Introducción – los ductos y sus personalidades
Cada ducto tiene su propia personalidad y se comporta de manera diferente. Ninguna tecnología de detección de fugas se puede considerar como la mejor solución para cada ducto. Los ductos de gran diámetro han sido objeto de un mayor escrutinio por parte de los reguladores. Los activistas ambientales se vuelven cada vez más estridentes en objetar y obstruir los avances en estos ductos. Recientemente, grandes derrames en ductos de alto perfil y gran diámetro en América del Norte han alimentado esta atención no deseada.
Aquí se ofrecen ejemplos de los diversos desafíos para diferentes sistemas de detección de fugas (LDS por sus siglas en inglés) instalados en tuberías de líquidos o gas de gran diámetro. El diámetro del ducto es una variable que afecta el rendimiento del LDS, así como la configuración, topología, telecomunicación, instrumentación y modos de operación. El alto volumen de producto que fluye a través de ductos de gran diámetro puede dificultar la detección efectiva de fugas, especialmente en gasoductos donde la línea puede comportarse como un enorme globo en el cual aumentos y disminuciones de presión y flujo en un punto pueden pasar desapercibidos durante horas en partes distantes del ducto.
Cuando se transportan enormes volúmenes de producto, incluso una pequeña fuga por un período corto de tiempo puede causar una pérdida significativa. Los medidores de flujo para ductos de gran diámetro son extremadamente caros, y si no funcionan correctamente, es difícil convencer a la administración para que los reemplace. Demasiada incertidumbre en la medición del flujo reduce la confiabilidad de un sistema de detección de fugas. Cuando esto sucede, ajustarlo puede requerir una reducción en la sensibilidad para mejorar la confiabilidad del LDS.
Dependiendo de las variables mencionadas anteriormente, el mejor sistema de detección de fugas puede ser diferente según el ducto, y el rendimiento del LDS en ductos variados puede ser tan diverso como la tubería misma. Los siguientes casos de estudio analizan el rendimiento de varias tecnologías de detección de fugas en diferentes ductos con un factor en común: su gran diámetro.
Caso 1: Ducto de petróleo crudo de 42 pulgadas de diámetro, 320km (199 millas) de longitud
El gran diámetro de este ducto de crudo imposibilitó la compra de medidores de flujo exclusivamente para la detección de fugas. En cambio, el cliente instaló un sistema de detección de fugas por onda de presión negativo. La tasa de flujo en el ducto varía entre 5100 m3/h y 9400 m3/h, dependiendo de la temporada y del tipo de crudo transportado. El flujo es en una dirección solamente y hay una estación de bombeo intermedia. El rendimiento de alto volumen hace que la detección de fugas sea crítica.
El proveedor de detección de fugas proporcionó una solución “llave en mano” incluyendo hardware de adquisición de datos, VSAT, comunicación 3G, gabinetes y sensores de presión.
Figura 1: Diseño del ducto en el caso 1
Desafíos
Con la confianza del operador especificada como extremadamente importante, el operador requería un sistema altamente confiable. Las variaciones considerables en la viscosidad de los lotes de crudo alteraron en gran medida la velocidad a la que las ondas de presión viajaban dentro del ducto, lo que dificultaba la localización de las fugas. La falta de energía y las comunicaciones en áreas remotas limitaban las opciones de ubicación para colocar sensores de presión. Los cambios de elevación a lo largo de la línea causaron bolsas de vapor.
Rendimiento del sistema de detección de fugas en caso 1
Los sensores de presión se colocaron en función de la disponibilidad de energía y comunicaciones en el ducto. Cuando el sistema de detección de fugas se instaló, la gran atenuación de las ondas de presión impidió que el sistema cumpliese los criterios de rendimiento acordados. El vendedor mejoró el LDS para cumplir con el rendimiento específico al agregar sensores de presión intermedios en las secciones más largas. Estos sensores de presión adicionales tuvieron que instalarse en áreas remotas sin energía ni comunicaciones. Este proveedor de detección de fugas tenía una línea completa de hardware diseñada para trabajar con el software de detección, incluyendo paneles solares para suministrar los componentes de soporte al sistema de detección.
El objetivo de confiabilidad se fijó en 2 falsas alarmas por año, con esto el sistema se configuró a un tamaño de fuga mínima detectable del 0.5% del flujo en menos de 5 minutos. La precisión del sistema de detección de fugas en este ducto se estableció en +/- 200 metros.
En las Pruebas de Aceptación del Sitio (Site Acceptance Test), todas las fugas generadas fueron del 2% del flujo nominal o menos, y todas fueron detectadas. En algunas secciones del ducto se detectaron fugas del 0.2%. Durante la etapa final de ajuste, el sistema detectó y localizó un evento de robo, reforzando la confianza del usuario en el sistema.
Caso 2: ducto de petróleo crudo de 42 pulgadas de diámetro de una terminal marina a una refinería
Las operaciones cambiantes en un ducto de petróleo crudo de 15 km (9.3 millas) de longitud y 42 pulgadas de diámetro, con una entrada y dos salidas en la costa oeste, resultaron demasiado desafiantes para la detección de fugas confiable mediante balance de volumen, debido a la imprecisión de los medidores de flujo.
Figura 2: Diseño del ducto en caso 2
Desafíos:
Reivindicando la confianza del controlador del ducto, el sistema de balance de volumen modificado basado en SCADA emitió demasiadas falsas alarmas de fugas. Los medidores de flujo no pudieron mantener la precisión y la repetibilidad.
Rendimiento del sistema de detección de fugas en caso 2
El operador decidió instalar el sistema de detección de fugas Wave Flow que combina la alta confiabilidad y precisión de los elementos de balance de masa modificados, junto con la sensibilidad comprobada y precisión de la técnica de presión negativa. Se instalaron sensores de presión de alta resolución en cada extremo del ducto y el sistema Wave Flow se configuró para usar datos de estos sensores y de los medidores de flujo existentes. Los medidores se conectaron a las unidades de adquisición de datos de alta velocidad instaladas a cada extremo del ducto para transferir los datos de flujo de vuelta al servidor de detección de fugas.
El sistema Wave Flow fue evaluado al desviar parte del flujo de una entrega no medida a un tanque de almacenamiento a la mitad del ducto. La prueba comenzó con el personal de campo abriendo primero la válvula en el punto medio para llenar la línea del tanque de almacenamiento. La válvula en el tanque se abrió y se controló para permitir una tasa de extracción de producto medida. El ajuste se hizo para permitir una fuga de 3% del flujo nominal.
El sistema emitió una alarma de fuga en menos de 3 minutos y proporcionó una ubicación precisa de fuga. Este rendimiento excedió significativamente el tiempo de detección citado de 5 minutos.
Se realizó una prueba adicional a una tasa de fuga más alta de 10%. El sistema Wave Flow emitió la alarma de fuga para esta tasa de pérdida en menos de 1 minuto y proporcionó una ubicación precisa de la fuga.
El sistema de detección de fugas Wave Flow utiliza los métodos de balance de volumen y onda de rarefacción. El sistema usa un modelo de elementos múltiples para reducir la incertidumbre y mejorar el rendimiento. Esto asegura una detección de fugas confiable y precisa significativamente rápido. La disponibilidad del hardware adoptado como sensores y unidades de adquisición de datos de alta velocidad con comunicación incorporada, hace que el sistema sea ideal para ductos existentes, especialmente aquellos que carecen de instrumentación, energía o comunicaciones.
Caso 3: Ducto Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC)1
El ducto de petróleo crudo BTC tiene una longitud de 1768 Km (1,099 millas) y se encuentra desde la Terminal Sangachal, cerca de Baku en Azerbaiyán, pasando por Tbilisi en Georgia, a través de Turquía hasta una nueva terminal de exportación ubicada en cerca de Ceyhan, en la costa mediterránea de Turquía. El ducto tiene siete estaciones de bombeo intermedias y rutas a través de terreno montañoso, alcanzando alturas de 2,500 metros en Georgia, y 2,800 en Turquía, permaneciendo sobre 1,500 metros hasta cerca de KP 1,650 en Turquía, donde desciende hasta el mar Mediterráneo.
Figura 3: diseño del ducto en caso 3
El ducto tiene 42 pulgadas de diámetro, excepto por una sección de 46 pulgadas en Georgia, y una sección de 34 pulgadas en Turquía. Hay varias áreas con acumulación de vapor (slack) en Turquía que hacen desafiante la detección de fugas efectiva.
Figura 4: Perfil de elevación del ducto BTC
Esta línea estaba equipada con mediciones de flujo y presión. El método de balance de volumen estadístico (SVB por sus siglas en inglés) se configuró en varias secciones para optimizar el rendimiento y proporcionar redundancia:
- Tres secciones principales de países – Azerbaiyán, Georgia y Turquía
- Diecisiete subsecciones donde la medición de flujo está disponible
- Una sección global que supervisa toda la longitud del ducto
Desafíos
Los cambios extremos de elevación causan secciones con acumulación de vapor donde el ducto sube y desciende sobre las montañas, complicando la detección de fugas. El operador se comprometió con los socios, prestamistas, ONG y otras partes interesadas para proporcionar el mayor rendimiento posible en la detección de fugas desde el momento en que se introdujeron los hidrocarburos al ducto. En ausencia de datos operacionales previos, y con la línea parcialmente llena, fue un desafío para el LDS supervisar la integridad del ducto durante todo el proceso de llenado. Después de la puesta en servicio del ducto, hubo problemas con la precisión y repetibilidad del medidor de flujo. Las operaciones de pigging y análisis de sobretensión adicionaron otro desafío al soporte del sistema de detección.
Rendimiento del sistema de detección de fugas en caso 3
El sistema de detección de fugas de balance de volumen estadístico utiliza la Prueba de Radio de Probabilidad Secuencial (SPRT por sus siglas en inglés), una prueba de hipótesis en los datos de balance de volumen compensado por inventario, para decidir entre un escenario de fugas y o uno sin fugas en el ducto. EL SPRT calcula la relación de la probabilidad de una fuga sobre la probabilidad de ausencia de fuga y decide si el balance de volumen corregido ha aumentado con una probabilidad determinada, ejemplo 99%2. Con los instrumentos de flujo y presión adicionales a lo largo del ducto, el rendimiento de cada sección se optimiza individualmente. Por ejemplo, las secciones con slack están aisladas de modo que las secciones llenas de líquido pueden mantener el mejor rendimiento todo el tiempo. El LDS ha sido una parte integral de las operaciones de BTC desde 2006 y las siguientes cifras de rendimiento son aplicables a la mayoría de las secciones:
- 0.5% Tiempo de detección: 58 a 160 minutos
- 1.0% Tiempo de detección: 19 a 30 minutos
- 10% Tiempo de detección: 1 minuto.
Caso 4: Ducto de gas de 42 pulgadas de diámetro, 700 km (425 millas) de longitud
El ducto de 42” transporta gas natural de una estación de procesamiento a una terminal de exportación, cruzando dos países diferentes a elevaciones que van desde cerca del nivel del mar hasta casi 2,500 m. La línea tiene 11 estaciones de válvulas de bloqueo con sensores de presión. El sistema SCADA transmite datos de presión, flujo, temperatura y estado de la válvula cada cinco segundos vía OPC. Esto incluye los datos de los medidores de flujo de custodia en la inyección, en dos pasos fronterizos en los puntos de entrega. Los datos de presión y temperatura son transmitidos desde los puntos de recepción y entrega y desde todas las válvulas de bloqueo. Los sensores de presión y medidores de flujo de para gas también están disponibles en las tomas de combustible.
Figura 5: Diseño del ducto en caso 4
Desafíos
La distancia más corta entre las válvulas de bloqueo instrumentadas o las tomas de descarga es de 14 km. El rendimiento de detección y localización de fugas es mejor en secciones más cortas. El principal desafío para detectar fugas en ductos de gas es la compresibilidad del gas y las operaciones de empaquetado/desempaquetado. Una fuga de 2% tiene poco impacto en el ducto en un ducto con un volumen total de 625,325 m3. El ajuste de cada sección usando lecturas del medidor de presión es importante para lograr la sensibilidad requerida.
Rendimiento del sistema de detección de fugas en caso 4
El rendimiento típico del sistema de balance de volumen estadístico en los segmentos cortos del ducto va desde la detección de 2% en 10 minutos hasta la detección de una fuga de 20% en 1 minuto. El rendimiento típico de este sistema en los segmentos largos abarca la detección de una fuga de 2% en 120 minutos hasta la detección de una fuga de 20% en 12 minutos. Este es un buen ejemplo de cómo el rendimiento de la detección de fugas depende en gran medida de la distancia entre los sensores de flujo y presión. Esto es particularmente relevante en ductos de gas ya que las ondas de presión viajan mucho más lentas en el gas que en líquidos.
Caso 5: Ducto de gas de 560km (348 millas) longitud, con 32 y 36 pulgadas de diámetro, mayoritariamente marino
El sistema de detección de fugas por balance de volumen estadístico se instaló en el ducto que cuenta con cuatro suministros y dos entregas en la planta LNG.
Figura 6: Diseño del ducto en caso 5
Desafíos:
Más de 400 km de este sistema de gasoducto se encuentran bajo el mar. Estando bajo el mar, esta sección sólo cuenta con 2 sensores de presión, uno en la plataforma y otro donde el ducto sale a la superficie. Si una fuga ocurre en el medio de la sección marina, las ondas de presión tardarán alrededor de 7 minutos en alcanzar los sensores. Si la fuga ocurre en el extremo marino del ducto, las ondas de presión pueden tardar más de 14 minutos en llegar al sensor de presión en la superficie. El ducto nunca se detiene, por lo que los datos muestran periodos largos de presión empaquetada en el ducto seguidos de periodos en los que se desempaca al detener las inyecciones. Es difícil detectar con rapidez una fuga con alta confiabilidad bajo dichas condiciones. Se debe configurar un tiempo de detección significativamente mayor en este segmento del ducto para evitar las falsas alarmas de fuga.
Rendimiento del sistema de detección de fugas en caso 5
El sistema de detección de fugas de balance de volumen estadístico se configuró para una sensibilidad que va desde detectar un 12% en 180 minutos hasta una fuga del 40% en 15 minutos y ha demostrado ser altamente confiable, generando pocas falsas alarmas en sus 4 años de operación. La sensibilidad del sistema se ve limitada por la gran separación (más de 400 km) entre los sensores de presión en el segmento marino de la red, por las continuas operaciones transitorias y la baja precisión del medidor de flujo.
Conclusiones
Los cinco casos de estudio anteriores son muy diferentes, cada ducto con un gran diámetro y su propia personalidad presentan desafíos particulares. Esto muestra que el rendimiento de detección de fugas puede ser diferente entre un ducto y otro, dependiendo de variables como el diámetro, configuración, topología, telecomunicaciones, instrumentación y modos de operación. Debido al enorme volumen de producto transportado en estos ductos, incluso una pequeña fuga en un corto tiempo puede resultar en un gran derrame. Sin embargo, a pesar de que la sensibilidad y el tiempo de detección del sistema de detección de fugas son factores muy importantes, las leyes de la física tal como se aplican en los ductos pueden restringirlo severamente. La cantidad y tipo de sensores y cómo están espaciados pueden influir fuertemente en el tiempo de detección de fugas y la precisión de su ubicación, especialmente en gasoductos de gran diámetro y longitud
Referencias
1Willliams G., Welsh A., of BTC Company, Mabe J., Murphy K., of Atmos International. "Commissioning a Real-time Leak Detection System on a Large-Scale Crude Oil Pipeline During Start-up". ASME International Pipeline Conference. Calgary, Canada. 2006.
2 Zhang J., Twomey M., Introduction to Pipeline Leak Detection Systems 1st ed. Manchester [England]: Creative Design, 2017. Print & Kindle.