Authors: Daniel Sandana
Garantizar un transporte seguro y fiable del CO₂ denso de origen antropogénico: mejorar la gestión de la integridad y la seguridad energética mediante conocimientos basados en datos
En resumen:
El concepto de seguridad energética está cambiando. Un suministro fiable de petróleo y gas es fundamental, pero los sistemas energéticos también deben facilitar la transición hacia soluciones con menores emisiones de carbono sin comprometer la seguridad ni la continuidad del suministro. A medida que la captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS) se convierte en un elemento central de esta transición, el transporte de CO₂ antropogénico introduce nuevos riesgos para la integridad de las tuberías que los enfoques convencionales no abordan por completo. Garantizar un funcionamiento seguro requerirá un cambio radical en la gestión de la integridad mediante soluciones de inspección en línea de última generación y análisis de datos respaldados por IA, incluyendo enfoques como MFL Data Fusion de ROSEN.
El sector de la captura, almacenamiento y utilización de CO2 (CCUS) cuenta con una larga trayectoria. El primer gasoducto de CO2 a gran escala, conocido como Canyon Reef Carrier —un gasoducto de 16 pulgadas y 222,4 km de longitud—, lleva en funcionamiento desde 1972. Gran parte del resto de la infraestructura actual de transporte de CO2 de Estados Unidos (EE. UU.) se construyó entre los años 80 y 90, y se extiende a lo largo de aproximadamente 7000 kilómetros. Décadas de experiencia con tuberías de CO2 en fase densa en Norteamérica presentan un historial de seguridad estadísticamente positivo y tranquilizador. No se han producido víctimas mortales relacionadas con estos gasoductos. Además, menos del 5 % de los incidentes notificados han liberado más CO2 que un vuelo transatlántico entre Londres y San Francisco, y menos del 30 % han liberado más CO2 que un evento a gran escala, como un concierto de Taylor Swift. Mientras que estos últimos son eventos públicos recurrentes y aceptados, los incidentes en los gasoductos de CO2 siguen siendo poco frecuentes, con menos de 120 accidentes registrados desde 1991.
La próxima generación de tuberías de CO2 funcionará en condiciones diferentes
Por lo tanto, es lógico plantearse cuáles son las verdaderas preocupaciones en cuanto a la seguridad operativa de las tuberías de CO2 de alta densidad en el futuro. Un aspecto clave de las tuberías de CO2 operativas actualmente en EE. UU. es que transportan CO2 capturado de la producción de gas natural, amoníaco y etanol. Sin embargo, a medida que pasamos a la captura de CO2 de fuentes industriales con una mayor variedad de impurezas, surgen nuevos retos. El objetivo principal de la próxima generación de proyectos de tuberías de CO2 será el transporte de CO2 de origen antropogénico, que contendrá un mayor número de impurezas. Varias de estas impurezas han recibido especial atención (por ejemplo, SOx, NOx, H2S, O2 —aunque la lista no se limita a ellas—), ya que pueden tener implicaciones significativas en la corrosión interna de las tuberías y en cómo gestionarse de forma segura durante el diseño y la explotación.
Comprensión del comportamiento de la corrosión en las tuberías de CO2
La gestión de la corrosión interna en las tuberías que transportan CO2 antropogénico es un tema fundamental. Se han llevado a cabo numerosas investigaciones para establecer especificaciones seguras y prácticas (límites de composición) que permitan hacer frente a los retos para la integridad (por ejemplo, la precipitación de ácidos) que plantean contaminantes como los SOx y los NOx. Sin embargo, siguen existiendo lagunas y los resultados están sujetos a dificultades experimentales, artefactos y condiciones de ensayo limitadas (por ejemplo, mezclas simples, presión, temperatura), lo que puede dar lugar a interpretaciones inseguras o excesivamente conservadoras. La incertidumbre es significativa, ya que todavía no existe ningún gasoducto operativo que transporte CO2 antropogénico que contenga este tipo de contaminantes. La cuestión clave es, por tanto, cómo trasladamos el riesgo residual a las operaciones y cómo equilibrar el «acto de fe» frente al riesgo.
Una parte fundamental de la ecuación radica en el uso de la ILI para demostrar que los límites de composición aplicados son seguros y garantizan la integridad operativa a lo largo del ciclo de vida del gasoducto. Aun así, la aparición de corrosión interna en los gasoductos de CO2 plantea retos únicos, que impulsan la mejora de la detección y la precisión en el dimensionamiento. Además, la capacidad de caracterizar los perfiles de corrosión se vuelve vital.
A medida que el transporte de CO₂ adquiere un papel fundamental en el sistema energético, la ingeniería de integridad debe evolucionar, pasando de la simple inspección al análisis en profundidad. Comprender los complejos mecanismos de corrosión ya no es solo un reto técnico, sino que se está convirtiendo en un elemento clave para garantizar la seguridad energética en un mundo en proceso de descarbonización.
Morfologías de corrosión complejas
Los procesos físicos y químicos que intervienen, agravados por la presencia de impurezas como SOx, NOx, H2S u O2, hacen que el daño se manifieste principalmente en forma de picaduras aisladas (Figura 1: (a), (b)). Con el tiempo, las picaduras crecen lateralmente hasta convertirse en agrupaciones y progresar hacia una corrosión más generalizada y uniforme. Esta dinámica conduce a la formación de perfiles de corrosión complejos, con relieves abruptos e irregulares en las direcciones axial y circunferencial, con puntos más profundos («picaduras dentro de picaduras») (Figura 1: (c)).
Muchas técnicas estándar de inspección interna de tuberías (ILI) y sus modelos de análisis de datos asociados no están diseñadas para resolver los intrincados detalles de una corrosión tan compleja, lo que puede hacer que se pasen por alto características clave y no se caracterice completamente la zona corroída. Además, el CO2 en fase densa se transporta normalmente a presiones de entre 120 y 200 bar, lo que suele estar asociado a elevadas tensiones operativas, por ejemplo, >60 % SMYS; esto aumenta la necesidad de detectar y cuantificar con precisión pequeñas anomalías para garantizar la seguridad.
Tasas de crecimiento agresivas
La presencia de una fase acuosa en el fondo de una tubería de CO2 puede dar lugar a índices de corrosión agresiva imposibles de controlar; se han citado índices que superan con creces los 10-20 mm/año. En realidad, los índices de corrosión que se citan habitualmente reflejan situaciones extremas asociadas a perturbaciones continuas e incontroladas, es decir, la reposición ininterrumpida (separación) de fases acuosas y agentes corrosivos (por ejemplo, ácidos fuertes). Estas circunstancias son poco realistas en la práctica, inmanejables desde el punto de vista operativo y deben evitarse mediante el estricto cumplimiento de las especificaciones de calidad del CO2 establecidas.
Dicho esto, las interrupciones operativas temporales y el CO2 fuera de especificación siguen siendo una posibilidad realista y clara, especialmente en configuraciones de sistemas agrupados con múltiples alimentadores de características variables, lo que aumenta la probabilidad de que se produzcan eventos anormales transitorios. Algunos datos (limitados) indican que las tasas medias de corrosión (CR) asociadas a las acumulaciones de agua estancada en condiciones de CO2 denso podrían seguir siendo sustanciales, por ejemplo, de 0,5 a 1 mm/año, aunque estos no son límites estrictos inferiores o superiores. La modelización de las CR en escenarios de perturbaciones transitorias y de retenciones de líquido no repuestas es una laguna clave del sector.
La agresividad de la corrosión reduce significativamente la tolerancia a las condiciones de perturbación y pone aún más énfasis en la detección temprana de células de corrosión localizadas en desarrollo, con el fin de abordar la incertidumbre en la gestión de la integridad. Dado que el margen de seguridad puede reducirse debido a la elevada tensión operativa y a las tasas de corrosión en el extremo superior, también es necesario un dimensionamiento más preciso, en combinación con evaluaciones de aptitud para el servicio (FFS) menos conservadoras, para optimizar la planificación de las inspecciones y evitar un exceso de conservadurismo y medidas correctivas innecesarias (excavaciones y reparaciones).
Las limitaciones de los métodos tradicionales de inspección en línea
Dados los retos que plantea la corrosión interna en el transporte de CO2, existe un interés creciente por la inspección interna de tuberías (ILI) con una capacidad de detección mejorada, la capacidad de caracterizar formas complejas y perfiles de características, y ofrecer un alto nivel de precisión en la medición del diámetro; en teoría, la inspección por ultrasonidos (UT) ofrecería una tecnología más adecuada. Sin embargo, aunque la fase densa del CO2 se comporta como un líquido en lo que respecta a algunas de sus propiedades físicas, la aplicación de la UT con acoplamiento líquido no es posible con la precisión requerida. Esto se debe principalmente al alto nivel de variación en la densidad, la velocidad del sonido y la impedancia que se produce en la fase densa o en los fluidos supercríticos ante cualquier cambio de temperatura y presión, lo cual es inevitable en un entorno dinámico de tuberías y durante el paso de un pig. Estas variaciones afectan al comportamiento del haz de ultrasonidos, lo que da lugar a resultados de inspección impredecibles y poco fiables. Para aplicaciones en fase densa, el método de inspección preferido es entonces el basado en MFL, pero este tiene sus propias limitaciones que reducen la confianza en la gestión de la integridad de las tuberías de CO2.
La tecnología de fuga de flujo magnético (MFL) se utiliza ampliamente para detectar la pérdida de metal en las tuberías, con métodos axiales (MFL-A) y circunferenciales (MFL-C), cada uno adecuado para diferentes orientaciones de los defectos. Sin embargo, ambos se basan en una única dirección de campo magnético, lo que limita su capacidad para detectar con precisión formas de corrosión complejas. Para mejorar la detección, ambos métodos se utilizan a menudo conjuntamente, pero sus resultados se analizan por separado, lo que puede resultar ineficaz, subjetivo y, en ocasiones, contradictorio. Los informes convencionales también simplifican la corrosión en «cuadros» rectangulares, perdiendo información detallada sobre la forma y dando lugar a evaluaciones conservadoras que no respaldan una toma de decisiones óptima para los ingenieros de integridad responsables de las tuberías de CO2 antropogénicas.
Para superar las limitaciones del análisis y la elaboración de informes de datos combinados de MFL, el desarrollo de métodos o procesos que puedan aprovechar plenamente los datos complementarios disponibles tanto de MFL-A como de MFL-C resulta beneficioso para superar las áreas de subjetividad, reducir la incertidumbre y aspirar a una gestión de la integridad más fiable y pragmática de las tuberías de CO2. Una vía es el uso de análisis basados en IA, como la fusión de datos MFL.
MFL Data Fusion mejora la gestión de la integridad de las tuberías de CO2
El proceso de fusión de datos MFL se lleva a cabo utilizando los datos de la señal MFL para eliminar la subjetividad del informe de inspección combinado. Los datos fusionados pueden ofrecer un nivel de información que supera las capacidades de cualquiera de las dos tecnologías por separado. Como datos de entrada se utilizan las señales MFL axiales y circunferenciales medidas en bruto procedentes de cada una de las tecnologías de inspección respectivas. En primer lugar, se lleva a cabo un preprocesamiento de cada conjunto de datos para eliminar las variaciones en las señales y eliminar el ruido de las mismas. Antes de que los datos puedan fusionarse, es esencial realizar una alineación detallada de los dos conjuntos de datos para lograr una correspondencia a nivel de píxel. Esto proporciona una imagen de dos canales que se utiliza para lograr una alineación precisa mediante un algoritmo de correspondencia.
A continuación, las señales MFL alineadas se introducen en el modelo de fusión de datos de aprendizaje automático. El modelo de fusión es una red neuronal con arquitectura U-Net que ha sido preentrenada con datos MFL simulados y datos de escaneo láser. Se puede llevar a cabo una validación y un refinamiento adicionales del modelo de fusión MFL basándose en datos de campo, por ejemplo, escaneo láser o pruebas de ultrasonidos automatizadas. Se genera una única salida, que es un mapa 3D de alta resolución de la profundidad de la pérdida de metal. Esto puede utilizarse para generar perfiles detallados de anomalías a lo largo de la tubería (Figura 2).
En lo que respecta a la gestión de la integridad de las tuberías de CO2 de origen antropogénico, las ventajas de este enfoque son múltiples:
- En primer lugar, supone un cambio radical en la capacidad de detectar y caracterizar morfologías de corrosión complejas. En entornos en los que el daño suele iniciarse como picaduras muy localizadas y evoluciona hacia un patrón irregular de «picadura dentro de picadura», gracias a la fusión de datos MFL, los operadores obtienen una reconstrucción más representativa y de alta resolución de la pérdida de metal, lo que permite comprender de forma más fiable la morfología y la gravedad de los defectos. Esto resulta especialmente crítico en presencia de células de corrosión localizadas, donde, de otro modo, el daño en fase inicial podría pasar desapercibido hasta alcanzar un tamaño crítico.
- En segundo lugar, la generación de perfiles de corrosión 3D detallados mejora fundamentalmente la calidad de las evaluaciones de integridad. En lugar de basarse en supuestos geométricos simplificados, los operadores pueden fundamentar las evaluaciones de aptitud para el servicio en representaciones más realistas de las características de la corrosión. Esto reduce el conservadurismo innecesario al tiempo que se mantienen los márgenes de seguridad, un requisito clave en las tuberías de CO2 en fase densa que operan a altos niveles de tensión y con una tolerancia limitada a las condiciones de perturbación. En última instancia, esto mejora la agilidad del operador para gestionar la tolerancia a las condiciones de perturbación de forma más pragmática, lo que permite el desarrollo de una gestión de la integridad más racional y práctica (por ejemplo, respuesta a la limpieza con rascadores, frecuencia tolerada de perturbaciones, frecuencia de inspección en línea) sin comprometer la estrategia de integridad.
Por qué es importante para la seguridad energética
A medida que los gasoductos de CO2 se convierten en parte de la infraestructura energética básica, la seguridad energética dependerá cada vez más de cómo se comprendan y gestionen los riesgos relacionados con su integridad. El análisis de datos respaldado por la inteligencia artificial no solo mejora la precisión de las mediciones, sino que cambia de forma fundamental la manera en que los operadores evalúan los riesgos, priorizan las medidas y planifican las acciones de mitigación. Al permitir una comprensión más profunda de los complejos mecanismos de degradación y reducir la incertidumbre en las evaluaciones de integridad, estos enfoques favorecen una toma de decisiones más informada, oportuna y proporcionada. De este modo, se logran sistemas de transporte de CO2 más seguros y resilientes, garantizando que la infraestructura de descarbonización funcione de manera fiable como parte del sistema energético en su conjunto.
Referencias
- Yoon-Seok Choi, Fernando Farelas, Srdjan Nešic, Alvaro Augusto O. Magalhães,* and Cynthia de Azevedo Andrade, “Corrosion Behavior of Deep Water Oil Production Tubing Material Under Supercritical CO2 Environment: Part 1—Effect of Pressure and Temperature”, Corrosion, 2014
- Fareles, Choi, Nesic, “Effects of CO2 Phase Change, SO2 Content and Flow on the Corrosion of CO2 Transmission Pipeline Steel”, Corrosion, 2012
- Daniel Sandana, Angus Patterson, Kevin Siggers, Ensuring safe and reliable transport of anthropogenic dense CO2: advancing integrity management with MFL Data Fusion, IPC 2026-185999, Calgary, 2026
- Xiang, Peng, Kevin, Siggers, Mark, Wright, Johannes, Palmer, “Data Fusion of Complementary Axial and Circumferential Magnetic Flux Leakage Inline Inspections and Effects on Safe Remaining Life”, IPC 2024, Calgary, 2024
Daniel Sandana
Principal Materials and Corrosion Engineer
Daniel Sandana, ingeniero jefe de materiales y corrosión en ROSEN, posee un máster en Ciencia e Ingeniería de Materiales por la ESIREM de Francia y un doctorado en Metalurgia y Corrosión por la Universidad de Newcastle, en el Reino Unido. Además, es ingeniero colegiado europeo (Eur Ing).
Daniel cuenta con más de 20 años de experiencia en la gestión de la integridad de activos en los sectores mundiales de exploración y producción (upstream) y transporte de petróleo y gas. Desde 2009, participa en la investigación sobre el transporte de CO2, contribuyendo a las primeras iniciativas europeas de captura y almacenamiento de carbono.
Actualmente, Daniel participa en iniciativas del sector que apoyan a los operadores en la transición hacia sistemas energéticos descarbonizados. Es autor de más de 50 artículos técnicos revisados por pares e imparte regularmente formación al sector sobre el transporte seguro de CO2 y H2.