Los operadores de tuberías se enfrentan a amenazas constantes de corrosión y otras anomalías en tuberías enterradas. Para gestionar la integridad, se emplean dos métodos principales de evaluación: Inspección en Línea (ILI) y Evaluación Directa de Corrosión Externa (ECDA). Ambos están formalmente reconocidos por los reguladores (p. ej., PHMSA 49 CFR Partes 192/195, CSA Z662, NACE SP0502) como técnicas válidas de evaluación de integridad.
Las herramientas ILI (a veces llamadas «pigs inteligentes») atraviesan físicamente una tubería activa para recopilar datos sobre el estado de las paredes.
ECDA es un proceso estructurado de cuatro fases que utiliza inspecciones sobre el suelo y excavaciones específicas para evaluar la corrosión externa. Cada método tiene ventajas, limitaciones y casos de uso adecuados. Las secciones a continuación comparan ILI y ECDA en términos de aplicaciones típicas, costo, confiabilidad y requisitos regulatorios, con una tabla de resumen y orientación para elegir el método apropiado.
Inspección en línea (ILI)
Descripción general: ILI se refiere al uso de «pigs inteligentes» instrumentados a través de la tubería durante el servicio. Estos dispositivos incorporan sensores de pruebas no destructivas (p. ej., fugas de flujo magnético [MFL], pruebas ultrasónicas [UT] y herramientas de calibración geométrica) que miden el espesor de la pared, detectan pérdidas de metal, grietas, abolladuras y otras anomalías.
Un pig inteligente se lanza y se recupera mediante accesorios especiales (lanzadores/receptores) y utiliza el flujo de producto de la tubería para su propulsión, por lo que las inspecciones a menudo pueden realizarse sin una parada completa.
Capacidades: Las herramientas modernas de ILI proporcionan datos completos y de alta resolución sobre la integridad de las tuberías. Por ejemplo, el raspador MFL detecta picaduras de corrosión y cuantifica la pérdida de metal, mientras que el raspador UT mide con precisión el espesor de pared restante e incluso visualiza grietas. Una ejecución de ILI bien ejecutada genera mapas de anomalías por ubicación y tamaño a lo largo de toda la longitud inspeccionada.
Estos datos permiten a los operadores priorizar reparaciones o reemplazos antes de que se produzcan fallas. Como se indica en una revisión de integridad, «las evaluaciones periódicas [ILI]… ayudan a mitigar los riesgos al permitir la detección y el control» de la corrosión y los defectos. En la práctica, la ILI es el método más directo para evaluar la corrosión externa e interna (si hay líquido presente) y suele ser necesaria en tuberías de transmisión de alta presión siempre que sea posible.
Ventajas: Las principales ventajas de ILI incluyen la operación no intrusiva (sin paradas prolongadas), datos de inspección extremadamente detallados y el mapeo automatizado de defectos. Las herramientas en línea proporcionan un cálculo cuantitativo del espesor de pared y el dimensionamiento de anomalías, lo que facilita el mantenimiento preventivo. Al detectar defectos a tiempo, ILI puede reducir las paradas imprevistas y los incidentes ambientales. Muchos operadores consideran que ILI es rentable a largo plazo porque limita las reparaciones de emergencia.
Limitaciones: La ILI requiere una tubería compatible con raspadores. Esto significa que la línea debe tener un diámetro suficiente (típicamente ≥4 pulgadas), una geometría interna compatible con los raspadores (sin constricciones complejas ni codos sin mapear) y permitir el lanzamiento/recepción de raspadores. Los segmentos de tubería no metálicos, las carcasas severamente corroídas o las tes/ válvulas sin barras pueden bloquear los raspadores.
La preparación de una tubería para la ILI también implica costos adicionales: a menudo requiere limpieza («raspadores de suciedad») y pasajes de línea, además de personal dedicado. Como señala un estudio de la industria, «el costo de la inspección en línea puede ser alto»; los gastos incluyen las corridas de raspadores, el personal adicional, el tiempo de inactividad de la producción y la propia herramienta de inspección.
Estos costos significan que la ILI generalmente se realiza en líneas de transmisión principales a intervalos de varios años, lo que puede no cumplir con los requisitos mínimos de inspección corporativos o jurisdiccionales.
Fiabilidad: Cuando se realiza correctamente, la ILI es altamente confiable para detectar y cuantificar defectos en tuberías. Las herramientas en línea deben estar calificadas (por ejemplo, según API 1163) y su rendimiento validado, pero generalmente son la mejor manera de encontrar pequeñas picaduras de corrosión y grietas a largas distancias.
La desventaja es que, si un raspador no transita o si la herramienta no es adecuada para una tubería específica, la inspección puede ser incompleta. Además, la ILI generalmente no puede inspeccionar tuberías o tramos de tubería de diámetro extremadamente pequeño y, por definición, solo evalúa las áreas que el raspador puede alcanzar.
Descripción general: El ECDA es un proceso estructurado de cuatro fases enfocado en las amenazas de corrosión externa. Se describe en NACE SP0502/NACE SP0504 (ahora bajo AMPP) y está reconocido por los organismos reguladores. En resumen, La ECDA implica:
- Evaluación previa (recopilación de datos e identificación de la región).
- Inspección indirecta (estudios sobre el suelo, como estudios de potencial a intervalos cortos, DCVG/ACVG y pruebas de suelo).
- Examen directo (excavaciones dirigidas de la tubería en lugares indicados por herramientas indirectas).
- Evaluación posterior (análisis e informes).
El objetivo es evaluar y reducir el impacto de la corrosión externa en la integridad de las tuberías. Al localizar la actividad de corrosión existente y facilitar las reparaciones, el ECDA ayuda a prevenir que los defectos se desarrollen sin control. Generalmente se repite cíclicamente (por ejemplo, cada 5 a 7 años) como parte del plan de gestión de la integridad.
Capacidades: ECDA utiliza técnicas indirectas para detectar posibles niveles de corrosión. Por ejemplo, los estudios de intervalos cerrados (CIS) miden la efectividad de la protección catódica (PC), las pruebas DCVG/ACVG detectan lagunas y anomalías en el recubrimiento, y las pruebas de resistividad/pH del suelo miden la corrosividad.
Estos datos se analizan para identificar las zonas de riesgo en la tubería. En la fase de examen directo, el operador excava en puntos de alto riesgo, inspecciona el recubrimiento, mide el daño por corrosión y el espesor remanente, y evalúa el rendimiento de la PC.
La combinación de los datos del estudio y las excavaciones confirmatorias permite a los operadores identificar defectos de corrosión reales y corregirlos, abordando al mismo tiempo las causas raíz. Posteriormente, un informe posterior a la evaluación documenta los hallazgos y establece intervalos de reevaluación.
Ventajas: La ECDA puede realizarse sin necesidad de retirar la tubería de servicio. (Según Matcor, «A diferencia de la inspección en línea, la ECDA no requiere el cierre de la tubería, lo que la convierte en una opción más eficiente y económica»). Suele ser la única opción práctica para tuberías que no se pueden limpiar con raspadores, por ejemplo, líneas muy antiguas, tuberías de distribución de diámetro pequeño, líneas con accesorios que no se pueden limpiar con raspadores o curvas cerradas.
La ECDA es obligatoria o está permitida por la normativa en estos casos. Proporciona un monitoreo específico de la corrosión a lo largo de las tuberías enterradas y, al centrarse en las señales eléctricas, puede detectar fallas ocultas del revestimiento que podrían pasar desapercibidas con excavaciones aleatorias.
Limitaciones: El ECDA no inspecciona directamente toda la pared de la tubería. Su precisión depende de la selección y el análisis de indicadores indirectos; las zonas sin señales alarmantes podrían presentar defectos ocultos. Además, el ECDA requiere múltiples fases de trabajo (recopilación de datos, estudios, equipos de excavación) e implica excavar la tubería en numerosos puntos, lo que aumenta la complejidad y el coste.
La mano de obra y los recursos para los estudios de suelos, la interpretación de datos y la excavación pueden ser considerables. Si las herramientas indirectas no detectan un punto de corrosión, el defecto solo podrá detectarse en un ciclo posterior. Por lo tanto, los resultados del ECDA deben validarse cuidadosamente; en la práctica, las excavaciones de «examen directo» son la confirmación definitiva de cualquier anomalía identificada.
Casos de uso y escenarios
Tuberías de transmisión con raspadores: Para oleoductos/gasoductos largos y de alta presión, con diámetro suficiente y lanzadores bien definidos, se suele preferir la ILI. Estos oleoductos se benefician de la imagen de alta resolución del estado de las paredes que proporciona la ILI. Por ejemplo, una línea de transmisión de gas en suelo corrosivo se someterá a pruebas con herramientas MFL/UT para detectar puntos calientes de corrosión externa a lo largo de cientos de kilómetros.
Los datos en línea permiten a los operadores planificar reparaciones con precisión y mantener una operación segura con un mínimo de tiempo de inactividad no planificado.
Tuberías no perforables o pequeñas: El ECDA destaca en tuberías donde los raspadores inteligentes no pueden acceder. Las tuberías de distribución (de diámetros más pequeños, con muchas tomas de servicio o curvas) suelen utilizar el ECDA para cumplir con los requisitos de integridad. De igual manera, las tuberías transnacionales que tienen ciertas secciones que no se pueden raspar (por ejemplo, con muchas válvulas de bloqueo, geometría compleja o carcasas antiguas) pueden utilizar el ECDA en esos segmentos.
Como señala un consultor en corrosión, «la inspección en línea puede verse limitada debido a la geometría de la tubería; en estas situaciones, es necesario un programa de ECDA para cumplir con las regulaciones gubernamentales».
El ECDA también se utiliza en secciones especiales cortas (carcasas, cruces de carreteras o ríos) donde el raspado no es factible. En esencia, cualquier segmento de tubería que los reguladores consideren corrosivo externamente, pero que no se pueda raspar completamente, suele utilizar el proceso ECDA.
Áreas de alta consecuencia (AAC): Las normas de gestión de integridad de la PHMSA permiten la ILI o la DA como método de reevaluación para las HCA. En el caso de algunos ductos urbanos o alimentadores críticos, un operador podría optar por la ECDA para minimizar el riesgo de cierres a gran escala, o la ILI si el ducto es totalmente apto para raspado.
La norma de gas de la PHMSA reconoce explícitamente que la DA (incluida la ECDA) es necesaria cuando no se pueden utilizar la ILI ni las pruebas de presión hidrostática, y puede servir como una alternativa eficaz y equivalente a la ILI en ciertos casos. En la práctica, los operadores suelen utilizar evaluaciones de riesgos para decidir si el raspado o la DA mitigan mejor las amenazas a cada segmento del ducto.
Normas regulatorias: Ambos métodos se rigen por las normas industriales y gubernamentales. NACE SP0502 (ahora ANSI/ AMPP SP0502) especifica el proceso ECDA. Los documentos API (como API 1163 para la calificación de herramientas ILI y API 1160 para la gestión de la integridad de tuberías de líquidos) ofrecen orientación sobre la realización de inspecciones en línea y programas de integridad.
Las regulaciones CSA Z662 (Sistemas Canadienses de Oleoductos y Gasoductos) y PHMSA (49 CFR 192.925 para gas, 195.452 para líquidos) permiten el ECDA como método alternativo de evaluación de la integridad. En resumen, tanto el ILI como el ECDA (cuando se realizan conforme a las normas) pueden cumplir con los requisitos regulatorios si se aplican correctamente.
Comparación: Inspección en línea (ILI) vs. Evaluación directa de corrosión externa (ECDA)
| Criterio | Inspección en línea (ILI) | Evaluación directa de la corrosión externa (ECDA) |
|---|---|---|
| Técnica | Inspección interna mediante pigs inteligentes (herramientas en línea que funcionan dentro de la tubería) | Evaluación externa mediante estudios indirectos y excavaciones selectivas |
| Cobertura | Cobertura completa del interior de la tubería | Selectivo, basado en resultados de encuestas indirectas y segmentación de riesgos |
| Precisión de los datos | Alta precisión con mediciones cuantificadas (tamaño del defecto, ubicación y profundidad) | Precisión moderada; se basa en indicaciones indirectas y controles aleatorios |
| Anomalías detectables | Pérdida de metal, grietas, deformidades geométricas y defectos de soldadura. | Corrosión externa, degradación del revestimiento e interacciones suelo/medio ambiente |
| Requisitos de la tubería | El ducto debe ser apto para raspadores con instalaciones de lanzamiento y recepción. | Adecuado para tuberías que no se pueden raspar |
| Preparación requerida | Limpieza, selección de herramientas y coordinación para el lanzamiento y recepción de herramientas. | Planificación previa a la inspección, inspecciones indirectas y posibles excavaciones de derecho de paso |
| Salida de datos | Informes digitales detallados con coordenadas GPS y dimensionamiento de defectos | Sitios de excavación clasificados según el riesgo y evaluación cualitativa del revestimiento/corrosión |
| Costo | Alto costo inicial, eficiente para grandes segmentos | Costo inicial más bajo, pero puede aumentar con excavaciones extensas. |
| Aceptación regulatoria | Fuerte: ampliamente aceptado en la industria y la regulación (API 1163, PHMSA, etc.) | Aceptado según NACE SP0502, pero requiere validación con evaluación directa |
| Limitaciones | No aplicable para tuberías que no se puedan limpiar con raspadores, de diámetro pequeño o de geometría compleja. | Menos preciso para defectos internos y requiere acceso físico para excavar. |
| Mitigación de riesgos | La detección de defectos de alta precisión favorece el mantenimiento proactivo | Moderado basado en condiciones inferidas, se basa en suposiciones |
Seleccionar el método apropiado
La elección entre ILI y ECDA depende de las características de la tubería, la ubicación y el perfil de riesgo:
Tipo y geometría de la tubería: I Si la línea es apta para raspadores (diámetro adecuado, mayormente recta, con lanzadores), generalmente se prefiere el sistema ILI por su minuciosidad. Para segmentos que no son aptos para raspadores (p. ej., diámetro pequeño, muchas válvulas o trazado complejo), se requiere el ECDA. Por ejemplo, las tuberías principales de distribución y las líneas de recolección antiguas suelen depender del ECDA.
Ubicación e impacto: En zonas de alta incidencia o densamente pobladas, minimizar el tiempo de inactividad es crucial. La capacidad de ECDA para inspeccionar sin una parada completa es una gran ventaja. Por el contrario, en zonas remotas o fácilmente aisladas, los operadores podrían programar una ejecución de ILI, ya que el impacto de una interrupción breve es manejable y la recuperación de datos es alta.
Riesgo de corrosión: Para tuberías expuestas a ambientes externos agresivos (p. ej., suelos muy corrosivos, alta humedad), el ILI regular (para detectar la corrosión externa) puede combinarse con el ECDA (para verificar cualquier área problemática). En caso de amenazas de corrosión interna (debido al agua o impurezas en el fluido), el ILI también detecta la pérdida de metal dentro de la tubería, mientras que el ECDA no aborda la corrosión interna.
Requisitos reglamentarios: Si la normativa permite múltiples opciones, adopte un enfoque basado en el riesgo. Un operador de transporte de gas, por ejemplo, podría utilizar ILI para la mayor parte de la línea, pero planificar ECDA en segmentos donde el lanzamiento de un raspador no sea práctico. La guía de la PHMSA señala explícitamente que la DA (incluida la ECDA) puede utilizarse como método principal o complementario junto con ILI.
Recomendaciones:
Transmisión de gran volumen (Piggable): Utilice ILI para la evaluación inicial y la reevaluación (p. ej., análisis de MFL/ UT cada 5 a 7 años). Complemente con ECDA en cualquier sección no apta para raspado o en las conexiones de alto riesgo.
Sistemas pequeños o distribuidos (no compatibles con piggables): Implementar un programa regular de ECDA según NACE SP0502 (con excavaciones periódicas). Si el presupuesto lo permite, considerar inspecciones ocasionales similares a las de ILI utilizando herramientas innovadoras (p. ej., orugas ancladas) o sustituir las ILI por laterales más grandes.
Sistemas mixtos: Las estrategias híbridas son comunes. Por ejemplo, las secciones de la línea principal que admiten raspadores pueden ser raspadas, mientras que las líneas laterales o las secciones taponadas se someten a ECDA. Una matriz de decisión podría ser: «¿El segmento de tubería es mayor de 4″ y mayormente recto, con lanzadores de raspadores? En caso afirmativo, se recomienda ILI; en caso negativo, se realiza ECDA».
Validación y Seguimiento: Independientemente del método, inspeccione siempre cualquier indicio de defectos. Las excavaciones de ECDA y cualquier anomalía observada en los datos de ILI deben validarse mediante análisis de ingeniería (p. ej., cálculos de resistencia remanente) y criterios de reparación (métodos ASME B31G o RSTRENG).
En resumen, la Inspección en Línea proporciona los datos de integridad más detallados en tuberías con raspado, pero con un mayor costo y esfuerzo de preparación. La ECDA ofrece una alternativa menos intrusiva y que cumple con las normativas para detectar la corrosión externa donde el raspado no es práctico.
El enfoque óptimo suele utilizar ambos: ILI para una cobertura completa y ECDA para subsanar las deficiencias y verificar las amenazas de corrosión externa. Los operadores deben sopesar el diseño de la tubería, el entorno y el riesgo para seleccionar el método (o combinación) que mejor equilibre el costo, la confiabilidad y las limitaciones operativas.
Este artículo fue desarrollado por el especialista Dushyant Kale y publicado como parte de la quinta edición de la revista Inspenet Brief Agosto 2025, dedicada a contenidos técnicos del sector energético e industrial.
