Revisión de Bandas de Riesgo Aplicables a Ductos de Pemex

Refinación

Gerencia de Transporte por Ducto

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Antecedentes

• El término “riesgo” es asociado con la percepción de peligro.

• La evaluación o cálculo de riesgo es parte de la administración de riesgo.

• Los métodos de mantenimiento actuales se basan en la predicción de eventos para

la implementación de acciones de mitigación de probabilidad o consecuencias.

• Dada la relevancia que los productos petrolíferos tienen para el país, Pemex debe

administrar sus recursos considerando los riesgo económicos, ambientales y de

seguridad.

• Dada la característica y longitud de los ductos a diferencia de las instalaciones, los

métodos más confiables para su evaluación de Riesgo son el Semi-cuantitativo y el

Cuantitativo.

• A mediados de los 90’s PGPB impulsó el uso de un sistema de análisis de Riesgo

Semi-cuantitativo, estableciendo niveles de riesgo que permitieron identificar las

prioridades de atención alta, media y baja.

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Antecedentes

• Consiente de la buena práctica impulsada por PGPB, Pemex refinación (PR) adoptó

el uso de su sistema de análisis de Riesgo a ductos, así como sus niveles

establecidos para administrarlo.

• La entrada en vigencia de la NOM-027-SESH-2010, “Administración de la integridad

de ductos de recolección y transporte de hidrocarburos” exige que los Planes de

Administración de Mantenimiento de Ductos se basen en las evaluaciones de riesgo

considerando 9 categorías de peligros, de las cuales no todos eran consideradas en

el algoritmo vigente.

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sistema

Problemática

Una vez analizados los más de 14,000 kms de ductos de PR, se observa que

incluso los ductos en mejores condiciones de mantenimiento, presentan

riesgos muy elevados de acuerdo a los niveles establecidos, lo cual repercute

en una administración muy conservadora, llamando la atención al momento

de tomar decisiones de negocio, en la búsqueda de niveles de riesgo

tolerables.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Índ

ice

de

Rie

sgo

ROF promedio de los Sistemas de Pemex Refinación

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0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Índ

ice

de

Co

nse

cue

nci

as

Índice de Probabilidad de Falla

ROF Bajo

ROF AltoRiesgo Alto = 21

Riesgo Bajo = 2

Bandas de Riesgo Actuales

Problemática

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0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Pro

bab

ilid

ad

Consecuencias

Matriz para el Riesgo Promedio de los

Sistemas de Transporte por Ducto

Problemática

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Consideraciones

FluidoEnergía Interna Efecto en las

cercaníasEnergía Equivalencia en TNT

Líquido (agua) 0.59 MJ 0.13 Kg charco

Gas (nitrógeno) 39 MJ 8.7 Kg ?

Tomando en cuenta un recipiente de 3 m de longitud x 1 m de diámetro,

presurizado a 101.9 kg/cm2 a 57°C.

1kg de TNT = 4.5 MJ de energía almacenada

8.7 1kg de TNT equivalen a 3 tubos bomba o a un chaleco suicida

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Actualización de los índices de fallas

La energía liberada por un gas es mucho mayor que de un líquido, por lo que

un gasoducto requiere factores de seguridad más altos que un oleoducto o

poliducto.

Las consecuencias de un gasoducto se centran principalmente en la seguridad

a la población y trabajadores además de afectaciones al medio ambiente, así

como los costos de remediación y multas ambientales.

Las consecuencias de un oleoducto se centran principalmente en las

afectaciones al medio ambiente y al negocio debido al producto perdido y a

los costos de remediación y multas ambientales

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Proceso de revisión de Bandas de Riesgos

1. Se revisó la información capturada en el algoritmo de análisis de

riesgo, identificando necesidades de cambio debido a las condiciones de operación

y acciones de mitigación específicas.

• 1580 atributos

• 212 variables

• 58 atributos susceptibles a ser modificados

2. Con base en la estadística de fallas actualizada y sus diferentes causas, se actualizó

el algoritmo, considerando cubrir los peligros aplicables de acuerdo a la NOM-027-

SESH-2010.

3. Se validaron las probabilidades de falla de acuerdo a los defectos detectados

durante las inspecciones en ductos.

4. Con base en los atributos identificados para reflejar el efecto de las acciones de

mitigación, se simularon condiciones de operación y mantenimiento “Óptimas” y

“Críticas”.

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Actualización de los índices de fallas

Distribución de peligros anterior

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

[NOMBRE DE CATEGORÍA],

[PORCENTAJE]

Distribución de peligros actualizada

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

[NOMBRE DE CATEGORÍA], [PORCENTAJE

]

POF=0.38CE+0.03CI+0.4TP+0.02GM+0.1DM+0.07SO

POF=0.68CE+0.13CI+0.07TP+0.008GM+0.038DM+0.0084SO+0.0042SCC+0.059OC

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Propiedad Oleoductos Gasoductos

Presión Máxima de Operación

Se determinaron las presiones críticas de diseño para un flujo

máximo en gasoductos y oleoductos de diferentes diámetros

tomando como referencia un diámetro de 36” con flujos

máximos de 1785.6 MMPCD para gasoductos y 865.7MBD para

oleoductos.

Temperatura de operación (máximas

encontradas en ductos actualmente

operando)

90 ºC 67 ºC

Volumen

Transportado

48” D.N. 865.7 MBD 1785.6 MMPCD

36” D.N. 865.7 MBD 1785.6 MMPCD

24” D.N. 287.797 MBD 639.709 MMPCD

20” D.N. 175.4 MBD 357.161 MMPCD

18” D.N. 131.751 MBD 308.351 MMPCD

16” D.N. 95.68 MBD 228.89 MMPCD

14” D.N. 66.591 MBD 163.271 MMPCD

12” D.N. 43.801 MBD 110.54 MMPCD

10” D.N. 32.497 MBD 83.689 MMPCD

8” D.N. 17.863 MBD 47.38 MMPCD

Consideraciones

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Atributo Mantenimiento óptimo Mantenimiento escaso

Condición del

recubrimientoCompletamente sano. Daño extenso.

Espesor

El mínimo comercial

disponible para cada

diámetro a la presión de

diseño calculada

El mínimo de retiro que aplique

para cada diámetro a la presión

de diseño calculada

Especificación Acero al carbono API-5L-X-52.

Diámetro exteriorSe realizó la simulación con diferentes diámetros como son:

48, 36, 24, 20, 18, 16, 14, 12.75, 10.75 y 8.625 para verificar

su comportamiento.

Perfil de presiónSe calculó la presión de salida para cada línea considerando

una presión inicial máxima de 99 Kg/cm2 en el caso de

gasoductos y 92.7 Kg/cm2 para oleoductos

Tipo de

recubrimientoPor lo general se reporta como epóxico

Tipo de válvulas de

seccionamientoManual

Consideraciones

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Atributo Condiciones óptimas Condiciones críticas

Edad 1 a 20 años 20 años

Corrosividad del productoControlada de (< 0.5 MPY).

2 a 3.937 MPY por falta de

inhibidor

Nivel de Protección

Catódica

Consistente dentro del rango

(> 0.8 Volts vs. Ag/AgCl).Desviaciones extensas

Inspección con equipo

instrumentadoSi No

Profundidad de enterrado

Continua, cubierta

significativa a partir de los

200 mts medidos desde el

último codo de la curva de

expansión.

Ninguna

Consideraciones

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Atributo Condiciones óptimas Condiciones críticas

Fecha de Rehabilitación

del RecubrimientoMenor a 5 años Más de 5 años

Última Inspección de

corrosión InternaMenor a 5 años Ninguna

Última Prueba hidrostática Durante la instalación del ductoDurante la instalación del

ducto

Tiempo para detectar la

fuga12 hrs. 48 hrs.

Consideraciones

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AtributoCondiciones

óptimas

Condiciones Críticas

Tiempo para

reparar la fuga

Línea regular 8 hrs. 96 – 120 hrs.

Zona con tirante menor

de 10 m.Más de 120 hrs Más de 120 hrs

Tráfico de embarcaciones

Tráfico no

significativo (Sólo

embarcaciones

que dan servicio

a las plataformas)

Navegación densidad

media (Aproximadamente

500 cruces/Km año)

Consideraciones

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99,0000

99,1000

99,2000

99,3000

99,4000

99,5000

99,6000

99,7000

99,8000

99,9000

100,0000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

Muestras

48"

36"

30"

24"

20"

18"

16"

14"

12"

10"

8"

Prioridad

Alta

Prioridad

Baja

Ductos con longitud Mayor de 1km Ductos con longitud Menor de 1km

Ductos que pasan por más de

una zona altamente poblada

Confiabilidad en Gasoductos

Consideraciones

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96,6000

96,8000

97,0000

97,2000

97,4000

97,6000

97,8000

98,0000

98,2000

98,4000

98,6000

98,8000

99,0000

99,2000

99,4000

99,6000

99,8000

100,0000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41

Muestras

48"

36"

30"

24"

20"

18"

16"

14"

12"

10"

8"

Prioridad

Alta

Prioridad

Baja

Ductos que pasan por más de

una zona altamente poblada

Ductos con longitud Mayor de 1km Ductos con longitud Menor de 1km

Confiabilidad en Oleoductos

Consideraciones

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Diferencia Probabilidades de falla

0.00E+00

1.00E-04

2.00E-04

3.00E-04

4.00E-04

5.00E-04

6.00E-04

7.00E-04

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52

PO

F /

km*a

ño

Diámetro

POF alta

Oleoducto

Gasoducto

0.00E+00

5.00E-03

1.00E-02

1.50E-02

2.00E-02

2.50E-02

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52

PO

F /

km*a

ño

Diámetro

POF baja

Oleoducto

Gasoducto

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Servicio PrioridadDiámetro (in)

Promedio48 36 30 24 20 18 16 14 12 10 8

OleoductosBaja 1.13E-04 1.51E-04 1.81E-04 2.26E-04 2.71E-04 3.01E-04 3.39E-04 3.88E-04 4.27E-04 5.08E-04 6.37E-04 0.00032215

Alta 4.04E-03 5.36E-03 6.45E-03 8.04E-03 9.65E-03 1.07E-02 1.21E-02 1.38E-02 1.52E-02 1.80E-02 2.25E-02 0.01144728

GasoductosBaja 5.44E-05 7.23E-05 8.66E-05 1.08E-04 1.30E-04 1.44E-04 1.62E-04 1.85E-04 2.04E-04 2.42E-04 3.03E-04 0.00015376

Alta 9.86E-04 1.30E-03 1.56E-03 1.95E-03 2.34E-03 2.60E-03 2.93E-03 3.36E-03 3.70E-03 4.40E-03 5.50E-03 0.00278414

Factor de ajusteBaja 0.479648 0.47906915 0.47910373 0.47894061 0.47863784 0.47839506 0.47801485 0.47752433 0.47710245 0.4762242 0.47476776 0.477302

Alta 0.244358 0.24256152 0.24153495 0.24260281 0.24266686 0.24273066 0.24280864 0.24292644 0.24342357 0.24387093 0.24405396 0.24321399

Diferencia Probabilidades de Falla

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0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 2 4 6 8 10

Índic

e d

e C

onse

cuencia

s

Índice Probabilidad de Falla

ROF Bajo

ROF Alto

ROF bajo Propuesto

ROF Alto Propuesto

Riesgo Alto = 26

Riesgo Bajo = 3

Ajuste de Bandas de Riesgo Propuesto

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0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

PO

F P

rom

edio

COF Promedio

ROF Promedio de los sistemas

Ajuste de Bandas de Riesgo Propuesto

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0

5

10

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20

25

30

35

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

RO

F

Km

Perfil de Riesgo del Oleoducto de 30" D.N. tramo Nuevo Teapa - La Guadalupe

Perfil de Riesgo

ROF Promedio

Riesgo Alto

Riesgo Bajo

Análisis de Riesgo por Tramo

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Conclusiones

● Dado el papel que juega la administración de riesgo dentro de la

administración de integridad, es importante contar con proceso

adecuado a las características particulares de la infraestructura.

− Tipo de producto

− Antigüedad

− Zonas de Altas Consecuencias

● Por ende, el procedimiento para la evaluación de riesgo debe

incluir variables y atributos que reflejen la realidad de la

infraestructura, ya que existe un riesgo intrínseco, característico

de toda estructura ingenieril, que se modifica a través del tiempo

y modificaciones.

● Un adecuado procedimiento de evaluación de riesgo influye

directamente en las decisiones de negocio.

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