Sesión técnica, sala ATASTA, Revisión de bandas de riesgo aplicables a ductos de PEMEX refinación

Revisión de Bandas de Riesgo Aplicables a Ductos de Pemex
Refinación



Gerencia de Transporte por Ducto

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.

2
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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.

3
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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.
ROF promedio de los Sistemas de Pemex Refinación
40
35

Índice de Riesgo

30
25
20
15
10
5
0

sistema

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4

Problemática

Bandas de Riesgo Actuales
40

35

Índice de Consecuencias

30

25

20
ROF Bajo

Riesgo Alto = 21

ROF Alto

15

10

5

Riesgo Bajo = 2
0
0

1

2

3

4

5

6

Índice de Probabilidad de Falla

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7

8

9

10

Problemática
Matriz para el Riesgo Promedio de los
Sistemas de Transporte por Ducto

10

9

8

7

Probabilidad

6

5

4

3

2

1

0
0

1

2

3

4

5

Consecuencias

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6

7

8

9

10

6

Consideraciones
Energía Interna
Energía

Equivalencia en TNT

Efecto en las
cercanías

Líquido (agua)

0.59 MJ

0.13 Kg

charco

Gas (nitrógeno)

39 MJ

8.7 Kg

?

Fluido

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

7
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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

8
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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-027SESH-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”.
9
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Actualización de los índices de fallas
[NOMBRE DE
[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
CATEGORÍA],
[PORCENTAJ
[PORCENTAJ
E]
E]

Distribución de peligros anterior

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

[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
[PORCENTAJ
E]

[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
[PORCENTAJ
E]

[NOMBRE DE
CATEGORÍA],

[NOMBRE DE
CATEGORÍA],

[PORCENTAJ
E]

[PORCENTAJ
E]

[NOMBRE DE DE [NOMBRE DE
[NOMBRE
[NOMBRE DE
[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
CATEGORÍA], CATEGORÍA],
CATEGORÍA],
CATEGORÍA],
[NOMBRE DE
[PORCENTAJE
[PORCENTAJE [PORCENTAJE
[PORCENTAJE
[PORCENTAJE
CATEGORÍA],
]
] ]
]
]
[PORCENTAJE
]
[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
[PORCENTAJE
]

10
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Distribución de peligros actualizada

[NOMBRE DE
CATEGORÍA],
[PORCENTAJE
]
POF=0.68CE+0.13CI+0.07TP+0.008GM+0.038DM+0.0084SO+0.0042SCC+0.059OC

Consideraciones
Propiedad

Oleoductos

Presión Máxima de Operación

Temperatura de operación (máximas
encontradas en ductos actualmente
operando)

Gasoductos

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.

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.

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67 ºC

48” D.N.

Volumen
Transportado

90 ºC

17.863 MBD

47.38 MMPCD

Consideraciones
Atributo

Mantenimiento óptimo

Mantenimiento escaso

Condición del
recubrimiento

Completamente 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 exterior

Se 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 presión

Se 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
recubrimiento

Por lo general se reporta como epóxico

Tipo de válvulas de
seccionamiento

Manual

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Consideraciones

Atributo
Edad
Corrosividad del producto
Nivel de Protección
Catódica
Inspección con equipo
instrumentado

Profundidad de enterrado

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Condiciones óptimas

Condiciones críticas

1 a 20 años

20 años

Controlada de (< 0.5 MPY).

2 a 3.937 MPY por falta de
inhibidor

Consistente dentro del rango
(> 0.8 Volts vs. Ag/AgCl).

Desviaciones extensas

Si
Continua, cubierta
significativa a partir de los
200 mts medidos desde el
último codo de la curva de
expansión.

No

Ninguna

Consideraciones
Atributo

Condiciones óptimas

Condiciones críticas

Fecha de Rehabilitación
del Recubrimiento

Menor a 5 años

Más de 5 años

Última Inspección de
corrosión Interna

Menor a 5 años

Ninguna

Última Prueba hidrostática

Durante la instalación del ducto

Durante la instalación del
ducto

Tiempo para detectar la
fuga

12 hrs.

48 hrs.

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Consideraciones

Atributo

Tiempo para
reparar la fuga

Condiciones
óptimas

Condiciones Críticas

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

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Tráfico no
Navegación densidad
significativo (Sólo media (Aproximadamente
embarcaciones
500 cruces/Km año)
que dan servicio
a las plataformas)

Consideraciones
Confiabilidad en Gasoductos
Ductos con longitud Mayor de 1km
Prioridad
Baja

Ductos con longitud Menor de 1km

100,0000

99,9000

99,8000
48"
36"
99,7000

30"
24"
20"

99,6000

18"
16"
14"

Prioridad
Alta

12"

99,5000

10"
8"
99,4000

99,3000

99,2000

Ductos que pasan por más de
una zona altamente poblada

99,1000

99,0000
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

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Consideraciones
Confiabilidad en Oleoductos
Ductos con longitud Mayor de 1km
Prioridad
Baja

Ductos con longitud Menor de 1km

100,0000
99,8000
99,6000
99,4000
99,2000

48"
36"

99,0000

30"
24"

98,8000

20"
18"

98,6000

16"
14"

98,4000

Prioridad
Alta

12"
98,2000

10"
8"

98,0000
97,8000
97,6000
97,4000
97,2000

Ductos que pasan por más de
una zona altamente poblada

97,0000
96,8000
96,6000
0

1

2

3

4

5

6

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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

Diferencia Probabilidades de falla
POF alta

7.00E-04

POF / km*año

6.00E-04
5.00E-04
4.00E-04

Oleoducto

3.00E-04

Gasoducto

2.00E-04

1.00E-04
0.00E+00
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
Diámetro

POF baja

2.50E-02

POF / km*año

2.00E-02
1.50E-02
Oleoducto
1.00E-02

Gasoducto

5.00E-03
0.00E+00
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
Diámetro

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Diferencia Probabilidades de Falla

Diámetro (in)
Servicio

Prioridad

Promedio
48

36

30

24

20

18

16

14

12

10

8

Baja

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

Baja

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

Baja

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

Oleoductos

Gasoductos

Factor de ajuste

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19

Ajuste de Bandas de Riesgo Propuesto
40

35

Índice de Consecuencias

30

25

Riesgo Alto = 26

20

ROF Bajo
ROF Alto
ROF bajo Propuesto

15

ROF Alto Propuesto

10

5

Riesgo Bajo = 3

0
0

2

4

6

8

10

Índice Probabilidad de Falla

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20

Ajuste de Bandas de Riesgo Propuesto
ROF Promedio de los sistemas
10

9

8

7

POF Promedio

6

5

4

3

2

1

0
0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

COF Promedio

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Análisis de Riesgo por Tramo

Perfil de Riesgo del Oleoducto de 30" D.N. tramo Nuevo Teapa - La Guadalupe
35
30

ROF

25
20

Perfil de Riesgo
ROF Promedio

15

Riesgo Alto
Riesgo Bajo

10
5

0
0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Km

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22

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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