Supervisión del Gobierno: Actualización de la normativa sobre reparación de oleoductos

La Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA, por sus siglas en inglés) del Departamento de Transporte de los Estados Unidos propone, por primera vez en dos décadas, cambios sustanciales en los requisitos federales de reparación de seguridad para los oleoductos de gas natural y líquidos peligrosos.

“Gracias a la tecnología de inspección y los datos de vanguardia, los operadores de oleoductos comprenden sus sistemas mejor que nunca. La PHMSA está modernizando sus regulaciones de seguridad para adaptarlas a este nuevo panorama”, declaró el administrador de la PHMSA, Paul Roberti, en un comunicado del 6 de julio. “Priorizar las reparaciones para abordar las amenazas reales, en lugar de apegarse a plazos preestablecidos y uniformes, mejorará la seguridad y potenciará la energía estadounidense”.

Brian Ford

Según la PHMSA, las actualizaciones aplicarán conceptos de ingeniería moderna basados en datos para que los operadores de energía determinen dónde y cuándo se necesitan reparaciones para problemas como grietas, abolladuras y corrosión. La agencia federal indicó que la propuesta mejoraría la seguridad de los trabajadores y la comunidad, y al mismo tiempo generaría ahorros para los operadores de oleoductos.

Con los cambios propuestos, se espera que los operadores de gasoductos de transmisión obtengan ahorros de costos anuales de entre 214,6 millones y 241,7 millones de dólares estadounidenses, según indicó la PHMSA en su Aviso de Propuesta de Reglamentación (NPRM), mientras que los operadores de gasoductos de líquidos peligrosos y dióxido de carbono pueden esperar ahorros anuales de costos de 148,5 millones de dólares estadounidenses.

Citando los avances en tecnología y prácticas de seguridad de las últimas dos décadas mediante el uso de modelos de ingeniería modernos, las actualizaciones propuestas priorizan la remediación en función del tiempo que las tuberías pueden permanecer en servicio de forma segura y tienen como objetivo evitar cortes de red costosos e innecesarios.

La PHMSA afirmó que la propuesta también simplificaría los plazos de cumplimiento, dividiéndolos en tres categorías "claras y coherentes" en todos los sistemas: inmediato, a corto plazo (1 año para áreas de alto riesgo) y otras condiciones.

Según el aviso de reglamentación propuesto, en los últimos 20 años se han producido importantes avances que han posibilitado estas actualizaciones. A principios de la década de 2000, la PHMSA creó programas de gestión de la integridad (IM) para gasoductos y oleoductos de líquidos peligrosos. Ambos programas incluían criterios para responder a las anomalías en los oleoductos.

Según la PHMSA, los requisitos —que actualmente se aplican al 41 % de los líquidos peligrosos y a menos del 18 % del gas en zonas de alto riesgo y otros lugares de mayor peligro— utilizaban mediciones de profundidad genéricas «que no tenían en cuenta la anomalía específica ni los parámetros operativos del oleoducto». «Este enfoque ha obligado a realizar costosas reparaciones en oleoductos que se encontraban en buen estado, interrumpiendo el servicio a los consumidores y afectando otras actividades operativas proactivas».

Las HCA son lugares y áreas específicas donde un derrame podría tener las consecuencias adversas más significativas. Las HCA para gasoductos de transmisión de gas natural se centran en áreas pobladas.

Gracias a los avances tecnológicos, las herramientas de inspección en línea (ILI, por sus siglas en inglés) ahora pueden detectar más anomalías en las tuberías con un mayor grado de certeza, incluso amenazas interactivas y amenazas que antes no se detectaban de forma fiable, según el aviso reglamentario.

En 2022, la PHMSA modificó sus criterios de respuesta para gasoductos con el fin de incorporar algunos de los conceptos más modernos basados en la ingeniería.

“En este procedimiento, la PHMSA propone completar ese trabajo y extender los mismos conceptos a los oleoductos peligrosos”, afirmó.

Los criterios de respuesta originales en las normas de gestión de la integridad de principios de la década de 2000 "reflejaban la limitada tecnología de evaluación y los métodos de evaluación disponibles en ese momento", dijo la agencia en su aviso de reglamentación. Al basarse en mediciones tradicionales, los tiempos de respuesta para estos criterios no se basaban en gran medida en la vida útil segura restante de la anomalía. Los métodos analíticos de las herramientas de inspección en línea "no eran lo suficientemente maduros como para producir perfiles de anomalías de alta resolución de manera confiable, para detectar y clasificar amenazas interactivas (como corrosión selectiva de soldaduras de costura y abolladuras con características interactivas), o para predecir la vida útil restante de grietas y abolladuras.

Como resultado, los márgenes de respuesta en las reglas originales de gestión de la integridad exigían la corrección de las anomalías "antes de lo que sería necesario para mantener la integridad del oleoducto en muchos casos".

La PHMSA declaró que en mayo de 2025 solicitó la opinión del público sobre cómo mejorar los requisitos de respuesta ante anomalías en gasoductos y oleoductos de líquidos peligrosos. La respuesta pública se inclinó mayoritariamente por modernizar estos requisitos e incorporar un enfoque basado en el rendimiento y centrado en la ingeniería, que priorice las anomalías en función de la presión de fallo prevista, la tensión y la vida útil restante calculadas, en lugar de umbrales unidimensionales.

Organizaciones del sector, como el Instituto Americano del Petróleo y GPA Midstream, han elogiado las actualizaciones propuestas.

La PHMSA ha realizado varias actualizaciones en los últimos años respecto a los requisitos de seguridad de los gasoductos. En enero, publicó una nueva norma destinada a modernizar la normativa de clasificación de las líneas de transmisión de gas. Esta norma permitirá a los operadores de gas natural utilizar prácticas de gestión de la integridad como alternativa a las reducciones de presión o la sustitución de tuberías tradicionales. La alternativa permite a los operadores confirmar o restablecer la presión máxima de operación permitida en determinados segmentos de gasoductos que cumplan los requisitos, sin necesidad de sustituir la tubería ni reducir la presión de operación.