para el mantenimiento predictivo de las URPC:

� Inspeccionar y levantar la información sobre cada URPC y definir las labores necesarias para restablecer su óptimo funcionamiento.

� Realizar una inspección rigurosa tanto externa como interna a cada URPC e inspección de acometida media tensión y evaluar sus condiciones de funcionamiento. (Conductores de la acometida del punto de conexión de la línea de alta a la llegada al transformador; aisladores, crucetas, cañuelas, templetes, bajantes, cortacircuitos, pararrayos, con sus respectivos herrajes; postes de la red de media y su verticalidad; condición de montaje y soporte del transformador y presencia de fugas de aceite del transformador).

� Realizar una inspección rigurosa de acometida baja tensión (Conductores de la acometida del punto de conexión del transformador al contador; conductores de la acometida del punto de conexión del contador al rectificador; caja de breakers, caja del contador, termo magnético y totalizador y luminarias y facilidades de conexiones dentro de la caseta, si se disponen.

� Elaborar un informe de la inspección que servirá de base a LA GESTORÍA para autorizar el cambio de componentes o repuestos de las URPC.

� Antes de abrir el gabinete del rectificador, buscar daños o golpes, para observar si el medidor de energía está operando, determinar calentamiento anormal en el gabinete o ruidos excesivos en el transformador.

� Abrir la puerta con precaución, teniendo cuidado con serpientes, arañas u otros insectos que puedan estar dentro.

� Leer los medidores del voltaje, amperaje y buscar señales de daños o problemas. � Apagar la fuente de energía con el interruptor externo (breaker), e inmediatamente chequear la

temperatura de operación en cada uno de los sitios de la unidad, por medio de un simple tacto, entendiéndose que una temperatura de operación desigual en elementos por los que circule la misma corriente o hagan la misma función es indicación de falla ó mal funcionamiento.

� Revisar los medidores del panel frontal de la URPC, contrastando sus medidas con las del multímetro digital que debe portar el Técnico del CONTRATISTA (cuando se energice la unidad).

� Examinar toda la instalación: Polos, cables, conexiones y demás accesorios del equipo. � Energizar de nuevo la unidad y verificar su eficiencia mediante la relación Vatios (W) de corriente directa

(DC) de salida sobre vatios (W) de corriente alterna (AC) de entrada. En caso de no tener fluido eléctrico se deberá utilizar una planta eléctrica portátil.

� Tomar las Huellas Osciloscopicas de alimentación en AC, salida en DC e instant ON-OFF. La escala máxima sugerida será de 100 milisegundos para las huellas de entrada y salida en AC y DC. Estas huellas se presentarán en el informe bimensual con sus análisis respectivos. EL CONTRATISTA deberá realizar un análisis comparativo de las huellas obtenidas para determinar posibles fallas del rectificador.

� Realizar el levantamiento del perfil de resistividad continua de la cama anódica.


Fecha: Mayo






� Evaluar la resistencia en las puestas a tierra de rectificador y transformador y la resistencia de la cama

anódica utilizando el método de los cuatro pines.

5.15.1.2 Reparación y Mantenimiento de Rectificadores

EL CONTRATISTA realizará el mantenimiento correctivo a que haya lugar y el preventivo establecido a las URPC con el fin de garantizar la operación continúa de los equipos manteniendo así una adecuada protección de la tubería contra la corrosión externa. Para ejecutar estas actividades EL CONTRATISTA deberá contar con el visto bueno, de LA GESTORÍA, quien verificará la calidad de los materiales.

Los repuestos retirados por mal estado de cada unidad rectificadora, deberán entregarse a ECOPETROL S.A., mediante un acta que dé constancia de la fecha en que se aprobó el cambio, e indicando: descripción del repuesto, serie y modelo (si lo hubiere), y unidad a la que se le efectúo el cambio. Este documento servirá de soporte en la factura de venta de la rutina respectiva y como registro histórico de mantenimiento.

Asimismo, EL CONTRATISTA deberá elaborar y registrar en medio magnético desde el inicio del contrato, un cuadro de históricos de los mantenimientos por cada URPC, donde se indique como mínimo: fecha del recorrido, repuestos cambiados, estado del rectificador y sus componentes, datos del rectificador (marca, modelo, serie, etc.), nombre coloquial, tuberías que protege, ubicación con kilometraje respecto al sistema de transporte, datos del transformador (marca, modelo, etc.) Esta información, deberá entregarla actualizada a LA GESTORÍA, al finalizar cada recorrido, la cual servirá de base de datos históricos.

Cada rutina o recorrido, tendrá la inspección de las URPC’s serán inspeccionadas cuando LA GESTORÍA, lo amerite previo acuerdo con el CONTRATISTA.

5.15.1.3 Mantenimiento Correctivo

EL CONTRATISTA deberá realizar las siguientes actividades para el mantenimiento correctivo de las URPC:

� Soltar y reapretar conexiones, previa limpieza y aplicación de spray limpia contactos. � Revisar los fusibles y cambiarlos si están quemados. � Previa aprobación de la GESTORÍA, El CONTRATISTA, en caso de avería, deberá cambiar todas los

componentes de la URPC defectuosos para establecer el normal funcionamiento de la misma. � EL CONTRATISTA suministrará todos los repuestos que sean necesarios para el buen funcionamiento

de la URPC.

5.15.1.4 Mantenimiento Preventivo

EL CONTRATISTA deberá realizar las actividades que comprenden la observación y registro de los siguientes aspectos:

� Estado de la acometida eléctrica en media tensión y soporte del transformador. � Estado físico y limpieza de la caseta de cerramiento y la URPC, rocería alrededor de la caseta, retiro de

telarañas y nidos de aves o insectos. � Estado físico de la ubicación de la cama anódica y del derecho de vía, reportando erosiones y/o

invasiones que puedan afectar la estabilidad de la caseta y la permanencia en operación de los equipos. � Medir y registrar los parámetros de operación de la URPC, calculando la eficiencia de las mismas. � Se debe presentar al finalizar cada rutina, un informe en copia dura y una copia del mantenimiento

preventivo y correctivo realizado a las URPC, relacionando las partes o elementos que se cambiaron, las fotografías y diagramas obtenidos luego de la rutina.

� Cualquier modificación y/o instalación nueva, deberá ser autorizada por LA GESTORÍA.


Fecha: Mayo






5.15.1.5 Calibración del Rectificador

Dentro de esta etapa denominada calibración del Rectificador, EL CONTRATISTA deberá realizar las siguientes actividades:

� Verificación del Nivel de Polarización. � Ajuste del Nivel de Polarización. � Registro de las condiciones operacionales del rectificador una vez ajustado.

5.15.1.5.1 Verificación del Nivel de Polarización

� Instale el interruptor de corriente en serie, en el circuito positivo del rectificador. � Calibre el interruptor de Corriente, de tal manera que se suspenda el suministro de corriente en ciclos de

1 segundo. � Disponga de un multímetro y posiciónelo en la escala DC, Voltios, rango 2. � Seleccione, lo más cercano posible a la base de la estación de prueba, un sitio libre de rocas y/o

materiales aislantes. � Humedezca el sitio escogido, y localice un electrodo portátil de Cobre / Sulfato de Cobre. � Coloque la punta del cable negro del multímetro, en el tornillo superior del electrodo de Cobre / Sulfato

de Cobre. � Coloque la punta del cable rojo, en el borne de la estación de prueba escogida, que corresponda al cable

soldado a la tubería. � Encienda el multímetro una vez realizada las conexiones, e inicie el proceso de interrupción de corriente. � Lea y registre los valores de potencial en el multímetro, tanto en los períodos ON como OFF, durante

unos 3 minutos.

El potencial leído en el INSTANT OFF, no deberá ser mayor que –1.100 voltios, y/o el diferencial de potenciales entre INSTANT ON y OFF no deberá ser mayor que 300 milivoltios. Si la condición anterior se cumple, el rectificador de encuentra calibrado y el plan continuará con la actividad de registro de condiciones operacionales. En caso de que la caída de potencial sea mayor, se deberá ajustar la salida de corriente en el Rectificador y repetir la actividad de verificación del nivel de polarización, hasta lograr su ajuste.

5.15.1.5.2 Ajuste del Nivel de Polarización

Si el rectificador es de control manual, el ajuste se logra moviendo los taps de finos paso a paso. Si es de control automático, el ajuste se logra calibrando en la tarjeta de control manual, en el borne de salida de voltaje. Para ambos casos el procedimiento se hará hasta restablecer el nivel de polarización del cátodo, lo cual se logra aumentando el nivel de corriente imprimida al sistema. Este procedimiento se realiza paso a paso, secuencialmente haciéndolo con los taps de finos en forma ascendente (normalmente en orden ascendente para números ó desde la A para las letras). Una vez se haya llegado al tope de finos para una misma posición del tap de gruesos, se procederá a descender al mínimo los finos y ascender un paso adicional los gruesos, y así sucesivamente hasta lograr el objetivo. Acorde con la experticia del inspector, se podrán obviar algunos de estos pasos. Una vez ajustado el nivel de polarización del rectificador, se procederá a realizar los registros de las condiciones operacionales respectivas, y definidas a continuación.

5.15.1.5.3 Registro de Condiciones Operacionales

Las condiciones operacionales del rectificador se enuncian a continuación y deberán consignarse en el formato respectivo.

� Fecha del Chequeo: consiste en registrar en el año, mes, día y hora del chequeo.


Fecha: Mayo






� Consumo de Energía: consiste en leer el valor de los kilowatios – hora consumidos y que reporta el

contador. � Tiempo de Servicio: consiste en leer el valor que aparece en el horómetro instalado en el panel de

control del rectificador. � Tensión de Alimentación: consiste en leer el valor que aparece en el horómetro instalado en el panel de

control del rectificador. El registro de este voltaje se debe realizar mediante el procedimiento presentado a continuación: Posicione el multímetro en la escala AC, Voltios, rango 700; Si el equipo es monofásico, coloque una de las puntas del multímetro en el orificio del breaker de alimentación y con la otra punta haga tierra con cualquier parte metálica de la cabina del equipo; Si el equipo es trifásico coloque cada una de las puntas en los orificios de cada fase del breaker de alimentación, Leer y registrar el valor (este valor deberá ser igual o con una desviación positiva o negativa de un 2% de la capacidad nominal del equipo).

� Corriente de Alimentación: El registro de esta corriente se puede realizar mediante el procedimiento presentado a continuación: Posicione la pinza amperimétrica en la escala requerida; instale la pinza amperimétrica en cada uno de los cables de alimentación al rectificador y efectúe la lectura de amperaje en cada cable.

� Tensión de Salida: El registro de este voltaje se debe realizar mediante el procedimiento presentado a continuación: Leer y registrar el valor visualizado en el voltímetro del panel de control ó Posicione el multímetro en la escala DC, Voltios, en un rango mayor a la capacidad de salida de corriente DC del rectificador y coloque una de las puntas del multímetro en el borne del circuito positivo del rectificador, y la otra punta en el borne del circuito negativo.

� Corriente de Salida: El registro de esta corriente se debe realizar mediante el procedimiento presentado a continuación: Leer y registrar el valor visualizado en el amperímetro del panel de control ó Posicione el multímetro en la escala DC, Voltios, en el rango de 200 milivoltios y coloque una punta del multímetro en la parte superior del shunt instalado en el panel de control y la otra punta en el lado opuesto; multiplique el valor leído en el multímetro por el factor del shunt y registrar este valor como amperios DC de salida.

� Posiciones de los Taps: Solamente para el caso de rectificadores de control manual, visualice la posición de los taps gruesos y finos, y registre esta condición en el formato respectivo.

� Potencial ON: Este potencial corresponde al obtenido en los ensayos de Verificación o ajuste, según el caso, del nivel de polarización.

� Potencial de Polarización: Este potencial corresponde al obtenido en los ensayos de Verificación o ajuste, según el caso, del nivel de polarización. El procedimiento básico se define a continuación: Posicione el multímetro en la escala DC, Voltios, rango 2; localice el electrodo portátil de Cobre / Sulfato de Cobre en el suelo de la estación de prueba, previamente humedecido con agua fresca y libre de rocas o materiales aislantes; coloque la punta del cable negro en el tornillo superior del electrodo y la punta del cable rojo en el borne correspondiente al cable soldado a la tubería en la estación de Prueba y leer y registrar los valores ON – OFF durante 3 minutos, teniendo en cuenta que el potencial en el instant OFF no deberá ser mas electropositivo que –1.100 voltios.

� Eficiencia del Sistema. � Forma de Onda Rectificada. � Puesta a Tierra del Rectificador: Para establecer el valor de la resistencia de la puesta a tierra de la

carcasa del rectificador, aplique el método de los tres pines, usando un equipo de medición de resistividades de suelos, tal como se presenta a continuación: conecte los bornes C1 y P1 del equipo de resistividades, a la estructura de interés, usando cables separados; conecte el borne C2 del equipo, a un pin o electrodo, alejado lo suficiente de la estructura de interés para que no influya en la lectura; conecte P2 del equipo a otro pin, a una distancia del 62% de la de C2 a la estructura de interés y leer y registrar el valor de resistencia.

5.15.1.6 Informe

EL CONTRATISTA presentara informe final y parcial por cada rutina (durante los primeros cinco días de cada mes), el cual será parte integral de la factura de cobro, sin el cual esta no será tramitada y debe contener: El registro de estado y condiciones de cada URPC, Los formatos donde se detallen las variables


Fecha: Mayo






de funcionamiento de las URPC, las recomendaciones de mantenimiento con sus especificaciones técnicas tendientes al mejoramiento de la puesta a tierra del transformador y rectificador, de la eficiencia de la cama anódica y de la operación de cada URPC, registro fotográfico que incluya los detalles relevantes observados durante la ejecución del mantenimiento, cada fotografía debe ser clara y consecuente con el sector de las URPC y la línea o tanque.


Esta actividad se pagará por cada URPC evaluada y suministro de varistor, correspondiente a los renglones Nos. 40 y 41 del cuadro presupuesto y su costo incluye: transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos, gastos administrativos y utilidad que se requieran.

5.15.2 INSPECCIÓN DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN CATÓDICA MEDIANTE LA TÉCNICA CLOSE

INTERVAL POTENTIAL SURVEY (CIS).

El diagnóstico del estado de la protección catódica involucrará entre otra la aplicación de la técnica CIS a la totalidad de secciones de línea enterrada, bajo condiciones de interrupción de los rectificadores en forma sincronizada para determinar los potenciales de polarización (ON-OFF) de manera continua.

EL CONTRATISTA deberá suministrar todo el personal, equipo, materiales y medios de transporte requeridos para la ejecución total de los trabajos de campo y de oficina.

En la ejecución de esta evaluación deberá tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

5.15.2.1 Localización y señalización.

EL CONTRATISTA deberá localizar y demarcar la tubería con banderines para asegurarse que durante la aplicación de la técnica el electrodo de referencia sea posesionado sobre la tubería. La ubicación de la tubería debe utilizar un localizador que sea operado por personal calificado con experiencia en esta actividad.

Los banderines se colocan a intervalos de 20 m. a cadena pisada a partir de una referencia conocida de la línea, y en ningún caso se permitirá la ubicación de estos a más de 0.5 m. del eje de la tubería.

Desviaciones del 3% en la distancia entre banderines y de ubicación de banderines con respecto al eje de la tubería fuera de lo establecido obligaran AL CONTRATISTA a repetir el trabajo.

5.15.2.2 Levantamiento de planos

Para los tramos de tubería enterrada donde aplique la inspección con la técnica paso a paso CIS, se debe realizar el trazado sobre planos detallados del sector correspondiente. Se debe localizar y referenciar la ubicación y profundidad de la tubería a cadena pisada a intervalos no mayores a 20 m.

EL CONTRATISTA debe realizar la inspección visual de tramos aéreos, enterrados y cruces subfluviales de tubería, esta actividad comprende la observación y registro en formato de los siguientes aspectos:

� Estado de pintura, diagnóstico, desprendimiento, arrugas, etc. de acuerdo a especificaciones de la SSPC Publication No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual.


Fecha: Mayo






� Estado físico de la tubería, ubicando abolladuras y picaduras por corrosión, las cuales deben ser

medidas en profundidad y longitud. La evaluación de áreas corroídas deberá hacerse de acuerdo con la norma ANSI / ASME B31 G- Última Edición.

� Estado de apoyos o soportes donde se tenga en cuenta la condición del aislamiento con relación a la tubería.

� Estado del derecho de vía, reportando derrumbes y/o erosiones e invasiones. � Estado del revestimiento en los extremos de los enterramientos. � Tramos de tubería que atraviesan zonas inundables, zonas urbanas, asentamientos, etc. � Estado de cruces elevados en cuanto a estructura, soportes, tensores, aislamiento eléctrico, etc. � Estado de las estaciones de prueba (Pintura, cables, verticalidad y condición mecánico).

5.15.2.3 Calibración de URPC

Antes de la aplicación de la técnica CIS aplicada en zonas urbanas, EL CONTRATISTA debe calibrar los rectificadores hasta un potencial de polarización de -1100 mV con relación al electrodo de Cu/CuSO4 en el punto más cercano a la tubería.

EL CONTRATISTA debe evaluar las condiciones de operación de las unidades rectificadoras de protección catódica efectuando entre otras las siguientes mediciones y verificaciones: estado de la acometida eléctrica en AC, protecciones y puesta a tierra del transformador, fecha y hora de chequeo, consumo acumulado en KW-h, tiempo acumulado de servicio, voltaje de corriente alterna, voltaje de corriente continua, corriente alterna, corriente continua, posición de taps, potencial ON, potencial de polarización, eficiencia del sistema, la resistencia total del circuito.

5.15.2.4 Interruptores de corriente

EL CONTRATISTA debe interrumpir todas las fuentes de corriente que puedan influir en la evaluación (rectificadores propios y de líneas foráneas), ánodos de sacrificio y puentes eléctricos entre líneas mediante la utilización de interruptores sincronizables con señal de tiempo de satélites GPS con compensadores de temperatura en cristal de cuarzo que tengan una desviación máxima entre dos unidades de cinco (5) milisegundos. La interrupción de las fuentes de corriente se hará en ciclos de interrupción (OFF) no mayor a un segundo. Los rectificadores deberán quedar operando (ON) durante las horas en las cuales no se esté realizando la inspección, lo cual se debe controlarse con el mismo interruptor instalado en cada fuente de corriente.

EL CONTRATISTA debe asegurar que al menos el 90% de todas las fuentes de corriente de influencia se interrumpan y que esta se haga de manera sincronizada. 5.15.2.5 Aplicación de la técnica Paso a Paso

EL CONTRATISTA debe realizar la inspección Paso a Paso tomando potenciales tubería-suelo a lo largo de toda la línea y teniendo en cuenta la localización y marcación efectuada y con un espaciamiento de 0.75 m a 1.25 m de tal manera que los potenciales OFF medidos sean en promedio siete lecturas por cada 20 m. y teniendo en cuenta los siguientes aspectos:

� Cada segmento a inspeccionar iniciará desde una facilidad de conexión a la tubería como válvula, entrada o salida de enterramiento, inicio o terminación cruce aéreo o poste de potencial.

� Cada segmento de inspección se le debe designar con un número de archivo único. � Para cada conexión a la tubería se debe registrar como mínimo: Posición geodésica GPS, abscisado,

tipo de conexión como: válvula, entrada o salida de enterramiento, inicio o terminación, cruce aéreo o poste de potencial, registro del potencial ON-OFF cercano y lejano, facilidades de puenteo a líneas


Fecha: Mayo






externas y compartidas (cuando se presente), potenciales ON-OFF en estaciones de calibración (cuando se presente) y facilidades físicas en el punto de conexión.

� Adicional a las lecturas tomadas normalmente durante la inspección se deben registrar: el potencial ON-OFF en las camisas, la dirección de drenaje de corriente en los puntos donde el potencial sea más positivo a -850 mV y aleatoriamente en secciones donde esta situación se presente, facilidades físicas permanentes con marcadores cada veinte metros.

� Se medirán las caídas de voltaje IR con relación a la tubería en cuanto a dirección y magnitud en todos los sitios de monitoreo. La diferencia de potencial tubo/suelo cercano y el potencial tubo suelo lejano debe ser igual a la caída IR, cualquier desviación debe ser explicada.

Terminados los trabajos EL CONTRATISTA debe retirar los elementos utilizados durante la inspección del derecho de vía. EL CONTRATISTA debe tomar y entregar tres (3) registros en copia dura de impresión digital de los instrumentos de medición durante el desarrollo del trabajo diario.

EL CONTRATISTA debe incluir en el Plan de Verificación y Mitigación: la identificación de inducción de alto voltaje AC, corrientes extrañas o ruido, interrupción de corriente de la línea, verificación de la exactitud de las lecturas, picos invertidos de corriente e interruptores fuera de sincronización. EL CONTRATISTA debe tener en cuenta los sectores de pista (derecho de vía) compartidos en forma paralela y/o se crucen con líneas de otros propietarios y evaluar y corregir los efectos de posibles interferencias.

EL CONTRATISTA debe verificar y registrar el estado de los aislamientos eléctricos al inicio y finalización de la línea y en las derivaciones de entrega a terceros. Así mismo debe determinar las necesidades de aislamiento eléctrico indicando en detalle sus especificaciones. Estas mediciones deben hacerse con equipo para áreas clasificadas. Para el caso de juntas de aislamiento debe evaluarse cada punto en particular. Todos los resultados se deben consignar en el formato.

5.15.2.5.1 Informe

EL CONTRATISTA presentara informe magnético final y parcial (durante los primeros cinco días de cada mes), el cual será parte integral de la factura de cobro, sin el cual esta no será tramitada y debe contener:

� De la Inspección visual: la información contenida en el formato se debe clasificar y listar por tipo de anomalías y criticidad y dar las recomendaciones de mantenimiento pertinentes (junto con especificaciones técnicas). Cada una de las anomalías relevantes encontradas deben estar soportadas con su respectivo registro fotográfico y debidamente referenciado.

� De la inspección con Técnica Paso a Paso: los gráficos comparativos de las anteriores inspecciones, los cuales deben representar en forma continua los potenciales ON-OFF registrados por secciones de dos (2) kilómetros y deben incluir adicionalmente entre otros: referencias geográficas, ubicación GPS, cruce de ríos, válvulas, zonas urbanas. Del análisis de la anterior información y de acuerdo con los criterios de la norma NACE RP-0169 última edición, EL CONTRATISTA debe identificar, listar y presentar recomendaciones con especificaciones técnicas y económicas tendientes a solucionar, entre otras, las siguientes situaciones: interferencias y de blindaje con líneas foráneas, bajos niveles de protección catódica, daños de recubrimiento, contacto con estructuras extrañas, camisas en corto circuito, corrientes de dispersión y telúricas, fallas en los aislamientos.

� Del aislamiento eléctrico: de la información obtenida por la inspección visual y la Técnica Paso a Paso EL CONTRATISTA debe listar, referenciar y elaborar las especificaciones técnicas y económicas de las necesidades de aislamiento eléctrico.



Fecha: Mayo






EL CONTRATISTA deberá desarrollar una herramienta de administración de información con el fin de almacenar la información

Esta actividad se pagará por instalación o reparación de negativos y positivos en estaciones de prueba o rectificadores, correspondiente al renglón No 33 del cuadro de precios del contrato y su costo incluye: transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos, gastos administrativos y utilidad que se requieran.

5.15.3 ANALISIS Y/O VALORACIÓN DE LA AGRESIVIDAD DEL SUELO.

Esta actividad consiste en la caracterización físico-química del terreno a fin de determinar su agresividad. La valoración se determina con base al análisis de las medidas de: el tipo de terreno, resistividad del suelo, el pH, contenido de agua, acidez, potencial Redox, contenido de cloruros, de sulfuros, de carbonato de calcio y magnesio, y de carbón.

De acuerdo con las características que presente el terreno, se efectúa una valoración de su agresividad.

Un terreno agresivo se define como aquel que contiene pH menor a 5.5, cloruros solubles mayores a 5.000 ppm y sulfatos solubles mayores a 10.000 ppm. Estos terrenos tienen una actividad corrosiva mayor y por experiencia sabemos que requieren un potencial de protección mayor. Cuando los sulfatos solubles es alto y la actividad bacteriana es comprobada, el potencial debe ser aún mayor.

EL CONTRATISTA presentará a LA GESTORÍA el procedimiento para el análisis y valoración de la agresividad del suelo, según la Norma estable

cida para ello.

EL CONTRATISTA entregara un informe escrito sobre el análisis y/o valoración de la agresividad suelo, evaluado con los diferentes resultados de laboratorio o pruebas ejecutadas.

Esta actividad se pagará por cada toma punto evaluado según el renglón No.36 del cuadro de precios del contrato; El costo unitario de este renglón incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran. 5.15.4 ACOMPAÑAMIENTO Y PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN PARA TALLER DE INSPECCIÓN

BASADA EN RIESGO (RBI) DE TUBERÍAS, PLANTAS Y ESTACIONES.

EL CONTRATISTA acompañará el proceso de recopilación, consolidación y preparación de la información necesaria para realizar los talleres de Inspección Basada en riesgo.

Para lo anterior EL CONTRATISTA tendrá en cuenta las siguientes etapas:

a. Consolidación de datos generales: consolidación de datos de inspección, históricos de fabricación, reposición y de falla, datos de producción y fisicoquímica de fluidos, los cuales serán almacenados en formatos establecidos por ECOPETROL S.A. para su diligenciamiento.

b. Separación de las líneas y/o equipos en planos: Consiste en la separación de las líneas objeto de estudio en planos o sobre fotografías satelitales, en donde se pueda referenciar la ubicación las distintas consecuencias de los diferentes sistemas de tuberías, esto puede ser: distancia aproximada de


Fecha: Mayo






viviendas cercanas, clasificación de las viviendas ( casa, iglesia, mercados, escuelas, u otra connotación con respecto a viviendas de gran afluencia de personas), tipo y tamaño de los cuerpos de agua y otro componente de consecuencia que pueda existir en el derecho de vía.

c. Visita a campo, verificación y determinación del impacto de las líneas y/o equipos: Se trata de la verificación de las consecuencias y la información consolidada; longitud, diámetro, cercanías a casas y/o cuerpos de agua. Este valor incluye el transporte necesario para esta actividad.

d. Segmentación de Líneas y/o equipos: Consiste en identificar los tramos en donde la consecuencia o probabilidad de falla son iguales. Los criterios para identificar estos segmentos serán definidos por ECOPETROL S.A. en cada sistema de tubería.

e. Modelamiento de velocidades de corrosión: Consiste en correr el modelo diseñado para calcular las

velocidades de corrosión con los datos generados en el inciso (a) de estas etapas. EL CONTRATISTA se hará responsable de la copia parcial o total de este modelo y los respectivos derechos de autor que deben ser respetados.

f. Acompañamiento en taller de RBI: En esta etapa EL CONTRATISTA acompañará el taller de RBI con la

información que ha consolidado y tomará las recomendaciones para su respectivo análisis en el informe final.

g. Caracterización de Tuberías Evaluadas: Las tuberías que fueron objeto del taller de RBI serán caracterizadas y toda su información registrada en la base de datos que designe ECOPETROL S.A. para tal fin.

h. Presupuesto: EL CONTRATISTA realizará el presupuesto de las recomendaciones del RBI y otros

trabajos adicionales que sean necesarios para asegurar la integridad de las tuberías objeto del taller.

i. Informe Final: Toda la información consolidada, corregida y reportada con todos los acontecimientos y las recomendaciones con su respectivo presupuesto serán plasmadas en el informe final. Este debe contener datos relevantes encontrados durante la consolidación y organización de la información, así mismo, contendrá los datos consolidados, cada una de las anomalías relevantes encontradas en la visita de campo y debe estar soportada con su registro fotográfico debidamente referenciado mediante el abcisado de la tubería. Este informe se presentará en forma escrita numerado en todas sus páginas, empastado en carpetas de tres anillos tipo catálogo de Norma y soportado en medio magnético en archivos de Word, Excel, Power point, Autocad y entregado físicamente en CD. Las labores serán acompañadas y direccionadas por ECOPETROL S.A.

El personal requerido para ésta actividad tendrá las siguientes características:


Fecha: Mayo






CARGO O

PROFESIÓN REQUISITOS MÍNIMOS PARA DESEMPEÑAR CARGO PERFIL

Ingeniero analista y procesista de la información

Experiencia profesional específica de cuatro (4) años en actividades de mantenimiento predictivo en la evaluación del estado de corrosión de tanques, tuberías y vasijas. Debe tener conocimientos sobre ensayos no destructivos, Interpretación de planos, Conocimiento de las normas: API 1160, API 579, API 580, ANSI/AME 31.4, ANSI/AME 31.8, ANSI/AME 31.8S, API 650, API 653. Conocimientos Generales en corrosión, especificaciones de tuberías, válvulas y materiales. Conocimientos y manejo de programas bajo ambiente Windows (Word, Excel, Power Point y MS Project) Conocimientos en cálculo, elaboración y presentación de Informes. Habilidades para el manejo de relaciones interpersonales.

Profesional en ingeniería metalúrgica o mecánica. Categoría IX de acuerdo con la tabla de niveles salariales de carrera técnica y administrativa para actividades contratadas.

Para acreditar la experiencia profesional general y específica del profesional quien ejecute las labores EL CONTRATISTA deberá anexar:

� Hoja de vida � Certificaciones laborales de entidades contratantes

El personal que emplee EL CONTRATISTA será de su libre elección y remoción. No obstante lo anterior, ECOPETROL S.A. se reserva el derecho de revisar previamente las hojas de vida presentadas por EL CONTRATISTA y podrá solicitar a EL CONTRATISTA el retiro o traslado de cualquier trabajador suyo, sin que ECOPETROL S.A. esté obligado a dar explicación alguna y sin que represente sobrecostos para ECOPETROL S.A.

El personal que deba ser reemplazado durante la ejecución del contrato, tendrá que ser sustituido por otro que cumpla con las especificaciones requeridas.

EL CONTRATISTA proveerá en forma completa y oportuna y por su cuenta exclusiva, todos los elementos, implementos, vestidos y calzado necesarios para dar cumplimiento a las normas legales sobre Seguridad Industrial y acatar las disposiciones que a este respecto le imparta ECOPETROL S.A., teniendo en cuenta el Manual de Seguridad Industrial para Contratistas sin importar la duración del trabajo a desarrollar. Los representantes autorizados de ECOPETROL S.A. podrán en cualquier momento exigirle a EL CONTRATISTA que retire del sitio de trabajo a aquel personal que esté laborando en condiciones que atenten contra su seguridad personal o que no estén cumpliendo con las normas de Seguridad Industrial.

De la misma manera EL CONTRATISTA cancelará a los profesionales responsables de éstas actividades el salario mínimo según su categoría, referenciado en éste ítem, para la realización de las labores. Así mismo suministrará junto con los recursos informáticos, la papelería, los elementos y herramientas de oficina y otros gastos que sean necesarios para la ejecución normal de su trabajo.

Las indemnizaciones que se causaren por concepto de terminación unilateral de contratos de trabajo, son por cuenta de EL CONTRATISTA.

Toda orden de retiro de personal impartida por ECOPETROL S.A., deberá ser satisfecha por EL CONTRATISTA dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la comunicación escrita en ese sentido.


Fecha: Mayo






Para el cálculo de sus costos salariales y para efectos de la elaboración de su propuesta económica, LOS PROPONENTES deben tener en cuenta lo dispuesto en los documentos que hacen parte de los Documentos del Proceso de Selección (DPS), que entre otros son los siguientes:

1) Tabla de niveles salariales para actividades contratadas no propias de la industria del petróleo 2) Tabla de niveles salariales para carrera técnica y administrativa 3) Formato carrera técnica y administrativa 4) Catálogo de cargos, el cual contiene la homologación de cargos para actividades de la operación, de

mantenimiento, de apoyo, incluyendo las actividades contratadas no propias de la industria del petróleo y las de carrera técnica y administrativa.

5) Guía de aspectos laborales para trabajadores de CONTRATISTAS.

Teniendo en cuenta las necesidades de ECOPETROL S.A., LA GESTORÍA solicitará a EL CONTRATISTA la disponibilidad como mínimo de un equipo de trabajo en el campo ó área en donde se estén ejecutando las actividades relacionadas con los talleres de RBI. Algunas de las áreas definidas son las siguientes:

• Área Orito: Comprende el campo del área Orito. • Área Sur: Comprende los campos Loro y Colón • Área Nororiente: Comprende los campos Quililí, Mansoyá • Área Occidente: Comprende los campos Sucumbíos, Churuyaco y Caribe

Para el acompañamiento de los talleres RBI en las estaciones de recolección, plantas deshidratadoras y plantas de inyección se realizarán los mismos pasos descritos en el procedimiento antes mencionado. Esto incluye todas las actividades que sean necesarias para realizar el acompañamiento de los talleres de RBI aplicados a una planta u estación de recolección, entre éstas actividades esta la búsqueda de información, visita a campo, segmentación, levantamiento de planos isométricos para tuberías y/o equipos por cada lazo de corrosión, modelamiento de velocidades de corrosión, acompañamiento del taller, Parametrización de equipos que posea la planta u estación, el presupuesto del plan de acción y el informe final.

Para información general se presenta una referencia de los rendimientos y/o tiempos, que se requerirían para la realización de las labores de acompañamiento en talleres de RBI, teniendo en cuenta la ejecución de este tipo de actividad en otros proyectos y la experiencia de ECOPETROL S.A.

ITEM

TIEMPO EN DIAS

COMENTARIOS

CONSOLIDACIÓN DE DATOS GENERALES

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Equipo conformado por un profesional de cuatro (4) años de experiencia profesional, un profesional recién egresado, el seguimiento y soporte del profesional coordinador de acompañamiento para RBI del equipo mínimo (ver numeral 8 de las presentes especificaciones) y computadores necesarios.

MEJORAMIENTO Y SEPARACIÓN EN PLANO DE LAS LÍNEAS

5

Equipo conformado por un profesional de cuatro (4) años de experiencia profesional, un profesional recién egresado, el seguimiento y soporte del profesional coordinador de acompañamiento para RBI del equipo mínimo (ver numeral 8 de las presentes especificaciones) y computadores necesarios e impresión de planos.


Fecha: Mayo






ITEM

TIEMPO EN DIAS

COMENTARIOS

VISITA A CAMPO, DETERMINACIÓN Y VERIFICACIÓN DEL IMPACTO DE LAS LÍNEAS.

10

Equipo conformado por un profesional de cuatro (4) años de experiencia profesional, un profesional recién egresado, el seguimiento y soporte del profesional coordinador de acompañamiento para RBI del equipo mínimo (ver numeral 8 de las presentes especificaciones) y computadores necesarios e impresión de planos y un vehículo para las visitas de campo.

SEGMENTACIÓN DE LÍNEAS.

8


MODELAMIENTO DE VELOCIDAD DE CORROSIÓN

8


ACOMPAÑAMIENTO PARA TALLER DE RBI

8


CARACTERIZACIÓN DE TUBERÍAS EVALUADAS.

3


PRESUPUESTO.

3


INFORME FINAL.

5


Total días para un acompañamiento de 100 Km.

70

Como se indicó anteriormente el tiempo y/o rendimiento es una referencia, razón por la cual ECOPETROL S.A. no reconocerá costos adicionales a los pactados por este renglón.

Esta actividad se pagará así: Por cada kilómetro de acompañamiento y preparación de la información para taller de Inspección Basada en Riesgo de tuberías, incluyendo las de las plantas y estaciones de recolección, según corresponde con los renglones No. 37 y 39 del cuadro de precios del contrato y por cada equipo al cual se le realice el acompañamiento y preparación de la información para taller de Inspección Basada en Riesgo en plantas y estaciones de recolección según el renglón No. 40 del cuadro de precios del


Fecha: Mayo






contrato. En todos los casos, el precio unitario del renglón incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, transporte, materiales, personal, impuestos, gastos administrativos, oficinas y otros gastos que sean necesarios para llevar a cabo las labores.

5.15.5 INFORME DE PARAMETRIZACION, CARACTERIZACIÓN Y ASEGURAMIENTO DE LA

INFORMACIÓN DE MANTENIMIENTO E INTEGRIDAD DE TUBERÍAS, TANQUES, VASIJAS Y/O ACTIVOS ESTÁTICOS.

EL CONTRATISTA realizará la caracterización, Parametrización y aseguramiento de la información del mantenimiento y los trabajos de integridad realizados a las tuberías, tanques vasijas y equipos estáticos incluidos en el GIAE, mediante la consolidación, organización y aseguramiento de la información digitándola en la base de datos que ECOPETROL S.A. defina para tal fin, entre ellas ELLIPSE o Sistema de Información Geográfico. Esta labor incluye también el cargue de la información en formato digital que ECOPETROL S.A. establezca, así como también la programación sencilla que sea necesaria.

En estas labores se requiere profesionales con las siguientes características:

CARGO O

PROFESIÓN REQUISITOS MÍNIMOS PARA DESEMPEÑAR

CARGO PERFIL

Ingeniero de aseguramiento de la información

Deben contar con experiencia en labores de manejo o registro de información en software de bases de datos y conocimientos y manejo de sistemas de información geográfica, ArcGIS 9,2 o superior, programas bajo ambiente Windows (Word, Excel y Power Point), Habilidades para el manejo de relaciones interpersonales. Durante la ejecución del contrato: - Deberá estar directamente vinculado con la ejecución del contrato, cuando se estén realizando labores de acompañamiento y preparación de la información para taller de inspección basada en riesgo de tuberías, plantas y estaciones.

Profesional en ingeniería metalúrgica, mecánica, civil, industrial o de sistemas. Perfil: Categoría VIII de acuerdo con la tabla de niveles salariales de carrera técnica y administrativa para actividades contratadas.

Para acreditar la experiencia profesional general y específica del profesional quien ejecute las labores EL CONTRATISTA deberá anexar:

� Hoja de vida � Certificaciones laborales de entidades contratantes � Copia del diploma o acta de grado en cada especialidad � Copia del diploma o acta de grado de los cursos, especializaciones o estudios de postgrado realizados. � Copia de la matrícula profesional si existe dentro del marco normativo de la profesión. � Carta de disponibilidad para trabajo (de cada uno de los profesionales) en el contrato que resulte de este

proceso, en caso de ser adjudicado

Para efectos de aceptación, la experiencia general se contará a partir de la fecha de grado de cada profesional, verificada en el acta de grado, diploma o matrícula profesional y como mínimo deberá ser la especificada para cada cargo señalado en la tabla anterior.


Fecha: Mayo






La experiencia específica, se verificará de acuerdo con la hoja de vida, sustentada debidamente en las certificaciones expedidas por las empresas donde haya laborado el profesional, los certificados de trabajos realizados y las certificaciones de cursos de postgrado realizados.

El personal que emplee EL CONTRATISTA será de su libre elección y remoción. No obstante lo anterior, ECOPETROL S.A. se reserva el derecho de revisar previamente las hojas de vida presentadas por EL CONTRATISTA y podrá solicitar a EL CONTRATISTA el retiro o traslado de cualquier trabajador suyo, sin que ECOPETROL S.A. esté obligado a dar explicación alguna y sin que represente sobrecostos para ECOPETROL S.A.

El personal que deba ser reemplazado durante la ejecución del contrato, tendrá que ser sustituido por otro que reúna las mismas cualidades y experiencia de aquél EL CONTRATISTA proveerá en forma completa y oportuna y por su cuenta exclusiva, todos los elementos, implementos, vestidos y calzado necesarios para dar cumplimiento a las normas legales sobre Seguridad Industrial y acatar las disposiciones que a este respecto le imparta ECOPETROL S.A., teniendo en cuenta el Manual de Seguridad Industrial para Contratistas sin importar la duración del trabajo a desarrollar. Los representantes autorizados de ECOPETROL S.A. podrán en cualquier momento exigirle a EL CONTRATISTA que retire del sitio de trabajo a aquel personal que esté laborando en condiciones que atenten contra su seguridad personal o que no estén cumpliendo con las normas de Seguridad Industrial. De la misma manera EL CONTRATISTA cancelará al profesional responsable de ésta actividad el salario mínimo referenciado en éste ítem, para la realización de las labores. Así mismo suministrará junto con los recursos informáticos, la papelería, los elementos y herramientas de oficina, un vehículo campero o camioneta doble cabina cuando sea necesario para la ejecución de las labores y otros gastos que sean relacionados con la ejecución normal de su trabajo.

Las indemnizaciones que se causaren por concepto de terminación unilateral de contratos de trabajo, son por cuenta de EL CONTRATISTA. Toda orden de retiro de personal impartida por ECOPETROL S.A., deberá ser satisfecha por EL CONTRATISTA dentro de los dos (2) días hábiles siguientes a la comunicación escrita en ese sentido. EL CONTRATISTA presentará informes semanales sobre todas las actividades programadas o solicitadas y según los indicadores acordados con LA GESTORÍA.

Estos informes se presentará en forma magnético de acuerdo al siguiente software: Procesador de texto: Word, Hoja electrónica: Excel, Gráficos y dibujos: Power point, Planos: Autocad. Se deben entregar dos ejemplares de este informe dentro del plazo de ejecución de los trabajos

Esta actividad se pagará así: Por cada informe semanal de parametrización, caracterización y aseguramiento de la información de mantenimiento de tuberías, tanques, vasijas y/o activo estático según el perfil solicitado (Tipo I, II o III) según corresponde con el renglón No. 41 del cuadro de precios del contrato. En todos los casos, el costo unitario incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran.

5.15.6 ANÁLISIS HIDRÁULICO EN SISTEMAS DE TUBERÍAS.

EL CONTRATISTA realizará el análisis hidráulico de los sistemas de tubería que indique LA GESTORÍA, ya sea una sistema existente o un nuevo sistema propuesto para construir. El análisis hidráulico consiste en generar un modelo simulado del sistema de tuberías que se esté analizando, que permita conocer la


Fecha: Mayo






interacción fluido-dinámica de dichas tuberías. El software de simulación que EL CONTRATISTA deberá aplicar será concertado con LA GESTORÍA y ECOPETROL S.A., para su aprobación y aplicación, EL CONTRATISTA, conseguirá las licencias necesarias para su utilización y desarrollo y deberá adicionalmente, conseguir también las licencias habilitadas para el uso de las correlaciones de cálculos hidráulicos en tuberías: Beggs and Brill, Mukerjee-Brill, Dukler-Flanigan, Flancher-Brown, y las que sean requeridas para la utilización de los trabajos.

EL CONTRATISTA realizara los análisis hidráulicos con el personal profesional especializado en estas actividades, para lo cual presentara a LA GESTORÍA, certificaciones y/o documentación que evidencia tal experiencia. EL CONTRATISTA recolectará toda la información básica y la organizará de la forma requerida para la alimentación del software de simulación. Los sistemas de tubería a los cuales se les realizarán el análisis hidráulico, puede estar conformado por oleoductos, gasoductos, redes, líneas de pozo, colectores y serpentinas los cuales terminan en estaciones de recolección y/o plantas Deshidratadoras. EL CONTRATISTA elaborará los esquemas de configuración de los diferentes tipos de sistemas de tuberías a los cuales se les realizará el análisis hidráulico, donde se ilustren las diferentes intersecciones de tuberías si así está conformado el sistema a analizar. En este esquema se deben especificar los diámetros de tubería de todas las líneas. Si ECOPETROL S.A. tiene los datos de caracterización de fluidos o las cromatografías de los gases de producción, los podrá suministrar, de lo contrario y según autorización de LA GESTORÍA, EL CONTRATISTA, realizará las actividades de consecución de estos datos.

ECOPETROL S.A., entregará los datos de producción, EL CONTRATISTA los revisara, organizará y adecuará para el análisis hidráulico respectivo. Si ECOPETROL S.A. tiene los datos de coordenadas de altura y avance de los sistemas de tubería, los podrá suministrar, de lo contrario y según autorización de LA GESTORÍA, EL CONTRATISTA los suministrará aplicando el numeral 38 de las presentes especificaciones y según el caso. Para cualquiera de las dos alternativas antes propuestas, EL CONTRATISTA deberá organizar, revisar y adecuar la información de las coordenadas de tal forma que se puedan utilizar para el análisis hidráulico.

Una vez se tenga toda la información organizada y revisada del sistema de tubería a analizar, EL CONTRATISTA desarrollará un módulo de simulación por cada sistema, que contenga unidades de simulación equivalentes a líneas de flujo que conformen el sistema de tuberías. El sistema debe comprender todas las facilidades desde el inicio de la línea hasta las estaciones o plantas o final de la línea. EL CONTRATISTA entregará un archivo de extensión .HSC y otro de extensión .XMP (Plantilla) por cada sistema simulado; así mismo entregará una aplicación en EXCEL y VBA que contenga toda la información cambiante con el tiempo y que mantenga un enlace automático con el simulador para observar resultados sin necesidad de manipular el modelo.

EL CONTRATISTA realizará el análisis de desviaciones del modelo y su posterior ajuste, para lo cual tomará la presión en cada una de las facilidades del sistema de tuberías respectivo, reportando el rango de presiones indicado por el manómetro, el cual debe estar calibrado. Por ejemplo para líneas de flujo de pozos, la presión se debe tomar en la cabeza de los pozos, y en general para cualquier sistema de tuberías, donde haya facilidad instalada, y a la llegada de las líneas en las estaciones o plantas respectivas.

EL CONTRATISTA realizará o valorará la fidelidad del modelo hidráulico calculado frente a las desviaciones con respecto a pruebas de campo. Para esto se debe establecer patrones de calificación de la información según el porcentaje de desviación de la presión calculada con respecto a la presión medida en campo. De este proceso, se debe generar una lista con las líneas de resultados inconsistentes; una vez se tenga este listado EL CONTRATISTA deberá verificar y corregir lo perfiles de las líneas ajustando el modelo hidráulico simulado.


Fecha: Mayo






EL CONTRATISTA dará capacitación o entrenamiento a funcionarios de ECOPETROL S.A., en el uso del modelo y las aplicaciones desarrolladas para cada sistema de tuberías analizadas hidráulicamente; para lo cual coordinara con LA GESTORÍA toda la logística necesaria para tal fin.

EL CONTRATISTA entregara un informe de los resultados del análisis hidráulico de los diferentes sistemas de tuberías, donde incluya esquemas de los sistemas, base de datos actualizada a la fecha de entrega de configuración de los sistemas de tuberías redes y diámetros de las líneas respectivas, manual de instrucciones de uso del modelo para capacitación del personal seleccionado por ECOPETROL S.A. Este informe se presentará en forma escrita numerado en todas sus páginas, empastado en carpetas de tres anillo tipo catálogo de Norma y soportado en medio magnético de acuerdo al siguiente software: Procesador de texto: Word, Hoja electrónica: Excel, Gráficos y dibujos: Power point, Planos: en AUTOCAD. Los planos contendrán la casilla de aprobación de LA GESTORÍA. El soporte magnético se entregará en CD. La etiqueta externa para cada medio digital contendrá, como mínimo la siguiente información: Número de contrato y fecha, formato y versión del sistema operativo y lista de los nombres de archivos en los medios digitales. EL CONTRATISTA entregará el informe dentro del plazo de ejecución de los trabajos.

Esta actividad se pagará así: Por cada kilómetro de análisis hidráulico de sistemas de tuberías según el renglón No. 42 del cuadro de costos por cantidad de servicio; en todos los casos, el costo unitario incluye: Todas las actividades anteriormente descritas, transporte, materiales, equipos, mano de obra, impuestos y gastos administrativos que se requieran

5.15.6.1 CODIGOS Y ESTANDARES APLICABLES

En la ejecución de los trabajos se deben tener como referencia los aspectos y criterios aplicables y relacionados en los siguientes documentos en su última versión o edición (debe tener disponible durante la ejecución de los contratos):

� ANSI/ASME B31.4, Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohols.

� ANSI/ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems. � ANSI/ASME B31.8a, Addenda to ASME B31.8 - 1989. � ANSI/ASME B31 G, Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipeline. � SSPC Publication No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual. � American SOPiety of Mechanical Engineers (ASME Sección I- Calderas de potencia, Sección II-

Especificaciones de materiales; Sección V-Ensayos No destructivos; Sección IX Calificación de soldadura y Sección VIII, División 1 Reglas para construcción vasijas a presión).

� American SOPiety for Testing and Materials (ASTM). � API STANDARD 650, API STANDARD 653 y API SPEC 12B. (API: American Petroleum Institute). � Normas NACE (National AsSOPiation of Corrosion Engineers). � API 510 (Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repair and Alteration). � API 570/573/579/581/5, API RP 571 a 576, API SPECIFICATION 5L y ANSI B 23. � Normas ICONTEC: 2699, 3423, 1671, 1672 y 2462 � Compendio de Normas Legales sobre Salud Ocupacional. � American SOPiety for Testing and Materials (ASTM). � American National Standards Institute (ANSI –B.31.3 Tubería de Proceso; ANSI NB-23 –National

Board Inspection Code). � American Welding SOPiety ( AWS) � American Petroleum Institute (API-RP 520 – Válvulas de Seguridad). � ASTM D-4057 Prácticas para el muestreo manual para el petróleo y sus productos. � ASTM D-4177 Método para el muestreo automático del petróleo y sus productos.


Fecha: Mayo






� ANSI NB-23 –National Board Inspection Code). � American Welding SOPiety ( AWS) � American Petroleum Institute (API-RP 520 – Válvulas de Seguridad). � Catálogos de Instalación, Mantenimiento Dispositivos y Herramientas para el Monitoreo de Corrosión

Interior. � NACE MR0176, “Metallic Materials for Sucker Rods Pumps for Corrosive Oilfield Environments”. � NACE RP0775, “Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion Coupons in

Oilfield Operations � SSPC Publication No. 91-12 Coating and Lining Inspection Manual. � NACE Standard RPO169 - Última Versión, Standard Recommended Practice Control of External

Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems. � Información de la línea y tanques a inspeccionar: planos topográficos del trazado, perfil hidráulico del

sistema, registros históricos existentes de rediseño, operación y mantenimiento de las URPC. � NACE Standard RPO502 - Última Versión, Pipeline External Corrosion Direct Assessment

Methodology.

Las normas, manuales y catálogos deben ser conocimiento por EL CONTRATISTA al formular la propuesta y por lo tanto debe ceñirse a ellas durante la ejecución de los trabajo.

6. MATERIALES

EL CONTRATISTA suministrará todos los materiales necesarios para la realización de los trabajos.

7. EQUIPOS

EL CONTRATISTA deberá poner al servicio de los trabajos los equipos requeridos para la correcta ejecución de sus actividades durante todo el tiempo establecido para su uso; ECOPETROL considera que el CONTRATISTA debería contar con los siguientes equipos y herramientas para ejecutar adecuadamente el contrato.

� Cámara fotográfica digital con fechador. � Equipo para medición de aislamiento eléctrico de juntas aislantes. � Lupa mínimo por cincuenta aumentos, baroscopio y fibroscopio. � Medidor de profundidad picado. � Medidor de espesores por ultrasonido (Técnicas SCAN A, B y C) que no requiere eliminar la pintura o

recubrimiento. � Equipo para inspección por partículas magnéticas y tintas penetrantes (Yoque, bobina etc.) � Equipo para efectuar dureza, radiografía, replica metalográfica, Flujo magnético (MFL) y prueba

hidrostática � Medidor de adherencia, espesor película seca y holiday detector. � Cámara de vació para soldaduras. � Extractores a prueba de explosión � Lámparas a prueba de explosión � Transformador eléctrico con relación de transformador 480/220-127 de las potencias adecuadas para los

equipos de extractores de aire y lámparas y/o planta eléctrica, si se requiere. � Equipo de suministro de aire fresco para espacios confinados y de acuerdo con la necesidad. � Arnés para trabajos de altura. � Mascarilla (contra polvo y/o gases) de protección respiratoria. � Herramientas e instalaciones eléctricas en buen estado con punto a tierra � Vehículo para transporte de personal de acuerdo con las normas del Código de Transito, modelo mayor

a 2007. � Instrumentos para la verificación de la calibración diaria de cada uno de los equipos de medición.


Fecha: Mayo






� Mantas de calentamiento y herramienta menor. � Tapping Machine. � Discos para pulidora, grata, brocas y sierras, pintura y soldadura � Transformador eléctrico con relación de transformador 480/220-127 de las potencias adecuadas para

planta eléctrica. � Equipo de suministro de aire fresco para espacios confinados y de acuerdo con la necesidad. � Arnés para trabajos de altura. � Mascarilla (contra polvo y/o gases) de protección respiratoria. � Herramientas e instalaciones eléctricas en buen estado con punto a tierra � Lupa mínimo X cincuenta (50) aumentos � Medidor de espesores de recubrimientos orgánicos de 0 a 5 milímetros � Medidor de espesores de recubrimientos orgánicos de 0 a 500 micras � Medidor de adherencia de recubrimiento según ASTM D-4541 � Detector de continuidad eléctrica para recubrimientos � Posicionado GPS con una exactitud menor de un (1) metro � Dispensador- contador de alambre de cobre � Electrodos de Cu/CuSO4 tipo bastón � Vehículos a diesel para transporte de personal y equipos de acuerdo con las norma ECP- DHS- R-001. � Magnetómetro SKIF MBS 04. � Medidor dureza y medidor recubrimiento. � Cámara fotográfica digital con fechador. � Pit Depth Digital Gauge, cámara digital, flexometro, regla metálica, pie de rey, Yoke portátil, Lámpara de

luz ultravioleta, Indicadores de líneas de flujo, Medidores de campo residual, Bloque de calibración, Medidor de luz ultravioleta y día, Omniscan con Scanner X-Y y palpadores Phased Array.

� Extintores y explosimetro MSA. � Radios de comunicaciones (antiexplosión). � Computadores, impresora y elementos de oficina. � Instrumentos para la verificación de la calibración diaria de cada uno de los equipos de medición. � Hardware y Software de registro, análisis y manejo de datos.

La ejecución de los Servicios para el Manejo de la integridad requiere equipos, herramientas, materiales y software de alta tecnología: autonomía, confiabilidad, precisión, reproducibilidad, manejabilidad, fácil mantenimiento y calibración. EL CONTRATISTA deberá asegurar en todo momento el correcto funcionamiento de sus equipos y llevar a cabo los planes de mantenimiento y calibración requeridos.

Como requisito para firmar el acta de iniciación de los trabajos, EL CONTRATISTA deberá entregar a LA GESTORÍA el listado de los equipos antes señalados donde contenga por lo menos la siguiente información: clase, modelo, marca, estado, disponibilidad, localización, etc. De este evento se dejará acta suscrita entre LA GESTORÍA y EL CONTRATISTA.

Es entendido que si para la ejecución de los trabajos se llegaren a requerir equipos diferentes, durante mayor tiempo o mayor cantidad a los indicados anteriormente, no habrá por ello lugar a revisión de los precios pactados.

8. PERSONAL

EL CONTRATISTA deberá utilizar y mantener a satisfacción de ECOPETROL, el personal idóneo y calificado que ofrezca en su propuesta. EL CONTRATISTA deberá definir por lo menos un representante suyo, con amplias facultades para decidir y resolver los problemas que eventualmente se presenten en relación con el desarrollo del contrato. La


Fecha: Mayo






designación de la persona que represente a EL CONTRATISTA deberá constar por escrito. Este funcionario de EL CONTRATISTA deberá mantener actualizada su dirección residencial, oficina, teléfonos, correo electrónico, celular o bipper; de manera tal que permita su ubicación fácil e inmediata cuando ECOPETROL lo requiera. Todas las instrucciones y notificaciones que ECOPETROL le imparta al representante de EL CONTRATISTA, se entenderán como hechas a éste.

Los trabajos de calibración de espesores y evaluación mecánica y de corrosión de los diferentes tanques, vasijas y tuberías y la inspección con partículas magnéticas en estructuras, se realizarán con personal técnico reconocido teniendo en cuenta que una cuadrilla de inspección está conformada por un ingeniero de inspección, un técnico de inspección y los obreros necesarios para la realizar esta labor.

EL CONTRATISTA es libre de establecer el número de personas a utilizar en la ejecución del Contrato, de acuerdo con el enfoque de organización que dé al mismo. No obstante lo anterior, EL CONTRATISTA deberá contar con un Equipo Mínimo de Trabajo que se describe a continuación:

EQUIPO MÍNIMO DE TRABAJO

CARGO Y NÚMERO DE PERSONAS REQUERIDO

REQUISITOS MÍNIMOS PARA DESEMPEÑAR EL CARGO PERFIL/ SALARIO BÁSICO MENSUAL

Un (1) Ingeniero

Residente

Deberá contar con experiencia profesional específica de cuatro (4) años en contratos de inspección de tanques, vasijas o estructuras y/o actividades de reparación y mantenimiento de equipo estático y experiencia mínima de un (1) año como ingeniero residente. Debe tener conocimientos sobre ensayos no destructivos, Interpretación de planos, Conocimiento de las normas: API 510, API 579, API 580, API 1160, ANSI/AME 31.4, ANSI/AME 31.8, ANSI/AME 31.8S, API 650, API 653. Conocimientos Generales en corrosión, especificaciones de tuberías, válvulas y materiales. Conocimientos y manejo de programas bajo ambiente Windows (Word, Excel, Power Point y MS Project) Conocimientos en cálculo, elaboración y presentación de Informes. Habilidades para el manejo de relaciones interpersonales Poseer habilidad en el manejo de algún paquete de software de programación de proyectos (Primavera P3 o Project de Microsoft). Debe poseer capacidades básicas para planear, programar, controlar proyectos y analizar indicadores de mantenimiento, costos y recursos. Durante la ejecución del Contrato: Deberá estar directa y constantemente vinculado con la ejecución del Contrato. Responderá personalmente a las llamadas, observaciones, inquietudes o requerimientos de los funcionarios de ECOPETROL S.A. Acudirá a las reuniones a las que sea convocado. Hacer la planeación y programación de las actividades con base en la inspección decampo con el Inspector y el Vo.Bo. de LA GESTORÍA. Deberá presentar ante LA GESTORÍA el Plan de Aseguramiento de

.

Debe ser profesional en ingeniería Metalúrgica

Perfil: Categoría IX de acuerdo con la tabla de niveles salariales de carrera técnica y administrativa para actividades contratadas


Fecha: Mayo






EQUIPO MÍNIMO DE TRABAJO

CARGO Y NÚMERO DE PERSONAS REQUERIDO

REQUISITOS MÍNIMOS PARA DESEMPEÑAR EL CARGO PERFIL/ SALARIO BÁSICO MENSUAL

la Calidad a utilizar durante el desarrollo de los trabajos y velar por el cumplimiento de la política integral de calidad, durante la ejecución de los trabajos. Velar por el cumplimiento de las actividades establecidas en el cronograma, determinado en común acuerdo con LA GESTORÍA y ECOPETROL S.A. Deberá cumplir con los procedimientos y normas de seguridad estipuladas por ECOPETROL S.A. Entregar a ECOPETROL S.A., un informe mensual de las actividades realizadas, Deberá tener una dedicación de cien (100%) por ciento, cuando se esté ejecutando el contrato.

Un (1) Inspector de

equipos.

Si es profesional deberá contar con dos (2) años de experiencia específica en inspección de equipos por métodos ultrasónicos y/o evaluaciones mecánicas y fenómenos de corrosión de tanques o vasijas y/o tuberías. Si es técnico, o tecnólogo en áreas específicas de la ingeniería, deberá contar con seis (6) años de experiencia específica en inspección de equipos por métodos ultrasónicos y/o evaluaciones mecánicas y fenómenos de corrosión de tanques o vasijas y/o tuberías Durante la ejecución del contrato: - Deberá estar directamente vinculado con la ejecución del contrato, cuando se estén realizando labores de evaluación del estado mecánico y de corrosión de tuberías y/o tanques y/o vasijas. Deberá tener una dedicación de cien (100%) por ciento, cuando se esté ejecutando el contrato.

Debe ser profesional en ingeniería Metalúrgica o Mecánica certificado en inspección de equipos o técnico o tecnólogo en áreas de la ingeniería, certificado en inspección de equipos.

Perfil: Categoría VIII de acuerdo con la tabla de niveles salariales de carrera técnica y administrativa para actividades contratadas

Como requisito para suscribir el acta de iniciación de los trabajos, EL CONTRATISTA presentará a LA GESTORÍA para su análisis las hojas de vida con sus certificaciones de los siguientes profesionales del equipo mínimo de trabajo y dará su aprobación para el ingreso laboral del personal que cumpla con los requisitos antes señalados:

� Ingeniero Residente � Inspector de equipos.

Antes de iniciar las labores de conformidad con el PDT, EL CONTRATISTA entregará las hojas de vida del personal necesario para la ejecución de las actividades correspondientes.


Fecha: Mayo






EL CONTRATISTA suministrará el personal necesario o adicional, si durante la ejecución del servicio para atender las necesidades de ECOPETROL S.A se requiera mayor personal del equipo mínimo de trabajo requerido, no por ello habrá lugar a revisión de los precios pactados. EL CONTRATISTA deberá reajustar los salarios según el incremento decretado por el Gobierno Nacional para el respectivo año.

Cada precio unitario comprende todos los costos directos e indirectos derivados de la ejecución de la respectiva actividad y/o suministro que hacen parte del objeto del contrato. Incluye, entre otros, los gastos de administración, salarios del personal, desplazamiento, transporte, alojamiento y alimentación del Equipo de Trabajo del CONTRATISTA; honorarios, asesorías en actividades objeto del contrato; computadores, licencias de utilización de software, impuestos a cargo de EL CONTRATISTA, las deducciones a que haya lugar y en general todo costo en que incurra EL CONTRATISTA para la ejecución de cada una de las actividades o suministros objeto de este contrato, por lo cual deberá incluir el AIU (administración, imprevistos ordinarios y utilidades).

9. PLAZO ESTIMADO DE EJECUCIÓN

El plazo estimado de ejecución del presente contrato es de CIENTOS OCHENTA DÍAS (180) DÍAS CALENDARIO o hasta el 10 de diciembre de 2013, lo primero que ocurra.

10. TIPO DE SALARIO

Para la ejecución de los trabajos, el CONTRATISTA pagará salarios de tipo legal a sus trabajadores. Los salarios básicos del personal del CONTRATISTA serán los indicados en las presentes especificaciones técnicas los cuales están establecidos en:

1) Tabla de niveles salariales para actividades contratadas no propias de la industria del petróleo (ECP-DRL-T-003)

2) Tabla de niveles salariales para carrera técnica y administrativa (ECP-DRL-T-004) 3) Formato carrera técnica y administrativa (ECP-DRL-T 005) 4) Catálogo de cargos, el cual contiene la homologación de cargos para actividades de la operación, de

mantenimiento, de apoyo, incluyendo las actividades contratadas no propias de la industria del petróleo y las de carrera técnica y administrativa.

5) Guía de aspectos laborales para trabajadores de CONTRATISTAS.

11. MEDIDAS DE SEGURIDAD

EL CONTRATISTA debe cumplir en todo momento con las normas consignadas en el Manual de Seguridad Industrial para CONTRATISTAS de ECOPETROL S.A. Así mismo, tomará las precauciones necesarias para la seguridad de las instalaciones de ECOPETROL S.A. o de terceros y del personal empleado en la ejecución de la obra, observando todas las normas que a este respecto tengan las entidades oficiales y los códigos correspondientes.

ECOPETROL S.A. se reserva el derecho de suspender el trabajo cuando las condiciones lo hagan necesario.

EL CONTRATISTA está obligado a suministrar a todo su personal los mismos implementos de seguridad que ECOPETROL S.A. suministra a sus trabajadores dependiendo de la actividad a realizar. LA GESTORÍA podrá retirar del sitio de la obra al personal que no porte sus implementos de seguridad durante el trabajo.


Fecha: Mayo






EL CONTRATISTA tomará las medidas necesarias para evitar los accidentes que pueda sufrir su personal, los Interventores, visitantes autorizados, o que afecten equipos, instalaciones de ECOPETROL S.A. o de terceros. Cualquier indemnización por este concepto estará a cargo de EL CONTRATISTA.

EL CONTRATISTA se comprometerá a realizar una charla sobre seguridad en el trabajo, la cual se hará en el sitio de los trabajos, será dirigida por EL CONTRATISTA y asistirá todo el personal que labore. EL CONTRATISTA elaborará y presentará un panorama de riesgos, indicando el análisis de los posibles riesgos físicos, eléctricos, mecánicos, biológicos y psicosociales; las medidas preventivas que se deben tomar y elementos de seguridad que se deben usar. LA GESTORÍA participará en forma activa en la charla y solicitará al CONTRATISTA constancia escrita de estas actividades. (Ver anexo No.1 Disposiciones Mínimas sobre Seguridad Industrial)

EL CONTRATISTA se compromete a tener un vehículo, en buenas condiciones mecánicas, el cual será evaluado por ECOPETROL S.A., en el sitio de trabajo en forma permanente, como medida preventiva en el evento de ocurrir algún accidente, con el objeto de que se pueda facilitar en forma inmediata la ayuda de transporte necesaria. Así mismo, deberá disponer de un botiquín de primeros auxilios y dos extintores de incendios de polvo químico seco de 20 libras de capacidad, en buenas condiciones de funcionamiento, en el área de trabajo.

12. PROTECCION DEL MEDIO AMBIENTE

EL CONTRATISTA debe mantener comunicación diaria con LA GESTORÍA de ECOPETROL S.A. para la ejecución de los trabajos con el fin de conocer el sector por el cual se están desplazando en la jornada laboral.

EL CONTRATISTA debe velar para que durante la realización de los trabajos, no se produzcan derrames que puedan contaminar el medio ambiente; en caso de que esto ocurra, EL CONTRATISTA será el único responsable por los daños y perjuicios que se generen. LA GESTORÍA podrá suspender los trabajos objeto del contrato, hasta tanto EL CONTRATISTA no corrija los daños causados por la contaminación, sin que esto implique mayores costos para ECOPETROL S.A. ni prórrogas en los plazos inicialmente pactados.

EL CONTRATISTA se hará responsable de los daños o perjuicios que sus empleados causen en los sitios o propiedades ajenas. EL CONTRATISTA deberá conocer y cumplir con la legislación ambiental Colombiana y recomendaciones de HSEQ preservando el aire, las aguas, el suelo, la vida animal y vegetal de cualquier efecto adverso que pueda surgir de las labores objeto del contrato. Evitará igualmente, cualquier molestia que dichas labores puedan ocasionar a la comunidad.

EL CONTRATISTA declara que está enterado del compromiso que tiene ECOPETROL S.A. de darle una especial atención a la protección de la salud y a la conservación del medio ambiente, y respaldará dicho compromiso, desarrollando una política similar de obligatorio cumplimiento, la cual deberá ser dada a conocer a sus empleados.

EL CONTRATISTA será el único responsable de cualquier daño o deterioro que llegare a presentarse en el aire, el suelo, la salud humana y la vida animal o vegetal, como consecuencia del desarrollo de sus labores y reembolsará plenamente a ECOPETROL S.A. las sumas que éste llegare a pagar por todos estos perjuicios.

EL CONTRATISTA declara que conoce la legislación colombiana sobre protección a la salud humana, a los recursos naturales y al medio ambiente y se obliga a cumplirla, en especial el decreto 22811 de 1974, la ley 9a de 1979, el decreto 02 de 1982, el decreto 2104 de 1983, el decreto 614 de 1984, el decreto 1594 de


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1984, la resolución 02309 de 1986 del Ministerio de Salud y demás normas concordantes y complementarias.

EL CONTRATISTA informará a ECOPETROL S.A. sobre los siguientes aspectos:

� Medidas tomadas para evitar la contaminación o el daño al medio ambiente. Tipos y volúmenes de sustancias químicas utilizadas en desarrollo de sus labores. Accidentes con daños o contaminación de medio ambiente que llegare a registrarse durante la ejecución de las labores.

� Se deben dejar limpias las zonas aledañas a la zona de trabajo, los prados y/o zonas verdes que se vean afectadas durante la ejecución de estos trabajos.

13. MEDIDAS DE HSE

Para la ejecución de los trabajos, se tendrá en cuenta el cumplimiento entre otros los siguientes aspectos de Seguridad Industrial y su vez la “Guía del Programa de Salud Ocupacional y Manejo Ambiental de CONTRATISTAS del Sector Hidrocarburos”, del Consejo Colombiano de Seguridad. El CONTRATISTA debe cumplir en todo momento los aspectos de Salud Ocupacional, Seguridad Industrial, Seguridad de Procesos y Ambiente (HSE) de acuerdo con como lo establece la Directriz ECP-DHS-G-043, GESTION DE CONTRATISTAS - FOCO HSE. De acuerdo con el objeto del contrato y los requerimientos de recursos HSE según clasificación del riesgo basado en RAM y número de trabajadores no se requiere ni de un Coordinador HSE, ni un HSE Operativo; el CONTRATISTA es responsable de disponer de los recursos necesarios para adelantar una gestión, que dé cumplimiento al Plan HSE y a la normatividad vigente alineados tal como lo es requerido por ECOPETROL S.A., de manera que garantice la integridad de las personas, el medio ambiente y la infraestructura operativa, durante la ejecución del contrato, sin que este recurso genere sobrecostos a ECOPETROL S.A. El CONTRATISTA tomará las precauciones necesarias para la seguridad de las instalaciones de ECOPETROL S.A. o de terceros y del personal empleado en la ejecución de la obra, observando todas las normas que a este respecto tengan las entidades oficiales y los códigos correspondientes. Anexo a los términos de referencia se establecen las disposiciones contractuales sobre Seguridad Industrial, las cuales deben ser conocidas y aplicadas por parte del CONTRATISTA. La GESTORÍA o el representante de ECOPETROL S.A. en el sitio de los trabajos, autorizará la iniciación de las labores después de practicada las respectivas pruebas de seguridad industrial correspondientes. ECOPETROL S.A. se reserva el derecho de suspender el trabajo cuando las condiciones lo hagan necesario. Además cuando sea necesario se realizará prueba de gas antes e iniciar trabajos con herramientas que generen chispa o que utilicen llama. El CONTRATISTA está obligado a suministrar a todo su personal los mismos elementos de seguridad que ECOPETROL S.A., suministra a sus trabajadores (Botas de seguridad, Casco de seguridad, guantes, gafas de seguridad, overol o camisa manga larga y pantalón no inflamables etc.) dependiendo de la actividad a realizar. La GESTORÍA podrá retirar del sitio de trabajo al personal que no porte los elementos de seguridad durante el trabajo. El CONTRATISTA deberá suministrar e instalar todos los avisos de prevención que sean necesarios para el desarrollo seguro de los trabajos.


Fecha: Mayo






El CONTRATISTA tomará las medidas necesarias para evitar los accidentes que pueda sufrir su personal, los Gestores, visitantes autorizados o que afecten equipos, instalaciones de ECOPETROL S.A. o de terceros. Cualquier indemnización por este concepto estará a cargo del CONTRATISTA El CONTRATISTA deberá anexar a su plan HSE las matrices de Peligros y Riesgos y Aspectos e Impactos, acordes al objeto y alcance del contrato. El CONTRATISTA se comprometerá a realizar charlas de seguridad y éstas se harán en el sitio de los trabajos. El CONTRATISTA se compromete a contar con un ambulancia, en caso contrario deberá, sustentar que cuenta con una infraestructura que garantiza la atención médica y así mismo disponer de un vehículo en el sitio de trabajo en forma permanente, como medida preventiva en el evento de ocurrir un accidente, con el objeto de que pueda facilitar en forma inmediata la ayuda de transporte necesaria. Procedimientos de HSE El CONTRATISTA debe cumplir y aplicar las directrices estipuladas en el Manual del sistema de permisos de trabajo, haciendo énfasis en los siguientes procedimientos:

ECP-DHS-J-006 DIRECTRIZ PARA EL SEGUIMIENTO Y MANEJO DEL USO DE SUSTANCIAS PSICOACTIVAS EN ECOPETROL S.A. Define en consonancia con el Programa de prevención y control del uso de sustancias psicoactivas, las responsabilidades, acciones y medidas pertinentes para seguimiento y manejo del uso de sustancias psicoactivas en ECOPETROL S.A.

ECP-DHS-R-001 Reglamento de uso y manejo de vehículos para precisar elementos para la gestión de los riesgos asociados a su operación. ECP-DHS-M – 006 MANUAL PARA EL USO Y OPERACIÓN DE VEHÍCULOS AUTOMOTORES EN ECOPETROL S. A. En el cual se Establecen los requisitos HSE para el uso y operación de vehículos automotores en ECOPETROL S.A., así como precisar los elementos para la gestión de los riesgos asociados a su conducción. ECP-DHS-M-001 Manual de Control del Trabajo

ECP-DHS-I-005 - Trabajo en alturas, mediante el cual se establecen los lineamientos y prácticas de seguridad a considerar en la ejecución de trabajo en alturas. ECP-DHS-J-005 - Contenido kit de primeros auxilios, en el cual se estandariza el contenido del Kit para todas las áreas administrativas y operativas de ECOPETROL S.A. ECP- DHS-P-004: Procedimiento para la atención médica y evacuación del personal afectado o lesionado en el sitio de trabajo el cual especifica los lineamientos para dar respuesta ante una emergencia médica que pueda presentarse en las áreas de trabajo de ECOPETROL S.A.

ECP-DHS-P-031 GESTIÓN DE FALLAS DE CONTROL E INCIDENTES HSE V6. Donde se Establecen las actividades que se deben realizar para la gestión adecuada de las fallas de control e incidentes HSE, que sucedan durante actividades desarrolladas por personal de la Empresa, funcionarios contratistas, socios y visitantes, en todas las áreas de ECOPETROL S.A., o en desarrollo de actividades operativas para ECOPETROL S.A., buscando prevenir su recurrencia en el futuro, dar cumplimiento legal, y establecer los lineamientos de actuación al momento de la ocurrencia de los mismos.

GRS-GRS-P-801 PROCEDIMIENTO PARA MANEJO SEGURO DE PRODUCTOS QUÍMICOS.


Fecha: Mayo






ECP-VST-P-CIV-ET-004 ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA EXCAVACIONES, por la cual se establecen los lineamientos técnicos para la ejecución de trabajos de excavación para las actividades de obras civiles en ECOPETROL S.A.

ECP-DHS-G-015 RESPONSABILIDAD DE ATENCIÓN Y RESPUESTA EN CASO DE DERRAME DE HIDROCARBUROS, DERIVADOS O SUSTANCIAS NOCIVAS, el cual Define las responsabilidades de atención y reporte de derrames de hidrocarburos, derivados y sustancias nocivas en las instalaciones o áreas operativas de ECOPETROL.

Y los demás procedimientos que en materia de HSE emita ECOPETROL y que sean aplicables para las actividades propias del presente contrato. Es responsabilidad del CONTRATISTA su correcta aplicación en todas las actividades que se desarrollan en el contrato.

EL CONTRATISTA deberá cumplir con lo establecido en el anexo HSEQ incluido en el contrato.

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