Desarrollo-de-un-modelo-para-evaluar-la-confiabilidad-de-un-sistema

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
 
 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN 
UNIDAD ZACATENCO 
 
 
DESARROLLO DE UN MODELO PARA EVALUAR LA 
CONFIABILIDAD DE UN SISTEMA DE CONDUCCIÓN DE MEZCLAS 
PETROLERAS 
 
 
T E S I S 
 
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE 
 
MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA MECÁNICA 
 
 
P R E S E N T A 
 
ING. MARCO ANTONIO SOLORIO AVILA 
 
 
 DIRECTOR DE TESIS: DR. FLORENCIO SANCHEZ SILVA 
 
 
 
 
 MÉXICO D.F. ENERO 2012 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS. 
 
 
 
 
A Dios: por dejarme concluir una meta más en mi vida. 
 
 
A Mis padres; por ser parte de lo más valioso de mi vida y por hacerme un 
hombre de bien. 
 
 
A Mis tíos, Eduardo, Teresa, Graciela y Guadalupe, gracias por su ayuda 
inmejorable. 
 
 
Al M. en I. Luis Ramírez Flores; por animarme a realizar la maestría. Por todos 
tus consejos, tú ayuda incondicional y por ser ejemplo de esfuerzo y trabajo. 
 
 
Al Dr. Jaime Santos Reyes por haberme ayudado a desarrollar esta tesis desde 
el inicio hasta el final. 
 
 
Al Dr. Florencio Sánchez Silva, ha quien le estoy profundamente agradecido por 
su apoyo, consejos y sobre todo su amistad. 
 
A los miembros del jurado, por sus comentarios al presente trabajo. 
 
 
Al Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT), por el apoyo 
económico aportado para el desarrollo de éste trabajo. 
 
 
Y a todos aquellos compañeros que de alguna manera estuvieron presentes 
durante estos dos años, GRACIAS. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
INDICE: 
 
LISTA DE FIGURAS i 
 
LISTA DE TABLAS iv 
 
LISTADO DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS vii 
 
RESUMEN viii 
 
ABSTRACT ix 
 
INTRODUCCIÓN x 
BJETIVO x 
CAPITULO 1. ANTECEDENTES 1 
1.1 PETROLEOS MEXICANOS 2 
 1.1.1 Pemex exploración y producción 3 
1.1.2 Pemex Refinación 4 
 1.1.3 Pemex Gas y Petroquímica Básica 5 
 1.1.4 Pemex Petroquímica 6 
1.2 FLUJO BIFASICO EN LA INDUSTRIA PETROLERA 7 
1.3 PATRONES DE FLUJO EN LA TUBERIAS 8 
 1.3.1 Flujo Horizontal 9 
 1.3.2 Flujo Vertical 11 
1.4 PROBLEMAS QUE PROVOCAN LA CONDUCCION DE MEZCLAS 
BIFASICAS 
 12 
 1.4.1 Tipos de Ductos 15 
 1.4.2 Ductos Para el Flujo de Gas 15 
 1.4.3 Ductos Para el Flujo de Liquido 16 
 1.4.4 Ductos para Transportar Derivados 
 
 17 
CAPITULO 2.CONFIABILIDAD EN CONDUCCION DE FLUIDOS 20 
2.1 DEFINICION DE CONFIABILIDAD 21 
 2.1.2 Atributos de la Confiabilidad 22 
 2.1.3 Amenazas de la Confiabilidad 22 
2.2 ESTUDIO CUALITATIVO Y CUANTITATIVO DEL SISTEMA 23 
2.3 ANALISIS DE RIESGO 24 
 2.5.1 Confiablidad Humana 25 
2.4 CONFIABILIDAD, PROBABILIDAD DE FALLA Y RAPIDEZ DE FALLA 25 
2.5 CONFIABILIDAD APARTIR DE DATOS HISTORICOS 28 
2.8 ANALISIS DE INTEGRIDAD 29 
 2.8.1 Modos de Falla 30 
 2.8.2 Defectos de Fabricación 31 
 2.8.3 Defectos de Construcción 33 
 2.8.4 Defectos de Servicio 34 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
 
INDICE: 
 
 
CAPITULO 3. DESARROLLO DEL MODELO 37 
3.1 FUNDAMENTOS Y NOTACION 38 
3.2 ESTIMACION NO PARAMETRICA DE LA RAPIDEZ DE FALLA 40 
3.3 PROCESOS ESTOCASTICOS PUNTUALES 40 
3.4 ESTIMACION PARAMETRICA DE LA RAPIDEZ DE FALLA PARA 
PROCESOS POISSON DE POISSON HOMOGENEO 
41 
3.5 CALCULOS DE LOS INTERVALOS DE CONFIANZA PARA LA 
RAPIDEZ DE FALLA (PROCESO POISSON HOMOGÉNEO) 
42 
3.6 PROCESO DE UNIFICACION DE DATOS PARA k SISTEMAS 42 
3.7 PROCESO DE UNIFICACION DE LOS DATOS PARA DOS SISTEMAS 43 
3.8 ESTIMACION PARAMETRICA DE LA RAPIDEZ DE FALLA PARA 
PROCESO DE POISSON NO HOMOGENEO 
43 
3.9 ESTIMACION PUNTUAL DE LOS PARAMETROS Y PARA EL 
MODELO DE POTENCIAS 
44 
3.10 CALCULO DE LOS INTERVALOS DE CONFIANZA PARA Y 44 
3.11 PRUEBAS DE TIPO PROCESO POISSON 45 
3.12 PROCESO DE UNIFICACION DE DATOS PARA k SISTEMAS 
(PROCESO DE POISSON NO HOMOGÉNEO) 
45 
3.13 PROCESO DE UNIFICACION DE LOS DATOS PARA 2 SISTEMAS 
(PROCESO DE POISSON HOMOGÉNEO) 
 
46 
CAPITULO 4. APLICACIÓN DEL MODELO 49 
4.1 APLICACIÓN DE LA METODOLOGIA: REGION MÉXICO 50 
4.2 ESTADISTICAS GENERALES DE FALLAS ENTRE 1993 Y 1996 EN 
MÉXICO 
50 
4.3 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION CENTRO 52 
4.4 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION 
NOROESTE 
54 
4.5 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION NORESTE 56 
4.6 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION 
OCCIDENTE. 
57 
4.7 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION SURESTE 59 
4.8 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1993 A 1996 EN LA REGION 
PENINSULAR 
61 
4.9 DETERMINACIÓN DE LA RAPIDEZ DE FALLA 61 
 4.9.1 Estimaciones no Paramétricas 61 
 4.9.2 Estimación Paramétrica de la Rapidez de Falla. Proceso Poisson 
Homogéneo 
67 
4.10 RESUMEN DE LA RAPIDEZ ANUAL DE FALLA EN SU FORMA NO 
PARAMETRICA Y PARAMETRICA 
70 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
 
INDICE: 
 
 
4.11 ESTIMACION PARAMETRICA DE LA RAPIDEZ DE FALLA 71 
4.12 ESTADISTICAS DE FALLA DE 1999 A 2006 MUSPAC, REFORMA CHS 76 
4.13 DETERMINACION DE LA RAPIDEZ ANUAL DE FALLAS 78 
 4.13.1 Estimación no Paramétrica 79 
 4.13.2 Estimación Paramétrica de la Rapidez de falla. Procesos de 
Poisson homogéneos 
 79 
 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 82 
REFERENCIAS 85 
ANEXO I 87 
ANEXO II 95 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
i 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 Figura Página 
1.1 Organización de petróleos Mexicanos. 2 
1.2 Regiones de PEMEX Exploración y Producción. 4 
1.3 Mapa de infraestructura de PEMEX gas Y petroquímica Básica. 6 
1.4 El Flujo Bifásico está presente en la explotación del pozo. 7 
1.5 Patrones de Flujo en Tuberías Horizontales. 9 
1.6 Se muestran algunos patrones reales, los cuales aparecen en los 
sistemas de conducción horizontal, tomando en cuenta mezclas 
agua-aire. 
11 
1.7 Clasificación de flujo bifásico para tuberías verticales dadas por 
Watson, 1999. 
11 
1.8 Ductos en terrenos ondulados, ocasionado inestabilidades en el flujo 
bifásico. 
13 
1.9 Gasoducto de 5 centímetros de diámetro. 17 
 1.10 Oleoducto de 20 centímetros de diámetro. 17 
 1.11 Oleoducto de 5 centímetros de diámetro. 18 
2.1 Factores de confiabilidad. 22 
2.2 Comportamiento del numero de fallas acumuladas y la rapidez anual 
en sistemas reparables 
28 
2.3 Defectos de fabricación 33 
2.4 Defectos en construcción 34 
2.5 Defecto de servicio 34 
2.6 Defecto de peligro Geotécnico 36 
3.1 Reparación de un sistema 38 
3.2 Función bathtub o tina de baño 39 
4.1 Distribución del total de falla reportados en México entre 1993 y 
1996 
52 
4.2 Distribucióndel total de falla reportados en México entre 1993 y 
1996 CENTRO 
53 
4.3 Distribución de causas de fallas reportadas entre 1993 a 1996 en los 
sistemas de transmisión de gas y transmisión de líquidos de la 
región CENTRO 
53 
4.4 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región CENTRO 
entre 1993 y 1996 
54 
4.5 Distribución del total de falla reportados en México entre 1993 y 
1996 NOROESTE 
54 
4.4 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región CENTRO 
entre 1993 y 1996 
56 
4.5 Distribución del total de falla reportados en México entre 1993 y 56 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
ii 
 
1996 NOROESTE 
 
 
 Figura Página 
4.6 Distribución de causas de fallas reportadas entre 1993 a 1996 en los 
sistemas de transmisión de gas y transmisión de líquidos de la 
región NOROESTE 
55 
4.7 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región 
NOROESTE entre 1993 y 1996 
55 
4.8 Distribución de fallas reportadas entre 1993 y 1996 en la región 
NOROESTE 
56 
4.9 Distribución de causas de fallas reportadas entre 1993 a 1996 en los 
sistemas de transmisión de gas y transmisión de líquidos de la 
región NORESTE 
56 
4.10 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región 
NOROESTE entre 1993 y 1996 
57 
4.11 Distribución de fallas reportadas entre 1993 y 1996 en la región 
OCCIDENTE 
57 
4.12 Distribución de causas de fallas reportadas entre 1993 a 1996 en los 
sistemas de transmisión de gas y transmisión de líquidos de la 
región OCCIDENTE 
58 
4.13 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región 
OCCIDENTE entre 1993 y 1996 
59 
4.14 Distribución de fallas reportadas entre 1993 y 1996 en la región 
SURESTE 
59 
4.15 Distribución de causas de fallas reportadas entre 1993 a 1996 en los 
sistemas de transmisión de gas y transmisión de líquidos de la 
región SURESTE 
60 
4.16 Evolución del numero acumulado de fallas en los sistemas de 
transmisión de gas y transmisión de líquidos en la región SURESTE 
entre 1993 y 1996 
60 
4.17 Distribución de fallas reportadas entre 1993 y 1996 en la región 
PENINSULAR 
61 
4.18 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido y 
transmisión de gas de la región CENTRO 
62 
4.19 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido y 
transmisión de gas de la región NOROESTE 
62 
4.20 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido y 
transmisión de gas de la región NORESTE 
63 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
iii 
 
 
 
 Figura Página 
4.21 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido y 
transmisión de gas de la región OCCIDENTE 
63 
4.22 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido y 
transmisión de gas de la región SURESTE 
63 
4.23 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas en los sistemas de transmisión de liquido de la 
región PENINSULAR 
64 
4.24 División de las regiones por ubicación geográfica en México 71 
4.25 Distribución de causas de fallas reportadas entre 2000 y 2006 en el 
sistema Muspac, Reforma 
76 
 
4.26 Evolución del número acumulado de fallas de MUSPAC entre 2000 y 
2006 
77 
4.27 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas de MUSPAC 
78 
4.28 Resultados de la estimación no paramétrica de la evolución de la 
rapidez de fallas de MUSPAC 
78 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
iv 
 
 
LISTA DE TABLAS 
 
 Tablas Pagina 
1.1 Datos estadísticos Pemex Refinación miles de barriles diarios 4 
4.1 Estadística de fallas de 1993 a 1996 en cada región, según el tipo 
de servicio y causa de falla. 
51 
4.2 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región CENTRO entre 1993 y 1996 
53 
4.3 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región NOROESTE entre 1993 y 1996 
55 
4.4 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región NORESTE entre 1993 y 1996 
56 
4.5 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región OCCIDENTE entre 1993 y 1996 
58 
4.6 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región SURESTE entre 1993 y 1996 
60 
4.7 Distribución de fallas en los sistemas de transmisión de gas y 
liquido de la región PENINSULAR entre 1993 y 1996 
61 
4.8 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región CENTRO entre 1993 y 1996 
64 
4.9 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región NOROESTE entre 1993 y 1996 
65 
4.10 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región NORESTE entre 1993 y 1996 
65 
4.11 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región OCCIDENTE entre 1993 y 1996 
65 
4.12 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región SURESTE entre 1993 y 1996 
66 
4.13 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas de la 
región PENINSULAR entre 1993 y 1996 
66 
4.14 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas de transmisión de liquido y transmisión de gas EN TODO 
México para las tres causas de fallas entre 1993 y 1996 
68 
4.15 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de líquidos 
entre 1993-1996 para la causa de corrosión interna. 
 
 
 
68 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
v 
 
 
LISTA DE TABLAS 
 
 Tablas Página 
4.16 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de líquidos 
entre 1993-1996 para la causa de corrosión externa 
68 
4.17 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de líquidos 
entre 1993-1996 para la causa de daños mecánicos 
68 
4.18 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de gas entre 
1993-1996 para la causa de corrosión interna. 
69 
4.19 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de gas entre 
1993-1996 para la causa de corrosión externa 
69 
4.20 Rapidez anual de falla, intervalos de confianza y errores relativos 
de la estimación para cada sistema de transmisión de gas entre 
1993-1996 para la causa de daños mecánicos 
70 
4.21 Resultados de la pueba hipótesis nula 
 con 
70 
4.22 Parámetros y para el mecanismo de corrosión interna de las 
seisregiones de transmisión de líquidos para el periodo de 1993 y 
1994 
72 
4.23 Parámetros y para el mecanismo de corrosión externa de las 
seis regiones de transmisión de líquidos para el periodo de 1993 y 
1994 
72 
4.24 Parámetros y para el mecanismo de daños mecánicos de las 
seis regiones de transmisión de líquidos para el periodo de 1993 y 
1994 
72 
4.25 Parámetros y para el mecanismo de daños mecánicos de las 
seis regiones de transmisión de líquidos para el periodo de 1993 y 
1994 
73 
4.26 Parámetros y para el mecanismo de corrosión interna de las 
seis regiones de transmisión de gas para el periodo de 1993 y 
1994 
73 
4.27 Parámetros y para el mecanismo de corrosión externa de las 
seis regiones de transmisión de gas para el periodo de 1993 y 
1994 
74 
4.28 Parámetros y para el mecanismo de daños mecánicos de las 
seis regiones de transmisión de gas para el periodo de 1993 y 
1994 
 
 
74 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
vi 
 
 
 
LISTA DE TABLAS 
 
 
 Tablas Página 
 4.29 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y prueba de 
tipo de proceso para corrosión interna en las seis regiones del 
sistema de transmisión de líquidos 
74 
4.30 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y prueba de 
tipo de proceso para corrosión externa en las seis regiones del 
sistema de transmisión de líquidos 
75 
4.31 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y prueba de 
tipo de proceso para daños mecánicos en las seis regiones del 
sistema de transmisión de líquidos 
75 
4.32 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y prueba de 
tipo de proceso para corrosión interna en las seis regiones del 
sistema de transmisión de gas 
75 
 4.33 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y prueba de 
tipo de proceso para corrosión externa en las seis regiones del 
sistema de transmisión de gas 
76 
 4.34 Distribución de fallas en el sistema entre 200 y 2006 77 
 4.35 Valores no paramétricos promedios de la rapidez de falla en los 
sistemas MUSPAC entre 2000 y 2006 
79 
 4.36 Rapidez de falla, intervalos de confianza y errores relativos de la 
estimación para el sistema MUSPAC entre 2000 y 2006 
80 
 4.37 Valores estimados de los parámetros y para el sistema 
MUSPAC entre 2000 y 2006 
80 
 4.38 Intervalos de confianza estimados para el parámetro y para el 
sistema MUSPAC entre 2000 y 2006 
81 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras 
vii 
 
 
LISTADO DE SÍMBOLOS Y NOMENCLATURA 
 
 
 
 Símbolo Descripción 
 Función de intensidad de fallas 
 Rapidez anual de falla dependiente del tiempo 
 Estimador de la rapidez de falla dependiente del tiempo 
 Número acumulado de fallas 
 Número total de fallas acumulados en el periodo de exposición 
 Tiempo en años 
 Longitud de exposición 
 Longitud de exposición total 
 Variable con distribución Chi-cuadrada de n grados de libertad 
 Grados de significancia 
v Grados de libertad 
 Hipótesis nula 
 Hipótesis alternativa 
 Distribución de Ficher 
 Exponente de crecimiento de la ley de potencia 
 Constante de normalización de la ley de potencia 
 Índice de falla 
 Intervalo de tiempo 
 Tiempo de falla 
 Tiempo de falla en el sistema j 
 Número de ductos 
 Estimador de la constante de normalización de la ley de 
potencia 
 Estimador de crecimiento de la ley de potencia 
 Valor esperado del número acumulado de fallas 
 Estimador no paramétrico del valor promedio de la rapidez 
anual de falla 
 Estimador de dispersión 
 Estimador no paramétrico del valor promedio de la rapidez 
anual de falla 
 Tiempo de exposición en el sistema i 
 Número de sistemas 
 Estimador de la rapidez de falla promedio para todos los ductos 
operados por MUSPAC 
 Daño Mecánico 
 Corrosión Externa 
 Corrosión Interna 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas Resumen 
viii 
 
 
RESUMEN 
 
En este trabajo, se realiza un modelo para estimar la confiabilidad de sistemas de ductos 
que transportan de manera simultánea flujo en dos fases, con el fin de estimar la rapidez 
anual de falla. Cuando se desea estimar la rapidez anual de falla de una población de 
ductos, se mezcla la información de la rapidez de ocurrencia de fallas de los sistemas 
disimilares para reducir la incertidumbre estadística de la estimación, pero a su vez debe de 
ser considerada la incertidumbre de tolerancia de sistema a sistema, la incertidumbre de 
tolerancia, la cual surge de la unificación de los datos de la rapidez de falla de los sistemas 
disimilares de ductos. 
El modelo propuesto requiere del uso de los procesos estocásticos Poisson homogéneo, y la 
ley de potencias para poder estimar de manera puntual la rapidez de falla y a su vez se 
usaron estimadores de los intervalos de confianza de los parámetros de la función de 
intensidad de fallas para el cálculo de β y θ. Con ello se proporciona las pruebas 
estadísticas necesarias para determinar si los parámetros de los sistemas disimilares siguen 
la misma tendencia. De esta forma, los datos de fallas de diferentes sistemas de ductos son 
mezclados para producir una función de intensidad de falla única y esto es aplicable solo 
cuando todos los sistemas disimilares siguen el mismo modelo estocástico. Lo anterior da el 
respaldo estadístico necesario para la estimación adecuada de la incertidumbre estadística 
y de la tolerancia. 
Por otro lado, el estudio arroja que la corrosión externa constituye la principal causa de falla 
en los sistemas que transportan flujo bifásico, además los errores relativos en las 
estimaciones de la rapidez anual de falla en los ductos de todas las zonas de México 
resultaron en promedio 23%. 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas Resumen 
ix 
 
 
 
ABSTRACT 
 
Statistical methods for reliability systems are used in this work to develop a model in order 
to estimate the annual failure rate of two-phase conduction pipelines systems from a 
dissimilar population system of products based on historical data of pipelines failures. 
To estimate the annual failure rate of pipelines conducting fluids, the information of the 
failures occurrence rate of dissimilar systems is mixed in order to reduce the statistical 
uncertainty of the estimation; additionally uncertainty of system to system tolerance 
which arises from the consideration of all data of the failure rate of dissimilar systems must 
be considered. 
The proposed model requires the use of Poisson homogeneous stochastic and the power 
law processes to be able to estimate the rate of failure accurately and interval stimulators to 
which, confident interval simulators were used as insensitive function parameters of failure to 
determine the β and θ parameters. With them, the necessary statistic tests are provided to 
determine whether the parameters of the dissimilar systems have the same tendency. In this 
way, the failure data of the different pipeline systems are mixed to produce a unique intensity 
failure function and is applicable only when all the dissimilar systems follow the same 
stochastic model. When all dissimilar systems have the same stochastic model, they provide 
the necessary statistic backup of the adequate directional of the uncertain statistics of 
tolerance. The proposed model estimates the annual rate under the supposition the 
dissimilar systems behave like repairable systems. 
The statistical study shows that the external corrosion is the main cause of failure of the 
systems transporting two phase flow, furthermore the relative errors in the estimation of the 
annual failure rate of all the regions of Mexico is 23 % in average. 
 
 
Modelo para evaluarla confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas Introducción 
ix 
 
 
INTRODUCCIÓN 
 
La producción de petróleo es sumamente importante para la vida humana, ya que la 
mayoría de los procesos industriales y la actividad cotidiana de la sociedad la tienen 
como base energética. Sin embargo, obtener dicho recurso se hace cada vez más 
caro ya que en existen una gran cantidad de fallas presentes en los ductos que 
transportan los hidrocarburos, a veces con resultados desastrosos como derrames y 
explosiones. 
 
Por otro lado, en vista de que el transporte de fluido tiene un costo muy alto, la 
instalación de nuevas líneas es raramente una opción viable. Por lo tanto, se debe 
utilizar el sistema de ductos existentes, y en México la mayor parte fue instalada en 
la década de los setentas y desde entonces esa infraestructura tiene un desgaste 
natural debido a las altas temperaturas y presiones a que son sometidos con el paso 
de los hidrocarburos, además de los factores ambientales (cambios climáticos, 
lluvias y salinidad), al cual se suman una intensa corrosión causada por los propios 
componentes de los hidrocarburos que transportan. 
 
Los análisis de riesgo de los sistemas de ductos se basan en el conocimiento de la 
rapidez anual de falla de cada mecanismo. Para elaborar estudios cuantitativos de 
análisis de riesgo, se requiere la estimación de las frecuencias en que ocurren las 
fallas en los mismos. De la misma manera, la estimación de probabilidad de errores 
del hombre muchas veces debe ser cuantificada en el cálculo de riesgo. Estos datos 
son normalmente son difíciles de estimar, debido que no existen en México estudios 
sobre la rapidez anual de fallas como una metodología para el análisis de estas 
fallas en ductos. 
 
Los resultados de este tipo de análisis se utilizan principalmente en la evaluación del 
riesgo en los sistemas de ductos y permiten establecer si las acciones de 
mantenimiento garantizan que la rapidez anual de falla disminuye con el tiempo, o al 
menos se mantengan contantes. 
 
Un problema que se encuentra, son los modelos existentes para medir la 
confiabilidad de ductos bifásicos ya que estos se encuentran incompletos, La 
industria petrolera (PEMEX) ha desarrollado programas para la aplicación de análisis 
de riesgo a los ductos que se encuentran a su cargo con el fin de lograr el manejo 
eficiente de los mantenimientos programados a los mismos. La rapidez anual de falla 
con que se realizan estos estudios es mundial. Sin embargo, esta rapidez no es 
aplicable a México debido a que estos fueron determinados para regiones como 
EAU, Canadá y Europa. 
 
Un elemento clave de este modelo debe ser la habilidad de establecer si los 
sistemas de ductos monofásicos y bifásicos son lo suficientemente similares para 
que la combinación de datos de fallas a través de sistemas pueda ser mezclada para 
mejorar sus estimaciones de la rapidez anual de falla. 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas Introducción 
x 
 
 
 
 
En este trabajo, el termino incertidumbre estadística es el error asociado a la 
estimación de la rapidez de falla promedio de una población de ducto y esta decrece 
con el aumento del número de fallas, del km-año, o que ambos aumentan. Este 
factor ha conducido a la tendencia a aumentar el número de kilómetros – años a 
partir de la rapidez anual de falla. 
 
En el presente trabajo el termino incertidumbre de tolerancia es usada para estimar 
el error asociado a la unificación de datos de ductos disimilares, La incertidumbre de 
tolerancia ha sido constantemente ignorada en la estimación de la rapidez anual de 
falla en ductos disimilares. 
 
En el presente trabajo se enfoca en estimar la rapidez anual de falla en sistemas 
monofásicos y bifásicos en un periodo de 4 y 6 años aplicados a datos de fallas de 
la región de México y en el activo muspac respectivamente, a partir de historial de 
fallas. Los métodos propuestos permiten demostrar estadísticamente si la 
información sobre fallas en diferentes sistemas pueden ser agrupada o no. 
 
Para lograr el objetivo de este trabajo, se utilizan modelos estocásticos homogéneos 
para describir las fallas debido a mecanismos como el daño mecánico. Los procesos 
de Poisson no homogéneos se utilizan para describir los mecanismos de fallas 
dependientes del tiempo. 
 
Es importante resaltar que hasta la fecha no se cuenta con un modelo para estimar 
la rapidez anual de falla de un sistema bifásico a partir de datos históricos de fallas 
en la cual se considere tanto la incertidumbre estadística y la incertidumbre de 
tolerancia, además de obtener los intervalos de confianza de a rapidez anual de falla 
y los errores relativos asociados a su estimación. 
 . 
En el capítulo 1 Se presenta una revisión bibliográfica de las subsidiarias de PEMEX, 
el flujo bifásico en la industria petrolera y al final del capítulo se realiza una 
descripción general del flujo bifásico y sus patrones de flujo. 
 
En el capítulo 2 Se presenta los conceptos más importantes involucrados en el 
estudio de confiabilidad en sistemas reparables, así mismo, se determinan los 
fundamentos matemáticos en los cuales se basa el concepto. 
 
En el capítulo 3 se expone el modelo propuesto para la estimación de la rapidez 
anual de falla, la evolución temporal de las fallas y las estimaciones de los intervalos 
de confianza asociados a su estimación. 
 
En el capítulo 4 se presentan los resultados de la rapidez anual de falla de las seis 
regiones de la republica Mexicana así como la rapidez anual de falla de las líneas 
de escurrimiento y descarga del activo muspac en el sur de la republica. 
 
Finalmente se proporciona las conclusiones del trabajo y las recomendaciones para 
trabajos futuros. 
 
 
 
 
 
 
 CAPÍTULO I 
 
 
 
 ANTECEDENTES 
 
 
 
 
 
 
En este capítulo se proporciona una revisión bibliográfica de las subsidiarias 
PEMEX, el flujo bifásico en la industria petrolera. Al final del capítulo se 
realiza una descripción general del flujo bifásico y sus patrones de flujo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
2 
 
1.1. PETROLEOS MEXICANOS 
 
La vida sin los hidrocarburos no podría ser como la conocemos actualmente. Del 
petróleo obtenemos sus derivados como gasolina y diesel para nuestros vehículos y 
autobuses, combustible para aviones y barcos, gas para el uso común en la vida 
cotidiana. Lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para las 
empresas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos [5]. 
 
Durante muchos años la búsqueda del petróleo en México, así como su explotación 
estuvo en manos de empresas extranjeras, siendo hasta 1938 que a raíz de la 
expropiación petrolera se crea la empresa Petróleos Mexicanos (Pemex), la cual a lo 
largo de más de cincuenta años ha desarrollado estas actividades utilizando las 
técnicas exploratorias más adecuadas para la localización y explotación de 
yacimientos petroleros, realizándose estas con tal éxito, lo cual ubica a PEMEX como 
una de las principales productoras de hidrocarburos a nivel mundial, además de 
colocar a nuestro país entre los diez países con mayor volumen de reservas probadas 
[5]. 
 
Los estudios en materia de explotación arrojan resultados favorables de yacimientos 
de hidrocarburos, regularmente se seleccionan las más cercanas a tierra, por la 
comodidad que esto representa y el menor costo involucrado, para su perforación 
desde la costa y el transporte de productos. 
 
Con el fin de realizar las actividades antes descritas, en el año de 1992 se expide una 
nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios donde se 
establecen los lineamientos básicos para definir las atribuciones de PEMEX en su 
carácter de órgano descentralizado de la administración Pública Federa. Responsable 
de laconducción de la industria petrolera nacional [24]. 
 
Esta Ley PEMEX se subdivide en cuatro subsidiarias: PEMEX Exploración, PEMEX 
Refinación, PEMEX Gas y Petroquímica Básica, y PEMEX Petroquímica. Cada una se 
ocupa de una etapa, desde la extracción del petróleo crudo hasta la transformación de 
este en los diferentes productos, su distribución, comercialización, etc., estas 
actividades serán desglosadas a continuación por subsidiaria. 
 
 
 
FIGURA 1.1 Organización de petróleos Mexicanos 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
3 
 
1.1.1 PEMEX Exploración y Producción 
 
La misión de PEMEX Exploración y producción (PEP) es minimizar el valor económico 
a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la 
seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el 
medio ambiente. Sus actividades principales son la exploración y explotación del 
petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su 
comercialización de primera mano; estas se realizan cotidianamente en cuatro 
regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano; Norte, Sur, 
Marina Norte y Marina Suroeste [5]. 
 
PEP a nivel mundial ocupa en tercer lugar en términos de producción de crudo, el 
primero en producción de hidrocarburos costa afuera, el noveno en reservas de crudo 
y el doceavo en ingresos [25] Efectúa la explotación y exploración del petróleo y el 
gas natural, su transporte, almacenamiento en terminales y sus comercialización. 
 
Como resultado de una reestructuración en 1998 tiene una división con diecisiete 
activos, distribuidos de la siguiente manera: 
 
 Región Marina Noreste 
 
Con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales, la 
región Marina Noreste se sitúa en la plataforma y talud continentales del Golfo 
de México; está constituida por los Activos Integrales Cantarell y Kumaloob- 
Zaap [25]. 
 
 Región Marina Suroeste 
 
En un área de 352 mil kilómetros cuadrados de aguas territoriales del Golfo de 
México, la región Marina Suroeste efectúa la explotación de hidrocarburos a 
través de un activo regional exploratorio y los Activos Integrales Abkatún-Pol-
Chuc Y litoral de Tabasco. 
 
 Región Sur 
 
 Ubicada en el suroeste de la Republica Mexicana, la Región Sur posee una 
 superficie aproximada de 390 mil kilómetros cuadrados, y abarca los estados 
 de Guerrero, Oaxaca y Veracruz, así como la totalidad de Tabasco, 
 Campeche, Yucatán, Quintana Roo y Chiapas. La producción promedio anual 
 de petróleo crudo, fue de 491 mil 318 barriles por día y la de gas natural fue 
 de 1 mil 352 millones de pies cúbicos por día. 
 
 Región Norte 
 
 Con una extensión que supera los 2 millones de kilómetros cuadrados, abarca 
 las entidades federativas de San Luis Potosí, Puebla, Veracruz, Tamaulipas y 
 Nuevo León. Esta región esta conformada por tres Activos Integrales –burgos, 
 Veracruz y Poza Rica-Altamira- y un Activo Exploratorio. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
4 
 
 
FIGURA 1.2 Regiones de PEMEX Exploración y Producción. 
 
 
1.1.2 Pemex Refinación 
 
TABLA 1.1 Datos estadísticos Pemex Refinación miles de barriles diarios 
 
 
 
Las funciones básicas de PEMEX refinación son los procesos industriales de 
refinación, elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo, sus 
distribución, almacenamiento y venta de primera mano. La Subdirección Comercial de 
PEMEX Refinación realizada la planeación, administración y control de la red 
comercial, así como la suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos 
para el establecimiento y operación de las Estaciones de servicio Integrantes de la 
Franquicia PEMEX para atender el mercado al menudeo de combustibles 
automotrices [5] se muestra sus datos estadísticos. 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
5 
 
 
 
1.1.3 Pemex Gas y Petroquímica Básica 
 
Dentro de la cadena del petróleo, PEMEX Gas y Petroquímica Básica ocupa una 
posición estratégica al tener la responsabilidad del procesamiento del gas natural y 
sus líquidos, así como del transporte, comercialización y almacenamiento de sus 
productos. 
 
En el ámbito internacional, PEMEX Gas y Petroquímica Básica es una de las 
principales empresas procesadoras de gas natural, con un volumen procesado 
cercano a 4 mil millones de pies cúbicos diarios (MMPCS) durante el 2004, y las 
segunda empresa productora de líquidos, con una producción de 451 mil barriles 
diarios (MDB) en los 11 centros Procesadores de Gas a cargo del Organismo. Cuenta 
con una extensa red de gasoductos, superior a 12 mil kilómetros, a través de la cual 
se transportan más de 3,6000 MMPCD de gas natural, lo que la ubica en el decimo 
lugar entre las principales empresas transportistas de este energético en 
Norteamérica. 
 
En México, PEMEX Gas y Petroquímica Básica se encuentra entre las 10 más 
grandes por su nivel de ingresos, superiores a 16,300 millones de dólares en 2004, 
con activos cercanos a 9,000 millones de dólares. Adicionalmente, PEMEX Gas y 
Petroquímica Básica constituye una fuente importante de trabajo, al emplear del orden 
de 12 mil trabajadores [24]. 
 
Esta subsidiaria procesa 4,163 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de 
los cuales 3,215 MMPCD son de gas húmedo amargo y 948 son de gas húmedo 
dulce, así como 97.7 mil barriles diarios de condensado de los cuales 90.3 MBD son 
de condensado amargo y 7.4 MDB son de condensado dulce. 
 
Produce un promedio de 3,432 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) por día 
(MMPCD). De gas natural seco; 221.5 mil barriles por día (MBD) de gas licuado, 93 
MBD de gasolinas naturales, 129 MBD de etano y 2.0 miles de toneladas de azufre 
por día. Transporta un promedio diario de 4400 MMPCD de gas natural y 173 MBD de 
gas licuado y estos productos los vende a un total de 838 clientes de gas natural, 768 
de gas licuado y 80 de petroquímicos Básicos. Adicionalmente exporta un promedio 
de 78 MBD de gasolinas naturales. 
 
Para llevar a cabo sus actividades de producción, transporte y comercialización 
cuenta con la siguiente infraestructura [5]: 
 
 10 complejos procesadores de gas. 
 15 sectores de ductos a lo largo de 12,677 km., integrados por 15 estaciones 
de compresión, 5 estaciones de bombeo y 8 interconexiones internacionales 
con Estados Unidos. 
 22 terminales de distribución de gas licuado, de las cuales 5 de ellas son 
representaciones. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
6 
 
 
 
FIGURA 1.3 Mapa de infraestructura de PEMEX Gas y Petroquímica Básica. 
 
 
1.1.4 Pemex Petroquímica 
 
PEMEX Petroquímica elabora, comercializa y distribuye productos para satisfacer la 
demanda del mercado a través de sus empresas filiares y centro de trabajo. Su 
actividad fundamental son los procesos petroquímicos no básicos derivados de la 
primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas de petróleos 
Mexicanos. PEMEX Petroquímica guarda una estrecha relación comercial con 
empresas privadas nacionales dedicadas a la elaboración de fertilizantes, plásticos, 
fibras y hules sintéticos, fármacos, refrigerantes, aditivos. 
 
En el sur del estado de Veracruz se encuentra la sede del Emporio Petroquímico más 
importante de México, integrado por PEMEX Petroquímica Organismo de Petróleos 
Mexicanos, el cual tiene ubicadas sus oficinas centrales en la ciudad de 
Coatzacoalcos, Veracruz, cuenta con ocho centros de trabajo que son: 
 
 
1. Complejo Petroquimico Independencia. 
2. Complejo Petroquimico Cangrejera. 
3. Complejo Petroquimico Cosoleacaque. 
4. Complejo Petroquimico Morelos. 
5. Complejo Petroquimico Pajaritos. 
6. Complejo Petroquimico Tula. 
7. Complejo Petroquimico Escolín. 
8. Unidad PetroquimicaCamargo. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
7 
 
Estos complejos se encuentran localizados en el norte del país, centro y sur del 
estado de Veracruz. Éstas se dedican a la elaboración, comercialización y distribución 
de productos, tales como: Acetaldehido, Amoniaco, Benceno, Etileno, Oxido de 
Etileno, Glicoles, Ortoxileno, Paraxileno, Propileno, Tolueno, Xilenos, Acetronitrilo, 
Acido Cianhidrico, Acrilonitrilo, Polietileno de baja y alta densidad, Metanol y Cloruro 
de Vinilo, para satisfacer la demanda del mercado nacional y una parte del mercado 
Internacional. 
 
 
1.2. FLUJO BIFÁSICO EN LA INDUSTRIA PETROLERA 
 
En la actualidad PEMEX Explotación emplea líneas de escurrimiento que son 
instalaciones hidráulicas diseñadas para trasladar el fluido que sale del pozo, se 
utilizan tubos de aproximadamente 9 cm de diámetro que parten del “árbol de 
Navidad” normalmente hacia una batería de separación, lo anterior se debe a que el 
fluido que proviene de los pozos petroleros viene en forma de una mezcla de dos 
fases (liquido – gas). 
 
 
 
FIGURA 1.4 El flujo bifásico está presente en la explotación del pozo. 
 
 
PEMEX Explotación junto con el Instituto Mexicano del Petróleo están desarrollando 
la tecnología necesaria para entender el comportamiento del flujo bifásico dentro de 
los ductos, en estos últimos años se ha hecho más imperativo, debido a que la 
explotación de los pozos avanzaría en gran medida si se pudiese manejar 
eficientemente la mezcla proveniente de los pozo antes de llegar a la refinería. Las 
ventajas de transportar el crudo sin separarlo antes son considerables ya que la 
cantidad de gas presente en el crudo tiene un efecto interesante, ya que disminuye la 
viscosidad y densidad del mismo, facilitando así su transporte [1]. 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
8 
 
Hasta ahora, PEMEX han diseñado ductos capaces de manejar flujos bifásicos pero 
no se sabe con exactitud lo que sucede adentro y por consiguiente se tiende a 
sobredimensionar el sistema de ductos y accesorios que manejan el flujo. Dentro del 
ducto, la mezcla de fluidos puede presentar diversas distribuciones que dependen de 
las velocidades de las fases y propiedades de cada sustancia así como de la 
inclinación de la tubería, distribuciones que son conocidas como patrones de flujo y 
tienen gran influencia en la caída de presión que experimenta la mezcla, así como en 
la fracción de volúmenes de cada fluido en el sistema; factores que afectan 
directamente a las propiedades físicas de la mezcla. El trabajar con flujo bifásico, la 
fracción volumétrica de líquido o holdup representa el volumen de líquido o gas 
presente en un volumen de control del ducto. Si se conociera el comportamiento 
detallado de las sustancias dentro del ducto, sería posible manipular las condiciones 
de operación para aprovechar al máximo la presión del flujo, la cantidad de gas, o el 
patrón de flujo presente, para así economizar en equipos de trasporte, red de ducto y 
accesorios, medidores, equipos de separación y otros, de acuerdo con las 
características del sistema y la topografía de la región considerada. 
 
Al igual que sucede con los ductos de flujo monofásico, existen variantes en cuanto a 
la dirección del ducto y la dirección del flujo que hay que tener en consideración: los 
ductos pueden ser horizontales, verticales o inclinadas; y el flujo puede ser paralelo 
ascendente, paralelo descendente o contracorriente. Para cada caso el modelaje de 
la situación física es distinto, y por consiguiente, la obtención de un modelo riguroso 
para cada una de estas situaciones es complicado y es el objeto de los estudios que 
involucran este tipo de flujo. 
 
 
1.3. PATRONES DE FLUJO EN TUBERIAS. 
 
Una característica sobresaliente del flujo a dos fases es la gran variedad de posibles 
patrones de flujo que pueden presentarse. Un patrón o régimen de flujo es la forma de 
distribución de las fases a través de la geometría del ducto. 
 
En la mayoría de los casos que incluya el cálculo o análisis del flujo bifásico se 
considera de vital importancia el conocimiento del patrón de flujo existente en el 
sistema, debido a que éste proporciona una caracterización más adecuada del mismo 
y da una visión más acertada del fenómeno, permitiendo de esta manera el desarrollo 
de mejores diseños, evitando así que el flujo se transforme en patrones de flujo 
indeseables, tal como el pulsante (slug), ya que éste disminuye considerablemente la 
eficiencia del sistema tanto de transporte, como de los sistemas encontrados 
alrededor del mismo. A través del tiempo se ha desarrollado diferentes técnicas y 
correlaciones para obtener mapas, con los cuales es más sencillo llegar a un diseño 
óptimo [3]. 
 
La mayoría de los mapas disponibles de los patrones de flujo son para ductos 
horizontales o verticales con muy limitado trabajo reportado para ductos inclinados [2]. 
 
Los mapas de patrones de flujo para sistemas bifásicos, son función principalmente 
de los parámetros masa- velocidad y de las relaciones gas-líquido. Algunos autores 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
9 
 
incorporan además las propiedades físicas de cada fase y el diámetro del ducto. Los 
nombres de cada patrón de flujo, están dados por los autores de cada mapa, por lo 
que es conveniente usar la siguiente figura identificarlos [3]. 
 
Factores que afectan el patrón de flujo: 
 
 Gasto de crudo 
 Presión (expansión del gas) 
 Geometría de la línea (diámetro y ángulo de inclinación) 
 Propiedades del fluidos transportado (densidad relativa de crudo, Viscosidad, 
tensión superficialmente). 
 
1.3.1 Flujo horizontal. 
 
Los patrones de flujo en tuberías horizontales descritos por BEGGS son los 
siguientes: 
 
 
 
 
FIGURA 1.5 Patrones de Flujo en Tuberías Horizontales. 
 
Flujos dominados por el gas 
 
Flujo Estratificado. En este régimen de flujo, el líquido se mueve en la parte baja del 
tubo con el gas moviéndose en la parte superior, sin entremezclarse entre las dos 
fases. A velocidades bajas de gas y de líquido, la interfase es lisa y el régimen de flujo 
se llama estratificado liso. Con un aumento en el caudal de gas, la interfase llega a 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
10 
 
ser ondulada y el régimen de flujo se llama estratificado ondulado, la interfase tiene 
este aspecto debido a la ondulación en la superficie liquida viajando en la dirección 
del flujo. 
 
Flujo Ondulado. Éste régimen de flujo se presenta a gastos más altos que en el 
estratificado, con presencia de ondas estables en la interfase. 
 
Flujo Anular. Este régimen ocurre a caudales altos de gas, debido a que las fuerzas 
superficiales predominan sobre las fuerzas gravitacionales, donde el líquido forma una 
película delgada alrededor de la pared del tubo. Cuando el caudal del gas es 
relativamente bajo, la mayoría de este líquido viaja a lo largo de la parte baja del tubo, 
incluso a caudales más altos de gas, pequeñísimas gotas de líquido se desprenden 
de la película y se dispersan dentro de la fase de gas formando el fenómeno de 
atomización. Un caso especial de este flujo es aquel en donde hay una película de 
gas-vapor adherida a la pared y un núcleo liquido en el centro. A este patrón se le 
denomina Flujo Anular Inverso y aparece solo en fenómenos de ebullición en 
]películas estables sub-enfriadas [26]. 
 
Flujo Intermitente. Este flujo está formado por tapones del líquido y grandes burbujas 
de gas que son normalmente mucho más largas que un diámetro del tubo. Los 
tapones del líquido se mueven a una frecuencia promedio que depende de las 
velocidades superficiales de líquido y del gas, las longitudes del tapón y de la burbuja 
varían de una manera aleatoria.El régimen de flujo intermitente se divide en cuatro 
regímenes distintos dependiendo de la fracción volumétrica del gas en el tapón del 
líquido. 
 
Burbuja alargada (EB). Este patrón de flujo es un caso de limitación del flujo 
intermitente, los tapones líquidos se encuentran libres de burbujas de acuerdo como 
se muestra en la figura 1.5. La burbuja de gas generalmente es aerodinámica, el flujo 
de líquido debajo de la burbuja es similar al flujo bifásico estratificado liso mientras 
que el flujo en el tapón líquido es básicamente laminar. La parte posterior de la 
burbuja a veces se desprende del cuerpo principal de la burbuja y es recogida por la 
burbuja siguiente. 
 
Burbuja alargada con burbujas dispersas (EDB). Cuando se aumenta la velocidad de 
la mezcla, las burbujas dispersas comienzan aparecer en el borde principal del tapón. 
El aspecto de las burbujas dispersas en el tapón se asocia a la transición del gas en 
el tapón. La parte frontal del tapón se convierte en una zona pequeña de mezcla 
turbulenta en donde se generan las burbujas dispersas, como se puede observar en 
la figura 1.5. 
 
Flujos dominados por el líquido 
 
Burbuja dispersa (DB). La fase de gas se encuentra dispersa en pequeñas burbujas 
en una fase continua líquida, A relativamente bajos caudales de gas estas burbujas 
están situadas cerca de la parte alta del tubo debido a la flotabilidad, pero a altos 
caudales de gas las burbujas se dispersan más uniformemente. El tamaño de la 
burbuja varía algunos milímetros de diámetro. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
11 
 
 
Burbujeante (DBF). Este régimen se observa a altos caudales de gas y de líquido que 
al entremezclarse es imposible detectar cual es la fase dispersa. Este régimen de flujo 
se asocia con altas caídas de presión y también es referido como flujo agitado (churn) 
por muchos observadores [26]. 
 
Nieblina: En este patrón de flujo, la fase continua es el gas, el cual arrastra y 
transporta al líquido. El líquido deja una película en la pared de la tubería, pero sus 
efectos son secundarios, el gas es el factor predominante. 
 
 
 
FIGURA 1.6 Se muestran algunos patrones reales, los cuales aparecen en los sistemas de conducción 
horizontal, tomando en cuenta mezclas agua- aire. 
 
1.3.2 Flujo Vertical. 
 
Los tipos de configuración existentes para flujos bifásicos en tuberías verticales son 
prácticamente los mismos que se dan para las tuberías horizontales. Cabe mencionar 
que el flujo estratificado no entra en esta clasificación debido a los efectos de la 
gravedad. La figura 1.7 muestra los principales tipos de patrones de flujo que tienen 
lugar en las tuberías verticales. 
 
 
FIGURA 1.7. Clasificación de flujo bifásico para tuberías verticales dadas por Watson, 1999. 
 
a) Flujo burbujeante. Las burbujas tienen mayor velocidad que la fase líquida, aunque 
ésta última se debe desplazar a una velocidad suficientemente alta para mantener la 
intensidad de turbulencia que mantenga dispersas a las burbujas. 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
12 
 
b) Flujo Pulsante (slug). Debido al fenómeno de coalescencia, las burbujas se hacen 
más grandes, esto da pie a la formación de tapones del líquido. Estos tapones de 
líquido pueden contener pequeñas burbujas las cuales intercambian energía cinética 
con las burbujas más grandes. 
 
c) Flujo Inestable o de transición de slug a anular (churn). Las burbujas se empiezan a 
deformar rápidamente y se va creando de manera aleatoria una película gruesa de 
líquido en la superficie interna de la tubería. 
 
d) Flujo Anular. Al incrementase el flujo de la fase gaseosa, la fase líquida se acumula 
en la pared de la tubería formando una película que se desplaza en la dirección del 
flujo de gas. 
 
e) Flujo Anular disperso. Es un flujo anular pero con un flujo de la fase gaseosa que 
se desplaza a una gran velocidad. Las burbujas del líquido en la parte central son 
diminutas. Es similar a la niebla que se forma en el ambiente. 
 
1.4. PROBLEMAS QUE PROVOCAN LA CONDUCCION DE MEZCLAS 
 BIFASICAS 
 
La mezcla de gas natural, con agua y keroseno como la fase líquida que se producen 
en los pozos son fluidos que se transportan a alta presión a través de tuberías de gran 
longitud hacia las instalaciones de separación de fases y de procesamiento. Sin 
embargo, la longitud creciente, con cambios de direcciones en las tuberías y mayores 
profundidades proporcionan los desafíos adicionales para el aseguramiento del flujo, 
ya que se encuentra presente la caída de presión debido a la altura y a la fricción, 
además de las inestabilidades del flujo bifásico. 
 
Muchas veces las líneas de conducción de fluidos en los pozos petroleros están 
diseñadas para trabajar a una cierta capacidad de carga sin la prevención de que los 
yacimientos tienden a disminuir su producción con el tiempo, obteniéndose caudales y 
presiones más bajos en los ductos lo cual es un factor para que ocurran 
inestabilidades hidrodinámicas del flujo bifásico estratificado y se presente la 
formación de tapones de líquido (slugs) en la tubería [2]. 
 
El gas y el líquido viajan a velocidades diferentes dentro del ducto, a la salida del 
ducto la producción total del gas es más o menos constante, pero el caudal de flujo 
líquido varía considerablemente, debido a que el líquido viaja en forma de tapones 
que son a menudo cíclicos en naturaleza. 
 
El régimen de flujo conocido como flujo tapón o slug se caracteriza por la distribución 
axial intermitente de líquido y de gas. El líquido se transporta como tapones y el gas 
se transporta como burbujas entre los tapones. El flujo tapón se dividió en slugging 
hidrodinámico; ocurre en tuberías horizontales y es causado por diferencias de 
velocidad entre las fases; e inducido por el terreno o slugging inducido por gravedad. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
13 
 
El flujo tapón inducido por terrenos ondulados es generalmente provocado por un 
punto bajo en la topografía del ducto, la cual consiste en interconexiones horizontales, 
secciones descendentes y ascendentes. Una situación típica es que el líquido tiende 
por acumularse y sentarse en los puntos más bajos de la tubería (Figura. 1.8) 
bloqueando el flujo de gas, hasta que es forzado hacia delante del resto del tubo por 
la presión del gas acumulada detrás e inicia el ciclo del tapón. Las condiciones para 
que este ocurra este fenómeno son presión y caudales relativamente bajos en la 
tubería. 
 
El ángulo de inclinación de los ductos es muy importante, las secciones descendentes 
llevan a los flujos ligeramente a un comportamiento uniformemente estratificado, 
mientras que en secciones ascendentes se desarrollan flujos más lentos y más 
profundos del condensado y tienen una alta probabilidad de formación de tapones. 
Dado esto, quizás la sección más importante de una ducto es la sección ascendente, 
y para las condiciones de funcionamiento horizontales esta sección debe ser 
levemente en declive, funcionando con eficacia como separador y evitando así 
cualquier tapón que se haya formado en la sección en declive anterior [3]. 
 
. 
 
 
FIGURA 1.8. Ducto en terreno ondulado, ocasionado inestabilidades en el flujo bifásico 
 
El flujo tapón está relativamente bien entendido para cualesquiera de las tres 
secciones separadas (horizontal, vertical e inclinada), pero hay una carencia de 
comprensión en cuanto al cambio de las características del flujo cuando se 
interconectan estas configuraciones, como en un ducto en terreno ondulado. 
 
Las tuberías en terrenos ondulados son inevitables en operaciones de campo. Las 
plataformas costa afuera y terrestres exhiben configuraciones del terreno ondulado. 
La predicción del comportamiento del flujo en ductos en terreno ondulado es 
importante para manejar correctamentela recuperación del hidrocarburo. Los tapones 
generados en secciones ascendentes pueden o no deshacerse en la siguiente de las 
secciones en declive, causando fluctuaciones en el comportamiento de la presión. 
 
Tales configuraciones pueden dar lugar a la formación de tapones más largos que los 
encontrados normalmente en tuberías horizontales. La longitud promedio del tapón es 
una función compleja de muchas variables: el diámetro y la longitud del ducto, de la 
topografía de la línea, de las velocidades superficiales del gas y del líquido, de las 
características físicas del líquido y de la densidad del gas. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
14 
 
La formación de tapones largos se asocian a oscilaciones de flujo y de presión, 
causando a menudo problemas operacionales y efectos indeseables en las 
instalaciones de proceso, disturbios de alimentación para equipos de separación, 
corrosión severa de la tubería y la inestabilidad estructural de la tubería, así como la 
pérdida de la producción debido a las presiones imprevisibles del yacimiento. Otras 
consecuencias adversas son el desgaste en el equipo dando por resultado posibles e 
imprevistas paradas de los procesos. 
 
El slugging es un problema mundial en las tuberías bifásicas, que hace que el control 
del flujo sea difícil de manejar y puede dañar los equipos a costos considerables [12] 
. 
El problema del slugging podría ser solucionado aumentando la presión bajo los 
cuales los líquidos fluyen o aumentando la velocidad de los flujos, instalación de 
colectores de tapones y el control por medio de arreglos con válvulas de 
estrangulación, entre otros. Algunas soluciones no son óptimas ni económicas. Por 
tanto, esto implica la necesidad de optimizar el diseño y el control de los procesos. 
Las compañías petroleras han dedicado una gran cantidad de recursos para intentar 
simular el flujo bifásico en tuberías, con el objeto de diseñar sistemas que tengan 
solamente características favorables. 
 
Debido al costo y la dificultad técnica, no hay sensores en las tuberías y casi todos los 
datos operacionales vienen de las medidas tomadas en cada extremo, por lo tanto las 
simulaciones de flujo bifásico han servido para diseñar sistemas de control. 
Comparaciones de datos obtenidos contra simulaciones han concluido que la 
formación y deformación de tapones líquidos causa problemas en las instalaciones y 
también pueden imponer transitorios inesperados. Por lo tanto, la predicción del 
comportamiento de la presión en tuberías en terrenos ondulados puede ser un factor 
muy importante para la recuperación apropiada del hidrocarburo [12]. 
 
Consecuentemente, la predicción de las características del tapón en las tuberías en 
terrenos ondulados es esencial para la optimización y la operación más segura de los 
sistemas donde el flujo es inestable. Existe una gran cantidad de investigaciones para 
conocer los mecanismos que gobiernan la formación del flujo tapón y de sus 
características principales. Sin embargo, aún no se ha alcanzado ninguna teoría 
general sobre el comportamiento hidrodinámico de este tipo flujo [6]. 
 
Algunas investigaciones proponen modelos avanzados para el flujo pulsante (slug). 
Sin embargo, algunos modelos no consideran cambios en las características del flujo 
tapón, tales como longitud del tapón. Además, no incluyen la formación y la 
deformación del tapón mientras está viajando a lo largo de una tubería inclinada. 
Igualmente, se han estudiado los cambios de las características del flujo tapón en 
tuberías a través de terreno ondulados proponiendo un modelo para el cambio de 
longitud del tapón, pero no consideran la formación o la deformación del tapón, 
tampoco asumen cambios en la fracción volumétrica de líquido en el tapón ni del 
espesor de la película en el modelo [12]. 
 
Otros modelos transitorios tales como el modelo simplificado de dos fluidos de Taitel o 
los modelos de slugging severos de Taitel y Sarica tienen limitaciones en términos de 
uso para los problemas transitorios del slugging inducido por el terreno o en general 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
15 
 
problemas transitorios de flujo tapón. Actualmente no existe un modelo universal para 
el flujo bifásico [3]. 
 
 
1.4.1 Tipos de Ductos. 
 
Las líneas de ductos cumplen varias funciones fundamentales: las líneas de flujo, de 
diámetro pequeño y longitud limitada, sirven para conectar pozos individuales con las 
instalaciones de almacenamiento y tratamiento, otras se utilizan en los campos 
productores para inyectar fluidos para la recuperación mejorada. De las instalaciones 
de tratamiento, proceso y almacenamiento salen unas líneas de recolección de mayor 
diámetro que conectan con las líneas de transmisión y distribución, que son sistemas 
de ductos de gran diámetro y longitud que mueven el crudo y el gas de las áreas de 
producción hacia las refinerías y terminales de venta [5]. 
 
 
1.4.2 Ductos para flujo de gas. 
 
Las condiciones operativas y el equipo para los ductos de recolección y transmisión 
de gas son muy especiales. El camino del gas hacia el consumidor es más directo 
que el crudo, los compresores mueven el gas a través de las líneas de flujo las cuales 
operan, por lo general, a presiones más altas que las líneas de líquido. 
 
Líneas de recolección de gas. Las líneas de flujo de gas conectan pozos individuales 
hacia las instalaciones de tratamiento y procesamiento o hacia ramas más grandes 
del sistema de recolección. La mayoría de los pozos de gas fluyen con presión 
suficiente para dar la energía necesaria al gas para pasar a través de la líneas de 
recolección hacia la planta procesadora, tanto que muchas veces es necesario reducir 
la presión en la cabeza del pozo antes de dejar fluir el gas hacia la línea, sólo en 
algunos casos es necesario el uso de compresores pequeños cerca del pozo cuando 
la energía del mismo es insuficiente. 
 
Esto permite el uso de tuberías de acero de menor peso y costo, La longitud de las 
líneas de flujo de gas desde los pozos es relativamente corta, van de menos 1.6 
kilómetros hasta 7 o 8 kilómetros. El diámetro de las mismas es también reducido, va 
de 5 a 10 centímetros generalmente. Las presiones de operación son mayores que 
las de flujo de aceite, abarcando un rango de entre varios de bares para llevar el gas 
a las plantas de tratamiento a altas presiones, ya que el exceso de presión puede 
utilizarse dentro de la planta para dar energía a los equipos o para los procesos de 
enfriamiento. 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
16 
 
 
 
FIGURA 1.9 Gasoductos de 5 centímetros de diámetro. 
 
La longitud, presión de operación y tamaño de las líneas depende de varios factores, 
como la capacidad del pozo, el tipo de gas producido, y las condiciones de operación 
y localización de la planta. 
 
Líneas de transmisión y distribución de gas. El gas limpio y seco sale de las plantas 
de procesamiento y entra en las líneas de transmisión y distribución hacia las 
terminales de venta. Las líneas de transmisión y distribución operan a altas presiones. 
Compresores instalados al inicio proveen la energía necesaria para mover el gas a 
través de la línea, pero a lo largo de la misma es necesario establecer en ubicaciones 
estratégicas numerosas estaciones de compresión para mantener la presión 
requerida. La distancia entre estas estaciones varía dependiendo del volumen de gas 
a transportar y el tamaño y diámetro de la línea. La capacidad de transporte se puede 
incrementar mediante la instalación de más compresores [5]. 
 
Las líneas de transmisión de gas están hechas de acero y enterradas bajo la 
superficie. Las secciones individuales de ducto están soldadas una con otra y están 
recubiertas para evitar la corrosión. Los diámetros van desde una cuantas pulgadasy 
llegar hasta los 152 centímetros. 
 
La operación de un sistema de distribución de gas que comprende muchos kilómetros 
de ductos, estaciones de compresión y otras instalaciones representa un reto 
complejo para el control y manejo del flujo con la presión de operación optima. 
 
 
1.4.3 Ductos Para el Flujo de Liquido 
. 
Las líneas de flujo de aceite desde los pozos hasta las unidades de tratamiento o 
almacenamiento son, por lo general, ductos que operan a una presión relativamente 
baja y un diámetro de entre 5, 7 y 10 centímetros. El tamaño varía de acuerdo a la 
capacidad de los pozos, la longitud de la línea y la presión a la que está produciendo 
el pozo. Estas líneas operan por lo regular a presiones menores a los 7 bares. La 
capacidad de transporte de estos ductos varía de acuerdo al gasto que otorguen los 
pozos conectados a ellos, pasando de unos cuantos barriles a varios miles, por lo que 
la previsión en el diseño es fundamental [4]. 
 
Normalmente la energía propia del yacimiento hace fluir al líquido a través de las 
líneas de flujo, pero cuando no es suficiente se necesita utilizar bombas para llevar el 
líquido del pozo a las instalaciones. Las instalaciones a las que descargan son, por lo 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
17 
 
general, tanques de almacenamiento. Antes de llegar al tanque de almacenamiento, 
el fluido pasa por varias etapas de separación. Las líneas cuentan con equipo de 
medición para saber cuál es el aporte individual de cada pozo. 
 
El material del que están construidos es casi siempre acero, las diferentes secciones 
se unen unas a otras mediante soldadura o siendo enroscados. En cuanto al peso de 
las secciones, este es bajo debido a las presiones no muy elevadas que se manejan. 
De acuerdo al potencial de corrosión del crudo que se vaya a manejar, las líneas 
pueden ser recubiertas internamente para prevenir la corrosión, también cuando son 
enterradas bajo la superficie se recubren externamente. 
 
Líneas de recolección de líquido. Sirven para transportar el líquido desde las 
instalaciones de almacenamiento y tratamiento en campo hacia instalaciones de 
almacenamiento más grande. Consisten normalmente de líneas con un diámetro entre 
10 y 20 centímetros y cuyo tamaño depende de varios factores, como la cantidad de 
crudo a transportar y la longitud del ducto. 
 
 
 
FIGURA 1.10 Oleoducto de 20 centímetros. 
 
Líneas de transporte y distribución de crudo. Son sistemas de ductos de gran 
diámetro y que se extienden a grandes distancias para llevar el crudo hacia las 
terminales de venta y refinerías. La red comprende una gran variedad de tamaños de 
ductos y de capacidades. Se requiere colocar bombas al inicio de las líneas y varias 
estaciones de bombeo espaciadas a lo largo de la red para mantener la presión al 
nivel requerido para sobrepasar la fricción, los cambios de elevación y otras perdidas. 
 
Por lo general se encuentran instaladas bajo tierra, recubiertas exteriormente para 
evitar la corrosión. Se dimensionan de acuerdo al volumen esperado y operan por lo 
general a presiones de operación superior que las de las líneas de recolección. Son 
fabricadas en acero y unidas por soldadura. 
 
 
1.4.4 Ductos Para Transportar Productos Derivados 
 
Incluye el transporte de productos refinados del crudo como la gasolina de diferentes 
grados, la turbosina para los aviones, diesel y aceites. También se transportan a 
veces mezclas de hidrocarburos que llegan a un punto donde son separados para 
vender individualmente el butano, etano, etc. 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
18 
 
La mayoría de las veces se utiliza el mismo ducto para transportar diversos productos, 
se hace mediante el bacheo, sin utilizar una barrera física entre los productos, si no 
que la diferencias de densidades se encarga de mantenerlos separados. Hace esto 
requiere sofisticados métodos de diseño y control, el diámetro típico de estos ductos 
va de 21 a 41 centímetros [5]. 
 
El gas licuado es gas natural enfriado y comprimido en una planta de licuefacción a 
unas condiciones de presión y temperatura a las cuales existe en forma líquida. 
 
Las ventajas que ofrece este método es que la densidad del gas licuado es mucho 
mayor que en su estado gaseoso, lo que permite utilizar ductos de diámetro reducido 
para transportar grandes cantidades de gas. 
 
La desventajas es que hay que mantener el gas a una temperatura suficientemente 
baja para que continúe en fase liquida durante todo el trayecto; también se requiere 
de un acero especial debido a las bajas temperaturas. 
 
 
 
 
FIGURA 1.11 Oleoducto de 5 centímetros de diámetro 
 
En el siguiente capítulo se presentaran los conceptos involucrados en el estudio de 
confiabilidad en sistemas reparables y la causa de falla que provocan los derrames y 
fugas en los ductos. En este capítulo se dieron las características de los diámetros y 
presiones de los ductos que operan en México y las diferencias marcadas entre los 
sistemas de transportan liquido y los sistemas que transportan gas por lo que se 
analizaran por separado en el capitulo cuatro. 
 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo I 
 
 
19 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Se dejó en blanco 
Intencionalmente 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 CAPÍTULO II 
 
 
 
CONFIABILIDAD EN 
CONDUCCION DE FLUIDOS 
 
 
 
 
 
 
 
En este capítulo se presenta los conceptos más importantes involucrados en el 
estudio de confiabilidad en sistemas reparables, así mismo, se determinan los 
fundamentos matemáticos en los cuales se basa el concepto. 
 
 
 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo II 
 
21 
 
 
2.1 DEFINICION DE CONFIABILIDAD. 
 
La confiabilidad de un sistema se puede definir como la capacidad de un producto 
de realizar su función de la manera prevista. De otra forma, la confiabilidad se 
puede definir también como la probabilidad en que un producto realice su función 
prevista sin fallas (incidentes) por un período de tiempo especificado y bajo 
condiciones indicadas. En otras palabras, la confiabilidad es la probabilidad de que 
el sistema no falle en un periodo de tiempo. La confiabilidad se identifica con la 
letra mayúscula R y dado que expresa un valor probabilístico, la confiabilidad toma 
valores entre 0 y 1. 
 
Esta definición, incluye cuatro condiciones: 
 
Probabilidad. 
Funcionamiento adecuado. 
Condiciones de operación. 
Tiempo. 
 
El estudio probabilístico, brinda el valor numérico para la medición de la 
confiabilidad así como del comportamiento del sistema; si bien el valor de la 
confiabilidad es el parámetro más significativo existen otros de gran importancia 
que serán definidos y calculados. 
 
Las técnicas de evaluación para la confiabilidad de los sistemas son usadas y han 
sido desarrolladas por varias ramas de la ingeniería. De hecho la confiabilidad es 
interdisciplinaria y una metodología en particular, puede ser usada en un amplio 
número de sistemas que incluyen ramas de la ingeniería tan diversas tales como; la 
eléctrica, mecánica, civil, química, etc. 
 
Sin embargo, debe señalarse que lo anterior no significa que un determinado 
método de cálculo deba ser utilizado para resolver todo tipo de problemas. Sería un 
error estandarizar una técnica en particular sin realizar un análisis particular de la 
problemática a resolver. 
 
Junto a la confiabilidad, se suelen investigar otros indicadores probabilísticos de la 
funcionalidad de la estructura como son su disponibilidad y su mantenibilidad [27]. 
La disponibilidad corresponde a la confiabilidad calculada para un instante de 
tiempo determinado. Por otra parte, la mantenibilidad corresponde ala probabilidad 
de que un sistema que ha fallado sea reparado dentro de un periodo de tiempo 
especifico cuando la reparación se realiza siguiendo procedimientos específicos. 
 
En el caso particular de los sistemas de ductos, la confiabilidad puede determinarse 
utilizando modelos físicos de resistencia-Carga, Utilizando modelos de análisis de 
datos históricos de incidentes o utilizando estadística de valores extremos. 
 
 
 
 
 
http://www.monografias.com/trabajos12/elproduc/elproduc.shtml
http://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtml
http://www.monografias.com/trabajos54/resumen-estadistica/resumen-estadistica.shtml
http://www.monografias.com/trabajos901/evolucion-historica-concepciones-tiempo/evolucion-historica-concepciones-tiempo.shtml
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo II 
 
22 
 
 2.1.2 Atributos de la Confiabilidad. 
 
Hay muchos atributos que intervienen en la confiabilidad y cada esta definido de 
diferentes maneras en la literatura. Los atributos mas importantes de la 
confiabilidad se definen a continuación. 
 
 Fiabilidad: Es el índice de continuidad de un servicio correcto. 
 
 Disponibilidad: Es el grado en el que un componente o sistema es accesible 
y puede operar cuando se requiere para el uso. 
 
 Mantenibilidad. Es la capacidad de un componente o sistema para sufrir 
reparaciones y modificaciones. 
 
 Seguridad: Es la ausencia de consecuencias catastróficas sobre el usuario 
y/o medio ambiente causados por el sistema y/o un componente. 
 
 
 Exactitud: Es la habilidad del componente o sistema de proporcionar las 
salidas requeridas dentro del rango deseado y con la precisión solicitada. 
 
 Garantía: Es la capacidad de un componente o sistema para resistir el mal 
uso, abuso y desastre. 
 
 
 
2.1.3 Amenazas de la Confiabilidad. 
 
La confiabilidad de un sistema o proceso se amenaza por diversas causas que 
provocan una situación anormal dentro del sistema, un funcionamiento fuera de lo 
previsto o un caso que nunca se había presentado. 
 
Las amenazas de la confiabilidad se dividen en: 
 
 Falla (failure): Es la causa adjudicada de un error. Es una falla activa se se 
produce un error e inactiva si no se produce. 
 Error (error): Es un estado del sistema que puede causar una subsecuente 
avería. 
 
Todos los factores de la confiabilidad descritos anteriormente se muestran en la 
Figura 2.1 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo II 
 
23 
 
 
 
Figura 2.1 Factores de confiabilidad 
 
 
 
2.2 ESTUDIO CUALITATIVO Y CUANTITATIVO DEL SISTEMA 
 
El hacer un sistema confiable no es un tema nuevo; siempre se ha deseado 
diseñar, fabricar y operar sistemas que se encuentren libres de fallas. Este 
propósito ha sido alcanzado sólo parcialmente ya que se basa generalmente en la 
experiencia subjetiva de diseñadores y operadores. 
 
Esta forma de evaluar la confiabilidad ha sido puesta en duda en varias ocasiones, 
el principal cuestionamiento es la ausencia de sistematización que permita realizar 
una comparación de alternativas de configuración alternos. 
 
La confiabilidad siempre estará unida a un sistema o producto, es tanto un 
parámetro como una medida de análisis que debe ser integrada desde el diseño y 
construcción del sistema. Para alcanzar este objetivo, el estudio de la confiabilidad 
del sistema debe expresarse en forma tanto cualitativa como cuantitativa. 
 
La evaluación cualitativa de la confiabilidad del sistema puede ser usada para 
indicar cómo un sistema puede fallar, sugerir las consecuencias de la falla e 
identificar partes débiles del propio sistema. Por otra parte, un estudio cuantitativo 
de la confiabilidad del sistema tiene como propósitos principales, el analizar el 
comportamiento pasado del sistema y servir como medida de predicción de un 
comportamiento futuro. 
 
 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo II 
 
24 
 
El análisis del comportamiento pasado del sistema brinda ventajas tales como: 
 
 Identificar las áreas débiles del sistema, que necesiten reforzarse o 
modificarse. 
 Establecer un comportamiento cronológico de la confiabilidad. 
 Conocer los índices de comportamiento del sistema completo. 
 Usarse como bitácora para comparar las predicciones del sistema con el 
comportamiento pasado y actual del mismo. 
 Monitorear las respuestas del sistema a alguna eventual modificación física 
del mismo. 
 
Por otro lado, la medida de predicción aporta: 
 
 El analizar cómo se comportará un sistema en el futuro. 
 Los beneficios que se tendrán al modificar el sistema. 
 Los efectos que se tendrían al modificar la filosofía operacional de 
mantenimiento o de diseño. 
 El costo/beneficio asociado a los incisos anteriores. 
 
Un sistema no sigue un comportamiento determinístico, opera de manera aleatoria 
al paso del tiempo. Independientemente de que este comportamiento varíe 
significativamente en cuestión de unos cuantos segundos o hasta en décadas, el 
sistema se comporta de manera estocástica, de allí que el análisis se realice 
usando las técnicas de la probabilidad. 
 
Es importante señalar que un estudio de confiabilidad está sujeto a la 
incertidumbre que rodea a todo estudio probabilístico, por lo que un análisis 
completo comprende además el entender cómo opera el sistema, su diseño, los 
tipos de falla y el cómo ocurren, así como las condiciones ambientales y legales a 
los que está sometido. En este aspecto, la probabilidad no debe ni puede sustituir 
al buen juicio y la experiencia de un criterio de ingeniería con gran experiencia. La 
probabilidad es una herramienta que transforma el conocimiento que se tiene del 
sistema en una medida cuantificable de predicción de un futuro comportamiento. 
 
 
2.3 ANÁLISIS DE RIESGO 
 
Para elaborar los estudios cuantitativos de análisis de riesgos, se requiere la 
estimación de las frecuencias en que ocurren los incidentes en los equipos 
relacionados con las instalaciones o líneas de transporte de hidrocarburos. De la 
misma manera, la estimación de probabilidad de errores del hombre, muchas veces 
debe ser cuantificada en el cálculo de riesgo. Esos datos normalmente son difíciles 
de estimar, debido a la no disponibilidad de estudios de este tipo. 
 
El “Análisis de Riesgo” es por excelencia la ciencia para tomar decisiones en 
ambientes de incertidumbre. Es un análisis de naturaleza probabilística que permite 
soportar una decisión con base en la cuantificación y ponderación de la 
probabilidad de éxito con sus beneficios y la probabilidad de fracaso y sus 
Modelo para evaluar la confiabilidad de un sistema de conducción de mezclas petroleras Capítulo II 
 
25 
 
consecuencias. En sus diversas etapas, el “Análisis de Riesgo” debe contestar las 
siguientes preguntas: 
 
 ¿Qué puede resultar mal? : Identificación del Riesgo. 
 ¿Qué tan mal puede salir? : Modelaje de las Consecuencias. 
 ¿Qué tan probable es que ocurra o cada cuánto puede ocurrir?: Estimación 
de las Probabilidades y/o Frecuencias. 
 ¿Cuál sería el resultado?: Evaluación del Riesgo. 
 ¿Qué se puede hacer? : Gerencia del Riesgo, para prever las 
consecuencias. 
 
Por otra parte, los objetivos fundamentales del análisis de riesgo pueden resumirse 
en lo siguiente: 
 
 Resguardar el bienestar de los trabajadores, los intereses de la empresa y 
preservar el medio ambiente. 
 Cumplir con las disposiciones legales, los estándares y las mejores 
prácticas. 
 Minimizar las pérdidas económicas, las pérdidas de reputación y el impacto 
al medio ambiente. 
 Jerarquizar las mejoras necesarias, portafolio de proyectos e inversiones. 
 Evaluar las respuestas a emergencias, planes de contingencia. 
 Valorar el nivel de tolerancia al riesgo. 
 
 
2.3.1 CONFIABILIDAD HUMANA 
 
Específicamente, el término “Confiabilidad Humana” se define como la probabilidad 
de que una persona desempeñe correctamente