1. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE
INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS:
COMPARACIÓN ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA
Autores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Eloy Pérez Baruch,
Alessandro Demma, MJS Lowe
Expositores: Víctor. M. Nuñez Ledesma, Alessandro Demma
Noviembre 2013

2. INTEGRIDAD MECANICA DE DUCTOS NO FACTIBLES DE
INSPECCIONAR CON EQUIPOS INSTRUMENTADOS: COMPARACIÓN
ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA
Este articulo analiza la relación costo/beneficio
de la utilización del método de Ondas Guiadas
(GWT) en ductos de Pemex poniendo en relación
el costo de la inspección con Ondas Guiadas
(incluyendo todos los aspectos desde la
preparación hasta la verificación) y el costo de
accidentes evitados a causa de la identificación
de defectos críticos (en relación a códigos
internacionales). Este caso de estudio mostrará
la relación entre el costo de inspección utilizando
ondas guiadas en ductos no factibles de
inspeccionar con equipos instrumentados (no
pigable) y el costo de falla.

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ENTRE COSTO DE INSPECCIÓN Y COSTO DE FALLA
El costo de corrosión en ductos de hidrocarburos
se estima en un 31% del costo de corrosión de
infraestructuras en los Estados Unidos de
América (USA), y aproximadamente representa
también un 5% del costo total que genera el
problema de la corrosión según un estudio hecho
en 2001 por parte de NACE (National Association
of Corrosion Engineers). El resultado de la
proyección que la NACE hace sobre el costo total
de corrosión en los Estados Unidos de América
para el 2013, es de 1 trillón de dólares y por
consecuencia los costos estimados de corrosión
en ductos de hidrocarburos para el año 2013 es
de 50 billones de dólares.
El World Factbook reportó en 2008 la
presencia de más de 1.5 miliones de kilómetros
de ductos de hidrocarburos y el Oil and Gas
Journal reporto recientemente que en el año
2013, 200 mil kilómetros de ductos están siendo
construidos. El costo de sustitución de esta
infraestructura seria aproximadamente de 1.2
trillones de dólares y una parte significativa de
este costo es el costo de falla de la estructura.

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Por lo tanto para los dueños y operadores de
plantas de petróleo y gas en el mundo, el
mantenimiento de tuberías en las refinerías y
redes de transmisión es un importante gasto.
Fallas de tuberías pueden causar la pérdida
inmediata de la producción hasta que se llevan a
cabo las reparaciones o rutas alternativas. Las
opciones convencionales de inspección incluyen
las pruebas hidrostáticas, inspección en línea
(ILI) y los métodos ECDA e ICDA propuestos por
parte de la NACE.

5. +F1
-F 1
W -1 0
-F 2
-F 3
T A -S
R L -S ... .. ..
3.0
A m p (m V )
La Inspección con Ondas Guiadas permite un
enfoque alternativo que proporciona una
cobertura del 100% del volumen del material,
pero no requiere el acceso dentro de la
tubería. Las ondas guiadas ocupan todo el
volumen del material, y se reflejan a partir de
los cambios geométricos en la pared del tubo,
tales como daños locales. Sus resultados no
se dan en términos de pérdida de espesor,
pero permiten a los inspectores tener
información acerca de dónde realizar
inspecciones localizadas. Así GWT se utiliza
para marcar indicaciones en determinados
lugares y estas indicaciones son objeto de
verificación con métodos convencionales de
inspección. GWT se evaluó mediante pruebas
de rendimiento, por ejemplo para la industria
del gas en EE.UU., y ahora se acepta para su
uso en muchas aplicaciones en la industria
del petróleo y gas. A pesar de que utiliza
ondas
ultrasónicas,
es
completamente
diferente de las pruebas de ultrasonido
convencional (UT), por lo que se ha aceptado
como un nuevo "Método" de PND.
R L -S
W -9 .. .. .. .. ..
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2.0
1.0
0.0
-20.0
-10.0
0.0
Distance (m)

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La Figura 1 muestra un ejemplo de aplicación
del método de GWT. En este ejemplo, el cual
corresponde al programa de inspección
contemplado en el presente artículo, la tubería
está enterrada en el suelo. El acceso para
realizar la inspección se logra mediante una
serie de excavaciones a lo largo de la longitud
de la línea; varias excavaciones de acceso se
pueden ver en el fondo de la imagen. Un anillo
de transductor (en azul) está acoplado
alrededor de la tubería; Este se utiliza tanto
para enviar las ondas a lo largo de la tubería,
como para recibir los ecos que regresan de
defectos u otras características. Las señales
se graban en una computadora y se procesan
para mostrar la ubicación de los reflectores a
lo largo de la longitud de la tubería. Cuando
está enterrado el tubo, tal como en este caso,
el intervalo de inspección en el peor de los
escenarios es 5-10m en cada dirección desde
el transductor, debido a la pérdida de sonido
en el suelo circundante. Pero para tuberías
aéreas es sustancialmente mayor, típicamente
decenas de metros.
Figura 1.

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La región estudiada se encuentra a cargo de la Gerencia de Transporte y Distribución de
Hidrocarburos Sur, la cual cuenta con 113 Ductos de Hidrocarburos con una longitud total de
2,206.093 Kilómetros y 106 Acometidas (Interconexiones) con una longitud total de 79.21 Km;
transportando una producción total de 1,350,000 BPD de aceite y 1,819 MMPCD de gas.
Infraestructura de Ductos para Transporte de Hidrocarburos

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El programa para implementar GWT en esta región fue motivado por los resultados de los
programas de ILI de las principales líneas de transmisión en la década del 2000. La corrosión de
las líneas principales se identificó, incluyendo algunas de las principales pérdidas de material
(por ejemplo, pérdida del 40-50% del espesor de la tubería, la cual posteriormente se reparó). Sin
embargo, los cálculos del rateo de incremento de corrosión en general, y las predicciones de
éstos durante la vida útil de las líneas incrementaron la preocupación sobre las líneas de
interconexión.

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Las líneas de interconexión, que no podían ser inspeccionadas
por ILI, transportan los mismos productos que las líneas
principales, y sufren las mismas condiciones ambientales, por
lo que se espera que sufran los mismos problemas de
corrosión. La única opción convencional para la inspección de
estas líneas fue en su momento una medición del espesor de
manera muestral. Pero Pemex seguía preocupado por la
integridad de estas líneas que debían evaluarse. Además, los
limitados resultados no dieron ninguna base para predecir
posibles velocidades de corrosión, que serían necesarios para
la gestión del mantenimiento de estas líneas. Al mismo tiempo,
de acuerdo con las opciones convencionales, la única ruta
viable para asegurar la integridad fue la construcción de líneas
de interconexión de recambio. Esta opción se examinó pero
era prohibitivamente costosa, no sólo por el costo de las
nuevas líneas, aunado también al costo de perdida de
producción durante los trabajos de interconexión del nuevo
ducto construido. El enfoque que se tomó para las campañas
de inspección GWT fue impulsado por la naturaleza de la
degradación de las principales líneas, observado a partir de los
resultados del equipo instrumentado. Esta degradación
representaba la pérdida de pared por corrosión interna y
externa.
Ejemplo de defectos encontrados en
la campaña de inspección con GWT

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Tabla 1. Estadísticas de campañas de inspección con Ondas Guiadas en 2005-2011
Campaña
de
inspección
Longitud total
(m)
Numero de indicaciones detectadas con
NDT en zonas indicadas por (GWT)
No. de
acometidas /
interconexiones
intervenidas
2005
6,715
1,697
63
2006-2007
7,825
2,468
27
2008-2009
33,166
6,574
66
2010-2011
8,934
3,277
45
TOTAL:
56,640
14,016
201
Este trabajo se ha dividido en cuatro períodos, con el fin de mostrar el crecimiento del despliegue
de GWT debido a la experiencia y la confianza en su valor desarrollado. Las primeras
inspecciones, en 2005, examinaron 63 acometidas/interconexiones, lo cual cubrió una amplia gama
de tamaños de tuberías {de 6 ", 8", 10 ", 12", 16 ", 18", 20 ", 24", 30 "y 36" Ø}, en una mezcla de
condiciones {en tubería superficial, enterrada e inundada}. La longitud total de las tuberías
inspeccionadas fue de 6.7km. El número de indicaciones llamadas para darle seguimiento permitió
detectar mediante NDT convencionales, 1697 discontinuidades. En el segundo período, 2006-2007,
los datos muestran que la longitud de las líneas que se inspeccionaron aumentaron, aunque el
número de tubos se reduce. Esto se debe a que muchos de los juicios en 2005 se realizaron en
secciones seleccionadas de líneas, mientras que los programas de 2006-2007 pasó a inspeccionar
toda la longitud de cada línea. Pasando a los años posteriores, la tabla muestra que el uso de GWT
ha crecido de forma espectacular, debido al éxito de las primeras inspecciones, a la fecha más de
100 km de líneas de PEMEX han sido inspeccionadas utilizando GWT y mas de 29,000
discontinuidades de todo tipo han sido detectadas con este método de inspección.

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Se eligió una selección de los tubos que fueron inspeccionados para discutir en detalle un poco
más. Los seis tubos seleccionados fueron ejemplos en los cuales fue necesario realizar
reparaciones debido a la corrosión significativa que presentaron. Esta fue una elección
deliberada para que podamos tomar como referencia los mismos ejemplos y podamos discutir
las implicaciones, en caso de que dichos ductos hubieran fallado.
Los datos para la inspección de los ejemplos de seis tubos de interconexión se resumen en la
Tabla 2. Todos eran de diámetro relativamente grande, entre 20 y 48 pulgadas, cuatro
transportando petróleo y dos transportando gas. Las inspecciones se llevaron a cabo en la
primera campaña de inspección GWT entre 2005 y 2006.
Tubería
Producto
Diámetro
Espesor
Presión
Longitud
Numero de
No. de Indicaciones
Corrosión más
nominal
(mm)
(Bar)
(m)
disparos
detectadas con NDT
profunda
GWT
en zonas indicadas
(% espesor)
para verificación por
(tipo)
(inch/mm)
GTW
1
Gas
36/914
19-22
70
1098
56
89
40 (ext)
2
Gas
20/508
25-32
77
166
10
1567
32 (int)
3
Crudo
48/1219
16-32
27
302
23
222
74 (ext)
4
Crudo
36/914
19-33
27
263
19
136
81 (ext)
5
Crudo
36/914
18-32
27
214
21
175
80 (ext)
6
Crudo
30/762
16-26
27
120
11
89
76 (ext)
Tabla 2. Detalles de inspección en tubos que requirieron intervenciones

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Tubería # 1 es un tubo de gas de 36 pulgadas (914 mm) de diámetro y longitud de 1098 m, que
conecta a un complejo procesador de gas con una línea de transmisión. Fue construido en el
año 1983. La presión de trabajo fue de 70 bar (7 MPa). Alrededor del 50% de la longitud de la
línea es aérea, el 25% está enterrado y el 25% está inundado. La altura del agua del lago varía
estacionalmente, por lo que la tubería está seca y expuesta en algunas épocas del año, y en
otras épocas del año esta a varios metros bajo el agua.
El acceso a la sección aérea requiere poca preparación y los intervalos para la colocación de los
anillos de Ondas Guiadas durante la inspección fueron largos, por ejemplo en algunos disparos
con Ondas Guiadas se alcanzó una distancia de 200 metros de inspección. El acceso en la
sección enterrada se logró utilizando una serie de excavaciones y el acceso en la parte
inundada se logró utilizando cajas estancas.
En total se hicieron 56 mediciones GWT y se encontraron 89 indicaciones. La verificación
confirmo la presencia de defectos de corrosión con una profundidad hasta del 40% del espesor
de la pared de la tubería. Siguiendo los cálculos de integridad se rehabilitaron mediante
envolventes metálicas tipo “B” varias de estas indicaciones para reparar la línea. Toda la
operación de inspección y reparación se completó sin ningún tipo de interrupción en el servicio
regular de la línea.

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Tubería # 2 es también una tubería de gas, en este caso un diámetro más pequeño, 20 pulgadas
(508 mm), pero que opera a una presión más alta, de 77 bar (7,7 MPa). Fue construida en 1990,
tiene una longitud de 166 m y es aérea. Por lo tanto, el acceso de GWT era sencillo, y esto se
logró con 10 mediciones, con un rango de prueba promedio de 17 m. En este caso el rango fue
limitado por la densidad de las características de la tubería, en particular codos.
Con Ondas Guiadas se identificaron 284 indicaciones en este tramo del tubo, lo que demuestra
su mal estado general. La verificación permitió caracterizar la corrosión interna con pérdidas de
espesor hasta del 32%. Algunas indicaciones tenían una extensión longitudinal de 4.5 m (en un
caso), que presenta una amenaza grave cuando se considera la posibilidad de ruptura. Una
observación importante es que este tubo había sido inspeccionado con medición de espesores
por punto, usando el procedimiento típico de 4 mediciones alrededor de la circunferencia del
tubo (12:00, 03:00, 06:00, 09:00, horas técnicas). Este es un buen ejemplo de los resultados poco
fiables de medición de espesores tipo puntual (spot).
Tuberías # 3-6 se encontraban juntos lado a lado y se inspeccionaron en un solo plan de
inspección. Estas eran líneas de crudo enterradas, que variaban en tamaño desde 30 hasta 48
pulgadas de diámetro (762 a 1219 mm), y transportan una gran cantidad de crudo. Se instalaron
en 1990. Como se muestra en la Tabla 2, un total de 622 indicaciones fueron llamadas
(requeridas para verificación con PND convencionales) en los cuatro tubos. Algunas de las
pérdidas de espesor eran extremadamente profundas (hasta 81%) como se muestra en la tabla.
El análisis subsiguiente de la corrosión identificó la causa como un posible ataque bacteriano
que se ha producido en lugares donde el daño se había desarrollado sobre el revestimiento de
alquitrán de hulla en la tubería.

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Debe quedar claro a partir de estos ejemplos que el despliegue de GWT para estas tuberías era
una operación costosa, particularmente para las tuberías enterradas o sumergidas.
La evaluación de los costos y beneficios es un tema complejo que involucra muchas
consideraciones. El costo real de la realización de la inspección es fácil de estimar, pero en
contra de esto se tiene que comparar contra el costo de no realizar la inspección, y es en esto
donde se generan muchos factores de incertidumbre. El factor principal es el riesgo de pérdidas
si se produce una ruptura, que se habría evitado mediante la realización de la inspección:
pérdidas debido al derrame de la producción, pérdidas por los daños físicos generados en la
propia línea o en otra instalación, posibles daños a terceros, riesgos por la pérdida del permiso
para operar la instalación, y en última instancia la posibilidad del riesgo de afectar vidas
humanas. Pero más allá de esto, hay consideraciones de los costos de mantenimiento: es más
costoso reparar y reemplazar las tuberías en respuesta a los acontecimientos derivados, que
hacerlo bajo un programa de gestión planificado con un buen conocimiento de la situación
actual y el desarrollo de la corrosión que se presenta en cada ducto. Además la responsabilidad
ambiental y la reputación pública son importantes para todas las empresas. No hemos tratado
de poner los valores del costo de todas estas consideraciones, pero hemos hecho algunas
estimaciones de algunos de los costos clave para las seis tuberías que se tomaron como
ejemplo, suficientes para ilustrar el valor de llevar a cabo GWT, y estos se muestran en la Tabla
3.

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Tabla 3. Resumen de los costos en las tuberías utilizados como ejemplo.
Los costos se dan en dólares US$
Costo total de
la inspección
Volumen
máximo
manejado
Riesgo potencial
Radio de área
de riesgo (m)
Costo máximo
(Piramid)
Tubería
Costo GWT
Costo
verificación
1
86,000
227,000
313,000
300 MMPCD
Incendio de la nube de vapor
3223
1.4 X 106
2
9,600
7,900
17,500
373 MMPCD
Incendio de la nube de vapor
1898
7.0 X 106
3
4
5
151,000
151,000
151,000
214,000
179,000
179,000
365,000
330,000
330,000
600 MBPD
550 MBPD
320 MBPD
Nube de vapor toxico
Nube de vapor toxico
Nube de vapor toxico
414
301
216
72.0 X 106
57.9 X 106
81.0 X 106
6
151,000
143,000
294,000
300 MBPD
Incendio causado por fuga
70
102.6 X 106
MMPCD= Millones de pies cúbicos por día. MBPD=Miles de barriles por día.
Podemos ver que en la mayoría de los casos el costo de verificación es superior al costo de
GWT, lo cual es comprensible porque se necesita evaluación directa de las indicaciones con
registros detallados. El costo total del programa de inspección de GWT para estos seis ductos
fue de $ 1,65 M EE.UU., y cerca del 60% de este costo, se direccionó para tener acceso a GWT y
verificación de indicaciones.
La siguiente columna de la tabla muestra la cantidad de producto que fluye en las tuberías, en
unidades de metros cúbicos para el gas y los barriles para el aceite. Un argumento simple para
el costo potencial de pérdida de producción viene a partir del valor de esta cantidad de
producto, multiplicado por el número de días requeridos para restablecer la función de la línea.
Esto es un tanto simplista, ya que no tiene en cuenta la complejidad de los compromisos
contractuales o el impacto de otros procesos externos al detenerse la planta o instalación, pero
es sensiblemente ilustrativo.

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Un posible evento de falla sería una pequeña fuga que se detecte rápidamente antes de que un
mayor daño pudiera seguir. Tal evento podría necesitar algunos días para poder reparar la
tubería, lo que lleva a una pérdida de la producción. Mucho más grave sería una ruptura con
otros efectos consiguientes. Los operadores de la planta han evaluado los tipos de eventos más
graves que podrían ocurrir, en las denominadas Áreas de Alta Consecuencia (HCA) y llevado a
cabo análisis de riesgos detallados de éstos, lo que ha incluido los estudios que utilizan el
modelo PIRAMID. La tabla 3 muestra los peores casos posibles de eventos de riesgo HCA y el
tamaño de las zonas que se verían afectadas. La figura 4 muestra un ejemplo de la predicción de
la zona de riesgo, para el ejemplo del ducto de gas # 2, en este caso, el radio es 1898 m,
suponiendo la dirección del viento habitual. El riesgo potencial dentro de esta zona es un
incendio generado por la nube de vapor. En base a este modelo de riesgo y el costo de la
pérdida de producción mientras que el flujo se restablece, se muestra en la última columna de la
tabla, la cual muestra una estimación del costo potencial de falla. Este costo se evaluó en base
al modelo de predicción del PIRAMID. La observación más importante es que el riesgo de falla
en términos de perdida de producción en los casos analizados es mucho más alto del costo de
la inspección.

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Figura 4. Ejemplo de identificación de zona peligrosa para el evento de riesgo (Ducto #2)

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En este artículo se estudió la relación costo/beneficio utilizando el método de inspección GWT
en líneas no factibles de inspeccionarse con Equipos Instrumentados. Los resultados
reportados demostraron una probabilidad de detección (POD) superior a otros métodos: por
ejemplo se encontraron áreas con defectos críticos en tubos en los cuales la inspección con
métodos convencionales no habían reportado estos defectos. El costo de inspección en los
casos analizados se estimó aproximadamente en 1.6 Millones de dólares (US$). El costo del
riesgo de falla en los mismos casos reportados se estimó como un costo total máximo de
aproximadamente 322 Millones de dólares. Esto incluye únicamente los costos evaluados por
PIRAMID que no incluyen costos debidos a otros factores como por ejemplo las penalizaciones,
costo de seguro y responsabilidad ambiental, entre otros. En el futuro se tiene contemplado
implementar la tecnología de monitoreo con Ondas Guiadas que permitirá reducir el costo de
acceso a los ductos a inspeccionar rutinariamente y se podrá evaluar el rateo de corrosión en el
tiempo y criticidad en base a análisis estadísticos.