La planta no envejece. Envejece cada activo que la compone.

  • 130 — refinerías operables en EE. UU. al 1 de enero de 2026 (128 en operación, 2 inactivas). EIA.
  • 18,16 MM b/cd — capacidad operable de destilación atmosférica. Bajó 263.000 b/cd en 2025 (−1,4 %). EIA.
  • 54,4% — de la capacidad está en la Costa del Golfo (PADD 3): 58 plantas, 9,88 MM b/cd. EIA.
  • ~74 años — edad media del sitio en 81 refinerías (estudio EIP, 2023). No es la edad de los equipos: ver §2.
  • 92,0% — utilización media del parque en 2025, con pico semanal de 98,0 % en agosto de 2026. Series EIA.
  • 1977 — arranque de Garyville, la última refinería grande construida desde cero. Todo lo demás ha sido expansión.

Vengo de cerrar una investigación sobre robótica de inspección y la conclusión fue incómoda: el robot, el dron y el crawler ya producen la evidencia; lo que no está resuelto es dónde queda esa evidencia atada al activo que la generó. Esta pieza abre la línea siguiente. Primero caracterizo la industria tal como está hoy — quién la posee, cuánto procesa, qué tan vieja es — y después bajo al nivel donde las decisiones se toman de verdad: el activo industrial, familia por familia, con el catálogo que uso en el prototipo de la plataforma federada iPDM Pro como estructura.

01 · Caracterización

La industria hoy: 130 plantas, 18,2 millones de barriles diarios, diez dueños con más de tres cuartas partes

La refinación estadounidense es un parque concentrado en todos los sentidos: en pocas manos, en una sola costa y en plantas cada vez más grandes. El tamaño medio por planta pasó de ~59.400 b/cd en 1982 (301 plantas) a ~139.700 b/cd en 2026 (130 plantas): el parque no solo envejeció, se consolidó.

Los dueños, por capacidad operada

  • Marathon Petroleum — Plantas: 13 · Capacidad (b/cd): 2.986.000 · % nacional: 16,4 %
  • Valero Energy incl. Premcor, Ultramar, Diamond Shamrock — Plantas: 12–13 · Capacidad (b/cd): ≈2.231.000 · % nacional: ≈12,3 %
  • ExxonMobil Joliet, Baton Rouge, Baytown, Beaumont — Plantas: 4 · Capacidad (b/cd): 1.967.000 · % nacional: 10,8 %
  • Phillips 66 incl. WRB Wood River / Borger — Plantas: 8 · Capacidad (b/cd): 1.713.700 · % nacional: 9,4 %
  • Chevron incl. Pasadena — Plantas: 5 · Capacidad (b/cd): 1.060.181 · % nacional: 5,8 %
  • PBF Energy Torrance, Martinez, Toledo, Chalmette, Delaware City, Paulsboro — Plantas: 6–7 · Capacidad (b/cd): ≈1.042.200 · % nacional: ≈5,7 %
  • CITGO Petroleum incl. PDV Midwest, Lemont — Plantas: 3 · Capacidad (b/cd): 824.223 · % nacional: 4,5 %
  • HF Sinclair — Plantas: 8 · Capacidad (b/cd): 720.005 · % nacional: 4,0 %
  • Flint Hills Resources (Koch) — Plantas: 3 · Capacidad (b/cd): 712.500 · % nacional: 3,9 %
  • BP — Plantas: 2 · Capacidad (b/cd): 673.500 · % nacional: 3,7 %

Base operador, formulario EIA-820 al 1-ene-2026. La EIA registra operador por planta, a veces con razones sociales del grupo (Premcor es Valero en Port Arthur; WRB es la JV operada por Phillips 66). Los tres mayores suman ~39,5 %; los diez de la tabla, ~76,5 %.

El caso que rompe el ranking: Motiva Enterprises (Saudi Aramco) opera una sola planta — Port Arthur, Texas, 656.400 b/cd — y es la refinería individual más grande del país, aunque como grupo queda fuera del top 10. En Port Arthur conviven además otros dos operadores: Valero-Premcor (385.000 b/cd) y TotalEnergies (238.000 b/cd). Le siguen Marathon Galveston Bay (631.000 b/cd) y Marathon Garyville (617.000 b/cd).

Dónde está la capacidad: los cinco distritos (PADD)

  • PADD 3 · Costa del Golfo — Plantas: 58 · Capacidad (b/cd) y peso: 9.876.563 · %: 54,4 %
  • PADD 2 · Medio Oeste — Plantas: 25 · Capacidad (b/cd) y peso: 4.282.670 · %: 23,6 %
  • PADD 5 · Costa Oeste (+ AK, HI) — Plantas: 24 · Capacidad (b/cd) y peso: 2.419.871 · %: 13,3 %
  • PADD 1 · Costa Este — Plantas: 8 · Capacidad (b/cd) y peso: 928.300 · %: 5,1 %
  • PADD 4 · Montañas Rocosas — Plantas: 15 · Capacidad (b/cd) y peso: 653.089 · %: 3,6 %

Por estado: Texas concentra 34 plantas y 6.134.650 b/cd; Luisiana, 15 y 3.005.373; California, 12 y 1.499.171 (aún con Benicia al 1-ene-2026). La EIA advierte que PADD 5 está débilmente conectado por oleoductos de productos con PADD 3, así que cada cierre californiano pega regionalmente más de lo que pesa en el total.

Un parque que se achica por un lado y se estira por el otro

  • Cierres 2025: LyondellBasell Houston (263.776 b/cd, fin de la refinación en marzo de 2025; el sitio sigue como no-refinería) y Phillips 66 Los Ángeles (138.700 b/cd, cese en octubre de 2025, −5 % de la capacidad de PADD 5). Valero Benicia (145.000 b/d) aún contaba al 1-ene-2026, cesó la refinación a principios de 2026 y su capacidad salió de las estimaciones mensuales de la EIA desde marzo de 2026; el sitio pasa a importar, almacenar y distribuir.
  • El neto: los cierres restaron ~402.000 b/d brutos; el capacity creep de las plantas existentes compensó ~139.000. Resultado: −263.000 b/cd en el año.
  • Sin holgura: con utilización media del 92,0 % en 2025 y picos semanales del 98,0 %, el colchón para absorber una parada no programada por un fallo de integridad es mínimo — y cada cierre permanente sube la utilización del parque que queda.

02 · El encuadre

Los «74 años» son del sitio. Ningún equipo falla por un aniversario.

La cifra que circula — una media de 74 años — viene del estudio Oil's Unchecked Outfalls del Environmental Integrity Project (enero de 2023, datos de 2021) sobre 81 refinerías, y mide el año en que cada emplazamiento empezó a operar. Algunos sitios datan de la década de 1880. Es una cifra metodológicamente trazable y, a la vez, operativamente engañosa: un sitio de 1902 puede tener una unidad de crudo de 2012 — Port Arthur la tiene — y una vasija de 1968 convive con un intercambiador de 2019 bajo el mismo cerco.

La otra cifra que repite la prensa del sector, «promedio cercano a 40 años», llega sin metodología publicada y convive mal con su propia frase («la mayoría entre 50 y 120 años» no promedia 40): probablemente refleja la edad de las unidades de proceso o un promedio ponderado por capacidad. Sin método, no la firmo.

Lo que sí está anclado en la EIA: desde Garyville no se construye una refinería grande desde cero. El crecimiento vino de añadir unidades dentro de sitios viejos — la expansión de Motiva Port Arthur en 2012 (+325.000 b/d de unidad de crudo nueva, hasta 600.000), la de ExxonMobil Beaumont en 2023 (+250.000 b/d, USD 2.000 MM, la mayor desde 2012 según la compañía) — y de una sola planta nueva pequeña: Galveston, 45.000 b/d, en 2022. Conclusión estructural: la edad del sitio y la edad del activo divergen sistemáticamente, y cualquier pregunta seria sobre vida útil solo puede responderse por TAG de equipo.

Vida remanente = espesor real − espesor mínimo requeridotasa de corrosión Espesor realEl medido en la última inspección, en el punto de monitoreo (CML/TML) del activo. Sin medición localizada, no hay numerador. Espesor mínimo requeridoEl que exige el código de diseño y de inspección en servicio para la presión, la temperatura y el material de ese activo concreto. Tasa de corrosiónLa calculada con el historial del propio activo — corta y larga — no la de una tabla genérica. De ella sale también el intervalo: nunca más de la mitad de la vida remanente.

Esta es la aritmética de los códigos API 510, 570 y 653. Fíjense en lo que exige: tres datos por activo, con historial. Una planta real no tiene «una edad»: tiene miles de activos con edades, estados y vidas remanentes distintos, y su condición debería leerse como una distribución sobre su registro de activos — ponderada por criticidad — no como una fecha de fundación en una hoja de cálculo.

03 · El catálogo

Cada familia de activos, su código, su mecanismo de daño y su punto de ruptura

En el prototipo de la plataforma federada iPDM Pro — la Planta Petrolera Nivel Pro construida sobre Plant 3D — el registro no es una lista: son 592 activos federados, cada uno con su TAG, su familia y su posición en el modelo, derivados por unión de las tablas reales del proyecto (PnPBase, EngineeringItems y las clases del sistema). Seis familias de equipo, más la capa de líneas y la instrumentación. Esa misma taxonomía ordena lo que la industria estadounidense debería poder responder activo por activo — y dónde se rompe hoy.

  • 592 activos federados
  • 85 equipos
  • 167 líneas
  • 340 válvulas
  • TAG por activo

El registro del prototipo, por familia

  • Bombas y equipos rotativos — Activos en el prototipo: 34
  • Intercambiadores de calor — Activos en el prototipo: 27
  • Tanques de almacenamiento — Activos en el prototipo: 15
  • Recipientes a presión — Activos en el prototipo: 5
  • Columnas y torres — Activos en el prototipo: 2
  • Paquetes (skids / unidades paquete) — Activos en el prototipo: 2
  • Líneas de tubería — Activos en el prototipo: 167
  • Válvulas (manuales, de control, de corte y de alivio) — Activos en el prototipo: 340
  • Total del registro federado — Activos en el prototipo: 592

Conteos del prototipo Nivel Pro (dataset de 592 activos). Los 85 equipos principales se reparten en las seis primeras familias; la instrumentación no se modeló como familia propia en el prototipo — en planta vive dentro de las líneas y los equipos — pero la regulación la trata como familia de integridad mecánica en sí misma, y por eso entra en el catálogo que sigue.

Familia TK · Equipo estático · 15 en el prototipo

Tanques de almacenamiento

Código que lo gobierna

API 653 — inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques sobre el suelo (API 650/12C). Intervalo interno según tasas medidas, máximo 20 años como regla.

Qué debe guardar su expediente

Tasas de corrosión del fondo — lado suelo y lado producto —, vida remanente del fondo, casco y techo, asentamiento, historial de reparaciones. La vida remanente del fondo manda sobre el calendario.

Mecanismos de daño típicos

Corrosión del fondo (ambas caras), corrosión del casco, asentamiento diferencial, fragilización de soldaduras en tanques viejos.

Dónde se rompe

El fondo no se ve sin vaciar el tanque: la inspección interna es el evento más caro de la familia, y su evidencia — mapas de escaneo de fondo — suele archivarse como informe suelto, no como serie por tanque.

  • TK-1002
  • fondo
  • API 653
  • CML suelo/producto

Familia V · Equipo estático · 5 en el prototipo

Recipientes a presión

Código que lo gobierna

API 510 — inspección, reparación, alteración y rerating en servicio. Intervalo: la mitad de la vida remanente o el máximo del código (10 años), lo menor.

Qué debe guardar su expediente

Historial de inspección, tasas de corrosión por circuito interno, vida remanente, presión/temperatura de diseño y de operación real, estado de los dispositivos de alivio asociados.

Mecanismos de daño típicos

Adelgazamiento general y localizado, SCC, HTHA en servicio de hidrógeno a alta temperatura, fatiga en ciclos térmicos.

Dónde se rompe

El rerating y las reparaciones históricas viven en expedientes de papel de la época de construcción: en sitios de 60–100 años, el dato de diseño original del recipiente es, con frecuencia, el primer dato que nadie encuentra.

  • API 510
  • rerating
  • vida remanente
  • PSM 1910.119(j)

Familia E · Equipo estático · 27 en el prototipo

Intercambiadores de calor

Código que lo gobierna

API 510 (carcasa) + evaluación FFS API 579 para daño concreto; el ensuciamiento y la eficiencia viven en la capa APM/predictiva.

Qué debe guardar su expediente

Espesores de carcasa y haz tubular, material del tubo contra el servicio real, historial de fugas y de retubados, condiciones reales de operación — no solo las de diseño.

Mecanismos de daño típicos

HTHA en acero al carbono con hidrógeno caliente, corrosión bajo depósitos, vibración inducida por flujo, fouling que enmascara la pérdida de eficiencia.

Dónde se rompe

Anacortes, 2010: el expediente registraba el diseño; las condiciones reales de operación contaban otra historia. Es la familia donde «diseño vs. real» ha costado vidas.

  • E-520B
  • HTHA
  • curvas de Nelson
  • API 579

Familia P · Equipo rotativo · 34 en el prototipo

Bombas y equipos rotativos

Código que lo gobierna

OSHA PSM 1910.119(j) las nombra expresamente. Su integridad es de condición — vibración, sellos, lubricación — más que de espesor: la gobiernan el CMMS y el APM predictivo.

Qué debe guardar su expediente

Historial de fallos y MTBF, vibración y temperatura en tendencia, cambios de sello, alineación, ventanas operativas. La «vida remanente» aquí es tiempo hasta el fallo, estimado por analítica.

Mecanismos de daño típicos

Desgaste de sellos mecánicos, cavitación, desalineación, fatiga de rodamientos; la fuga de sello es el evento de proceso típico de la familia.

Dónde se rompe

Es la familia mejor sensorizada y la peor federada: los datos de vibración viven en el historiador, los fallos en el CMMS y la criticidad en una hoja aparte — tres sistemas, ningún expediente único por TAG.

  • API 610
  • sellos
  • MTBF
  • APM predictivo

Familia de líneas · 167 en el prototipo

Líneas y sistemas de tuberías

Código que lo gobierna

API 570 — inspección por circuito y por punto de monitoreo (CML/TML): tasas corta y larga, vida remanente por punto, intervalo ≤ mitad de la vida remanente y ≤ máximo por clase de circuito. Reconoce FFS (579) y RBI (580/581) para fijar intervalos.

Qué debe guardar su expediente

Por circuito: material y especificación, mecanismo de daño asignado (API 571), espesores por CML con su historial, tasa, vida remanente del punto más débil — que es la vida remanente del circuito.

Mecanismos de daño típicos

Sulfidación en crudo caliente, CUI (corrosión bajo aislamiento), corrosión por CO₂/H₂S, erosión en codos, fatiga en ramales pequeños.

Dónde se rompe

Richmond, 2012: la sulfidación estaba medida y la recomendación de cambiar la metalurgia estaba escrita. La línea es la familia más medida de la planta — y la ruptura no fue de medición, fue de decisión.

  • API 570
  • CML/TML
  • sulfidación
  • circuitos

Familia de válvulas · 340 en el prototipo — la familia más numerosa

Válvulas y dispositivos de alivio

Código que lo gobierna

OSHA PSM 1910.119(j): los sistemas y dispositivos de alivio y venteo son integridad mecánica obligatoria, con prueba periódica documentada por dispositivo.

Qué debe guardar su expediente

Por válvula de alivio: presión de ajuste, historial de pruebas (pop test), fugas de asiento, intervalos vencidos. Por válvula de proceso: criticidad, historial de paso interno y de mantenimiento.

Mecanismos de daño típicos

Ensuciamiento del asiento, corrosión del resorte, alivios que no abren a su presión de ajuste o que quedan pasados tras el primer disparo.

Dónde se rompe

Son el activo más numeroso y el menos visible: una válvula de alivio vencida no aparece en ningún tablero hasta que el sistema la necesita. Su expediente suele ser una lista de pruebas, no una tendencia por dispositivo.

  • PSV
  • pop test
  • 1910.119(j)
  • intervalos

Capa transversal · Sin conteo propio en el prototipo: vive en líneas y equipos

Instrumentación, controles y paradas de emergencia

Código que lo gobierna

OSHA PSM 1910.119(j) incluye controles — sensores, alarmas, enclavamientos — y sistemas de parada de emergencia dentro de la integridad mecánica, con la misma documentación por prueba.

Qué debe guardar su expediente

Pruebas de lazo y de funciones instrumentadas de seguridad, tasas de fallo de sensores, alarmas inhibidas o en bypass, historial de disparos espurios y de demandas reales.

Mecanismos de daño típicos

Deriva de sensores, obsolescencia de sistemas de control discontinuados — el activo puede estar mecánicamente sano y muerto por repuestos —, bypasses que se vuelven permanentes.

Dónde se rompe

La obsolescencia no corroe: un DCS sin soporte no pierde espesor, pierde futuro. Es la vida remanente que ningún cálculo de corrosión captura y la que más expedientes deja sin registrar.

  • SIS/ESD
  • enclavamientos
  • obsolescencia
  • pruebas de lazo

04 · Dónde vive el expediente

El dato existe — cuando existe — en el IDMS privado de cada operadora

La edad, el estado y la vida remanente por activo no viven en ningún registro público. Viven, en el mejor de los casos, en el sistema de gestión de datos de inspección (IDMS) o de desempeño de activos (APM) de cada compañía. Revisé la evidencia pública de los cuatro nombres que dominan la conversación, y no dicen lo mismo:

MISTRAS Group

PCMS

El IDMS «de expediente» por excelencia: historial de inspección, espesores por CML/TML, tasas de corrosión, fechas de retiro, intervalos, mecanismos de daño y calculadoras RBI según API RP 580/581, con módulos por familia (tuberías, recipientes, tanques, válvulas, alivio). Declara integración con SAP y Maximo y captura móvil de campo. Hay un acuerdo marco documentado con INEOS (2021) para integridad mecánica y RBI en sus instalaciones mundiales. De los cuatro sistemas que reviso aquí, es el que mejor documenta despliegue real en refinación.

Su afirmación de que «sirve a más del 50 % de la capacidad de refinación de EE. UU.» (2021) es declaración del propio proveedor, que no he podido contrastar con una fuente independiente — y mide capacidad, no activos con vida remanente calculada.

DNV

Synergi Plant / Synergi RBI

Ciclo completo de integridad: jerarquía de activos con TAG, datos de diseño y operación, mecanismos de daño asignados, probabilidad y consecuencia de fallo, vida remanente y paquetes de inspección. RBI según API 581 y DNV-RP-G101, con integración bidireccional declarada: la anomalía en Synergi crea la notificación en SAP o Maximo y recupera el estado de la orden de trabajo. En las fuentes que revisé no aparece una refinería estadounidense nombrada como usuaria.

GE Vernova

Meridium APM

Suite por módulos — estrategias, salud del activo, confiabilidad e integridad mecánica con inspección, espesores y RBI — con integración declarada a SAP, IBM Maximo y Oracle. Pero su evidencia pública en refinación es débil y en su mayoría anterior a 2020 o genérica de «industrias de proceso»: no encontré un caso primario reciente de una refinería de EE. UU. que lo use para integridad mecánica y RBI.

AVEVA

AVEVA APM / Predictive Analytics + PI

Salud de activos y analítica predictiva: modos de fallo, tiempo hasta el fallo, acciones prescriptivas. Su caso de refinería nombrado es Suncor Sarnia (Canadá): un modelo de ensuciamiento del tren de precalentamiento para decidir la fecha de parada. En su evidencia pública no se presenta como IDMS de equipo estático con CML y vida remanente por corrosión: es otra capa, la predictiva, no el expediente de integridad mecánica.

Los cuatro declaran interoperabilidad con SAP PM o Maximo. Pero de esa integración en una refinería concreta — qué campos cruzan, con qué latencia, quién es dueño del dato — no encontré evidencia pública que la documente, caso por caso. Y junto a estos cuatro existen otros (AspenTech RBI, VAIL-Plant, Cenosco IMS, los IDMS de LR y ABS) con evidencia pública comparable o menor; no atribuyo el mercado a cuatro nombres.

05 · El marco que obliga

La norma no es el problema: exige expediente por activo desde los años noventa

La regulación federal no pide «un programa de integridad» en abstracto. Pide, por cada inspección y cada prueba, un documento con fecha, nombre de quien la hizo, identificador del equipo, descripción y resultados. Los códigos API añaden el cálculo. La cadena no se rompe en la norma; se rompe después.

  • OSHA PSM · 29 CFR 1910.119(j)Integridad mecánica, obligatoria. Cubre recipientes a presión y tanques, tuberías con sus válvulas, sistemas de alivio y venteo, paradas de emergencia, controles — sensores, alarmas, enclavamientos — y bombas. Procedimientos escritos, inspección y prueba según las prácticas reconocidas (RAGAGEP), y documentación por equipo. El párrafo (d) exige además la información de seguridad del proceso: diseño, materiales y códigos de cada equipo. Es la base legal del expediente.
  • EPA RMP · 40 CFR 68.73El espejo ambiental de la misma obligación (Programa 3): mismos equipos, mismos procedimientos, misma documentación por inspección. La diferencia práctica: el RMP se presenta a la EPA y las fechas son reportables; el detalle por activo permanece en planta.
  • API RP 571El vocabulario del daño: más de 60 mecanismos — sulfidación, HTHA, corrosión bajo aislamiento, fatiga térmica — con materiales susceptibles, factores críticos y método de inspección para cada uno. Es el catálogo que debe quedar asignado a cada circuito y equipo del expediente.
  • API RP 580 / 581RBI: probabilidad de fallo por mecanismo multiplicada por consecuencia, y de ahí el plan de inspección. La vida remanente entra como insumo en los mecanismos de adelgazamiento. Exige inventario, datos de diseño y operación, mecanismos asignados, historial con su efectividad — y reevaluación tras cada inspección o cambio.
  • API 510 · 570 · 653Los códigos por familia: recipientes (510), tuberías por circuito y CML (570), tanques sobre el suelo (653). Los tres comparten la aritmética de la §2 y la regla del intervalo: la mitad de la vida remanente o el máximo del código, lo que sea menor.
  • API 579-1 / ASME FFS-1Fitness-for-service: cuando la tasa ya no basta — una grieta, un adelgazamiento local, daño por HTHA o creep — la evaluación por niveles 1 a 3 decide si el activo sigue operando, se repara o se reemplaza, y por cuánto tiempo.

El límite del marco La obligación legal es de documento por inspección identificada por equipo, no de dato estructurado interoperable. Nada exige publicar el expediente ni compartirlo entre sistemas. Por eso su existencia real solo se hace visible tras un incidente — en una investigación del CSB — o en el material comercial de un proveedor.

06 · Dónde se rompe la cadena

Tres rupturas: la captura, la decisión y la pregunta que nadie puede responder

Primera ruptura: la evidencia nace sin estructura

El CEO de Gecko Robotics lo dice sin rodeos: para muchas instalaciones, los datos de inspección utilizables «simplemente no existen», porque históricamente — y a menudo todavía — las inspecciones se hacen a mano, con conjuntos de datos inconsistentes o incompletos. El folleto de PCMS vende su captura móvil como la forma de «reducir el reporting basado en papel»: es decir, el propio mercado define el estado de partida como papel más sistemas desconectados. La literatura de práctica AIM describe lo mismo: papel y Excel, planificación por calendario, reportes mensuales.

Que conste el contraejemplo: el payload ultrasónico del dron Elios 3 (Flyability/Cygnus, 2024) entrega cada medición de espesor con su A-scan y etiquetada por localización sobre el gemelo digital del activo — en tanques, en cascos, entre filas de tubos. La captura estructurada por punto existe comercialmente. Lo que no existe es un estudio primario con un porcentaje de adopción en la refinación de EE. UU.: afirmar que «la mayoría de los informes llega como PDF sin estructura» es plausible y coherente con todo lo anterior, pero cuantificarlo sería inventar el número. No lo hago.

Segunda ruptura: la evidencia existe y la decisión no llega

6 de agosto de 2012 · Unidad de crudo

Chevron Richmond — sulfidación

Una tubería adelgazada por sulfidación se rompió e incendió la unidad. La investigación del Chemical Safety Board documentó que empleados de Chevron habían recomendado reiteradamente — por gestión de cambio, investigaciones y reportes técnicos — subir la metalurgia a aceros menos susceptibles, y que esas recomendaciones no se implementaron ni se analizaron a fondo. El expediente hablaba; la organización no ejecutó.

2 de abril de 2010 · Siete muertos

Tesoro Anacortes — HTHA

Un intercambiador de acero al carbono falló por ataque por hidrógeno a alta temperatura. El CSB concluyó que la estrategia de inspección se apoyó en las condiciones de diseño — las curvas de Nelson — y no en las condiciones reales de operación del equipo. La lección para esta línea es exacta: un expediente que registra el diseño pero no el estado real del activo es un expediente que miente en silencio.

Tercera ruptura: la cobertura RBI no tiene cifra pública

Pregunta abierta ¿Qué porcentaje de los activos de refinación de EE. UU. tiene hoy una vida remanente calculada según API 581? No existe cifra pública sólida. Lo más cercano es la afirmación de un proveedor (MISTRAS, 2021) sobre la cuota de su IDMS en capacidad de refinación — que no es cobertura de activos ni de RBI. A la fecha no existe una cifra pública de esa cobertura, y cualquier porcentaje que circule sin procedencia debe leerse con esa cautela. En el anexo §06-B presento mi propia estimación por anclas, con sus supuestos a la vista: es un orden de magnitud mío, no la cifra que falta.

Anexo · Modelo y estimaciones del autor

06-B · Anexo de estimación

Estimaciones propias: los dos valores sin dato público

Las dos magnitudes que esta línea más necesita — cobertura RBI por activo y proporción de evidencia nacida no estructurada — no tienen estadística pública, como mostré en la §6. Lo que sigue no son datos publicados: es un artificio matemático-técnico que construyo para acotar el orden de magnitud, con cada ingrediente rotulado. Mi método es la estimación por anclas: un valor con fuente DATO multiplicado por factores que declaro como lo que son, SUPUESTO, en tres escenarios — bajo, central y alto.

Acotación permanente, inseparable de cada cifra de este anexo: estas cifras son estimaciones mías, construidas con el modelo y los supuestos que declaro, ante la ausencia de datos publicados; no son estadísticas oficiales de EIA/API ni datos de ningún proveedor.

Estimación 1 · Cobertura RBI por activo

CRBI = A × S (equipo estático) · CRBI-total = A × S × F (registro completo)

  • A — capacidad nacional bajo programa formal RBI en un IDMS** — Bajo: 0,55 · Central: 0,65 · Alto: 0,75
  • S — fracción del equipo estático dentro del alcance efectivo del programa en un adoptante maduro SUPUESTO** — Bajo: 0,60 · Central: 0,70 · Alto: 0,80
  • Resultado · equipo estático a presión con vida remanente calculada — Bajo: 33 % · Central: 46 % · Alto: 60 %
  • F — fracción del registro completo que es equipo estático en alcance API 581 SUPUESTO** — Bajo: 0,35 · Central: 0,42 · Alto: 0,50
  • Resultado · registro completo de activos — Bajo: 12 % · Central: 19 % · Alto: 30 %

El ancla de A es un DATO con nombre y apellido: MISTRAS declara (2021) que su PCMS sirve a más del 50 % de la capacidad de refinación de EE. UU. — afirmación del proveedor, que no he podido contrastar de forma independiente y que ya cité en la §4. Mi supuesto suma a ese piso la presencia de los demás IDMS del mercado y sitúa A entre 0,55 y 0,75. El factor F se apoya en las proporciones del catálogo del prototipo de la §3: 49 de los 85 equipos principales caen en alcance pleno de API 581, más la capa de líneas en alcance; de ahí el rango 0,35–0,50 sobre el registro completo.

Lectura: del orden de 1 de cada 5 activos registrados tendría vida remanente formalmente calculada (central 19 %, rango 12–30 %). Dos advertencias que forman parte del resultado: la ponderación es por capacidad — por conteo de plantas la cobertura sería menor, porque las plantas pequeñas adoptan menos — y las válvulas e instrumentos de seguridad quedan fuera del alcance cuantitativo de API 581; su mundo es otro (IEC 61511 / API 584).

Estimación 2 · Evidencia de inspección nacida no estructurada

  • D — eventos de inspección con captura digital estructurada en origen: UT robótico etiquetado por activo, entrada móvil directa al IDMS SUPUESTO** — Bajo: 0,05 · Central: 0,10 · Alto: 0,15
  • Resultado · evidencia que nace no estructurada (papel, PDF, lectura manual) — Bajo: 95 % · Central: 90 % · Alto: 85 %
  • T = A × t — lo que termina estructurado en el sistema de registro tras transcripción, con t ∈ [0,70–0,90]** — Bajo: 39 % · Central: 52 % · Alto: 68 %

El supuesto D es deliberadamente generoso con la captura estructurada: aun concediéndole el 15 % en el escenario alto, la evidencia que nace como documento sigue siendo el 85 %. El segundo corte es el que más me importa: aplicando el mismo ancla A de adopción de IDMS y una tasa de transcripción t de 0,70 a 0,90, lo que finalmente reside como dato estructurado por activo en el sistema de registro queda entre 39 % y 68 % — en el escenario central, solo ~la mitad de la evidencia nacional.

Lectura: ~9 de cada 10 evidencias nacen no estructuradas, y ~la mitad nunca llega a ser dato por activo. Esa es, cuantificada con mis supuestos a la vista, la brecha que la línea investiga.

Regla de cita de este anexo Estos valores deben citarse siempre con su rango y su acotación: «cobertura RBI estimada por el autor en 12–30 % (central 19 %), estimación propia por falta de data pública». El valor central sin rango es un uso indebido del modelo — convierte un supuesto declarado en una falsa estadística, que es exactamente lo que me niego a hacer con los números de otros.

07 · El espejo inverso

Venezuela: el mismo problema, leído desde la pérdida

Si en Estados Unidos la pregunta es dónde vive el expediente, en Venezuela es si el expediente sobrevivió. Lo documentado por Reuters es el deterioro físico: refinerías en estado visible de abandono, el complejo de Paraguaná sin reparaciones mayores en 2026, un procesamiento declarado por PDVSA de ~350.000 b/d en octubre de 2026 frente a una capacidad nominal de ~1,3 MM b/d — y un episodio que vale por toda la línea de investigación: tras el ciberataque de diciembre de 2025, el sistema administrativo no se recuperó y la operación volvió a registros escritos, en papel.

Lo que no afirmo Que PDVSA perdió específicamente los expedientes de inspección y de edad por activo es algo que no encontré documentado en las fuentes abiertas que revisé, y no lo afirmo: es exactamente el tipo de afirmación que esta línea existe para no hacer sin evidencia. El método para reconstruir edad y estado de un activo sin registro — desde la evidencia física, la metalurgia y la memoria operativa — es la subpregunta que este espejo abre, y es la que conecta con mi propio Caso 001: el expediente que se reconstruye documento primario en mano, o no se reconstruye.

El catálogo de familias de la §3 y el registro por TAG que lo sostiene son el prototipo de la plataforma federada iPDM Pro — iPDM Pro by IPC Integral — aplicado sobre la Planta Petrolera Nivel Pro. La tesis de esta línea es también su tesis de diseño: el activo como unidad, su expediente gobernado como producto.

Mis líneas abiertas

Lo que sigo mirando

  • La integración real, no la del folleto: quiero ver qué campos cruzan de verdad entre el IDMS y SAP/Maximo en una refinería concreta, y quién es dueño del dato cuando discrepan. Es la pregunta que llevo a cada conversación con plataformas, porque ahí se decide si el expediente vive o muere.
  • De mi estimación a la medida: el anexo §06-B acota la cobertura RBI por activo con mis supuestos a la vista (12–30 %, central 19 %). Sustituir esa estimación por datos medidos — planta a planta, activo a activo — es el trabajo que tengo por delante en esta línea.
  • El método inverso: me interesa desarrollar cómo se reconstruye el expediente — edad, estado, vida remanente — de un activo cuyos registros se perdieron, con Venezuela como caso y el documento primario como única autoridad.
  • La robótica, en su sitio: cada robot, dron o crawler nuevo lo evalúo con una sola pregunta — ¿su evidencia nace etiquetada al TAG del activo o nace como otro PDF? De esa respuesta depende que la robótica alimente la integridad o solo produzca archivos más bonitos.

Referencias

  • EIA, «U.S. refining capacity decreased during 2025», Today in Energy, 29-jun-2026 (Refinery Capacity Report, datos al 1-ene-2026): eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67807 — cifras exactas y por PADD: transcripción del workbook EIA-820 en energyfactbook.com/refining, reconciliada contra el total oficial.
  • Environmental Integrity Project, Oil's Unchecked Outfalls, ene-2023: environmentalintegrity.org — media de 74 años por año de inicio del sitio, 81 refinerías.
  • OSHA, 29 CFR 1910.119 — Process Safety Management: osha.gov/node/45918 · EPA, checklist RMP Programa 3 (40 CFR 68): epa.gov · API, catálogo de publicaciones de refinación 2021 (RP 571, 510, 570, 653, 579, 580/581): api.org
  • MISTRAS Group / INEOS, acuerdo de integridad mecánica y RBI, 8-dic-2021: globenewswire.com · DNV, Synergi Plant: worldpipelines.com · AVEVA, caso Suncor Sarnia (AVEVA World 2022): mediavalet.com
  • Gecko Robotics (J. Loosararian), entrevista en Mining Technology: mining-technology.com · Flyability/Cygnus, payload UT del Elios 3, mar-2024: engineeringnews.co.za · Digital Refining, «The digital approach to asset integrity management»: digitalrefining.com
  • ExxonMobil, arranque de la expansión de Beaumont, 16-mar-2023: businesswire.com · Reuters, cierre de Benicia y plan de importación, 7-ene-2026: reuters.com · Cobertura de capacidad EIA vía Reuters/EnergyNow, jun-2026: energynow.com
  • Imagen de portada: composición gráfica elaborada para esta investigación (fondo industrial, titular y firma del autor).