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
15
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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