Restart Brownfield en refinerías envejecidas: CAPEX, OPEX y modernización

La reactivación de refinerías envejecidas mediante restart brownfield, reactivación de activos existentes con limitaciones CAPEX–OPEX, integridad y cumplimiento ambiental, plantea un desafío industrial profundo. No se trata únicamente de volver a energizar equipos, sino de restablecer sistemas completos, energéticos, mecánicos, de integridad, de control y de proceso, cuyo desempeño fue diseñado para operar de manera interdependiente.

En muchas instalaciones brownfield de 25 a 40 años, el mantenimiento mayor fue postergado o ejecutado de forma parcial, el RBI nunca se aplicó, los registros se fragmentaron y la continuidad operativa se perdió junto con el talento senior que acompañó su construcción y puesta en marcha original.

Hoy, los drivers o fuerzas de mercado que empujan estos reinicios son claros: presión por disponibilidad de combustibles limpios, márgenes de refinación atractivos, déficit capacitivo en destilación y conversión, y una transición energética que demanda flexibilidad y eficiencia. En LATAM, el fenómeno brownfield responde principalmente a CAPEX diferido y rezago tecnológico; en USA, a la edad de los activos y al cumplimiento ambiental y de integridad, dentro de una transición energética donde la refinación debe demostrar competitividad, menor huella ambiental y capacidad de adaptación.

Este documento aborda la reactivación desde la óptica de mantenimiento, integridad y gerencia, reconociendo que el restart exige decisiones estratégicas y técnicas antes de autorizar cualquier arranque. La discusión no pretende resolver en esta introducción, sino contextualizar la magnitud del problema industrial.

Diagnóstico previo al arranque de activos refinadores

Antes de cualquier esfuerzo de reparación, inversión o comisionamiento, el primer paso crítico en la reactivación de una refinería en un restart brownfield es el diagnóstico integral del activo. Este diagnóstico debe responder tres preguntas esenciales: qué existe, qué sirve y qué puede arrancar sin comprometer la integridad mecánica ni la seguridad de proceso.

Para ello, el levantamiento físico y funcional debe incluir piping, recipientes a presión, hornos, columnas, intercambiadores, bombas, tanque, flare o sistema de antorcha, instrumentación, servicios energéticos y sistemas auxiliares que permitirán sostener la operación posterior. La ausencia de registros continuos obliga a recurrir a walkdowns (inspecciones de campo) detallados, fotogrametría, revisión documental y entrevistas con personal senior, cuando existe.

El diagnóstico también debe identificar los denominados “showstoppers”, sistemas cuyo deterioro o indisponibilidad detendría el restart: flare y quemadores, inertización por nitrógeno, vapor de arranque, drenajes, ventilación, blowdown y sistemas de control. Estos elementos son frecuentemente subestimados porque no están ubicados en el core del proceso, pero condicionan completamente la puesta en marcha. A esto se suma la evaluación de utilities críticos, vapor, agua, nitrógeno, gas combustible, aire de instrumentos y energía eléctrica, que, en la práctica industrial, definen la viabilidad del arranque más que destilación o cracking.

Finalmente, el diagnóstico debe reconstruir la trazabilidad histórica del activo: cambios de servicio, upset conditions, reparaciones, fallas relevantes y materiales expuestos a corrosividad elevada. En activos con más de 30 años la calidad del diagnóstico inicial es el factor que más influye en CAPEX (gasto de capital destinado a modernización o reemplazos) posterior y en los riesgos de integridad. En LATAM, la limitación suele ser documental; en USA, el desafío es la edad del activo y su cumplimiento ambiental.

Inventario físico y funcional del activo

El inventario físico y funcional permite establecer la base objetiva del restart: qué equipos existen, cuál era su función original y si esa función puede restituirse. El levantamiento debe abarcar piping, recipientes, columnas, hornos, intercambiadores, bombas, tanques, flare, instrumentación y sistemas auxiliares, incluyendo lagunas de información por desmontes, modificaciones o pérdida documental. En ausencia de datos confiables, los walkdowns, la fotogrametría y el mapeo visual sirven como sustitutos. La inspección de piping puede referenciar API 574 y la condición operacional API 570.

Auditoría documental y trazabilidad histórica

La auditoría documental busca reconstruir la vida industrial del activo: servicio original, cambios de servicio, materiales, condiciones operativas, upset conditions, reparaciones, fallas, turnarounds previos y MOC (Management of Change). La correlación con corrosion loops, data sheets y reportes de inspección permite inferir mecanismos de daño esperables. Para integridad basada en riesgo, API 580 aporta el marco metodológico, mientras que ISO 14224 ayuda en la estructuración de datos de confiabilidad. En activos con 30 años fuera de servicio, esta reconstrucción suele ser fragmentaria pero indispensable.

Riesgos críticos y “showstoppers” operativos

Los “showstoppers” son sistemas cuya indisponibilidad detiene el restart, aun cuando el core process esté íntegro. Ejemplos típicos incluyen flare y burners, hornos con deterioro térmico, sistemas de inertización por nitrógeno, blowdown, drenajes, ventilación, fuego y fugas clase A. En LATAM suelen aparecer con mayor frecuencia por CAPEX diferido; en USA, por cumplimiento ambiental, flare y control de emisiones fugitivas. Esta identificación define la viabilidad del arranque.

Integridad mecánica en activos envejecidos sin historial

En activos refinadores con más de treinta años y con poca o nula continuidad documental, la integridad mecánica se convierte en la variable determinante del restart o reinicio de las actividades. La falta de historial, cambios de servicio no trazados, reparaciones sin seguimiento, paradas o turnarounds discontinuos y fuga del talento con alta experiencia dificultan la reconstrucción del estado real del activo.

Por lo tanto, el riesgo técnico no proviene tanto de los equipos principales, que suelen ser visibles y priorizados, sino de los mecanismos de daño latentes acumulados en tuberías, recipientes, accesorios, soldaduras, recubrimientos, juntas, soportes y zonas sometidas a ciclos térmicos o exposición ambiental. La evaluación debe apoyarse en inspecciones directas e indirectas, inferencia por corrosividad histórica, análisis de servicio y validación operativa del sistema, más que en un dato documental único.

La integridad mecánica tampoco puede verse aislada de la funcionalidad, es decir, un equipo puede ser seguro desde el punto de vista de espesores y esfuerzos, pero incapaz de cumplir su función de proceso, lo cual afecta igual o peor el reinicio del mismo. Esta dualidad es una de las complejidades más subestimadas en reactivaciones brownfield (Un restart brownfield es la reactivación de una instalación industrial existente, generalmente envejecida, parcialmente deteriorada o fuera de operación, cuyo diseño, infraestructura, layout, sistemas auxiliares y limitaciones físicas ya están definidos y no pueden modificarse fácilmente.

En refinerías y petroquímica, el restart brownfield implica reintegrar activos, procesos y servicios energéticos que fueron diseñados décadas atrás y que operan bajo modelos normativos, tecnológicos y de integridad distintos a los actuales.

Mecanismos de daño en refinerías legacy

Los mecanismos de daño esperables en refinerías legacy (son instalaciones de refinación envejecidas, con tecnologías heredadas y modernizaciones parciales, que presentan restricciones operativas, documentales y de integridad derivadas de su antigüedad), dependen del servicio original, la corrosividad, la temperatura, la presencia de H2/H2S y la historia de upset conditions (se refiere a situaciones operativas anómalas o fuera de régimen, donde el proceso se sale temporalmente de sus parámetros normales de diseño u operación).

Entre los mecanismos típicos destacan la sulfidación, corrosión nafténica, HTHA (ataque por hidrógeno a alta temperatura), CUI (corrosión bajo aislamiento), SSC (agrietamiento por tensión sulfhídrica), erosión–corrosión, fireproofing (recubrimiento ignífico) degradado y daño asociado a ciclos térmicos o fugas prolongadas. La ausencia de registros aumenta la incertidumbre y obliga a inferir el daño probable desde el servicio.

API 571 proporciona el marco descriptivo para el análisis por mecanismo, mientras que API 574 orienta en la inspección de tuberías o piping. La práctica AMPP ayuda en corrosión atmosférica, recubrimientos y mitigación. Durante la reactivación, los circuitos sulfurosos y nafténicos presentan criticidad elevada.

Vida remanente y funcionalidad remanente

La distinción entre Vida Remanente o Remaining Life (RL) y Funcionalidad Remanente o Remaining Functionality (RF) es clave para priorizar decisiones. RL define si el activo mantiene integridad desde el punto de vista mecánico (espesor, corrosión, esfuerzo, daño acumulado), mientras que RF define si el equipo es capaz de cumplir su función de proceso con el rendimiento esperado. Es común encontrar torres, columnas e intercambiadores con RL aceptable pero RF insuficiente por fouling o suciedad, pérdidas térmicas o mala eficiencia de separación. En el reinicio, la funcionalidad puede ser el verdadero cuello de botella, más que la integridad.

Reparar, reemplazar o run-to-failure

La decisión entre reparar, reemplazar o ejecutar un run-to-failure dirigido es una discusión CAPEX–OPEX clásica en restart brownfield. Factores determinantes incluyen lead time, supply chain, disponibilidad, aceptación de riesgo, criticidad del equipo y sensibilidad ambiental. En USA se favorece el reemplazo por normativa, disponibilidad y presión ambiental; en LATAM prevalece la reparación por CAPEX limitado y plazos ajustados. El run-to-failure puede ser viable para equipos no críticos, siempre que exista capacidad de contingencia.

Reconstrucción del programa RBI desde información mínima

Cuando la refinería ha permanecido fuera de operación durante décadas y la trazabilidad documental es incompleta, la reconstrucción del programa RBI (Risk-Based Inspection) debe iniciarse desde un conjunto mínimo de datos disponibles. El objetivo no es obtener un RBI perfecto, sino uno suficientemente robusto para orientar decisiones de integridad, priorizar equipos, asignar recursos y establecer frecuencias iniciales de inspección.

En este contexto, el RBI se convierte en una herramienta de incertidumbre controlada: trabaja con hipótesis, inferencias y acotaciones de riesgo más que con datos determinísticos. Esta aproximación es industrialmente válida en restart brownfield, siempre que los supuestos estén explícitos y que el riesgo se actualice a medida que la planta recupere operación y genere nuevas observaciones, idealmente apoyándose en gemelos digitales que integren datos de inspección, operación e integridad en una misma visión de riesgo.

Datos mínimos para iniciar un RBI efectivo

El conjunto mínimo de datos para iniciar un RBI incluye materiales, condiciones de servicio (fluido, temperatura, presión y corrosividad), mecanismos de daño esperables por unidad o circuito, historia de fallas relevantes, reparaciones, MOC, inspecciones previas y edad del activo. En ausencia de información completa, la inferencia desde el servicio y el análisis de condiciones fuera de régimen sirven como sustitutos parciales. API 580 y API 581 proporcionan el marco metodológico para jerarquizar equipos y priorizar inspecciones en escenarios de incertidumbre.

API 581 en activos envejecidos y de alto riesgo

En refinerías envejecidas, API 581 permite modelar el riesgo mediante la integración de PoF (Probability of Failure) y CoF (Consequence of Failure), incluyendo aproximaciones por QRA y bounding cases cuando la información es limitada. Los mecanismos de daño desconocidos o no trazados incrementan la dispersión en PoF y exigen inspecciones dirigidas para ajustar el modelo. En brownfield, el RBI es menos una predicción y más un proceso iterativo que se corrige con operación.

CAPEX vs OPEX en la reactivación de refinerías

La reactivación de refinerías envejecidas en un restart brownfield plantea un dilema recurrente: cuánto invertir en rehabilitación y modernización (CAPEX, gasto de capital destinado a ampliar vida útil o reemplazar activos) y cuánto sostener mediante mantenimiento, reparaciones y operación ajustada (OPEX, gasto operativo necesario para mantener el activo en funcionamiento). Este equilibrio define la secuencia del restart, la criticidad de los reemplazos, la capacidad operativa y la confiabilidad posterior.

Una estrategia orientada al CAPEX mejora el cumplimiento ambiental, reduce riesgos de integridad y permite modernización tecnológica, pero exige financiamiento, plazos y absorción de riesgo económico. Una estrategia enfocada en OPEX permite sostener la operación con reparaciones, ajustes y mantenimiento correctivo o preventivo, a costa de mayor exposición a fallas, reprocesos y menor eficiencia, salvo cuando se complementa con gemelos digitales y monitoreo predictivo que permitan anticipar degradación y optimizar la priorización de inversiones.

Mientras que en USA el cumplimiento ambiental, la competitividad y la presión por confiabilidad favorecen estrategias con mayor CAPEX, en LATAM el CAPEX diferido y la necesidad de disponibilidad inmediata generan decisiones donde el OPEX sostiene equipos y sistemas hasta que exista retorno económico, financiamiento o justificación de inversión. Esta asimetría explica por qué dos refinerías envejecidas pueden optar por rutas distintas frente al mismo escenario de restart: una reemplaza flare, hornos e instrumentación; la otra repara y opera con ajustes hasta estabilizar la producción.

Priorización de inversiones riesgo-retorno

La priorización de inversiones en restart se basa en riesgo-retorno: riesgo entendido como PoF×CoF y retorno como throughput, margen de refinación y cumplimiento ambiental. Equipos con alto impacto en disponibilidad o seguridad justifican CAPEX anticipado, mientras que los de impacto marginal pueden sostenerse con OPEX. La secuencia operativa también redefine la criticidad: flare, vapor, nitrógeno, control e instrumentación suelen tener prioridad por habilitar el resto de la planta.

Minimum Viable Refinery Restart en brownfields

Una estrategia adoptada en reactivaciones es el Minimum Viable Refinery Restart (MVRR), entendido como un reinicio mínimo viable de la refinería donde el arranque se ejecuta de forma parcial y escalonada para validar integridad, funcionalidad y economía antes de comprometer CAPEX mayor. En USA este enfoque es modular y permite ramps sucesivos; en LATAM, con CAPEX restringido y presión de disponibilidad, suele existir un único intento de restart, lo que reduce flexibilidad, pero agiliza la capacidad productiva inicial.

Costos ocultos al diferir integridad

Diferir integridad introduce costos ocultos que emergen post-arranque: CUI que colapsa soportes, fireproofing degradado, fallas en recubrimientos, fugas clase A y reparación de utilities. Estos costos son OPEX inicialmente, pero se convierten en CAPEX no previsto cuando afectan disponibilidad o seguridad.

Corrosión acelerada por obsolescencia y envejecimiento

El envejecimiento de activos refinadores tras décadas de operación discontinua genera mecanismos de corrosión que no obedecen únicamente a las condiciones de diseño inicial, sino a la acumulación de obsolescencia, falta de mantenimiento mayor y degradación de recubrimientos.

En refinerías legacy es común encontrar CUI, sulfidación, corrosión nafténica, erosión–corrosión y degradación del fireproofing coexistiendo en la misma unidad, lo que aumenta la dispersión del riesgo y reduce la confiabilidad de las estimaciones de Vida Remanente. Estas condiciones suelen pasar desapercibidas en escenarios de documentación incompleta o turnarounds intermitentes y tienden a manifestarse de forma crítica después del arranque.

En restart brownfield, la corrosión acelerada se potencia por tres factores: (1) ausencia de mantenimiento mayor y RBIs sistemáticos; (2) degradación ambiental sostenida en piping, soportes y estructuras; y (3) pérdida de talento senior que conocía la historia real del activo. La corrosión atmosférica y bajo aislamiento es especialmente crítica en LATAM por exposición ambiental y fireproofing cementicio, mientras que en USA predominan los efectos de sulfidación y corrosión nafténica asociados a variaciones de carga y cambios de servicio.

La combinación de obsolescencia y envejecimiento modifica la señal de riesgo, desplaza la criticidad hacia utilities, flare y estructuras y obliga a priorizar inspecciones dirigidas antes del restart. API 571 y AMPP proporcionan marcos técnicos útiles, pero en restart el análisis es menos normativo y más pragmático: identificar qué puede fallar inmediatamente después del arranque.

CUI y degradación del fireproofing

La corrosión bajo aislamiento (CUI) y la degradación del fireproofing constituyen los hallazgos más recurrentes en refinerías envejecidas. La combinación de humedad, sales, ciclos térmicos y recubrimientos cementicios o intumescentes degradados favorece corrosión acelerada en piping, estructuras y soportes, ocultada durante años. El fireproofing degradado además oculta mecanismos de daño y reduce desempeño frente a incendio. API 583 y estándares AMPP ofrecen guías para inspección y mitigación de CUI, pero en restart brownfield el problema es dimensionar el nivel de daño antes del arranque, ya que muchas fallas emergen en caliente y no en frío.

Sulfidación y corrosión nafténica

La sulfidación y la corrosión nafténica son mecanismos típicos de refino asociados a servicio, temperatura y composición del crudo. En refinerías legacy, los cambios de carga no trazados y las condiciones fuera de régimen generan incertidumbre sobre su severidad real. API 571 describe estos mecanismos y sus temperaturas críticas, pero la información histórica suele ser insuficiente en restart. Los circuitos sulfurosos y nafténicos presentan criticidad elevada y requieren inspección dirigida, especialmente en uniones soldadas, codos, zonas de alta velocidad y equipos térmicos. La inferencia desde el servicio y los datos de crudo se convierte en herramienta clave cuando no hay documentación.

Erosión–corrosión en unidades de desalinización y fraccionamiento

La erosión–corrosión suele aparecer en unidades de desalinización y fraccionamiento por presencia de sólidos, sales o altas velocidades locales. El daño puede ser silencioso durante años y manifestarse después del arranque en forma de fugas o pérdidas de espesor aceleradas. En refinerías envejecidas es común que este mecanismo quede oculto por fouling, por lo que la inspección dirigida y el análisis de velocidad-sólidos se vuelve clave antes del restart o reinicio.

Obsolescencia tecnológica y sistemas de control legacy

La obsolescencia tecnológica es otra restricción relevante en reactivaciones brownfield. Muchos sistemas de control y automatización fueron instalados hace décadas bajo arquitecturas propietarias y hoy carecen de repuestos, soporte del fabricante o compatibilidad con sistemas modernos. Sistemas Foxboro, Honeywell o YOKOGAWA legacy son frecuentes en refinerías envejecidas y su obsolescencia afecta no solo la operación, sino también la seguridad y el cumplimiento ambiental.

En estos casos, la decisión no es simplemente modernizar o mantener, sino evaluar si el sistema puede operar dentro de una ventana de riesgo aceptable durante el restart. La obsolescencia también toca instrumentación, válvulas críticas, rotating equipment y sistemas SIS, cuya falta de integración puede limitar transitorios térmicos, cambios de carga y respuesta a eventos.

Sistemas de control y automatización desfasados

Los sistemas de control legacy suelen operar bajo hardware y software descontinuado, sin soporte del fabricante y con limitada compatibilidad con protocolos modernos. La falta de opcionales, repuestos y capacidad de integración limita la respuesta operativa y la estabilidad del restart. El dilema es mantenerlos con OPEX o modernizarlos vía CAPEX.

Integración SIS e instrumentación moderna

La integración de sistemas de instrumentación y SIS modernos en plantas legacy puede requerir bypass temporales, validaciones de seguridad y pruebas de contingencia. Estos elementos condicionan el restart más por funcionalidad que por integridad.

Válvulas y equipos rotativos críticos

Las válvulas y equipos rotativos críticos presentan obsolescencia tecnológica y de repuestos. El lead time y la disponibilidad condicionan el restart y pueden obligar a estrategias mixtas de reparación, reemplazo parcial o run-to-failure controlado.

Precomisionamiento y comisionamiento de activos fuera de servicio

El precomisionamiento y comisionamiento en restart brownfield requieren una aproximación distinta a la de proyectos greenfield. En una refinería envejecida y con activos “dormidos” o fuera de servicio durante décadas, la prioridad no es solo asegurar que el equipo opere, sino validar que el sistema de proceso y sus servicios asociados pueden soportar el arranque sin comprometer integridad, seguridad o funcionalidad.

El proceso comienza antes de la energización y puede incluir limpieza mecánica, flushing, limpieza química, inertización, pruebas hidrostáticas selectivas, pruebas de vacío, revisión de sellos, calibración de instrumentación, verificaciones de válvulas, integridad de juntas, y pruebas en hornos, columnas, tanques y sistemas de antorchas o flares.

La falta de trazabilidad histórica aumenta la incertidumbre en el comisionamiento y obliga a diseñar ventanas de operación seguras, especialmente en transitorios térmicos o de presión. Los activos envejecidos tienden a fallar no por incapacidad mecánica, sino por degradación acumulada en puntos no inspeccionados o por incompatibilidad entre los servicios energéticos y la carga de proceso. El comisionamiento en brownfield es menos ceremonioso y más iterativo; se trata de ganar conocimiento real del activo en operación mediante rampas controladas.

Flushing, limpieza química e inertización

Flushing, limpieza química e inertización constituyen pasos esenciales para eliminar depósitos, contaminantes y mezclar fluidos residuales que pueden comprometer el arranque. En activos dormidos es común encontrar fouling, lodos, sales, agua atrapada, hidrocarburos livianos y degradación por oxidación.

El flushing térmico o químico ayuda a restaurar eficiencia térmica e hidráulica en intercambiadores y piping, mientras que la inertización con nitrógeno reduce riesgo de ignición y permite manipular atmósferas seguras antes del arranque. La elección de método depende de servicio, materiales, temperatura y nivel de contaminación. La limpieza no es un lujo operativo: condiciona tanto la funcionalidad como el desempeño inicial del proceso.

Verificación de hornos, columnas y tanques

La verificación de hornos, columnas y tanques es crítica en el restart, ya que estos equipos combinan integridad mecánica con el desempeño de proceso. En hornos se revisan quemadores, recubrimientos refractarios, fuga de aire, eficiencia térmica y calibración de instrumentación. En columnas se validan internals, bandejas, empaques, niveles, vacío y distribución térmica. En tanques se inspeccionan fondos, techos, sellos, recubrimientos y respiración. El objetivo no es solo comprobar que el equipo pueda operar, sino que pueda hacerlo dentro de la ventana de proceso prevista.

Reactivación de tanques y terminales

La reactivación de tanques y terminales en refinerías envejecidas requiere considerar integridad, contención ambiental y compatibilidad con las especificaciones actuales de combustibles. Los tanques que permanecieron fuera de servicio durante décadas suelen presentar degradación en fondos, techos, sellos, recubrimientos y sistemas de drenaje, además de pérdida de trazabilidad documental. La ausencia de inspecciones periódicas incrementa la incertidumbre sobre corrosión interna y externa, fugas, asentamientos diferenciales y daño inducido por agua o residuos.

La reactivación también exige validar contención secundaria y sistemas asociados como líneas de alimentación y despacho, bombas, manifolds, puesta a tierra y ventilación. En terminales, los requisitos operativos y ambientales actuales obligan a evaluar si los tanques pueden operar bajo las especificaciones del combustible o producto vigentes, especialmente en productos limpios.

La decisión de reparar o reemplazar un tanque es un dilema clásico CAPEX–OPEX. En LATAM este análisis suele favorecer reparaciones estructurales, revestimientos y modernización parcial; en USA prevalece el reemplazo por cumplimiento ambiental y costos de ciclo de vida. La reactivación exitosa de tanques es un habilitador crítico del restart brownfield, ya que regula almacenamiento, despacho y disponibilidad.

API 653, contención secundaria y especificaciones del combustible

La rehabilitación de tanques se rige principalmente por API 653 para inspección, reparación y alteración de tanques API 650, pero en restart se suman requisitos ambientales y operativos. La contención secundaria (diques, bermas y drenajes) debe cumplir normativas actuales y capacidad volumétrica, mientras que las especificaciones del producto condicionan si el tanque puede manejar productos limpios sin riesgo de contaminación. La compatibilidad con gasolina, diesel, jet o fuel oil depende de recubrimientos internos, sellos y vapor pressure. En terminales envejecidas este punto suele ser el obstáculo más complejo.

Reparar o reemplazar tanques críticos

La decisión entre reparar o reemplazar tanques críticos depende de corrosión interna, corrosión en fondo, integridad estructural, deformaciones, vida remanente, costos de ciclo de vida y disponibilidad. Reparar implica menor CAPEX pero mayor exposición a riesgos y reprocesos, mientras que reemplazar implica CAPEX mayor pero cumplimiento ambiental superior. En restart brownfield, la presión por disponibilidad hace que reparaciones profundas y revestimientos sean habituales, especialmente en LATAM, mientras que en USA el reemplazo suele justificar mejor el ciclo de vida.

Evaluación estructural y civil

La evaluación estructural y civil en refinerías envejecidas es crítica en reactivaciones brownfield, ya que estas instalaciones combinan corrosión atmosférica, ciclos térmicos, asentamientos diferenciales, fallas de recubrimientos y degradación del concreto. A diferencia de la inspección de equipos de proceso, la degradación estructural progresa silenciosamente y tiende a manifestarse en restart durante transitorios térmicos o vibratorios.

Las estructuras de acero expuestas presentan pérdida de sección, corrosión en uniones, daño por CUI y degradación del fireproofing, mientras que el concreto muestra fisuración, carbonatación, cloruros, delaminaciones y corrosión del refuerzo. Recuperación parcial o total de plataformas, soportes, escaleras y puntos de acceso suele ser necesario para habilitar los trabajos de integridad y mantenimiento.

La evaluación civil también debe considerar drenajes, contención secundaria, accesos y cargas dinámicas inducidas por operación. La incertidumbre documental obliga a combinar inspección visual, mapeo, ensayos no destructivos y ingeniería estructural para generar criterios de reparación. En LATAM la reparación estructural suele preceder al restart; en USA se opta por modernización y reemplazo selectivo.

Patologías en acero estructural y concreto

Las principales patologías estructurales incluyen corrosión atmosférica, pérdida de sección, deformaciones, daño en uniones y degradación del fireproofing en acero, y en concreto fisuración, carbonatación, penetración de cloruros, delaminación y corrosión del refuerzo. La exposición ambiental, niebla salina, ciclos térmicos y fugas contribuyen a acelerar estos mecanismos. Muchas fallas no se detectan hasta que se desmontan recubrimientos o fireproofing. En restart, estas patologías condicionan la seguridad de operación y el acceso para trabajos de integridad, lo que los convierte en un habilitador crítico del proyecto.

Refractarios y recubrimientos envejecidos

Los refractarios y recubrimientos envejecidos afectan hornos, flares, ductos y equipos térmicos. La degradación incluye fisuración, desprendimiento (spalling), pérdida de adherencia, absorción de humedad y daño químico o mecánico. El envejecimiento prolongado aumenta el riesgo de hotspots o puntos calientes, ineficiencia térmica y daño estructural en restart. En refinerías legacy la combinación de refractarios envejecidos y fireproofing degradado es uno de los hallazgos más recurrentes en turnaround  o paradas y precomisionamiento. Su rehabilitación suele ser CAPEX habilitador.

Servicios auxiliares y energéticos

Los utilities (servicios auxiliares) y servicios energéticos constituyen el verdadero habilitador del restart brownfield. Vapor, agua, nitrógeno, aire de instrumentos, gas combustible y energía eléctrica deben estar disponibles en caudal, presión, pureza y continuidad suficientes para soportar el comisionamiento y la operación inicial. A diferencia de los equipos de proceso, los servicios auxiliares no incrementan directamente la capacidad productiva, pero determinan la viabilidad del arranque.

En refinerías envejecidas, estos sistemas suelen presentar degradación por corrosión atmosférica, CUI, obsolescencia tecnológica, fugas y fallas en instrumentación. La falta de datos históricos obliga a pruebas funcionales, rampas controladas y estrategias temporales con equipos auxiliares o bypass. La priorización de utilities condiciona el orden de comisionamiento y la criticidad de reemplazos, especialmente en LATAM, donde la restricción de CAPEX tiende a favorecer soluciones temporales; en USA prevalece la modernización estructurada.

Vapor, agua, nitrógeno y gas combustible

El vapor alimenta hornos, columnas, desalting y equipos térmicos; el agua de enfriamiento asegura transferencia térmica; el nitrógeno permite inertización y manipulación segura; y el gas combustible alimenta hornos y sistemas de antorchas o flares. La disponibilidad de estos servicios determina la ventana operativa del restart. En refinerías legacy es frecuente que vapor y nitrógeno sean los verdaderos cuellos de botella, no la destilación. La evaluación exige pruebas funcionales, inspección dirigida y análisis de caudal-presión para anticipar fallas en caliente.

Soluciones temporales y bypass operativos

Las soluciones temporales y bypass operativos permiten habilitar el restart con equipos auxiliares, conexiones rápidas y sistemas portátiles de vapor, nitrógeno o energía eléctrica. Estas estrategias son habituales en LATAM y en restart con CAPEX acotado, mientras que en USA se emplean como transición hacia modernización definitiva. El objetivo es asegurar funcionalidad temporal sin comprometer seguridad ni cumplimiento ambiental.

Mano de obra y brecha generacional

La reactivación de refinerías envejecidas evidencia una brecha generacional significativa entre el personal senior que participó en la etapa original de operación y construcción, y las nuevas generaciones formadas bajo tecnologías y metodologías distintas. La fuga del talento senior, la discontinuidad de documentación y la fragmentación del conocimiento operativo son factores que incrementan la incertidumbre del restart brownfield.

El conocimiento tácito sobre mecanismos de daño, secuencias de arranque, transitorios térmicos, ajustes en hornos, comportamiento del flare o chimienea, cambios de carga y contingencias no siempre está documentado y rara vez puede reconstruirse únicamente desde normas API o AMPP.

En LATAM este fenómeno es más pronunciado por jubilación temprana, movilidad laboral y ciclos contractuales irregulares; en USA persiste, pero con transición más estructurada hacia consultores, auditores y especialistas de turnaround, apoyados cada vez más en gemelos digitales y plataformas de integridad que capturan ese conocimiento tácito antes de que se pierda.

Fuga del talento senior

La fuga del talento senior implica pérdida de conocimiento tácito sobre operación, integridad y mantenimiento. Este conocimiento incluye secuencias de arranque, ajustes térmicos, mitigación de corrosión, respuestas a upset conditions o fuera de régimen y decisiones CAPEX–OPEX bajo presión. En refinerías legacy, este conocimiento no se reemplaza fácilmente con manuales ni estándares, lo que eleva la incertidumbre en restart y obliga a recurrir a consultores o ex–operadores con experiencia previa.

Contratistas, auditores y conocimiento de turnaround

Los contratistas especializados, auditores industriales y consultores de turnaround (paradas mayores) aportan conocimiento estructurado y experiencia acumulada en arranques previos. Este “turnaround knowledge” reduce la dispersión del riesgo y acelera decisiones de reparación, reemplazo e inspección. En LATAM su participación suele ser intermitente y dependiente de CAPEX; en USA y Canadá es parte integral del proceso brownfield.

Modernización brownfield y digitalización

La modernización en entornos brownfield no siempre implica reemplazar equipos o sistemas completos. Puede consistir en digitalizar la integridad, aplicar monitoreo predictivo, incorporar instrumentación inteligente o habilitar modelos de simulación y gemelos digitales para reducir incertidumbre en restart. Estos gemelos digitales permiten observar fenómenos que antes requerían operación sostenida o información histórica, aportando visibilidad temprana sobre degradación, eficiencia, funcionalidad y confiabilidad.

El margen para digitalización en brownfield es más limitado que en proyectos greenfield, pero su efecto es mayor porque corrige asimetrías de información en un contexto de transición energética que exige decisiones de inversión mejor informadas. En USA la modernización digital se usa para justificar CAPEX; en LATAM se emplea para sostener operación con menos inversión y más OPEX.

En el ámbito industrial, actores como NOV (National Oilwell Varco) demuestran que la modernización brownfield puede lograrse sin reconstruir plantas completas, mediante ajustes operativos, modificaciones mínimas y estrategias orientadas a extender la vida útil de los activos con menor CAPEX. Su enfoque combina ingeniería de procesos, tratamiento de agua, reutilización de subproductos y mejoras ambientales, alineándose con los desafíos actuales de eficiencia y transición energética en refinerías y facilities envejecidas.

Fuente del video: NOV — Brownfield Solutions for Oil and Gas Processing (YouTube)

Monitoreo predictivo e integridad digitalizada

El monitoreo predictivo combina sensores, adquisición de datos y analítica para anticipar fallas en equipos rotativos, válvulas, sellos, bombas, intercambiadores y hornos. En integridad, la digitalización permite consolidar inspecciones, RBI, mecanismos de daño y funcionalidad en plataformas accesibles para gerencia, mantenimiento e integridad. El valor no es solo técnico, sino decisional: reduce incertidumbre y acelera justificación CAPEX–OPEX. En brownfield este enfoque habilita rampas de restart más confiables.

Gemelos digitales para plantas legacy

El Digital Twin (Gemelos Digitales) consiste en un modelo digital dinámico que replica el activo físico y su comportamiento en operación. En plantas legacy, estos gemelos digitales se usan para validar cargas, simular transitorios térmicos, evaluar funcionalidad y anticipar cuellos de botella. No sustituyen inspecciones ni RBI, pero mejoran la inferencia y reducen el riesgo de decisión en restart. En USA su adopción es modular y progresiva; en LATAM su implementación suele enfocarse en unidades críticas.

Ambiental y regulatorio

La reactivación de refinerías envejecidas no solo implica restaurar integridad y funcionalidad de los activos, sino cumplir con marcos regulatorios ambientales que han evolucionado de forma significativa en las últimas décadas, en plena transición energética donde las exigencias sobre emisiones, eficiencia y trazabilidad son cada vez mayores. Los requerimientos sobre emisiones fugitivas, flares, calidad de combustibles, drenajes, contención secundaria, gestión de residuos y sistemas de recuperación de vapor son hoy más exigentes que durante el diseño original de muchas refinerías legacy.

En USA, los estándares EPA, LDAR y especificaciones del producto condicionan la secuencia del restart y justifican CAPEX ambiental para habilitar el cumplimiento. En LATAM, el cumplimiento ambiental es más heterogéneo y responde a regulatorios nacionales y a presión de mercado (importación/exportación de combustibles). La incertidumbre documental típica de los brownfields dificulta reconstruir el desempeño ambiental previo, por lo que el restart debe iniciar desde inspección dirigida y verificación funcional.

La disponibilidad del flare, el monitoreo de emisiones fugitivas y la compatibilidad de fuel specs se convierten en habilitadores críticos. El componente ambiental es, en esencia, un problema técnico, económico y reputacional, con implicaciones en capacidad de despacho y mercado.

Emisiones fugitivas, flares y LDAR

Las emisiones fugitivas y el desempeño del flare son áreas críticas en refinerías envejecidas. Las fugas clase A, juntas, válvulas, sellos y equipos rotativos requieren programas LDAR (Leak Detection and Repair), Programas de detección y reparación de fugas, para operar bajo estándares EPA en USA y referencias técnicas AMPP en corrosión industrial. El flare debe cumplir capacidad, estabilidad, inertización y límites de emisiones. Su indisponibilidad es un showstopper del restart (punto crítico de bloqueo del reinicio). En LATAM, la implementación de LDAR es variable y a menudo reactiva, lo que incrementa riesgo ambiental y de disponibilidad.

Nuevos combustibles estándar en refinación

Las especificaciones de combustibles han cambiado de manera significativa en los últimos 20 años. En USA y Europa, la reducción de azufre en diesel y gasolina, volatilidad y contenido aromático condicionan compatibilidad, recubrimientos y sellos en tanques y terminales. En LATAM, la presión por importar productos limpios exige cumplir fuel specs internacionales, aun cuando la refinería legacy fue diseñada bajo estándares distintos. Estas discrepancias pueden obligar a modernizar recubrimientos, actualizar sellos o reconfigurar terminales antes del restart.

Estándares API y AMPP

Los estándares API y AMPP proporcionan el marco técnico para inspección, integridad, corrosión y riesgo en refinerías envejecidas. API define metodologías para inspección, integridad mecánica y evaluación de daño, mientras que AMPP (antes NACE) aporta normas para corrosión, recubrimientos y protección. En restart brownfield, el desafío no es solo aplicar normas, sino priorizarlas bajo incertidumbre documental y restricciones CAPEX–OPEX. En USA estas normas condicionan cumplimiento y responsabilidad técnica; en LATAM se usan como referencia técnica para justificar decisiones de reparación, reemplazo o run-to-failure controlado.

API 510, 570, 579/FFS, 581 y 653

API 510 regula recipientes a presión, API 570 piping e inspección, API 653 tanques, API 579/FFS fitness-for-service y API 581 riesgo cuantitativo (RBI). En restart son herramientas para evaluar Vida Remanente, funcionalidad y priorización CAPEX–OPEX. Su uso permite estructurar decisiones en activos envejecidos con incertidumbre documental.

Normas AMPP para corrosión industrial

AMPP integra las antiguas normas NACE y SSPC para corrosión, recubrimientos, protección catódica y mitigación. En refinerías envejecidas aportan metodología para evaluar CUI, recubrimientos, fireproofing, corrosión atmosférica y protección de tanques. Su aplicación reduce dispersión del riesgo y orienta reparaciones antes del restart.

Casos y lecciones industriales

Las reactivaciones brownfield realizadas en las últimas dos décadas ofrecen referencias útiles para entender cómo las refinerías envejecidas pueden retomar operación con distintos niveles de CAPEX, riesgo y modernización. Si bien los restart exitosos no son abundantes, los casos documentados en LATAM y Medio Oriente muestran que el retorno de operación es viable cuando se gestiona el balance entre integridad, funcionalidad, cumplimiento ambiental y disponibilidad en el marco de la transición energética, donde cada decisión de inversión es más escrutada.

Estas experiencias permiten identificar patrones comunes: presión por disponibilidad de combustibles, reconfiguración operacional, inversión escalonada, uso mixto de CAPEX–OPEX y participación de contratistas especializados o auditorías externas. En restart brownfield, el éxito no depende únicamente de la integridad mecánica, sino de la capacidad del sistema energético, la secuencia de arranque y la gestión de incertidumbre documental.

Las lecciones industriales muestran que los factores decisivos no siempre son técnicos, sino decisionales y operativos: ventanas de riesgo, orden de comisionamiento, criticidad de utilities y compatibilidad con especificaciones de producto.

Restart exitosos en LATAM y Medio Oriente

En LATAM se han observado restart exitosos en unidades de destilación atmosférica y vacuum mediante estrategias de reparación priorizada, soporte de contratistas, modernización parcial de control y rehabilitación de la flare y utilities. En Medio Oriente, algunos restart se apoyaron en CAPEX escalonado, digitalización temprana y auditorías externas.

En ambos casos, la decisión no fue reconstruir la refinería completa, sino reactivar segmentos críticos y expandir operación a medida que mejora disponibilidad y se reducen las asimetrías de información. El restart parcial se usó como rampa para evaluar integridad y justificar modernización posterior.

Factores que definieron la viabilidad del restart

Los restart exitosos presentan cinco factores comunes: (1) integridad mecánica suficiente en equipos térmicos y de proceso; (2) disponibilidad de utilities (vapor, nitrógeno, energía y flear); (3) cumplimiento ambiental mínimo para despacho y operación; (4) secuencia de arranque escalonada con rampas de carga; y (5) gestión de CAPEX–OPEX bajo presión de disponibilidad. La ausencia de cualquiera de estos factores tiende a generar fallas tempranas, reprocesos o arranques abortados.

En LATAM, la viabilidad depende de reparaciones profundas, soluciones temporales y capacidad de operación ajustada; en Medio Oriente, la viabilidad depende más de CAPEX escalonado, digitalización e integración de contratistas con conocimiento de paradas mayores. La lección industrial es que el restart es un problema de riesgo y decisión, no sólo de integridad.

Conclusiones

Reactivar una refinería envejecida tras décadas sin mantenimiento mayor no es un ejercicio de “poner equipos a funcionar”, sino una decisión industrial compleja donde se cruzan integridad, funcionalidad, ambiente, talento, CAPEX–OPEX, transición energética y tiempos de mercado, en un contexto donde cada restart brownfield es observado como prueba de competitividad y de capacidad de adaptación del sistema refinador.

Las experiencias en LATAM y Medio Oriente muestran que los restart viables no son los más ambiciosos, sino los que gestionan mejor la incertidumbre: diagnostican antes de arrancar, priorizan utilities, tanques y flares, y aceptan que el RBI y el fitness-for-service serán iterativos mientras la planta vuelve a operar, apoyándose cada vez más en gemelos digitales y monitoreo predictivo.

La lección de fondo es clara: el restart brownfield no es un problema exclusivamente técnico, sino de gestión de riesgo en el contexto de una transición energética que exige activos más seguros, eficientes y trazables. La secuencia de comisionamiento, la calidad del diagnóstico inicial, la disponibilidad de vapor, nitrógeno y terminales, el cumplimiento ambiental mínimo y la capacidad de tomar decisiones CAPEX–OPEX bajo presión definen más el éxito que cualquier listado de reparaciones.

Para los equipos de integridad, mantenimiento y gerencia, el camino práctico pasa por cinco pasos: (1) no autorizar ningún arranque sin un diagnóstico integral del activo; (2) tratar utilities, flares y tanques como habilitadores, no como “servicios de apoyo”; (3) usar RBI, API 579/FFS y API 581 como herramientas de reconstrucción de incertidumbre, no como trámites; (4) equilibrar CAPEX–OPEX mediante estrategias de reinicio mínimo viable de la refinería (Minimum Viable Refinery Restart); y (5) cerrar la brecha de talento apoyándose en contratistas, auditores, digitalización y gemelos digitales que consoliden la información de integridad y operación. Solo así un restart deja de ser una apuesta y se convierte en una decisión gestionada.

Referencias

1. American Petroleum Institute. (2020). API Recommended Practice 580: Risk-Based Inspection (3rd ed.). API Publishing.
2. American Petroleum Institute. (2022). API Recommended Practice 581: Risk-Based Inspection Technology (3rd ed.). API Publishing.
3. AMPP/NACE International. (2015). NACE SP0198: Control of Corrosion Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials. Materials Performance Series.
4. (Kaley, L. (2025). “Transitioning from Semi-Quantitative to Fully Quantitative RBI Models.” Inspectioneering Journal, 31(2), 22–34.
5. International Energy Agency (IEA). (2023). Refining and Energy Transition: Operational and CAPEX Outlook 2023–2030. IEA Publications.

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