1. Revisión de Bandas de Riesgo Aplicables a Ductos de Pemex
Refinación

Gerencia de Transporte por Ducto

2. 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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3. 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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4. 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

5. 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

6. 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

7. 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
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8. 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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9. 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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10. 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

11. 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

12. 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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13. 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

14. 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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15. 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)

16. 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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17. 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

18. 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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19. 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

20. 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

21. 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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21

22. 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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23. 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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23