La industria del petróleo y gas (O&G) ha lidiado durante mucho tiempo con la corrosión interna (CI), especialmente en tramos muertos, que son difíciles de monitorear y gestionar. Si bien se ha recopilado una gran cantidad de datos a lo largo de los años sobre las causas de las fallas, identificar la CI en los tramos muertos como la causa de las fallas sigue siendo difícil. Los esfuerzos para identificar, mitigar y prevenir las fallas relacionadas con la corrosión en los tramos muertos han cobrado impulso, en particular con la participación del Equipo de Minería de Datos (DMT) de API.
Recomendaciones del equipo de minería de datos de API
Desde 2003, el DMT ha emitido varias recomendaciones para mejorar la gestión de la IC, especialmente en tramos muertos. Más recientemente, la Recomendación para Operadores de PPTS: Actualización de los Hallazgos sobre Emisiones de Tuberías de Instalaciones (2016-1) examina datos de 2010 a 2015. [1] Esta recomendación revela una estadística sorprendente: «De las emisiones de instalaciones causadas por IC, al menos el 50 % se produjeron en el punto más bajo de la tubería…». En su recomendación, el API reconoce factores comunes que comparten los tramos muertos, las líneas de instalaciones de uso intermitente, las líneas de drenaje y las líneas de alivio: flujo limitado o esporádico. Estas características crean un entorno propicio para la IC.
Recomendaciones para operadores
El aviso 2016-1 ofrece recomendaciones para los operadores, entre ellas:
- Considere drenar y aislar los puntos muertos, particularmente en el servicio de petróleo crudo, que no cumplen ninguna otra función del proceso.
- Desarrollar planes para eliminar gradualmente a lo largo del tiempo, lo que se alinea con la orientación proporcionada en otros dos avisos.
- Programe el lavado de tramos muertos y líneas de uso intermitente. Otro aviso resaltó la importancia del lavado para gestionar los riesgos de corrosión.
- Desarrollar un programa para gestionar áreas, garantizando que estas áreas potencialmente peligrosas se monitoreen y mantengan de forma constante.
- Desarrollar un programa de inspección de tuberías. Tres avisos previos enfatizaron la importancia de las inspecciones y el monitoreo rutinarios para prevenir fallas por corrosión.
Desafíos e inconsistencias de los datos
Aún existen desafíos para identificar y reportar con precisión las fallas por corrosión, especialmente en tramos muertos. Una revisión de los informes de Investigación de Fallas en Tuberías de la PHMSA reveló inconsistencias en la categorización de las fallas por corrosión. De las 113 investigaciones listadas, solo unas pocas mencionan directamente las fallas en tramos muertos, y existen discrepancias en las causas reportadas. [2] Estas inconsistencias dificultan el seguimiento de las tendencias de corrosión y la solución eficaz de los problemas subyacentes. Se revisaron quince informes de incidentes; seis se atribuyeron a fallas en tramos muertos, mientras que dos incidentes adicionales involucraron puntos bajos en tuberías que se asemejaban a tramos muertos.
Designación de tramo muerto y lagunas en los informes
Una revisión más detallada de los datos de incidentes de la PHMSA entre 2010 y 2024, relacionados con la transmisión de gas, líquidos peligrosos y distribución de gas, revela deficiencias en la forma en que se reportan los tramos muertos. En los datos de Recopilación de Transmisión de Gas, un campo documenta si se produjo una falla en un tramo muerto. Sin embargo, este campo solo se utiliza en un pequeño porcentaje de incidentes: el 0,48 % para la transmisión de gas y el 1,85 % para líquidos peligrosos. Aún más preocupante, varios incidentes en un tramo muerto no se registraron en el campo, lo que sugiere que la designación no se reporta lo suficiente o se aplica de forma inconsistente.
Los datos de distribución de gas, que abarcan incidentes entre 2010 y 2024, no incluyeron ninguna designación específica para tramos muertos, pero sí documentaron un incidente atribuido a un tramo muerto. La falta de un campo para la identificación de tramos muertos en los datos de distribución de gas dificulta aún más el seguimiento y la gestión de estos riesgos. Muchas fallas de tramos muertos pueden no cumplir con el umbral de notificación requerido por la PHMSA, lo que contribuye a la escasa representación de este problema en los informes oficiales.
bajo excavado para inspección. [3]
Abordar las causas fundamentales
Ante la dificultad de identificar las causas de las fallas por corrosión, API ha iniciado entrevistas con empresas con incidentes reportables a la PHMSA. API busca descubrir las verdaderas causas de las fallas relacionadas con la corrosión y brindar una mejor orientación a los operadores en el futuro. Para apoyar esta iniciativa, se ha desarrollado una encuesta exhaustiva que orientará los debates e identificará los factores clave que contribuyen a la corrosión en los tramos muertos. Este esfuerzo es crucial para definir futuras directrices y desarrollar soluciones específicas para la industria.
Dilema terminológico
Un problema que a menudo se pasa por alto en la búsqueda de mejores datos es la variación en la ortografía y la terminología empleada para describir los tramos muertos. El término «tramo muerto» se ha escrito de diversas maneras: con dos palabras, con guion y como una sola palabra. En algunos casos, se le conoce como «callejones sin salida». Estas variaciones crean más dificultades al buscar datos relevantes en múltiples bases de datos y documentos. Estandarizar el término y su ortografía agilizaría las investigaciones futuras y mejoraría la precisión de los informes.
Conclusiones
A medida que la industria continúa perfeccionando su comprensión de la corrosión en tramos muertos, la estandarización de la terminología, la mejora de las prácticas de generación de informes y la optimización de los métodos de recopilación de datos son pasos cruciales para abordar el problema.
Los esfuerzos continuos de API para descubrir las causas fundamentales de las fallas por corrosión mediante encuestas y entrevistas, junto con las recomendaciones de sus avisos, ayudarán a los operadores a gestionar mejor esta amenaza persistente. El objetivo es reducir las fallas, mejorar la seguridad y garantizar la integridad a largo plazo de la infraestructura de petróleo y gas.
Al abordar estos desafíos, la industria del petróleo y gas puede seguir evolucionando hacia prácticas de gestión de la corrosión más efectivas, con el objetivo de minimizar el tiempo de inactividad, reducir los riesgos y garantizar operaciones seguras y eficientes en todo el sector.
Referencias
[1] Instituto Americano del Petróleo (sin fecha). Avisos PPTS. Instituto Americano del Petróleo. https://www.api.org/oil-andnatural-gas/wells-to-consumer/transporting-oil-natural-gas/ pipeline-performance-tracking-system/ppts-related-files/ ppts-advisories
[2] Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos del Departamento de Transporte de EE. UU. (s.f.). Informes de investigación de fallas en tuberías. PHMSA. https://www.phmsa.dot. gov/safety-reports/pipeline-failure-investigation-reports
[3] Ward, LA (2025). Gestión de las amenazas de corrosión interna en tuberías no aptas para limpieza con raspadores y tramos muertos de instalaciones. Actas de la Conferencia sobre Limpieza de Tuberías y Gestión de la Integridad (PPIM).
Este artículo fue desarrollado por la especialista Leslie Ward y publicado como parte de la quinta edición de la revista Inspenet Brief Agosto 2025, dedicada a contenidos técnicos del sector energético e industrial.
