Implementación de la Administración de Integridad de ductos en México

MEXICO
IMPLEMENTACIÓN DE LA
ADMINISTRACIÓN DE INTEGRIDAD DE
DUCTOS EN MÉXICO
ESPECIALIDAD: MATERIALES
Jorge Luis González Velázquez
Doctor en Ciencias, especialidad en metalurgia
17 de enero de 2013
)oI
México, Distrito Federal

Implementación de la administración de integridad de ductos en México
CONTENIDO
Pág ¡ n a
Resumen ejecutivo 3
1 Introducción 6
2 Desarrollo del tema 8
3 Conclusiones 45
4 Bibliografía 48
5 Agradecimientos 50
6 Curriculum vitae 51
Especialidad: MATERIALES 2

RESUMEN EJECUTIVO
La administración de integridad mecánica de ductos de transporte de
hidrocarburos se ha convertido en los años recientes en el paradigma de
la planeación, organización y coordinación de todas las actividades de
mantenimiento en esta importante industria. La adopción de la
metodología de administración de integridad por parte de Petróleos
Mexicanos ha pasado por varias etapas, desde una "buena práctica"
como parte del Elemento 17 del Sistema de Administración de
Seguridad Industrial y Protección Ambiental, a mediados de los años 90,
hasta convertirse en la Norma Oficial Mexicana NOM 027 SESH en el
2010.
Este desarrollo no ha estado exento de problemas, malos entendidos e
incluso retrocesos que han llevado a fuertes controversias, hasta de tipo
legal. La interpretación adecuada de los conceptos y metodologías de la
integridad mecánica es fundamental para poder elaborar el Contrato de
Obra Pública relativo a la administración de integridad y aseguramiento
de la confiabilidad que lleve a una sana relación cliente-proveedor, pero
sobre todo que consiga el objetivo final de la administración de
integridad, que es la prevención de fallas y la elevación de la
disponibilidad operativa de los ductos de conducción de hidrocarburos.
La Administración de Integridad de Ductos tiene como principal objetivo
el proporcionar al operador y mantenedor de un sistema de transporte
por ducto las herramientas de información y toma de decisiones que le
permitan implementar de manera eficiente y óptima las acciones de
prevención, detección y mitigación de los riesgos que potencialmente
pueden resultar en fallas y pérdida de la capacidad operativa y de esta
manera alcanzar una mayor seguridad y confiabilidad en la operación de
los ductos de transporte de hidrocarburos.
En el presente trabajo se realiza un análisis de los conceptos y métodos
de la administración de la integridad mecánica para de ahí proponer la
mejor forma de plasmar tales conceptos y métodos en un contrato de
obra pública.
La NOM-027-SESH-2010 se fundamenta en métodos aceptados y
reconocidos para la evaluación de la integridad y el riesgo en ductos,
mediante un proceso de análisis con el cual el operador de un ducto
determina los eventos que pueden llegar a afectar la integridad y que
provoquen desviaciones en la operación o vulneren la seguridad. El
PAID, por su parte es un proceso de Administración que establece que la
información debe ser capturada, organizada y resguardada en una base

de datos del o los sistemas de transporte por ducto que estén a cargo
de la entidad u organismo responsable y una vez recabada la
información, el proceso inicia con la división del ducto en segmentos con
el fin de enfocar el plan hacia los puntos de interés en el recorrido del
ducto. Una vez segmentado el ducto, se identifican los segmentos que
cruzan o pueden afectar una Zona de Alta Consecuencia (ZAC), que son
áreas donde en caso de un incidente las consecuencias serían elevadas.
El siguiente paso es la evaluación del riesgo mediante un proceso
analítico por el cual se identifican el tipo de eventos adversos o
condiciones que pueden impactar la integridad del ducto y se evalúa la
probabilidad de que estos eventos ocurran, así como la naturaleza y
severidad de las consecuencias de una falla. Este proceso analítico
involucra la incorporación de información del diseño, construcción,
operación, mantenimiento, pruebas, inspección y toda la información
relacionada con el sistema de ductos. La evaluación de riesgo, que es la
base de un programa de administración de integridad, puede variar en
alcance y complejidad y usar diferentes métodos o técnicas, pero su
objetivo será siempre el de evaluar el riesgo para identificar las
amenazas de falla (los riesgos) para así poder monitorearlas y
controlarlas.
Posterior a la evaluación de riesgo se selecciona el método de
evaluación de integridad a usar en los segmentos de interés de entre
tres métodos posibles: Inspección Interior, Prueba de presión o
Evaluación Directa, y así desarrollar un plan de detección, mitigación y
prevención de riesgos, que sea efectivo y jerarquizado.
El PAID establece las medidas de desempeño del programa, de acuerdo
con las necesidades de cada operador, con el fin de evaluar
periódicamente su efectividad. Se deben emitir y evaluar reportes
periódicos de la efectividad del programa de administración de
integridad de un operador con el fin de mejorar continuamente el
programa.
El Contrato de Obra Pública debe ser diseñado y concursado para
implementar de manera eficiente y óptima las acciones de prevención,
detección y mitigación del riesgo en el Sistema 4, que resultará en un
incremento de la seguridad y la reducción de incidentes. Adicionalmente
el Contrato se licitó partiendo de un precio unitario máximo determinado
con base en los costos históricos de mantenimiento de este Sistema y
solicitando a los licitantes un descuento sobre ese precio unitario
máximo.

La materia de administración de integridad no es simple y requiere para
su aplicación de amplia experiencia, conocimiento y destreza por parte
de los encargados de su aplicación. Este análisis pone de manifiesto que
el éxito de la Administración de Integridad se fundamenta no sólo en la
claridad y congruencia con que haya sido redactado el contrato, sino en
el cabal entendimiento de la normatividad y un dominio absoluto de las
disciplinas y especialidades asociadas a ella.
Palabras clave: Integridad mecánica, administración de integridad,
ductos de transporte, metalurgia, mecánica de fractura.
861 PALABRAS
LUJ

1. INTRODUCCIÓN.
Quien suscribe ha dedicado los últimos 22 años de su vida profesional a
la investigación, enseñanza e implementación de los principios,
conceptos y metodologías de la administración de integridad de ductos
de transporte de hidrocarburos. Ha conducido miles de estudios de
integridad mecánica en ductos y centenares de investigaciones de
accidentes y fallas de la red de distribución de hidrocarburos de Pemex.
En adición a esta experiencia, es autor de más de 160 artículos
científicos y técnicos en tópicos relacionados con la materia de
integridad mecánica; es autor de libros técnicos en comportamiento
mecánico y mecánica de fractura y en particular fue Editor Principal y
Coautor de un Manual de Operación de Mantenimiento de Ductos que
consta de dos volúmenes de más de 600 páginas cada uno, que describe
en detalle las actividades, metodologías y fundamentos del
mantenimiento y operación de ductos de transporte de hidrocarburos y
que incluye un capítulo dedicado a la integridad y confiabilidad.
Esta experiencia y conocimiento le dan al autor la capacidad necesaria
para abordar este trabajo desde la perspectiva de uno de los actores
principales del desarrollo e implementación de las metodologías de
análisis de integridad de ductos en México, con un enfoque crítico que
busca aportar elementos que contribuyan a la efectiva implementación
de la importante disciplina de la administración de la integridad
mecánica de ductos y de manera general al desarrollo y progreso de la
ingeniería.
La administración de integridad de ductos se ha interpretado de muchas
formas, desde "buena idea", hasta el paradigma para la solución de los
problemas de alta frecuencia de fallas y prevención de accidentes. Se ha
imitado como una moda de los países industrializados, que en un afán
de "mantenerse al día" se adaptó y plasmó en contratos de Obra Pública
preparados a la ligera, con graves consecuencias. Pero también se le ha
visto como una nueva etapa de la evolución del mantenimiento de
ductos e instalaciones de la industria petrolera y como tal, tiene el
potencial de desarrollar todas las ventajas de eficiencia, eficacia y
optimización que se requieren en el entorno actual de la industria
petrolera mundial y nacional.
El entendimiento incorrecto o incompleto de los conceptos de la
integridad mecánica, ha llevado a fuertes controversias en algunos de
los contratos de obra pública relativos a la integridad mecánica que ha
licitado Petróleos Mexicanos, que han planteado la idea de que la
administración de la integridad es inviable, impráctica o que nuestro

país no está preparado para su uso. Todo lo contrario, esta controversia
permite ratificar, si algún beneficio se desprende de ella, que la
administración de la integridad es perfectamente viable, pero que es
materia de expertos y de empresas con un alto nivel técnico, un alto
nivel de compromiso y ética profesional, en un entorno en el que las
instituciones de educación superior e investigación y la industria
prestadora de servicios, coadyuven al desarrollo de implementación de
la disciplina de la administración de la integridad, a través de esquemas
que aseguren que quienes participan como licitantes tengan las
características que se citan arriba.
En el presente trabajo se realiza un análisis detallado de los conceptos y
métodos de la administración de la integridad mecánica, para proponer
lo que a juicio del autor es la mejor forma de plasmar tales conceptos y
métodos en un contrato de obra pública. Paralelamente presenta casos y
experiencias vividas por el autor, que ilustran o ejemplifican las
consecuencias, buenas y malas, de la interpretación de tales conceptos;
de tal forma que el texto presenta también una especie de ensayo
histórico de la implementación de la administración de integridad de
ductos de conducción de hidrocarburos en nuestro país.
En la primera parte del trabajo se presentan los principios y conceptos
básicos de la integridad mecánica; continúa con una reseña histórica
desde sus orígenes en las industrias nuclear y aeronáutica, hasta la
implementación en la industria del transporte por ducto en México. Se
pone especial énfasis en contrastar los conceptos correctos de la
integridad mecánica con la manera en que éstos han sido y son
manejados en la industria mexicana.
La segunda parte describe cómo se deben plasmar los conceptos
fundamentales de la integridad, en un contrato de obra pública de
administración de integridad de sistemas de ductos para transporte de
hidrocarburos, para que se entienda y ejecute adecuadamente por parte
de los contratistas, partiendo de la base de la Norma Oficial Mexicana
para la administración de la integridad de ductos NOM 027 SESH 2010.
Finalmente, se presenta un modelo de implementación de la
administración de integridad, más allá de normas y códigos, que se
basan en experiencias y modos de trabajo extranjeros y propone una
estrategia adecuada a la idiosincrasia, costumbres, talentos y
limitaciones de la industria nacional.

2. DESARROLLO DEL TEMA
2.1 Reseña histórica del desarrollo de la integridad mecánica.
Esta reseña no pretende ser una recopilación rigurosa ni completa de la
historia de la integridad mecánica, sino que únicamente busca presentar
al lector algunos hechos históricos de la disciplina de la integridad
mecánica, que tuvieron una incidencia directa en la formación del autor
y de manera más específica, en el desarrollo de esta disciplina en la
industria del transporte de hidrocarburos en México.
El concepto de integridad estructural no es nuevo, ya en 1937 las
regulaciones de aviación civil en los Estados Unidos de Norteamérica
describían los requerimientos de la "Filosofía de Resistencia Estructural"
para la aplicación de factores de seguridad en el diseño que
consideraran:
Incertidumbres en cargas
Imprecisiones del análisis estructural
Variaciones en resistencia de materiales
Deterioro en servicio, y
S. Variaciones en calidad
Estas consideraciones ya preveían la importancia de factores relativos a
la resistencia de los materiales, las cargas y la presencia de defectos,
que como se verá más adelante constituyen las bases de la evaluación
de la integridad mecánica, aunque en esos años la intención era
asegurar que los aviones pasaran las pruebas de resistencia estructural.
Hasta antes de la Segunda Guerra Mundial, la vida de diseño de las
aeronaves era muy corta, por ejemplo entre 1916 y 1920 los aviones
operados por la Fuerza Aérea de los EUA era de tan solo 1.7 años; y los
tiempos de vida de diseño no eran mucho mayores en otras industrias.
Después de la Segunda Guerra Mundial, los tiempos de vida de diseño
se incrementaron de manera estable y se comenzó a introducir la
filosofía de la "vida segura", que establece un tiempo después del cual la
probabilidad de falla es inaceptable. Los avances en las metodologías de
diseño y la mejora de materiales permitieron llegar de manera
consistente a vidas de diseño de 20 a 25 años, lo cual tuvo un enorme
impacto en el desarrollo de la industria a nivel mundial, pues se
incrementó el valor de retorno de los activos industriales y las utilidades
pudieron re-invertirse en más investigación y desarrollo.

Hacia los años 70's ya estaban perfectamente establecidos los
conceptos y metodologías del mantenimiento preventivo, fincados
básicamente por la relación entre la edad de servicio y la probabilidad
de falla, donde la aplicación de técnicas estadísticas permitió afinar las
predicciones de falla, estableciendo los tiempos para el cambio de piezas
desgastadas y la ejecución de actividades de mantenimiento, tales como
limpieza, pintura, lubricación, etcétera; sin embargo se presentaron dos
problemas inéditos:
La dificultad para reemplazar las plantas e instalaciones industriales
que estaban alcanzado o ya habían rebasado su vida útil de diseño, y
La detección de defectos estructurales (principalmente grietas) que
planteaban la necesidad de suspender el servicio por el riesgo de
falla.
El problema del fin de la vida útil planteaba la necesidad de conocer las
capacidades reales de servicio de los componentes, mientras que la
evaluación de defectos demandaba los algoritmos cuantitativos para
determinar el efecto de la presencia del defecto en la capacidad de
carga. Esta situación era por sí misma paradójica, pues en muchos
casos la experiencia mostraba que componentes que ya "debían haber
fallado continuaban en servicio", pero no se contaba con la herramienta
cognitiva para hacer soportar tal afirmación. Cabe hacer la mención de
que tal herramienta es la mecánica de fractura, que para los años 70 's
ya estaba desarrollada en su aproximación lineal elástica, la cual si bien
podía resultar conservadora, era suficiente, pues la inmensa mayoría de
los componentes estructurales y mecánicos son diseñados para trabajar
en el régimen elástico de esfuerzos y deformaciones.
En 1969 un avión de combate F-111 de General Dynamics se desplomó
en pleno vuelo, después de haber cumplido 100 horas de servicio; la
investigación del accidente mostró que la causa de la falla fue una grieta
de 24 mm de largo y 7.2 mm de profundidad en la placa inferior del
pivote del ala izquierda. La grieta había sido formada en un pliegue de
forja durante la fabricación de la placa de acero de alta resistencia, que
pasó sin detectarse en las inspecciones de fabricación y de servicio.
Lejos de prohibir la presencia de grietas -lo cual hubiera aniquilado la
industria aeronáutica- la posibilidad de predecir con exactitud el tamaño
crítico de grieta, la carga de falla y el tiempo de vida remanente a partir
de los conceptos de la mecánica de fractura, llevó en 1974 al desarrollo
de la filosofía de "Tolerancia al Daño" para la industria aeronáutica.

WiY.0 ni'-, Mf-
Figura 1. Avión F-111 accidentado en 1969 y grieta causante de la falla.
Hito en la historia de la integridad mecánica
El concepto de tolerancia al daño rápidamente se extendió a toda la
industria, tanto como filosofía de diseño, pero principalmente, como un
valioso criterio de evaluación, pues permite que estructuras y
componentes con defectos, puedan continuar en servicio siempre que se
demuestre que son capaces de soportar las cargas de trabajo y su
desarrollo pueda ser monitoreado mediantes inspecciones periódicas. La
tolerancia al daño permitió a la industria ahorrar enormes cantidades de
dinero al reducir los paros para reparaciones y nuevamente dio pie a
una nueva etapa de desarrollo industrial.
Para la segunda mitad de la década de los 90's el término "Integridad
Mecánica" y su equivalente "Aptitud Para el Servicio" (Mechanical
Integrity y Fitness for Service) están completamente asimilados por la
industria petrolera. En la industria petrolera nacional, el concepto de
integridad se comenzó a introducir como una respuesta al problema del
"envejecimiento" de ductos, pues en esa época muchos ductos
construidos en los años del "boom" petrolero estaban por alcanzar su
vida de diseño. Ante la dificultad para la construcción de ductos nuevos,
PEMEX se vio en la necesidad de evaluar la operatividad de sus ductos
para determinar si eran aptos para funcionar mas allá de su vida
proyectada; al mismo tiempo era necesario definir las acciones para
lograr tal operatividad. La respuesta estaba en el análisis de integridad.
Previo a los años 90, PEMEX era una empresa integrada y se encargaba
de prácticamente todas las tareas de mantenimiento a ductos; las obras
por contrato se asignaban a empresas mexicanas y a menos que no
existiera una nacional, se asignaban a empresas extranjeras. Bajo tal
esquema de control estatal, la apertura a nuevas tecnologías era

sumamente lenta y el mantenimiento a ductos cayó en un rezago
tecnológico. Antes de 1990, esto no representaba un gran problema, en
parte por la edad relativamente corta de la mayor parte de la red de
ductos, porque no presentaban fallas frecuentes y por la falta de
atención de la sociedad a los temas de seguridad y protección al
amblen te.
Este escenario comenzó a cambiar rápidamente a principios de los 90's
por el incremento sustancial de la producción de hidrocarburos amargos,
lo que trajo como consecuencia el incremento de la corrosión interna,
del agrietamiento inducido por hidrógeno absorbido y el agrietamiento
por corrosión y esfuerzos (HIC y SCC por sus siglas en inglés) en los
ductos de producción primaria. Estas fallas fueron detectadas al
principio en las regiones Sur y Marina de Pemex Exploración y
Producción y posteriormente, al inspeccionar los ductos con equipos
instrumentados de inspección interna de alta resolución. El daño por
servicio amargo no estaba incluido en los códigos de evaluación de
daños disponibles en ese tiempo y PEMEX se vio obligado a buscar
asistencia técnica para su evaluación, corrección y prevención,
favoreciendo con esto la apertura a nuevas tecnologías en materia de
integridad.
En esos mismos años, con el Tratado de Libre Comercio de
Norteamérica, comenzaron a ingresar al mercado mexicano compañías
extranjeras ofreciendo servicios de innovación tecnológica en el campo
de inspección y mantenimiento a ductos. En 1992, la división de PEMEX
en cuatro organismos subsidiarios: PEMEX Exploración y Producción
(PEP), PEMEX Refinación, PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y
PEMEX Corporativo, coincidió con la nueva estrategia de realizar el
mantenimiento a ductos a través de contratos con compañías privadas.
Para 1991, con la incorporación del código ANSI B31G a la Norma
PEMEX 07.3.13 "Diseño, construcción, operación, mantenimiento e
inspección de tuberías de transporte", se sentaron las bases para el
análisis de integridad, pues oficialmente se permitía la evaluación
cuantitativa de la presión de falla de un ducto con pérdidas de metal por
corrosión. En esta misma época, con la llegada de compañías de
inspección con equipos instrumentados de alta resolución y firmas
internacionales de consultoría, comenzaron a manejarse los servicios
integrados de inspección, evaluación de daños y reparación, como un
paquete a través de contratos de Obra Pública.
Aunque el único tipo de daño evaluado era la pérdida de metal por
corrosión, otras formas de daño, como los defectos en soldaduras y las
abolladuras, eran evaluados por el sistema tradicional de tamaño

máximo permisible por norma de construcción y las grietas,
simplemente no eran evaluadas y se reparaban a la detección. Con la
publicación de la práctica recomendada API RP 579 "Fitness for Service"
(Aptitud Para el Servicio) en el año 2000 comenzaron a manejarse en
algunos círculos dentro de PEMEX los conceptos de integridad mecánica,
así como por algunos de sus proveedores de servicios tecnológicos como
el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), el Instituto Politécnico Nacional
(IPN) y empresas de consultoría internacional como Batelle Memorial
Institute, pero en ese principio, el concepto de la integridad tuvo poca
difusión y prácticamente no se incluyó como metodología en ningún
contrato de mantenimiento.
Con la implementación del Sistema Integral de Administración de la
Seguridad y Protección Ambiental (SIASPA), se incluyó el elemento 17,
que se refería a la preservación de la integridad mecánica, aunque sólo
como parte de la elaboración de planes integrales de mantenimiento,
como muestra la figura siguiente.
mantenimiento iit;i -, miento anomalías
La operación y el Se detectan las Se desarrollan Se desarrollan
mantenimiento necesidades de procedimientos para el procedimientos para
deberán ser realizados capacitación en los seguimiento de la prácticas seguras de
en base a procedimientos de corrección de trabajo que incluyan
procedimientos operación y anomalías los aspectos de
escritos que mantenimiento, seguridad y protección
incorporen los ambiental.
aspectos de seguridad
y protección
ambiental.
Para el control de Se elaboran Programas de Procedimiento para
emisiones al ambiente programas de detección y corrección prácticas seguras de
se deberá contar con capacitación para el de anomalías. trabajo.
procedimientos personal de operación
operativos y de y mantenimiento.
mantenimiento de sus
equipos
Desarrollar Se busca la Procedimiento para el
procedimientos para especialización a control de la
control y registros de través de Cías. corrección de
operación y Reconocidas en las anomalías.
mantenimiento. actividades de
(Elemento 10). mantenimiento del
personal que lleva esta
función

Desarrollo de Personal capacitado en Se elaboran
programas integrales los procedimientos programas formales
de mantenimiento de detección y
(Incluyendo Estudios corrección de
de Integridad anomalías
Mecánica)
Programas integrales Programas de
de mantenimiento. capacitación.
Registros de operación
y mantenimiento
Procedimientos de
operación y
mantenimiento
Figura 2. Descripción del elemento 17 deI SIASPA de Pemex.
Con el SIASPA, el análisis de integridad se convirtió en una actividad
obligatoria para todos los organismos de PEMEX que realizaban
transporte por ducto, llevando al análisis de integridad a ser parte de las
estrategias de mantenimiento de ductos. Sin embargo, la actividad no
se homogeneizó en sus prácticas y por ello sufrió una serie de avances y
retrocesos. Un papel fundamental en ésta etapa lo protagonizó el Grupo
de Análisis de Integridad de Ductos del IPN (GAID), en especial en PEP,
como pionero en la institucionalización del análisis de integridad en
México, esfuerzo al que pronto se sumaron otras instituciones y
empresas.
El GAID inició en el año 1992, como un grupo de investigadores del IPN,
dirigidos por el Dr. Jorge Luis González Velázquez, que comenzó a
realizar investigaciones en mecánica de fractura y predicción de vida útil
de ductos para servicio amargo, obteniendo algoritmos para la
evaluación de varios tipos de defectos para los que no existían códigos y
asimilando los ya existentes. En 1995 el GAID realizó sus primeros
estudios de integridad en ductos a cargo de la Coordinación Técnico
Operativa de la Región Sur de PEP y en 1998 se constituyó
formalmente, bajo el esquema de convenios vinculados entre PEP y el
IPN, con metodologías propias y con personal profesional a tiempo
completo en sedes regionales, a diferencia del esquema tradicional de la
vinculación escuela-empresa, en el que los trabajos son realizados por
profesores y estudiantes, con estancias temporales en las instalaciones.
Este novedoso sistema de vinculación permitió al GAID expandirse
rápidamente a las Regiones Marina y Norte de PEP y posteriormente a
PEMEX Refinación y a Pemex Gas y Petroquímica Básica. La figura 3

muestra el procedimiento general de análisis de integridad de ductos, tal
como fue implementado por el GAID en Pemex.
INFORMACIÓN REPORTE DE INSPECCIÓN
TÉCNICA CON EQUIPO
INSTRUMENTADO
ESTABLECE ANÁLISIS4: /EX 15 TE
SU OBTENCIÓN PRELIMINAR
TAREAS PARA
• Evaluación de severidad de daño y vida
remanente.
• Límite provisional de operación.
• Recomendaciones provisionales de reparación
• Programa de inspección complementaria para
,prifie'.kn r1p rennrte rie FI
INSPECCIONES DE
VERIFICACIÓN
ANÁLISIS DE
DESVIACIONES
SI
DESVIACIÓN
NO PROGRAMA DE
REPARACIONES
INMEDIATAS
AJUSTE DE
DATOS
• Dictamen de integridad
• Condiciones limite de operación.
• Programa de inspección y mantenimiento preventivo.
• Recomendaciones nara incrementar la cacacidad
ANÁLISIS FINAL DE
INTEGRIDAD
Figura 3. Procedimiento de análisis de integridad de ductos desarrollado
por el GAID e implementado en Pemex.
Entre las principales aportaciones del GAID al análisis de integridad de
ductos en México están: criterios de evaluación de varios tipos de
defectos, las metodologías de evaluación de confiabilidad y ajuste de
datos de inspecciones con equipo instrumentado, metodologías de
análisis de integridad de ductos no inspeccionables con equipo
instrumentado y metodologías de análisis de integridad probabilística.

El GAID llegó a contar con más de 500 integrantes, en más de diez
sedes en las principales zonas de producción petrolera en México y
participó (y participa) activamente en investigación y desarrollo
tecnológico, en comités de normas y un sinnúmero de comisiones
técnicas, dentro y fuera de PEMEX. En la actualidad el GAID ha reducido
su tamaño y se ha re-orientado a la realización de estudios de alto nivel
técnico y de alto impacto, dando prioridad a la aplicación de la
investigación científica para el análisis y solución de problemas
relacionados con la integridad de ductos e instalaciones petroleras.
Como consecuencia de la implementación del análisis de integridad en
las estrategias de mantenimiento a ductos, PEMEX enfocó sus esfuerzos
hacia la idea de contar con un sistema de administración de la
integridad que les permitiera elevar la confiabilidad de sus ductos. Entre
éstos casos destacan los contratos de asistencia técnica que realizó la
subsidiaria PGPB, de 1998 al año 2000, con la empresa BassTrigon de
EUA para implementar el análisis de integridad y riesgo como estrategia
de planeación del mantenimiento a ductos, a través del programa TAP
(Tntegrity Assessment Program) y el contrato de PEP con Nova Gas de
Canadá para el desarrollo del sistema de análisis de riesgos en ductos
PYRAMID, que se vincula estrechamente con la integridad. A nivel de
contratos, en 1998 la subsidiaria PGPB firmó el primer contrato en
México para mantenimiento integral, consistente en la inspección,
evaluación, rehabilitación y certificación de ductos. El contrato se llevó a
cabo con las empresas Pipeline Tntegrity Tnternational y Lloyd's Register,
para el etanoducto de 24" D.N. Cd. Pemex - Cactus de 80 km de
longitud. Así, el 12 de abril de 1999 fue expedido el primer certificado
de integridad mecánica de un ducto en servicio en México. Poco
después, PEMEX Refinación asignó contratos similares para su sistema
de oleoductos en el estado de Veracruz y para el año 2000, los contratos
integrales de: inspección, análisis de integridad, reparación y
certificación de ductos se fueron generalizando, hasta las asignaciones
de "paquetes de ductos" como los Sistemas de Transporte de
Hidrocarburos por Ducto de PEP.
La asignación de contratos integrales en sistemas de ductos, obedece a
circunstancias prácticas. Una de éstas es la dificultad de PEMEX para
asignar y supervisar varios contratos ligados al mismo trabajo, es decir,
un contrato para inspección, uno para evaluación de integridad, otro
para rehabilitación y finalmente uno para la certificación. Con los
contratos integrales, todo el paquete se unifica en una sola licitación y
lleva una sola supervisión. Otra ventaja es la unificación de criterios
entre las partes involucradas, pues las controversias, por ejemplo, entre
las compañías de inspección y las de evaluación de integridad

generaban "impases" que el personal de PEMEX no tenía capacidad de
resolver, lo cual retrasaba los trabajos y dejaba una sensación de
incertidumbre respecto al resultado final del proceso. Entre los
opositores a los contratos integrales, dentro y fuera de PEMEX, el
principal argumento en contra que se manejaba era que la compañía se
convertía en juez y parte y por tanto no señalaba las deficiencias o
errores cometidos en alguna de las etapas del proceso.
Otro problema en la implementación del análisis de integridad en
México, fue que existió cierta confusión entre los alcances del análisis de
integridad y del análisis de riesgos (confusión que aún prevalece en
algunos ingenieros al servicio de Pemex), pues se pensaba que ambos
tenían el mismo fin. En parte, la razón de la confusión era que para
realizar los análisis de riesgos y de integridad, se solicitaba a los
operadores de ductos los mismos insumos de información. Poco a poco
se fue "descubriendo" que el análisis de riesgo y el análisis de integridad
no se contraponen y eventualmente la mayoría de las gerencias de
ductos adoptaron la estrategia de realizar el análisis de riesgo para
priorizar la atención a los ductos y realizar el análisis de integridad en
orden de prioridad, con la aplicación del mantenimiento subsiguiente, en
una manera muy similar a como lo establecía "la regla" del DOT de los
EUA.
Así, aunque inicialmente, el análisis de integridad se concibió sólo como
sistema para evaluar cuantitativamente la presión máxima permisible de
operación y la vida remanente de ductos con pérdidas de metal por
corrosión, rápidamente se vio que resultaba de gran utilidad para
establecer los programas de mantenimiento que garantizaran la
seguridad y durabilidad de un ducto, hasta llegar a la elaboración y
publicación de la Norma Oficial Mexicana NOM-027-SESH-2010
Administración de Integridad de Ductos de Transporte de Hidrocarburos,
en el año 2010, que hace de carácter obligatorio la administración de la
integridad en toda la industria petrolera nacional.
El origen de la Administración de la Integridad de Ductos se remonta a
los años 90, en los Estado Unidos, donde el Departamento de
Transporte (DOT) encargó a diversas organizaciones la elaboración de
las Reglas para Integridad de Ductos, después de una investigación de
siete años sobre las formas para mejorar de una manera redituable, la
seguridad personal, la seguridad de las instalaciones, y la confiabilidad
de los ductos de transporte de líquidos peligrosos y gases.
El resultado fue La Regla Integrity Management Program (Programa de
Administración de Integridad) de ductos dada en el Titulo 49 CFR

(Código de Regulaciones Federales) Parte 195.452 para ductos de
Líquidos Peligrosos y en el Titulo 49 CFR Parte 192 Subparte "O" para
Ductos de Gas. Como resultado de la regla IMP de ductos, se
desarrollaron dos normas industriales para la Administración de
Integridad de ductos para Líquidos y para Gases:
• ASME B31.8S-2004 - Administración de Sistemas de Integridad de
Ductos de Gas
• API 1160 - Administración de Sistemas de Integridad para Ductos de
Líquidos Peligrosos
Cada una de las normas mencionadas arriba da soporte al desarrollo e
implementación del Plan de Administración de Integridad requerido por
la regulación Titulo 49 CFR 192 y 195.452. La norma ASME B31.8S es
un suplemento de la ASME B31.8 - "Norma para diseño y construcción
de tuberías a presión para la transmisión y distribución de gas" y está
diseñada para proporcionar la información necesaria para desarrollar e
implementar un programa de administración de integridad efectivo,
usando practicas y procesos industriales probados. Poco después
apareció la norma API 1160, desarrollada específicamente para dar
soporte a los requerimientos del Código 49 CFR Parte 195.452 -
Requerimientos para administración de integridad de ductos de líquidos
peligrosos en zonas de alta consecuencia.
2.2 Implementación de la administración de integridad en
Contratos de Obra Pública.
La NOM-027-SESH-2010 relativa a la "Administración de la Integridad
de Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos", se basa
ampliamente en las normas norteamericanas API 1160 "Managing
System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines (Administración del
Sistema de Integridad para Ductos de Líquidos Peligrosos), ASME
B31.8S Managing System Integrity of Gas Pipelines (Administración de
Sistemas de integridad de Ductos de Gas), de manera que los
contenidos, conceptos e información de la NOM-027-SESH-2010 son
similares, idénticos en algunos casos y coincidentes en su gran mayoría
a los de las normas API 1160 y ASME B31.8S. Cabe mencionar que las
normas API 1160 y ASME B31.8S fueron publicadas en el año 2001.
El objetivo y alcance de la NOM-027-SESH-2010 es:

Objetivo
Establecer los requisitos que se deben cumplir para la
administración de la integridad de ductos en operación para la
recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados,
excluyendo a los sistemas de transporte de gas natural y gas
licuado de petróleo por medio de ductos permisionados por la
comisión Reguladora de energía."
Alcance
Esta norma incluye la identificación de peligros potenciales,
recopilación revisión e integración de datos, evaluación del
riesgo, evaluación de la integridad y respuesta a la evaluación de
la integridad de los ductos de acero al carbono en operación que
recolectan y transportan hidrocarburos líquidos, gaseosos y sus
derivados, excluyendo a los sistemas de transporte de gas
natural y gas licuado de petróleo por medio de ductos
permisionados por la comisión Reguladora de Energía.
La interpretación e implementación de esta norma debe estar a
cargo de personal especializado en el diseño, construcción,
operación, mantenimiento, administración de integridad y
evaluación de riesgo, de sistemas de ductos de recolección y
transporte.
Para cumplir con el objetivo y alcance de la NOM 027, los trabajos para
el Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad del Sistema de
Transporte por Ducto comprenderán, en forma general, las siguientes
actividades:
a) Actividades de Mantenimiento a Ductos: Significa cualquier
actividad de Mantenimiento preventivo, Mantenimiento
predictivo, Man tenim lento correctivo, rehabilitaciones y
cualquier trabajo enfocado a conservar el buen
funcionamiento y desempeño del sistema, incluyendo, entre
otros, inspección de ductos, inspección con equipo
instrumentado, análisis de Integridad, análisis de Riesgo,
geoposicionamien to, sistema de protección catódica,
protección interior, mantenimiento a válvulas, protección
anticorrosiva a Instalaciones superficiales, inspección de
recubrimiento dieléctrico, bajado de ductos Desmantelamiento
y recuperación de Ductos, Mantenimiento correctivo a Falla
presentada, Mantenimiento correctivo a DDV, rehabilitación
de Ductos, sustitución parcial de ductos, modificación de
ductos, sustitución total de Ductos.

Actividades de Mantenimiento a Instalaciones: Significa
cualquier actividad de Mantenimiento preventivo,
Mantenimiento predictivo, Mantenimiento correctivo,
rehabilitaciones y cualquier trabajo enfocado a conservar el
buen funcionamiento y desempeño de las instalaciones,
¡nc/u yendo, entre otros, Mantenimiento predictivo a equipo
estático, Mantenimiento predictivo a equipo dinámico
Mantenimiento predictivo a equipo de servicios auxiliares,
Mantenimiento preventivo a equipo dinámico, Mantenimiento
preventivo a equipo de servicios auxiliares, Mantenimiento
preventivo a equipo de protección ambiental, Mantenimiento
correctivo a equipo estático. Mantenimiento correctivo a
equipo dinámico, Mantenimiento correctivo a equipo de
servicios auxiliares, Mantenimiento correctivo a equipo de
protección ambiental, Mantenimiento a infraestructura
operativa, rehabilitación de Instalaciones, rehabilitación de
edificios, inc/u yendo urbanizaciones, modificación de
instalaciones, Desmantelamiento y recuperación de equipos.
La Asistencia Técnica se dará como parte de la ejecución de
los Trabajos, y consistirá en proporcionar las prácticas
necesarias para que éste desarrolle el Transporte de su
producción en condiciones óptimas en cuanto a seguridad,
eficiencia financiera en el largo plazo. Para e/lo, durante la
vigencia del presente Contrato, el Contratista se compromete
a transferir a través de los mecanismos contractuales de
programación, coordinación, evaluación, entrenamiento y
apoyo a la comunidad, las Mejores Prácticas para que Pemex
opere el sistema. La Asistencia Técnica comprenderá, en
forma general, todas aquellas actividades para la
transferencia de prácticas y conocimientos que sean
necesarios para la ejecución eficiente de los Trabajos.
Además, las actividades de Asistencia Técnica podrán versar
sobre cualquier materia relacionada directa o indirectamente
con la administración, Operación, Mantenimiento, evaluación
y desempeño del Sistema, así como sobre cualquier materia o
tema que impacte o afecte, directa o indirectamente, el
Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad. De manera
enunciativa más no limitativa, la Asistencia Técnica podrá

versar, entre otros, sobre temas de automatización del
Sistema; acciones de Mejora Continua; apoyo para la
implantación de Mejores Prácticas; apoyo para la
administración, contratación y supervisión de servicios
prestados por otros contratistas en el Sistema; apoyo para el
desarrollo e implantación de programas de calidad, de filosofía
operacional, uso de nuevas metodologías, programas de
entrenamiento; elaboración de todo tipo de estudios,
diagnósticos, informes, análisis, bench marking y similares.
La integridad y la confiabilidad, son conceptos de ingeniería que se
emplean para definir la condición de un componente o sistema de
transporte de hidrocarburos para desempeñar la función para la que fue
fabricado o construido, dentro de parámetros específicos establecidos
por el usuario. Las cualidades implícitas en la integridad y confiabilidad
deben ser por tanto, necesariamente verificables, medibles y evaluables.
En el caso especifico de los sistemas de transporte por ducto, la
verificación de la integridad se hace a través de la inspección del estado
físico de los ductos e instalaciones que lo conforman y evaluando las
indicaciones que son detectadas en tales inspecciones para determinar
si representan un riesgo de falla. Por su parte, la confiabilidad se verifica
a través de los registros de accidentes y disponibilidad operativa; siendo
ambos registros de tipo cuantitativo.
La medición de la integridad se hace a través del cálculo de la capacidad
operativa de los ductos o instalaciones y su tiempo de vida remanente y
la evaluación se realiza en términos del logro de las metas, que en el
caso de la integridad son las relativas a la aptitud para el servicio,
mientras que la confiabilidad es evaluada en términos de la
disponibilidad operativa y los niveles de accidentabilidad.
La NOM-027-SESH-2010 en su numeral 8 establece los cuatro métodos
de evaluación de la integridad:
Inspección Interna
Prueba Hidrostática
Evaluación Directa
Otras metodologías

Las metodologías de evaluación establecidas por la NOM-027-SESH-
2010, se basan en mediciones de diferentes parámetros, variables y
factores, y todas las mediciones y evaluaciones son verificables, toda
vez que se basan en características tangibles de los ductos e
instalaciones.
La NOM 027-SESH-2010 considera los siguientes factores para evaluar
la integridad:
"Para efecto de realizar la evaluación del riesgo y de la integridad
así como tomar medidas de mitigación, los peligros potenciales
deben agruparse de acuerdo a los factores de tiempo y modos de
fal/a de la siguiente manera:
a) Dependientes del tiempo
Corrosión externa
Corrosión interna
Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC)
b) Estables
Defectos de fabricación
i. Costura defectuosa
II. Metal base defectuoso
Soldadura/fabricación
i. Soldadura circunferencial o de fabricación
defectuosa
ji. Doblez por flexión o pandeo
iii. Fa/la por alineamiento
Equipo
i. Fa//a del empa que tipo O
u. Componente rayado o roto
Mal funcionamiento del equipo de contro/ o
relevo
Fal/a de/ sello/bomba
c) Independientes de/ tiempo
1. Daños mecánicos o por terceros
i. Daño ocasionado por terceros (fa//a
instantánea/inmediata)
ji. Tubería previamente dañada (modo de fa/la
retardado)
Vanda/ismo
Impacto de objetos arrojados sobre el ducto
2. Procedimientos de operación incorrectos o no
ap/ica dos
3. Clima y fuerzas externas

i. Tormentas eléctricas
II. Viento, tormentas o inundaciones
Sismos
Deslaves
y. Huracanes
Erosión
Deslizamiento de/lecho marino '
La misma NOM 027-SES1-1-2010 establece los siguientes elementos que
deben considerarse para la evaluación de la integridad:
"Para determinar el método de inspección, realizar los trabajos de
campo y evaluar la integridad del ducto, se debe recopilar como
mínimo la siguiente información, además de los resultados de la
evaluación del riesgo:
Planos.
Condiciones de operación.
Registros de inspecciones previas.
Resultados de evaluaciones anteriores de integridad.
Registros de reparaciones realizadas"
Aun cuando la NOM 027 no establece explícitamente las variables que se
deben evaluar para medir la integridad y confiabilidad, ya que esta
norma es relativa a la Administración de la Integridad, es sabido que las
variables que determinan la integridad son la Presión Máxima Permisible
de Operación (PMPO) y el Tiempo de Vida Remanente (TVR).
Los criterios para evaluar la integridad de un ducto o de un Sistema de
Trasporte por Ducto, se establecen de la siguiente manera:
Si la PMPO es igual o mayor que la Presión de Operación (Pop)
entonces la integridad es aceptable.
Si el TVR es igual o mayor que el tiempo en que se requiera
operar el ducto y además es igual o mayor al plazo de la siguiente
evaluación de integridad, entonces la integridad es aceptable.
Los criterios para verificar, medir y evaluar la confiabilidad, por su parte
son un tanto arbitrarios ya que dependen de las necesidades del usuario
del Sistema de Transporte por Ducto, por las siguientes razones:
En los Sistemas de Transporte por Ducto, la confiabilidad es una medida
del nivel de servicio en un tiempo determinado y en todo su recorrido.
De esta forma, se puede medir la confiabilidad de un ducto como el

lapso de tiempo en que el ducto está operando de manera segura y está
disponible para transportar un fluido en un periodo de tiempo
determinado. Por ejemplo, si un ducto opera de manera no interrumpida
durante 350 de los 365 días del año, se establece que su confiabilidad
es de (350/365) x 100 = 95.89% en el año. Es importante destacar que
esta medida no establece si en los días de servicio se alcanzó un óptimo
desempeño económico y técnico, ni si las causas de la interrupción de
servicio fueron por fallas, falta de producción o paros técnicos. De
acuerdo con lo anterior, las evaluaciones de confiabilidad se pueden
realizar en cualquier momento, desde la definición del proyecto hasta el
fin de la vida útil del ducto o del sistema.
En la industria de ductos no existe un código o norma que proporcione
una guía para establecer el nivel de confiabilidad de un sistema de
ductos, ya que éste debe ser establecido por el propietario; sin embargo
existen numerosas publicaciones internacionales que describen los
métodos de evaluación de la confiabilidad. Algunas de estas
publicaciones han adoptado el término confiabilidad con la finalidad de
reconocer que el éxito es alcanzado si se considera una visión en
conjunto de la integridad, disponibilidad para el servicio y efectividad del
mantenimiento; así, la confiabilidad se usa para describir la influencia de
tres factores:
• La disponibilidad del servicio
• La integridad
• El desempeño del mantenimiento
Bajo estos factores, la confiabilidad se puede expresar como la
probabilidad de que un elemento puede desempeñar una función
requerida bajo las condiciones dadas, en un intervalo de tiempo
determinado, los cuatro elementos que se tienen que considerar para
evaluar la confiabilidad de un ducto son.
• El tipo de servicio,
• Las condiciones de operación,
• El intervalo de tiempo en que se pretende usar el ducto, y
• La probabilidad de falla
Cuando se analizan los datos de confiabilidad, es necesario aplicar
técnicas estadísticas que permitan establecer el tiempo promedio entre
fallas o la distribución estadística de fallas en el tiempo o a lo largo del
recorrido del ducto y esto se debe a que para evaluar la confiabilidad se
necesita conocer la relación entre los cuatro elementos antes
mencionados, es decir, la función, los intervalos de tiempo, las

condiciones de uso y la probabilidad de falla. Este proceso es conocido
como modelado de confiabilidad. La manera precisa en la cual el modelo
es desarrollado depende de las circunstancias que rodean el sistema y la
etapa en la cual encuentra su ciclo de vida.
Los conceptos de trabajo listados en el Contrato de Obra Pública
describen todos y cada uno de los elementos, los factores, las variables
y/o los criterios para verificar, medir y evaluar la integridad y
confiabilidad; especialmente, el concepto de trabajo denominado
"Mantenimiento Predictivo". Estos constan de los elementos, los
factores, las variables y/o los criterios para verificar, medir y evaluar la
integridad y confiabilidad, como por ejemplo, se puede observar en el
concepto de trabajo, reproducido a continuación:
"El Contratista debe realizar inspecciones, mediciones, análisis,
evaluaciones, dictámenes y recomendaciones de la condición física
de los elementos que integran el Sistema de Transporte de
Hidrocarburos para determinar su probabilidad de falla durante
algún período futuro con objeto de tomar la acción apropiada para
evitar las fallas y sus consecuencias. Esta condición debe ser
mediante técnicas de control estadístico de proceso, utilización de
dispositivos y equipos especiales de última tecnología, monitoreo
del funcionamiento del equipo con un hardware y software
específicos y a través del uso de los sentidos humanos'
Los elementos, factores y variables para verificar y medir la integridad y
confiabilidad del Contrato de Obra Pública están contenidos dentro de
las inspecciones y mediciones, mientras que los criterios están
contenidos en las evaluaciones, dictámenes y recomendaciones de la
condición física de los elementos que integran el Sistema de Transporte
de Hidrocarburos que especifica los conceptos de trabajo del contrato.
Las técnicas de control estadístico de proceso, la utilización de
dispositivos especiales de última tecnología y el monitoreo del
funcionamiento específico del equipo, que se establecen en los
conceptos de trabajo, son los elementos empleados para verificar, medir
y evaluar la integridad y confiabilidad del Sistema de Transporte, en
complemento de los derivados de las evaluaciones, dictámenes y
recomendaciones.

2.3 Factores no explícitamente descritos en la implementación
de la administración de integridad en Contratos de Obra
Pública.
2.3.1 Factor Tiempo
El tiempo juega un papel preponderante en la integridad y confiabilidad
de un Sistema de Transporte de Hidrocarburos, por el hecho de que la
integridad y confiabilidad dependen de elementos y variables que
cambian con el tiempo, tales como: la velocidad de desgaste de los
materiales de fabricación, el deterioro por efecto ambiental
(envejecimiento) de materiales susceptibles a esto y la acumulación de
daños y condiciones de riesgo a través del tiempo, de las tuberías y
accesorios que conforman el Sistema de Transporte de Hidrocarburos. A
esto se agrega la dinámica de crecimiento de asentamientos humanos,
instalaciones industriales y crecimiento del propio sistema a través del
tiempo, así como las variaciones naturales de las condiciones
ambientales, geotécnicas y meteorológicas que transcurren a través del
tiempo y que tienen un impacto en las condiciones físicas y mecánicas
del Sistema de Transporte.
La NOM 027 SESH-2010 en su numeral 8.3 establece que:
"8.3. Evaluación
Se debe efectuar la evaluación para determinar si se requiere de
acciones de mitigación, preponderar dichas acciones, establecer
intervalos de re-evaluación de la integridad, además de evaluar la
efectividad del método y confirmar las suposiciones originales"
La frase "intervalos de re-evaluación" indica claramente que en la
evaluación de la integridad se debe considerar el tiempo en que se debe
evaluar la integridad, una vez que se ha realizado una evaluación inicial.
De la misma manera, el capítulo 9 "Respuesta a la evaluación de
integridad" de la NOM 027 SESH-2010, establece los criterios para
definir los tiempos de respuesta a la evaluación de integridad, como se
puede ver a continuación:
9. RESPUESTA A LA EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD
Se deben tomar acciones de respuesta y mitigación de acuerdo a
un programa de prioridades basado en los resultados de la
evaluación del riesgo y en la severidad de las indicaciones
encontradas durante la inspección. La respuesta a la evaluación de
la integridad debe contener lo siguiente:

Tiempos de respuesta a las indica clones obtenidas de la
inspección.
Actividades de reparación para remediar o eliminar una
condición insegura.
Acciones preventivas para eliminar o reducir un peligro.
Frecuencias de inspección.
Se deben iniciar los trabajos para caracterizar y evaluar las
indicaciones definidas como prioritarias, dentro de un tiempo que
no exceda los cinco días después de identificadas mediante
cualquiera de los métodos de inspección descritos en el capítulo 9
de esta norma.
Las respuestas deben clasificarse en los siguientes dos grupos:
Inmediata: Los defectos que requieren respuesta inmediata
son aquellos que pudieran causar fugas o rupturas inmediatas
o en el corto plazo debido a su efecto en la resistencia del
material.
Programada: Las indicaciones que requieren respuesta
programada son aquellas indicaciones significativas y que
pueden crecer a un punto de fa/la antes de la siguiente
evaluación de integridad.
91. Respuesta inmediata
Se debe dar una respuesta inmediata a aquel/os defectos que una
vez caracterizados y evaluados se considere que pudieran causar
fugas o rupturas inmediatas o en el corto plazo debido a su efecto
en la resistencia del material.
Una vez caracterizado y evaluado, cualquier defecto que requiera
reparación o remoción debe ser atendido inmediatamente y debe
disminuirse la presión de operación a una condición segura hasta
que se hayan efectuado todos los trabajos de reparación definitiva.
La reparación se debe efectuar conforme el inciso 10.3.
9.2 Respuesta programada
Las indicaciones que requieren respuesta programada son aquellas
que pueden crecer a una dimensión crítica antes de la siguiente
evaluación de integridad.
Se debe elaborar el programa de seguimiento de dichas
indicaciones para caracterizarlas y evaluar/as en función de su tasa

de crecimiento, durante el periodo comprendido entre dos
e valuaciones '
Como se entiende de los párrafos anteriores, la unidad de medida
tiempo es preponderante en la confiabilidad de un Sistema de
Transporte de Hidrocarburos pues la confiabilidad en su expresión
elemental es definida como la medida del nivel de servicio en un tiempo
determinado de manera que, la unidad de medida Tiempo forma parte
preponderante de un Contrato de Obra Pública para la Administración de
Integridad de un Sistema de Transporte de Hidrocarburos.
2.3.2 Factor Tamaño (Longitud y Diámetro de los Ductos)
La longitud, el diámetro de los ductos en combinación con el tiempo, son
otras unidades de medida fundamentales para administrar la integridad
y la confiabilidad de un Sistema de Transporte de Hidrocarburos, ya que
en conjunto definen el volumen de obra a realizar para tal efecto.
Los ductos para transporte de hidrocarburos son esencialmente cuerpos
cilíndricos huecos de gran longitud, en los que se introduce un fluido
bajo una presión diferencial, esto es: mayor en el inicio que en el final;
la fuerza resultante de esta diferencial hace que el fluido se desplace del
punto de origen al final, logrando así el cometido de transportar un
determinado volumen de fluido de un punto a otro en un tiempo
determinado. Los ductos pueden ser enterrados, estar sobre tierra
(aéreos) o atravesar cuerpos de agua (sumergidos), de manera que la
superficie interna está expuesta a las acciones agresivas del fluido
transportado (corrosión, erosión, fragilización, agrietamiento, etc.) y la
superficie externa está expuesta a las acciones agresivas del medio
ambiente que rodea al ducto (corrosión, erosión, fragilización,
agrietamiento, daño por terceros, daños por fuerzas físicas, etc.).
La tarea del mantenimiento de la integridad y confiabilidad de ductos es,
por tanto, preservar ambas superficies para que el ducto opere de
manera segura y confiable, y para ello realiza una serie de actividades
sobre ambas superficies, además de hacer también otra serie de
actividades sobre la franja de terreno donde se ubica el ducto, conocida
como "derecho de vía".
El área de la superficie interna o externa de un ducto, se calcula
multiplicando el perímetro del tubo por la longitud del derecho de vía;
siendo el perímetro 7t veces el diámetro, de manera que la longitud y el
diámetro de un ducto definen la cantidad de superficie interna y externa
que deberá ser inspeccionada, verificada, evaluada y mantenida

(mientras que entre la longitud interna y externa no hay una diferencia
significativa, el cálculo de la superficie interna debe hacerse con el
diámetro interno, en tanto que la superficie externa se calcula con el
diámetro externo). La longitud del ducto multiplicada por el ancho del
derecho de vía por su parte, establecen el área del derecho de vía y esta
área a su vez define el volumen de obra para las actividades de
inspección, verificación y mantenimiento en ésta.
La longitud y diámetro de un ducto, en combinación con el tiempo,
definen los volúmenes de obra para actividades tales como:
• Protección catódica
• Protección interior con productos químicos
• Protección anticorrosiva a las instalaciones y tramos superficiales
• Protección anticorrosiva mecánica a las instalaciones y tramos
enterrados
• Protección anticorrosiva mecánica y lastrado a tramos sumergidos
• Celaje al derecho de vía
• Mantenimiento al derecho de vía
• Limpieza interior para la prevención de corrosión interior
• Desmantelamiento de ductos fuera de operación definitiva
• Acondicionamiento de ductos fuera de operación temporal
• Inspección con equipo instrumentado
• Inspección de ductos e instalaciones superficiales con pruebas no
destructivas
• Geoposicionamiento de ductos
• Análisis de integridad
• Análisis de riesgo
Siendo entonces la Administración de Integridad, según la norma NOM-
027-SESH-2010, un proceso que "permite implementar de manera
eficiente y óptima las acciones de prevención, detección y mitigación del
riesgo" y siendo tales acciones las listadas arriba, de manera
enunciativa mas no limitativa, precisamente aquellas que se administran
para preservar la integridad y confiabilidad a través de la prevención,
detección y mitigación del riesgo; por tanto la longitud, el diámetro y el
tiempo son las unidades de medida fundamentales y obligatorias para
administrar la integridad y confiabilidad de un Sistema de Transporte de
Hidrocarburos.

2.3.3 Definición de las Fases de Implementación
Las normas API 1160 y ASME B31.8S y consecuentemente NOM-027-
SESH-2010, establecen que la administración de la integridad se realiza
bajo el siguiente marco (versión en español de la figura 5-1 del API
1160).
ELEMENTOS DEL PLAN DE
GERENCIAMIENTO DE INTEGRIDAD
"Marco para la implementación del Plan de Gerenciamiento de
Integridad"
Colección e Integración de Datos (507)
Analisis de Riesgo Básico (ARB)
(508)
Elaborar Plan de Relevarnierilo Base (PRB)
r Elaborar Plan de Respuesta (PR) (510)
Actualizar:
- P la o d 1 nspeccióri (Pl)
- Plan de Colección y
Mejora de Balos
(PCyMD)
- Plan de Acciones
Preventivas y Mitigativas
Adicionales (AMyPA)
(514)
Realizar Inspecciones (Pl) y
Reparaciones (PR)
(511)
/ Evoiue&ó, dei
Proy.an.a
515)
rIncorporar esu liados
en Base de datos
(BD) (512)
Recalcu lar Analisis de
Riesgo (AR) (513)
Plan de Inspección y Reparación
El marco anterior se divide en dos etapas o fases: en la Primera Fase se
tienen las actividades en secuencia que corresponden a: 1) Colección e
integración de datos, 2) Análisis de riesgo básico, 3) Elaborar un plan de
mantenimiento base y 4) Elaborar un plan de respuesta. La Segunda
Fase considera actividades cíclicas o periódicas que se dividen en 1)

Realizar inspecciones y reparaciones, 2) Incorporar resultados en Base
de datos, 3) Recalcular el Análisis de Riesgo y 4) Actualizar los planes de
acción.
Estas fases transcurren a través del tiempo y para que el factor tiempo
contenido en la normatividad sea debidamente considerado en el
Contrato de Obra Pública, éste se divide en fases de ejecución, las
cuales deben ser establecidas en las cláusulas "objeto del contrato" y
"alcance de los trabajos a ser ejecutados por el contratista y otras
obligaciones a su cargo", del Contrato de Obra Pública; además deben
ser técnicamente claras en cuanto al alcance del concepto de
"aseguramiento de la integridad y confiabilidad" de ductos e
instalaciones, como se puede ver en las siguientes cláusulas del
contrato:
ALCANCE DE LOS TRABAJOS A SER EJECUTADOS POR EL
CONTRATISTA Y OTRAS OBLIGACIONES A SU CARGO
Descripción de los Trabajos
El Contratista, a su propio costo, debe ejecutar los Trabajos para el
Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad del Sistema, en
términos de los alcances que se describen en la cláusula 3, en la
presente Cláusula y en los Anexos del Contrato y de conformidad
con los Planes Anuales de Trabajo.
A. Los Trabajos para el Aseguramiento de la Integridad y
Confiabilidad del Sistema comprenderán, en forma general, las
siguientes:
i. Actividades de Mantenimiento a Ductos: Significa cualquier
actividad de Mantenimiento preventivo, Mantenimiento
predictivo, Mantenimiento correctivo, rehabilitaciones y
cualquier trabajo enfocado a conservar el buen funcionamiento
y desempeño del Sistema, incluyendo, entre otros, inspección
de Ductos, inspección con equipo instrumentado, análisis de
Integridad, análisis de Riesgo, geoposicionamiento, sistema de
protección catódica, protección interior, mantenimiento a
válvulas, protección an ticorrosiva a Instalaciones superficiales,
inspección de recubrimiento dieléctrico, bajado de Ductos,
Desmantelamiento y recuperación de Ductos, Mantenimiento
correctivo a Falla presentada, Mantenimiento correctivo a DDV,
rehabilitación de Ductos, sustitución parcial de Ductos,
modificación de Ductos, sustitución total de Ductos.
ji. Actividades de Mantenimiento a Instalaciones: Significa
cualquier actividad de Mantenimiento preventivo, Mantenimiento
predictivo, Mantenimiento correctivo, rehabilitaciones y
cualquier trabajo enfocado a conservar el buen funcionamiento

y desempeño de las Instalaciones, inc/u yendo, entre otros,
Mantenimiento predictivo a equipo estático, Mantenimiento
predictivo a equipo dinámico, Mantenimiento predictivo a equipo
de servicios auxiliares, Mantenimiento predictivo a equipo de
protección ambiental, Mantenimiento preventivo a equipo
estático, Mantenimiento preventivo a equipo dinámico,
Mantenimiento preventivo a equipo de servicios auxiliares,
Mantenimiento preventivo a equipo de protección ambiental,
Mantenimiento correctivo a equipo estático, Mantenimiento
correctivo a equipo dinámico, Mantenimiento correctivo a equipo
de servicios auxiliares, Mantenimiento correctivo a equipo de
protección ambiental, Mantenimiento a infraestructura
operativa, rehabilitación de Instalaciones, rehabilitación de
edificios, incluyendo urbanizacion es, modificación de
Instalaciones, Desmantelamiento y recuperación de equipos de
conformidad.
Las ESPECIFICACIONES GENERALES PARA EL DESARROLLO DE LOS
TRABAJOS del Contrato, se describen, enlistan y desglosan los alcances
de todas y cada una de las actividades que permiten desarrollar el
alcance del concepto de Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad,
y que de manera resumida constan de:
Alcances generales de los conceptos de trabajo
Ejecución de los conceptos de trabajo
Aprobación de los conceptos de trabajo
Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID) y
certificación de ductos
S. Desarrollo de un Plan de Administración de Integridad y
Confiabilidad de las Instalaciones (PAICI) y análisis de
confiabilidad de los equipos
6. Los conceptos de trabajo 1, 2, 3 y 4 que se refieren al
Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad de Ductos e
Instalaciones del Sistema 4.
La norma NOM-027-SESH-2010 relativa a la "Administración de la
Integridad de Ductos de Recolección y Transporte de Hidrocarburos",
define la integridad como:
"Integridad. Conjunto de actividades interrela donadas
enfocadas para asegurar la confiabilidad de los sistemas de

transporte de hidrocarburos. Cubre desde la fase de diseño,
fabricación, instalación, construcción, operación, mantenimiento y
desmantelamiento '
Esta definición concuerda con las definiciones plasmadas en las normas
internacionales API 1160 y ASME B31.8S, relativas al Aseguramiento de
Integridad y Confiabilidad de Sistemas de Transporte de Hidrocarburos.
Como se puede entender de la definición anterior, la integridad es un
conjunto de actividades interrelacionadas. Ahora bien, las actividades
que se interrelacionan se refieren específicamente a:
Actividades de Mantenimiento preventivo
Actividades de Mantenimiento correctivo y rehabilitaciones
Actividades de Mantenimiento predictivo
La interrelación se da de la siguiente manera: Mediante las actividades
de mantenimiento predictivo se realizan las inspecciones, mediciones,
análisis, evaluaciones y dictámenes que permiten determinar la
probabilidad de falla del Sistema de Transporte o de cualquiera de sus
elementos; a partir de la probabilidad de falla. Con estos resultados se
establecen los programas priorizados de ejecución de actividades (PAID
y PAICI) consistentes en las actividades necesarias para rehabilitar y/o
reparar los daños y fallas de los elementos que integran el Sistema y así
restituir la integridad y la confiabilidad. Estas actividades constituyen el
programa de mantenimiento correctivo. De manera continua y paralela
a las actividades de mantenimiento predictivo y correctivo se ejecutan
las actividades de mantenimiento preventivo, que tienen como fin
mantener en buenas condiciones y en servicio continuo a todos los
elementos que integran el Sistema, para no interrumpir su operación.
Si las actividades de mantenimiento preventivo son realizadas de
manera adecuada, es de esperarse que el ducto se mantenga en buenas
condiciones y esto se reflejará en bajas probabilidades de falla en los
resultados del mantenimiento predictivo; como consecuencia las
actividades de mantenimiento correctivo serán mínimas y se limitarán a
la corrección de no conformidades e irregularidades halladas en las
auditorias o resultado de la aplicación de programas de mejora continua.
Si el mantenimiento predictivo es realizado de manera adecuada, se
tendrá un direccionamiento óptimo de los recursos para la corrección de
fallas y anomalías en el Sistema y los programas de mantenimiento
correctivo serán eficaces en lograr el objetivo de preservar la integridad
y confiabilidad. El resultado de la aplicación del mantenimiento
predictivo también permitirá evaluar la eficiencia y eficacia del
mantenimiento preventivo y con esto establecer las mejoras,

modificaciones o correcciones del mismo, para lograr los niveles de
integridad y confiabilidad esperados.
Finalmente, la ejecución adecuada de las actividades de mantenimiento
correctivo permitirá retornar el Sistema a los niveles de integridad y
confiabilidad esperados y sus resultados impactarán directamente en las
actividades de mantenimiento predictivo, y a su vez permitirá que las
actividades de mantenimiento preventivo se realicen de manera normal
e ininterrumpida.
En la ESPECIFICACIONES GENERALES PARA EL DESARROLLO DE LOS
TRABAJOS del Contrato de Obra Pública, se describen los conceptos de
trabajo, que desglosan las actividades de:
Mantenimiento preventivo a Ductos e instalaciones en operación y
fuera de operación temporal
Mantenimiento correctivo y rehabilitaciones
Mantenimiento predictivo
Cada actividad a su vez es desglosada en un número de actividades
específicas, que para los ingenieros y técnicos especializados en materia
de Integridad y Confiabilidad de Sistemas de Transporte de
Hidrocarburos por Ducto, muestran de manera clara la interrelación de
estas tres actividades generales.
A manera de ejemplo se presenta la siguiente interrelación:
La actividad "Inspección con equipo instrumentado", permite conocer el
contenido de indicaciones de posibles defectos en un ducto. Estas
indicaciones son evaluadas por la actividad "Análisis de integridad" y en
la actividad "Análisis de riesgo", que son actividades de mantenimiento
predictivo. Como resultado de estas actividades se ejecutan las
actividades de mantenimiento correctivo y que se refieren a
reparaciones definitivas a ductos. Los mismos resultados del
mantenimiento predictivo y correctivo llevarán a la revisión y
verificación de la correcta aplicación de las actividades "Protección
catódica" y "Protección interior" respectivamente. Siendo evidente la
interrelación de estas actividades.
2.3.4 Establecimiento de la Integridad Objetivo
Considerando el estado físico particular de un Sistema de Transporte de
Hidrocarburos, se deben determinar las actividades a realizar para
llevarlo a un nivel de integridad objetivo, ya que precisamente ese es el

propósito de la evaluación de integridad. Nuevamente, la NOM-027-
SESH-2010 no establece explícitamente cómo alcanzar una integridad
objetivo, pero esto se puede derivar de la "identificación de peligros
potenciales y la recopilación e integración de datos" se refiere a
determinar el estado físico de los ductos, como se puede ver en el
capítulo 5 de la norma:
S. IDENTIFICACIÓN DE PELIGROS POTENCIALES
Para realizar la administración de la integridad, se identificarán los
peligros potenciales para el ducto que le sean aplicables, con base
en los tipos previstos de defectos y modos de falla citados abajo,
así como otros peligros potenciales que se hayan observado
durante esta etapa y que no se encuentren listados en la presente
norma.
Los peligros potenciales se pueden agrupar en las siguientes nueve
categorías, de acuerdo a su naturaleza y características de
crecimiento como pueden ser de manera enunciativa los siguientes:
1. - Corrosión externa. Debe incluir la originada por influencia
microbiológica (MIC).
2.- Corrosión interna. Debe incluir la originada por influencia
microbiológica interna (MIC).
- Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzos (SCC).
- Defectos de fabricación. Se deben considerar los defectos en
la costura y en el metal base.
- Construcción. Incluir los defectos en la soldadura
circunferencial, soldadura de fabricación, alineamiento y doblez
por flexión o pandeo, daños en el recubrimiento, conexiones,
dobleces, abolladuras, rasgaduras, o la combinación de estos.
- Equipo. Se refiere a instalaciones diferentes a la tubería y a
sus componentes. Debe incluir actuadores, válvulas de
seccionamiento y aislamiento, trampas de diablos y todo
accesorio que se encuentre dentro de los límites de las figuras 2
y3.
- Daños por terceros. Se deben incluir aquellos daños que
provocan una falla.
- Operaciones incorrectas. Se deben considerar las operaciones
incorrectas como resultado de procedimientos de operación
incorrectos, seguir procedimientos equivocadamente o no aplicar
los procedimientos establecidos o la inexistencia de
procedimientos para actividades críticas o peligrosas. También se
consideran opera clones incorrectas aquellas operaciones no

deseadas o no ordenadas en actuadores u otros componentes
automáticos o controlados a distancia.
9. - Clima y fuerzas externas. Se deben incluir tormentas
eléctricas, lluvia o inundaciones, huracanes, sismos, erosión y
deslaves o movimiento del lecho marino'
De igual manera, el Capítulo 6 de la citada norma, vuelve a referirse a
recopilar, revisar, integrar y analizar la información relevante para
conocer la condición del ducto.
116.
RECOPILACIÓN, REVISIÓN E INTEGRACIÓN DE DATOS
Se debe recopilar, revisar, integrar y analizar la información
relevante para conocer la condición del ducto, identificar las
localizaciones específicas que representan un riesgo y entender las
consecuencias que un incidente tendría con relación a la población,
al medio ambiente y al negocio.
Finalmente los Capítulos 7 y 8 establecen el uso que se le debe dar
a la información:
7. EVALUACIÓN DEL RIESGO
Se debe definir la información que se requiere y cómo puede
utilizarse para maximizar la exactitud y efectividad de la evaluación
del riesgo, para lo cual se deben considerar las características
únicas de cada ducto y de su operación, con la finalidad de
determinar el método de evaluación más adecuado.
El objetivo final de la evaluación del riesgo debe ser identificar y
prior/zar los riesgos en el sistema para determinar cómo, dónde y
cuándo asignar recursos de mitigación del riesgo para mejorar la
integridad del sistema.
S. EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD
Se debe real/zar la evaluación de integridad con base en las
prioridades determinadas en la evaluación del riesgo.
Estos capítulos se refieren precisamente a las actividades, métodos y
variables que se deben medir y evaluar para determinar el estado físico
particular de un Sistema de Transporte de Hidrocarburos; la evaluación
de dicho estado físico es precisamente la evaluación de integridad y tal
como lo establece la NOM-027-SESH-2010 corresponde a la integridad
inicial o línea base del ducto. A partir de este estado inicial, los análisis
de integridad y riesgo (mantenimiento predictivo) definen las
actividades a realizar (actividades de mantenimiento preventivo y

correctivo) que se plasman en los PAID y PAICI, para llevar al Sistema
al nivel de integridad objetivo.
El nivel de integridad objetivo es precisamente un nuevo estado físico
del Sistema, que asegura que los ductos e instalaciones que lo
conforman pueden operar de manera segura y confiable y los riesgos
han sido controlados y/o mitigados.
Una vez alcanzada la integridad objetivo, se deben determinar las
actividades a realizar para mantener un Sistema de Transporte de
Hidrocarburos en un nivel constante de integridad. La NOM-027-SESH-
2010 y las normas API 1160 y ASME B31.8S presentan las
metodologías, acciones, estrategias e intervalos de tiempo para, no sólo
determinar las actividades a realizar para mantener la integridad de los
Sistemas de Transporte de Hidrocarburos en un nivel constante de
integridad, sino también para establecer tos programas de realización de
tales actividades.
Tanto la NOM-027-SESH-2010, como las normas API 1160 y ASME
B31.8S dividen la metodología de mantenimiento de la integridad en dos
etapas: La primera es la evaluación de la integridad y la segunda es
la respuesta a la evaluación de integridad.
La evaluación de integridad se puede realizar, según la normatividad
de referencia, mediante cuatro metodologías aquí descritas en la NOM-
027-SESH-2010.
• Inspección interna
• Prueba hidrostática
• Evaluación Directa
• Otras metodologías
La NOM-027-SESH-2010 describe de manera detallada cada una de las
metodologías de evaluación de integridad en cuanto a su alcance,
aplicación, procedimientos, criterios y documentación entregable. En
cada uno de estos conceptos la norma presenta listados y tablas que
mencionan las actividades a realizar para cumplir con el mantenimiento
de la integridad. Dada la complejidad del mantenimiento de la
integridad, la definición de las actividades para el mismo, no pueden ser
preestablecidas o simplemente tomadas de un catálogo, sino que son
determinadas a partir de los análisis de riesgo y análisis de integridad
que se realizan de manera inicial para llevar el nivel de integridad de un

nivel base, a un nivel objetivo, en una primera fase y posteriormente,
de manera periódica para mantener el nivel de integridad constante.
La segunda etapa es la respuesta a la evaluación de integridad, que se
refiere a los criterios para establecer un plan priorizado de respuesta y
determinar la respuesta propiamente dicha, que se refiere a los métodos
de reparación, las estrategias de prevención y los intervalos de la
evaluación. Cada uno de estos aspectos es explícitamente descrito en el
Capítulo 9 de la NOM-027-SES1-1-2010 que se reproduce a continuación:
119
RESPUESTA A LA EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD
Se deben tomar acciones de respuesta y mitigación de acuerdo a
un programa de prioridades basado en los resultados de la
evaluación del riesgo y en la severidad de las indicaciones
encontradas durante la inspección. La respuesta a la evaluación de
la integridad debe contener lo siguiente:
Tiempos de respuesta a las indicaciones obtenidas de la
inspección.
Actividades de reparación para remediar o eliminar una
condición insegura.
Acciones preventivas para eliminar o reducir un peligro.
Frecuencias de inspección.
Se deben iniciar los trabajos para caracterizar y evaluar las
indicaciones definidas como prioritarias, dentro de un tiempo que
no exceda los cinco días después de identificadas mediante
cualquiera de los métodos de inspección descritos en el capítulo 9
de esta norma'
El diagrama de flujo para la administración de la integridad de ductos de
la NOM-027-SESH-2010 (figura 1) presenta una secuencia de pasos que
inicia con la identificación de peligros potenciales (capítulo 5) y culmina
con la respuesta a la evaluación de la integridad (capitulo 9). Los pasos
comprendidos en este diagrama de flujo, cuando se realizan por primera
vez representan las actividades a realizar para llevar un sistema de
hidrocarburos a un nivel de integridad objetivo; el diagrama de flujo
tiene una flecha que conecta la última actividad (respuesta a la
evaluación de la integridad) con la primera actividad (identificación de
peligros potenciales) del proceso. Esta flecha implica que el proceso de
administración de integridad es de carácter cíclico, es decir que no
culmina con la respuesta a la evaluación de integridad sino que retorna

al paso de identificación de peligros potenciales, pero esta vez
considerando todas las acciones de mitigación y control de riesgos, así
como de mantenimiento de la integridad para analizar su impacto y
repetir el ciclo.
El proceso de administración de integridad arriba descrito implica por
tanto, que dicha administración se realiza en dos etapas: una que
evalúa el nivel de integridad inicial y determina las actividades para
alcanzar un nivel de integridad objetivo, y una segunda etapa en la que
se realizan inspecciones y evaluaciones periódicas de las que se
determinan las actividades para mantener la integridad en un nivel
constante. En virtud de que las actividades para alcanzar un nivel
objetivo de integridad y mantener la integridad en un nivel constante,
son esencialmente las mismas, con base en la NOM-027-SESH-2010 se
puede afirmar que no sólo es posible, sino que es necesario y
obligatorio, determinar las actividades de alcance y mantenimiento de
integridad cuando se realiza la administración de integridad de un
Sistema de Transporte de Hidrocarburo.
El Contrato de Obra Pública debe enlistar, definir y desglosar claramente
las actividades a realizar para alcanzar y mantener el nivel de integridad
en el Sistema de Transporte de Hidrocarburos. Las actividades para
alcanzar y mantener el nivel de integridad están plasmadas en los
conceptos de trabajo. Estos conceptos se refieren a las actividades
que debe realizar el contratista para el Aseguramiento de la Integridad y
Confiabilidad. El concepto 1 se refiere a los Ductos que constituyen el
Sistema, el concepto 2, se refiere a las instalaciones Crudo Palomas. Los
conceptos de trabajo anteriores contienen cada uno actividades relativas
a las siguientes formas de mantenimiento:
Mantenimiento preventivo
Mantenimiento correctivo y rehabilitaciones
Mantenimiento predictivo
El concepto de mantenimiento predictivo contiene todas las
actividades para desarrollar la etapa de evaluación de integridad,
descritas en el Capítulo 8 de la NOM-027-SESH-2010, mientras que los
conceptos de mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo y
rehabilitaciones contienen todas las actividades para desarrollar la etapa
de respuesta a la evaluación de la integridad, descritas en el Capítulo 9
de la NOM-027-SESH-2010.
El Contrato de Obra Pública, en su clausulado y Anexos debe contener
todos los elementos necesarios para que el contratista pueda determinar
en todo momento, las actividades que debe realizar para alcanzar un

nivel objetivo de integridad y mantenerlo; a su vez debe describir las
actividades y las metodologías para establecer los programas de
ejecución de las mismas (volumen de obra) y que quedan plasmadas en
los Planes de Administración de Integridad de Ductos (PAID) y Planes de
Administración de Integridad y Confiabilidad de Instalaciones (PAICI),
que a su vez se integran para conformar el Programa Anual de Trabajo
(PAT) que constituirá la Obligación de Trabajo exigible al Contratista
durante un Año Contractual específico de ejecución del contrato.
Los mecanismos para obtener un nivel objetivo de integridad en el
Sistema de Transporte de Hidrocarburos y para mantener el Sistema de
Transporte de Hidrocarburos en un nivel constante de integridad, se
basan en lo siguiente.
En concordancia con la NOM-027-SESH-2010, la Administración de la
Integridad se efectúa en dos fases; la primera se refiere a la
determinación de la LINEA BASE de integridad y confiabilidad a partir de
la cual se establecen las actividades a realizar para alcanzar el nivel
objetivo de integridad en el Sistema de Transporte de Hidrocarburos y la
segunda se refiere al mantenimiento del nivel de integridad.
La primera fase evalúa la condición de integridad inicial y determina las
actividades para alcanzar una integridad objetivo y la segunda evalúa de
manera periódica la integridad para determinar las actividades de
mantenimiento de la misma. Dado que las actividades para alcanzar la
integridad objetivo y para mantener la integridad son esencialmente las
mismas, salvo que difieren en su volumen de aplicación, pueden estar
contenidas en un mismo catálogo de actividades unitarias, pero con las
diferencias necesarias en los precios, por las diferencias en el volumen
en que se aplica.
A continuación se presenta un resumen de las actividades descritas en
el Contrato y que reflejan los mecanismos de la normatividad nacional e
internacional relativa al Aseguramiento de Integridad y Confiabilidad de
Sistemas de Transporte de Hidrocarburos:
Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad de Ductos
• Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad de Instalaciones
• Modificación y/o sustitución de Ducto y línea de proceso
• Sustitución de válvula
• Reposición de protección anticorrosiva en ductos
• Bajado y tapado de ductos en operación
• Sustitución, rehabilitación y/o reparación de bombas, motores y
equipos

Estas actividades aplican de manera integral a los conceptos de trabajo
descritos del Contrato de Obra Pública y que consisten en:
• Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad de Ductos
• Mantenimiento correctivo y rehabilitaciones
• Mantenimiento predictivo
• Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad de Instalaciones
• Modificación y/o sustitución de ducto y línea de proceso
• Sustitución de válvula
• Reposición de protección anticorrosiva
• Bajado y tapado de ductos en operación
• Sustitución y/o rehabilitación de bombas y otros equipos
Las actividades que integran el presupuesto de los siguientes conceptos
de trabajo:
• Concepto de trabajo 1. Aseguramiento de la Integridad y
Confiablidad de ductos
• Concepto de trabajo 2. Aseguramiento de la Integridad y
Confiablidad de instalaciones
• Concepto de trabajo 3. Modificación y/o sustitución de línea de
proceso, sustitución de válvulas, instalación de envolvente
metálicas, bajado y tapado de ductos y suministro en instalación
de diversos componentes.
Los conceptos 1 y 2 se desglosan a su vez en un conjunto de actividades
referentes a mantenimiento correctivo, mantenimiento preventivo,
suministro e instalación de materiales y equipo, reparación,
rehabilitación y adecuación de caminos e instalaciones, mantenimiento y
rehabilitación de sistemas de protección catódica, mantenimiento
predictivo y preventivo, equipos estáticos y dinámicos, atención y
corrección a hallazgos, inspección con equipos instrumentados y
manuales, levantamientos y desmantelamientos.
El proyecto Contrato de Obra Pública fundamenta su metodología de
aplicación en la normatividad nacional e internacional relativa al
Aseguramiento de Integridad y Confiabilidad de Sistemas de Transporte
de Hidrocarburos y aun cuando su firma e inicio fue previo a la
publicación de la NOM-027-SESH-2010, esta es reflejada de manera
congruente e integral en el citado contrato. Esta normatividad describe
los métodos aceptados y reconocidos en la industria para la evaluación
de la integridad y el riesgo en ductos, mediante un proceso de análisis

con el cual el operador de un ducto determina los eventos que pueden
llegar a afectar la integridad y que provoquen desviaciones en la
operación o vulneren la seguridad.
El clausulado del Contrato de Obra Pública, junto con sus Anexos,
contiene los elementos que conforman el proceso de administración de
integridad de acuerdo la NOM-027-SESH-2009. Esta norma regula el
proceso que se debe seguir para la evaluación y mitigación del riesgo en
el Sistema de Transporte de Hidrocarburos y describe como el primer
paso de la administración de integridad, la recopilación, integración y
validación de información necesaria para la realización de los análisis de
integridad y riesgo.
El siguiente paso es la evaluación del riesgo por el cual se identifican el
tipo de eventos o condiciones que pueden impactar la integridad del
ducto y se evalúa la probabilidad de que estos eventos o condiciones
lleven a una pérdida de integridad y la naturaleza y severidad de las
consecuencias después de una falla. Este proceso analítico involucra la
incorporación de información del diseño, construcción, operación,
mantenimiento, pruebas, inspección y toda la información relacionada
con el sistema de ductos. La evaluación de riesgo, que forma parte de
un programa de administración de integridad, puede variar en alcance y
complejidad y usar diferentes métodos o técnicas, dependiendo de la
condición particular de un ducto, pero su objetivo es siempre el de
evaluar el riesgo para identificar las amenazas de falla para así poder
monitorearlas y controlarlas.
Posterior a la evaluación de riesgo se selecciona el método de
evaluación de integridad a usar, de entre tres métodos posibles:
Inspección Interior, Prueba de presión o Evaluación Directa, y así
desarrollar un Programa de Administración de Integridad de Ductos
(PAID), que contiene las actividades de detección, mitigación y
prevención de riesgos, con una priorización y una planeación en tiempo.
La metodología anterior es claramente considerada en el Contrato de
Obra Pública en congruencia con la normatividad relativa, además de
ser congruente con el detalle y volumen de las actividades que integran
el presupuesto determinado por PEP y por tanto se concluye que sí es
posible lograr la Integridad y confiabilidad del sistema de Transporte de
Hidrocarburos a través de este Contrato.

2.4 Implementación de la Administración de Integridad
Los Sistemas de Transporte de Hidrocarburos por Ducto, constan de un
conjunto de ductos operando y fuera de operación temporal, Derechos
de Vía y acometidas de los ductos en operación, además de las centrales
de bombeo, centro comercializador, centro de almacenamiento
estratégico y puntos de medición. El sistema por sí mismo es de alta
complejidad, adicionalmente puede ubicarse en una zona geográfica de
clima extremoso, con amplias zonas de inundación temporal, suelos de
resistencia mecánica y alta corrosividad. Además puede ser un sistema
con instalaciones con muchos años de servicio, que si bien han sido
operadas y mantenidas adecuadamente, son sujetas a mecanismos de
deterioro gradual por las condiciones ambientales antes descritas y por
el incremento en los contenidos de contaminantes y agentes corrosivos
en los hidrocarburos que son transportados por el Sistema.
Las características anteriores en combinación con su magnitud, le dan
una complejidad alta a la actividad de Aseguramiento de la Integridad y
Confiabilidad de un Sistema de Transporte por Ducto. Por ello, el
Contrato de Obra Pública debe ser un contrato multianual para dar la
continuidad que requieren los trabajos, especialmente en la Fase 3 y a
la vez evitar demoras, suspensiones o abandono de actividades que se
dan cuando hay necesidad de renovar un contrato. Por otra parte, la
gran diversidad de actividades requeridas para cumplir con los objetivos
del Contrato, así como las enormes diferencias en volumen de obra,
plazos de ejecución y prioridades que resultan del análisis de integridad
y riesgo de tal cantidad de ductos e instalaciones, hace necesario que el
contrato otorgue las condiciones de amplitud, diversidad y flexibilidad en
su metodología de operación; por ello, el Contrato debe estar diseñado
bajo un esquema de precios unitarios al amparo de cuatro grandes
conceptos de trabajo para el Aseguramiento de la Integridad y
Confiabilidad, más un concepto de "optativos" que incluye cientos de
conceptos específicos y un sexto concepto que se enfoca a todas
aquellas actividades que conlleven a la mejora, modernización y
automatización del Sistema; del cual el Contratista desarrollará un
conjunto de actividades previamente programadas que se derivan de las
actividades de mantenimiento preventivo y mantenimiento predictivo,
junto con todas aquellas actividades desconocidas en un principio, pero
que son conocidas al realizar los PAID y PAICI, como una especie de
menú que se agrega a las actividades programadas. Ambas actividades
programadas y resultado de las evaluaciones de integridad y riesgo se
integran en un Programa Anual de Trabajo que es revisado y autorizado
por el propietario para su ejecución por el Contratista.

La evaluación de integridad de ductos debe ser el resultado de un
proceso de análisis en que se establece la capacidad de funcionamiento
de un ducto en función de sus características de diseño y construcción,
su contenido de defectos determinado en una inspección no destructiva
y las condiciones de presión y ambiente de servicio. En la NOM-027-
SESH-2010, la integridad es definida como la "aptitud para el servicio".
En tanto, la confiabilidad es definida como la medida de confianza en el
Sistema para conocer si es capaz de realizar la función o propósito
deseado. A partir de estas dos definiciones se pueden establecer los
principios para el aseguramiento de la integridad y la confiabilidad; para
un experto en la materia es claro que la integridad conduce a la
confiabilidad, o sea si un ducto tiene un nivel de integridad aceptable,
será confiable en la misma medida.
El Contrato de Obra Pública establece el conjunto de actividades
interrelacionadas enfocadas para asegurar la integridad y confiabilidad
de los sistemas de transporte de hidrocarburos, cubre desde la fase de
transferencia y hasta la de desmantelamiento, tiene en medio la fase del
mantenimiento en sus tres modalidades: preventivo, predictivo y
correctivo. Esta fase es la que constituye la parte principal del contrato,
tanto en volumen de trabajo, como en tiempo de ejecución y costos.
Estas actividades se deben ejecutar por parte del Contratista para lograr
un nivel objetivo de integridad o aptitud para el servicio que se
reflejarán en el aseguramiento de la confiabilidad, quedando claramente
establecidos los mecanismos, criterios y principios para alcanzar este
objetivo en el clausulado de anexos de dicho contrato.
El Contrato de Obra Pública debe reflejar los mecanismos y estándares
de la norma NOM-027-SESH-2010 relativa a la "Administración de la
Integridad de Ductos de Recolección y transporte de Hidrocarburos", y
demás normatividad internacional relativa al Aseguramiento de
Integridad y Confiabilidad de Sistemas de Transporte de Hidrocarburos,
se puede afirmar que, desde el punto de vista técnico ofrece las
condiciones necesarias para satisfacer el objetivo de asegurar la
integridad y confiabilidad del Sistema de transporte de hidrocarburos
por ducto.
De esta manera, el Contrato de Obra Pública para el Aseguramiento de
la Integridad y Confiabilidad del Sistema de Transporte de Hidrocarburos
por Ducto, requiere de la ejecución de una serie de actividades, análisis
y evaluaciones para mantener al Sistema en condiciones seguras de
operación y la máxima capacidad y disponibilidad operativa de acuerdo
con sus características y construcción. El Sistema normalmente es
considerado como estratégico para la economía nacional, adicionalmente

la alta peligrosidad de los productos transportados, dado que son
hidrocarburos combustibles e inflamables de alta volatilidad en algunos
casos y que resultan dañinos al ambiente cuando son derramados de
manera accidental, por ello, la prevención de fugas, derrames y
explosiones debe ser la más alta prioridad de la operación y
mantenimiento del Sistema.
Pemex optó por seguir la metodología de administración de la integridad
para lograr las características de operación, seguridad y confiabilidad
que requiere el mantenimiento de sus Sistemas de transporte de
hidrocarburos, dada su magnitud y complejidad, ya que la
administración de la integridad ha demostrado ser, alrededor del
mundo, la forma más efectiva y eficiente de mantener los sistemas de
transporte de hidrocarburos por ducto. El éxito demostrado de la
administración de integridad para el mantenimiento y aseguramiento de
la confiabilidad de los ductos de transporte de hidrocarburos, en las
empresas más importantes del mundo en ésta área, llevó al desarrollo
de un marco normativo altamente especializado, que tiene entre sus
principales expresiones a las normas norteamericanas API 1160 y ASME
B31.8S. Pemex a través de sus diferentes organismos que operan y
mantienen sistemas de transporte de hidrocarburos, reconoció la valía
de estas normas y adoptó su uso para establecer sus propios planes de
administración de integridad de ductos; esto ocurrió en la primer mitad
de la década de los 2000 y como consecuencia la Secretaría de Energía
publicó el año 2010 la Norma Oficial Mexicana NOM-027-SESH-2010
"Administración de la Integridad de Ductos de Recolección y transporte
de Hidrocarburos", la cual se basa ampliamente en los conceptos,
principios y metodologías de las dos normas arriba mencionadas.

3. CONCLUSIONES.
En el transcurso de los años 2000 a 2006 PEP reconoció que el alto
grado de interrelación de las actividades para el Aseguramiento de la
Integridad, así como la continuidad en periodos mayores a un año que
se requiere para ejecutar de manera eficaz las actividades del
Aseguramiento de la Integridad, requería de un nuevo modelo de
mantenimiento de sus sistemas de transporte por ducto, que permitiera
la aplicación de los mecanismos plasmados en la normatividad relativa a
integridad de manera clara y efectiva.
A partir del 7 de abril del año 2010, el Gobierno Mexicano, a través de la
Secretaría de Energía publicó la Norma Oficial Mexicana NOM-027-
5ES H - 2010 la "Administración de la Integridad de Ductos de
Recolección y transporte de Hidrocarburos" para regular la
Administración de la Integridad en sistemas de transporte por ducto,
aplicable a toda la red de ductos terrestres para la recolección y
transporte de hidrocarburos en la República Mexicana. Como un
antecedente directo, PEMEX Exploración y Producción había adoptado
desde el año 2006 una metodología denominada Programa de
Administración de la Integridad de Ductos (PAID); en la cual se
establecieron las bases para desarrollar e implementar un Sistema de
Administración de Integridad de Ductos que garantizara que los ductos
son apropiados para un servicio continuo, seguro, confiable, y
ambientalmente responsable. La Norma Oficial Mexicana NOM-027-
SESH-2010 'Administración de la Integridad de Ductos de Recolección y
Transporte de Hidrocarburos" hace obligatorio que las entidades públicas
y privadas que cuenten en su infraestructura con ductos de transporte y
recolección de hidrocarburos, presenten y ejecuten un programa de
administración de integridad, que proporcione la información del estado
en el que se encuentran los ductos a través de la evaluación de la
integridad mecánica, la evaluación de riesgos y la evaluación de las
condiciones de seguridad y confiabilidad en la operación, todo esto a
través del monitoreo de indicadores que faciliten el cumplimiento de un
ciclo de mejora continua.
La NOM-027-SESH-2010 fundamenta su metodología de aplicación en
un enfoque a procesos que describe los métodos aceptados y
reconocidos para la evaluación de la integridad y el riesgo en ductos,
mediante un proceso de análisis con el cual el operador de un ducto
determina los eventos que pueden llegar a afectar la integridad y que
provoquen desviaciones en la operación o vulneren la seguridad. El
PAID, por su parte es un proceso de Administración que establece que la
información debe ser capturada, organizada y resguardada en una base

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