Post on 25-Apr-2020
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“ANÁLISIS DEL SISTEMA PARA LA DETECCIÓN DE FUGAS DE
ACUERDO AL CONTROL DE LOS SISTEMAS AUTOMATIZADOS
EXISTENTES ENTRE LAS ESTACIONES DE BOMBEO OSAYACU Y
CHALPI DEL POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUITO. PERIODO 2011.”
Tesis previa la obtención del Título de
Tecnóloga de Petróleos
Elaborado por: Troya Enríquez Paulina Elizabeth
Director de Tesis: Ing. Raúl Baldeón López
Quito-Ecuador
2011
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor:
……………………………………
TROYA ENRÍQUEZ PAULINA ELIZABETH
CI: 1718855446
IV
CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS
Certifico por medio de la presente, haber dirigido y supervisado, la tesis de
“ANÁLISIS DEL SISTEMA PARA LA DETECCIÓN DE FUGAS DE
ACUERDO AL CONTROL DE LOS SISTEMAS AUTOMATIZADOS
EXISTENTES ENTRE LAS ESTACIONES DE BOMBEO OSAYACU Y
CHALPI DEL POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUITO. PERIODO 2011.” que
pertenece a la señorita Troya Enríquez Paulina Elizabeth.
Atentamente,
…………………………………
Ing. Raúl Baldeón
DIRECTOR DE TESIS
V
DEDICATORIA
El presente trabajo quiero dedicarle a mi mami por haberme apoyado en todo momento,
por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una
persona de bien, mami, aquí está el fruto de tu infinito amor.
A mi padre por el ejemplo de perseverancia, constancia y trabajo, que me ha infundado
siempre, por el valor mostrado para salir adelante y por su amor, papi, espero estés
orgulloso de mi.
A mis hermanas por impulsarme al ser el mejor ejemplo a seguir, por su apoyo y estar
siempre a mi lado con un abrazo, las amo ¡sigan adelante!
A mi abuelo por su cariño, apoyo de siempre en los momentos importantes de mi vida,
por ser ejemplo para salir adelante. Me queda la mayor satisfacción de que se nos
permitió que vea su nieta profesional papacito…
A mi novio por su apoyo, comprensión, por su ánimo constante y paciencia para que
pudiera terminar con este logro son evidencia de su gran amor. Te amo.
Y finalmente deseo dedicar este momento tan importante e inolvidable; a mí misma, por
no dejarme vencer, ya que el principal obstáculo se encuentra dentro de uno…
VI
AGRADECIMIENTO
A Dios, por haberme permitido llegar aquí, y darme fuerzas necesarias en los momentos
en que más lo necesite y bendecirme con la posibilidad de caminar a su lado durante
toda mi vida. Gracias Señor.
A mis padres, gracias por estar siempre conmigo en todo momento, gracias por la
paciencia, por el amor, por los regaños, por los concejos, porque me han sabido
encaminar.
A mis profesores que me ayudaron en mi formación profesional, quienes me han sabido
alentar y estimular para cumplir con esta meta, de manera muy especial al Ing. Raúl
Baldeón, gracias por su tiempo, por su apoyo así como por la sabiduría que me
transmitido.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a la Facultad de ciencias de la Ingeniería por
darme la oportunidad de culminar mis estudios y permitirme ser parte de un grupo de
triunfadores.
VII
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS .......................................................................... IV
DEDICATORIA .............................................................................................................. V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
ÍNDICE GENERAL ..................................................................................................... VII
ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................... VIII
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................. XII
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIV
ÍNDICE DE ECUACIONES........................................................................................ XIV
ÍNDICE DE ANEXOS .................................................................................................. XV
RESUMEN ................................................................................................................... XVI
SUMMARY ............................................................................................................... XVII
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1
1.1 OBJETIVO GENERAL .......................................................................................... 2
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................. 2
1.3 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................... 3
1.4 IDEA A DEFENDER ............................................................................................. 3
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES ............................................................ 4
1.4.1 VARIABLES DEPENDIENTE ....................................................................... 4
1.4.1.1 VARIABLES INDEPENDIENTES ......................................................... 4
1.5 MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 4
1.5.1 ANTECEDENTES ........................................................................................... 4
1.5.2 MARCO CONCEPTUAL ................................................................................ 5
1.6 METODOLOGÍA ................................................................................................... 6
1.6.1 MÉTODO ......................................................................................................... 6
1.6.1.1 TÉCNICA ................................................................................................. 6
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7
2. INTRODUCCIÓN A LA DETECCION DE FUGAS .................................................. 7
2.1 AGENTES QUE VARÍAN LOS RESULTADOS DE DETECCIÓN DE FUGAS
....................................................................................................................................... 8
2.1.1 INSTRUMENTOS ........................................................................................... 8
2.1.2 MÉTODOS DE OPERACIÓN ...................................................................... 11
2.1.2.1 INSPECCIÓN DE LA LÍNEA................................................................ 12
2.1.2.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO .................................................... 16
2.1.2.3 LANZAMIENTO DE RASCADORES ................................................. 23
IX
2.1.2.4 CONSIDERACIONES DE REPARACIÓN .......................................... 27
2.2 TRANSPORTE EN TUBERÍAS .......................................................................... 34
2.2.1 FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍA. .......................................................... 35
2.2.1.1 DEFINICIÓN DE FLUIDOS. ................................................................. 35
2.3 PROPIEDADES Y VARIABLES DE LOS FLUIDOS A SER
TRANSPORTADOS. ................................................................................................. 37
2.3.1 PARÁMETROS IMPORTANTES DE LA TUBERÍA EN EL QUE SE
TRANSPORTA EL FLUIDO DEL QUE SE PRETENDE DETECTAR LA
FUGA. ..................................................................................................................... 38
2.4 PRINCIPALES VARIABLES DE PROCESO PARA LA DETECCIÓN DE
FUGAS ........................................................................................................................ 39
2.4.1 VARIABLES PARA EL SISTEMA DE CONTROL. .................................. 39
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 40
3. DEFINICIÓN DE FUGAS SEGÚN LA NORMA API 1130 .................................... 40
3.1 FUGAS INDETECTABLES. ............................................................................... 41
3.2 FUGAS DETECTABLES POR MÉTODOS COPUTACIONALES ................... 42
3.3 METODOLOGÍAS UTILIZADAS PARA LA DETECCION DE FUGAS. ....... 42
3.3.1 UBICACIÓN DE LOS SENSORES .............................................................. 42
3.3.2 METODOLOGÍAS INTERNAS O INVASIVAS ......................................... 43
3.3.3 METODOLOGÍAS EXTERNAS O NO INAVSIVAS ................................ 44
3.3.4 USO DE LOS SISTEMAS ........................................................................... 44
3.3.4.1 UTILIZACIÓN CONTINUA ................................................................ 44
3.3.4.2 UTILIZACIÓN OCASIONAL .............................................................. 48
3.3.5 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA FUGA ...................................... 48
3.3.5.1 MEDICIÓN DIRECTA DE LA FUGA ................................................. 48
X
3.3.5.2 METODOLOGÍA DE SIMULACION MATEMÁTICA ...................... 48
3.4 VARIABLES A CONSIDERAR EN PROCESOS AUTOMATIZADOS DE
DETECCIÓN DE FUGAS. ......................................................................................... 49
3.4.1 PLC’S. ............................................................................................................ 50
3.4.1.1 PARTES BÁSICAS DE LOS PLC’S. ................................................... 51
3.4.1.3 PARÁMETROS QUE RIGEN LA SELECCIÓN DEL PLC ................ 55
3.4.2 REQUERIMIENTOS ELÉCTRICOS .......................................................... 58
3.5 DETERMINACIÓN DE INCERTIDUMBRE POR MEDIO EL BALANCE DE
MASAS ....................................................................................................................... 60
3.6 ANÁLISIS Y SELECCIÓN DE SISTEMAS PARA LA DETECCIÓN DE
FUGAS ........................................................................................................................ 62
3.6.1 VOLUMEN DE DETECCIÓN MÍNIMO TEÓRICO Y MÍNIMO
|VOLÚMENES ....................................................................................................... 63
3.6.2 DETERMINACIÓN DEL FLUJO MÍNIMO TEÓRICO Y PRÁCTICO .... 63
3.7 CARACTERÍSTICAS DE SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE MEDICIÓN Y
CONTROL .................................................................................................................. 63
3.8 DESCRIPCIÓN GENERAL DE INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN EL
CONTROL PETROLERO .......................................................................................... 64
3.8.1 TIPOS DE MEDIDORES ............................................................................. 64
3.8.1.1 MEDIDORES DE CAUDAL ................................................................. 64
3.8.1.2 MEDIDORES DE PRESIÓN ................................................................. 72
3.9 SISTEMA ACTUAL DE DETECCIÓN DE FUGAS EN EL TRAMO DEL
POLIDUCTO QUITO – AMBATO ........................................................................... 74
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 78
4. POLIDUCTO SHUSHUFINDI - QUITO .................................................................. 78
4.1 DERECHO DE VIA POLIDUCTO SHUSHUFINDI – QUITO. ......................... 78
XI
4.1.1 EVALUACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES .................................... 79
4.2 ESTACIÓN DE BOMBEO CHALPI Y OSAYACU DEL POILIDUCTO
SHUSHUFINDI – QUITO .......................................................................................... 80
4.2.1 ESTACIÓN CHALPI.................................................................................... 83
4.2.2 ESTACIÓN OSAYACU ............................................................................... 84
4.3 EQUIPOS QUE CONFORMAN LAS ESTACIONES DE BOMBEO CHALPI Y
OSAYACU ................................................................................................................. 84
4.4 DATOS PARA OPERACIÓN .............................................................................. 90
4.4.1 CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO FLUIDO ................................... 90
4.4.2 LIMITES DE PRESIÓN ............................................................................... 91
4.4.3 LIMITES DE CONTAMINACIÓN ............................................................. 92
4.4.4 VOLUMEN DE LLENADO DEL POLIDUCTO ....................................... 94
4.5 CRITERIOS PARA LA APLICACIÓN DE SISTEMAS DE DETECCIÓN DE
FUGAS ........................................................................................................................ 96
CAPÍTULO V ................................................................................................................. 98
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................... 98
5.1 CONCLUSIONES. .............................................................................................. 98
5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 99
GLOSARIO DE TERMINOS ......................................................................................... 99
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 102
ANEXOS ...................................................................................................................... 103
XII
ÍNDICE DE FIGURAS
Fig. 1 Rotura de Poliducto. ............................................................................................... 7
Fig. 2 Inspección de línea................................................................................................ 12
Fig. 3 Ilustración del perfil de elevación de la tubería .................................................... 15
Fig. 4 Dos tipos de rascadores limpiatubos. .................................................................... 18
Fig. 5 Sistema de rectificador típico con aterramiento al lecho. ..................................... 19
Fig. 6 Sistema de ánodo de magnesio para inhibir corrosión externa. ............................ 20
Fig. 7 Fábricas de aplicación de revestimiento ............................................................... 21
Fig. 8 Rascador de calibración típico utilizado para inspeccionar la geometría de la
tubería .............................................................................................................................. 25
Fig. 9 Herramienta de curvatura típica ............................................................................ 25
Fig. 10 Herramienta de flujo magnético convencional. .................................................. 26
Fig. 11 Válvulas “sandwiches” ....................................................................................... 28
Fig. 12 Derivación (bypass). ........................................................................................... 29
Fig. 13 Máquina de tapones. ........................................................................................... 30
Fig. 14 Manga típica utilizada para reparar defectos. ..................................................... 32
Fig. 15 Rayos x (prueba radiográfica)............................................................................. 33
Fig. 16 Líneas de flujo define el tubo. ............................................................................ 36
Fig. 17 Flujo laminar y flujo turbulento. ......................................................................... 36
Fig. 18 Capa límite uniforme. ......................................................................................... 37
Fig. 19. Definición de fugas según la norma api 1155.................................................... 41
Fig. 20 Sistemas de detección de goteo según la norma api 1130 segunda edición (USA)
......................................................................................................................................... 43
Fig. 21 Detección de goteo externo y localización empleando fibra óptica. .................. 45
Fig. 22 Detección de goteo externo y localización mediante tubería de vapor sensible.
......................................................................................................................................... 47
Fig. 23 Estructura de un PLC. ......................................................................................... 53
Fig. 24 Ciclo de operación de un PLC. ........................................................................... 55
Fig. 25 Indicadores de funcionamiento de sensores. ...................................................... 56
Fig. 26 Localización de fuga. .......................................................................................... 57
Fig. 27 Medidores de caudal ........................................................................................... 65
XIII
Fig. 28 Medidores Coriolis ............................................................................................. 66
Fig. 29 Efecto Coriolis .................................................................................................... 67
Fig. 30 Medidores de caudal por presión diferencial. ..................................................... 68
Fig. 31 Medidor ultrasónico ............................................................................................ 69
Fig. 32 Medidor electromagnético .................................................................................. 70
Fig. 33 Medidor de caudal vortex ................................................................................... 71
Fig. 34 Medidor de caudal térmico ................................................................................. 72
Fig. 35 Transmisor de presión ......................................................................................... 73
Fig. 36 Transductor magnético de inductancia variable ................................................. 73
Fig. 37 Transmisor de presión de interruptor inteligente ............................................... 74
Fig. 38 Valores de sensibilidad ....................................................................................... 75
Fig. 39 Escaneado de resultados del rendimiento poliducto Quito - Ambato ................. 76
Fig. 40 Escaneado de resultados del rendimiento poliducto Quito - Ambato ................. 77
Fig. 41 Poliducto Shushufindi – Quito. ........................................................................... 80
Fig. 42 Diagrama esquemático del sistema poliducto ..................................................... 82
Fig. 43 Estación Chalpi ................................................................................................... 83
Fig. 44 Estación Osayacu ................................................................................................ 84
Fig. 45 Unidades de bombeo. .......................................................................................... 85
Fig. 46 Unidad de bombeo con motor eléctrico .............................................................. 86
Fig. 47 Bombas de combustión ....................................................................................... 87
Fig. 48 Bombas Guinard ................................................................................................ 88
Fig. 49 Impulsor de bomba ............................................................................................. 89
Fig. 50 Detección de interfases ....................................................................................... 89
Fig. 51 Diagrama de flujo de productos. ......................................................................... 94
XIV
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Parámetros para evaluar un sistema de detección de fuga. ................................. 9
Tabla 2: Criterios cualitativos de especificación de resultados ...................................... 10
Tabla 3. Características eléctricas de los sistemas que conforman el proyecto de
detección de fugas. .......................................................................................................... 59
Tabla. 4 Flujo de referencial. .......................................................................................... 63
Tabla 5 Densidad límite y estándar ................................................................................ 90
Tabla 6 Datos de operación ............................................................................................. 91
Tabla 7 Promedio de variables. ....................................................................................... 92
Tabla 8 Porcentaje máximo de contaminación. .............................................................. 92
Tabla 9. Volumen de llenado. ......................................................................................... 95
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación N° 1. Balance de masas ................................................................................... 60
Ecuación N° 2. Presencia de fuga ................................................................................... 61
Ecuación N° 3. Incertidumbre del caudal. ...................................................................... 62
XV
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Panel de control Estación Chalpi ................................................................... 103
Anexo 2. Panel de control Estación Chalpi ................................................................... 103
Anexo 3 Panel de control Estación Chalpi .................................................................... 104
Anexo 4 Panel de control Estación Chalpi .................................................................... 104
Anexo 5 Rascador de Poliducto .................................................................................... 105
Anexo 6 Panel de control Estación Chalpi .................................................................... 105
Anexo 7 Panel de control Estación Chalpi .................................................................... 106
Anexo 8 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo ........................ 106
Anexo 9 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo ........................ 107
Anexo 10 Procedimiento de recepción y envío de rascadores ...................................... 107
Anexo 11 Procedimiento de recepción y envío de rascadores ...................................... 108
Anexo 12 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico ................... 108
Anexo 13 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico ................... 109
Anexo 14 Receptor de rascadores ................................................................................. 109
Anexo 15 Grupos de Bombeo ....................................................................................... 110
Anexo 16 Panel de control Estación Osayacu............................................................... 110
Anexo 17 Válvulas de recepción de rascadores ............................................................ 111
Anexo 18 Panel de control Estación Osayacu............................................................... 111
Anexo 19 Boleta de control de flujo másico ................................................................. 112
Anexo 20 Boleta de control de grupos .......................................................................... 112
Anexo 21 Panel de control Estación Beaterio ............................................................... 113
Anexo 22 Panel de control Estación Beaterio ............................................................... 113
Anexo 23 Panel de control Estación Beaterio ............................................................... 114
Anexo 24 Panel de control Estación Beaterio ............................................................... 114
XVI
RESUMEN
El presente trabajo de investigación está enfocado en el análisis del sistema para la
detección de fugas actual, para poder presentar una alternativa técnica acorde al estudio
de los sistemas de automatización y de control existente en el bombeo de productos
limpios entre las estaciones Chalpi y Osayacu del Poliducto Shushufindi-Quito, el cual
consta de cinco capítulos que harán referencia a:
CAPÍTULO I, donde se define los objetivos, justificación del tema, variables,
antecedentes y metodología utilizada en la elaboración de esta tesis.
CAPÍTULO II, en el cual se hace un introducción de fugas mediante agentes que
pueden variar los resultados de la detección de fugas mencionando los métodos
operacionales como la inspección de la línea, el mantenimiento, lanzamiento de
rascadores y consideraciones de reparación. Se trata también en este capítulo sobre el
transporte, así como los parámetros importantes de la tubería en el que se transporta el
fluido del que se pretende detectar la fuga.
CAPÍTULO III, donde define las fugas según la norma API 1130, se trata la
metodología utilizada para detección de fugas , así como las variables a considerar en
los procesos automatizados de detección de fugas, en este capítulo también se realiza un
análisis del sistema actual de detección de fugas que maneja el del Poliducto Quito-
Ambato.
CAPITULO IV, donde se realiza un profundo estudio de los parámetros importantes
que con forman el Poliducto Shushufindi – Quito como el derecho de vía y la
evaluación de impactos de ambientales, se realizara un estudio de los equipos que
conforman las estaciones de Bombeo Chalpi y Osayacu, así como las características de
los productos a ser transportados, además en este capítulo se habla de los criterios para
la aplicación de los sistemas de detección de fugas.
CAPÍTULO V, en este capítulo se describen las conclusiones y recomendaciones
encontradas por medio de la elaboración de esta tesis.
XVII
SUMMARY
This research work is focused on analyzing the system for detecting leakage current in
order to present an alternative technique according to the study of automation and
control of existing pumping stations clean products between the Chalpi and Osayacu
Shushufindi-Quito pipeline, which consists of five chapters which refer to:
CHAPTER I, which defines the objectives, justification of the question, variables,
background and methodology used in preparing this thesis.
CHAPTER II, which is a leakage by introducing agents that can vary the results of leak
detection citing operational methods such as line inspection, maintenance, release of
scrapers and repair considerations. It is also in this chapter on transport, as well as the
important parameters of the pipe which carries the fluid to be detected the leak.
CHAPTER III, which defines leakage according to API 1130, is the methodology used
for leak detection, as well as the variables to consider in automated processes for
detecting leaks in this chapter also includes an analysis of the current system Leak
Detection Pipeline that handles the Quito-Ambato.
Chapter IV, which made a deep study of the important parameters that form the Pipeline
Shushufindi - Quito and the right of way and the evaluation of environmental impacts,
is a study of teams that make up the pumping stations and Osayacu Chalpi and the
characteristics of the products to be transported further in this chapter discusses the
criteria for the application of leak detection systems.
CHAPTER V, this chapter describes the conclusions and recommendations found
through the development of this thesis.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
EP. PETROECUADOR es el organismo responsable de velar por la explotación
nacional del recurso petrolero así como de la distribución y venta de los combustibles y
derivados en el país, tiene como uno de sus objetivos el adoptar medidas eficientes de
control sobre el sistema de poliductos, evitando pérdidas provocadas por colapasos o
intervención humana.
Las pérdidas que se presentan dentro de una tubería generan grandes problemas en
varios aspectos, tanto económicos como ambientales por lo que es importante afrontar
las pérdidas debido a las fugas en las líneas para mejorar la eficiencia en los sistemas de
abastecimiento.
La detección de fugas tiene como fundamento principal aumentar el rendimiento de los
sistemas de abastecimiento de fluidos y la calidad del producto.
Para un control efectivo de las fugas en un abastecimiento de fluidos se precisan
herramientas que faciliten la recepción de datos sobre el estado del sistema y la toma de
decisiones. Entre dichas herramientas se encuentran los sistemas de información
geográfica y las aplicaciones e instrumentación específicas para detección y localización
de pérdidas en el tramo Osayacu y Chalpi.
Los sistemas de control de sistemas de abastecimiento, así como de los oleoductos y
poliductos, fueron sistemas neumáticos; pero estos se demoraban mucho para detectar
una posible fuga. Por lo que, las pérdidas económicas y los daños medio ambientales de
considerable magnitud.
Al existir un desarrollo notable de la tecnología dentro del ampo de control de fluidos,
los diferentes organismos responsables de la implementación han realizado diferentes
estudios y recomendaciones para reducir los impactos que conlleva una fuga. Así
existen diferentes tipos de tecnologías, las que son complementarias unas de otras; así
sensores, computadores y actuadores actúan en conjunto y ayudan a los operadores a
controlar de una manera eficiente los sistemas de abastecimiento.
2
Todos los sistemas actúan con base a datos que son tomados en tiempo real, ya que se
requieren que los programas reduzcan los tiempos que son necesarios para mitigar o
evitar fugas, pero estos sistemas tienen un valor muy elevado dentro del mercado.
Un sistema automatizado de detección de fugas según la norma API y que se desarrolla
con un paquete accesible en precio y versatilidad, es una alternativa para el mercado.
Pero es necesario recalcar que el sistema tiene fines didácticos ya que ninguna empresa
presta sus datos para ser analizados.
1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar el sistema para detección de fugas actual y presentar una alternativa técnica
acorde al estudio de los sistemas de automatización y de control existentes en el bombeo
de productos limpios entre las estaciones Osayacu-Chalpi del Poliducto Shushufindi-
Quito.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los métodos para la detección de fugas.
Describir los sistemas para detección de fugas para el control operativo y
monitoreo continuo de la línea de flujo actual.
Revisar el perfil del poliducto entre las estaciones de Bombeo Chalpi y
Osayacu a fin de determinar las características del mismo y sus puntos
relevantes de sus equipos operativos.
3
1.3 JUSTIFICACIÓN
Lo inaccesible de las líneas transporte de hidrocarburos han aumentado la demanda de
los sistemas de supervisión y monitoreo automático para la detección de fallas en estas
líneas de flujo. El término falla en este contexto, se refiere a una anomalía que provoca
el mal funcionamiento de la línea de flujo, lo cual puede causar la caída parcial o
completa de ésta con consecuencias que van desde las pérdidas económicas, hasta
catástrofes ecológicas o accidentes de grandes dimensiones.
Es importante señalar que en los últimos años EP Petroecuador, ha perdido en sentido
de robo de combustibles altas cifras de dinero, por lo que implementado sistema de
control para detección de fugas así minimizar los riesgos generados por sabotajes que
atentan directamente con el transporte y suministro de petróleo o sus derivados.
Por lo tanto es importante el análisis del sistema de detección fugas mediante el estudio
de sistemas automatizados existentes para bombeo y lograr una identificación de fallas
de manera automática en el sistema.
1.4 IDEA A DEFENDER
Si se realiza un análisis del sistema actual de detección de fugas se podrá mejorar la
información en tiempo real para los operadores de las posibles fugas o atentados en el
Poliducto, las que pueden ocasionar daños irreversibles en el medio ambiente, así como
pérdidas económicas debido a derrames de combustible, esto se obtendrá con ayuda de
los resultados del monitoreo y mantenimiento del sistema de control operativo.
4
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
Las variables consideradas para el análisis son:
1.4.1 VARIABLES DEPENDIENTE
Control de pérdida o variaciones del proceso.
Análisis de resultados del proceso según producto.
Tipo de producto en el proceso.
1.4.1.1 VARIABLES INDEPENDIENTES
Presiones de bombeo.
Sistemas de detección.
Temperatura de trabajo.
Perfil geográfico.
1.5 MARCO TEÓRICO
1.5.1 ANTECEDENTES
La empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador EP PETROECUADOR que gestiona
el sector hidrocarburífero mediante la exploración, explotación, transporte,
almacenamiento, industrialización y comercialización de hidrocarburos preservando el
medio ambiente ha adoptado medidas eficientes de control sobre el poliducto, evitando
pérdidas provocadas por colapsos o intervención humana.
“En los últimos años la empresa estatal petrolera pierde, por robo de combustibles,
entre $. 100 millones y 150 millones al año”, según el Sr. Arboleda, Diario El Comercio
2 de marzo del 2006.
Con la implementación del sistema automático para la detección de fugas, se ha logrado
minimizar los riesgos de fugas rastreando la tubería descartando daños en su geometría
5
o corrosión, o actividades ilícitas que atentan directamente con el transporte y
suministro de los derivados del petróleo.
Por lo que es considerable realizar un análisis del sistema para detección de fugas
mediante el estudio de los sistemas automatizados existentes para bombeo entre las
estaciones Osayacu-Chalpi del Poliducto Shushufindi-Quito.
1.5.2 MARCO CONCEPTUAL
Fugas
Acción y efecto de fugar o fugarse; Pérdida de fluido líquido o gaseoso
desde un contenedor.
Tubería
La tubería es un conducto que cumple la función de transportar agua u
otros fluidos. Se suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el
líquido transportado es petróleo, se utiliza la denominación específica de
oleoducto o poliducto para sus derivados.
Derrames
Fuga de hidrocarburos, sustancias químicas o cualquier otra materia
nociva del medio que los contiene, por el descontrol de plataformas
marinas y petroleras o por accidentes que se generen en o entre
embarcaciones o terminales en tierra y que puede impactar el ambiente
Poliducto
Es el ducto para transporte de productos derivados del petróleo crudo
desde el punto de carga hasta un terminal u otro poliducto y que
comprende las instalaciones y equipos necesarios para dicho transporte.
Prueba Hidrostática
Prueba donde se aíslan secciones del tubo y se inyecta agua a presiones
de 125% de la presión máxima de operación. Este procedimiento se
utiliza para determinar la existencia de fugas o cualquier otra anomalía.
Rascador (rascador)
Es una herramienta propulsada a través de una tubería o línea de flujo.
6
1.6 METODOLOGÍA
1.6.1 MÉTODO
Para la elaboración de este análisis se utilizará el método de observación científica, la
cual se llevará a cabo mediante, observación directa en el campo (prácticas)
indispensables para adquirir conocimientos, experiencia para cumplir los objetivos
planteados en la investigación.
Con el método deductivo ya que se recopilará toda la información posible con respecto
al tema de investigación en otras estaciones que tengan el sistema.
1.6.1.1 TÉCNICA
El estudio planteado se realizará con la técnica de recolección de datos en el tramo del
poliducto Osayacu-Chalpi de esta manera realizar su respectivo análisis.
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II
2. INTRODUCCIÓN A LA DETECCIÓN DE FUGAS
En la industria petrolera la detección de fugas tomó fuerza en los últimos años, la
influencia del control ambiental debido al número de derrames de hidrocarburos se ha
visto la necesidad de dictar leyes medioambientales estrictas con el fin de penalizar los
daños provocados por dichos derrames. Debido a las obligaciones con el medio
ambiente y a las pérdidas económicas de productos limpios por robo, es requerida la
detección de fugas en la tubería.
Para saber de la existencia de fuga debemos tomar en referencia los fundamentos físicos
de la detección mediante un balance de masas o conocido (análisis de partidas),
midiendo el volumen de entrada y el volumen de salida de la línea, en este estudio lo
que vendría ser cuantos barriles pasó por la estación de Bombeo Osayacu y cuantas
llego a la estación de de Bombeo Chalpi para darnos cuenta la diferencia y en el
momento que se instala un transmisor de flujo en cualquier ducto, las medidas de flujo
serán diferentes.
Fig. 1 Rotura de Poliducto.
Fuente: http://www.hoy.com.ec/noticias-ecuador/poliducto-sufre-ruptura-349165.html
Autor: Paulina Troya
8
Con un balance de masa siempre existirá una diferencia de flujo debido al empacado del
ducto, que por arranques de las bombas y movimientos en el control de válvulas estos
ductos no son estables.
La tecnología utilizada para la detección de fugas se encuentra un rango de éxito-
fracaso, por lo que requiere de un estricto análisis para tomar la decisión adecuada a la
solución, planteando parámetros y expectativas a los resultados.
Los daños provocados al medio ambiente por derrames y pérdidas económicas a la
empresa se pueden evitar con el estudio de la tecnología de detección de fugas
determinando los aspectos técnicos de variables que se involucran en su control.
Los iniciales sistemas de control de fugas, tanto de los oleoductos y poliductos fueron
sistemas neumáticos, los mismos que daban una señal de fuga muy tarde, por lo tal
razón las considerables pérdidas económicas así como los daños al medio ambiente.
En este trabajo se realizará el análisis del sistema automatizado de detección de fugas
una longitud de 35 + 126 Km., entre las estaciones Osayacu y Chalpi de tubería
inaccesible, definiendo la tecnología utilizada para la detección de fugas, analizando las
alternativas existentes en la actualidad.
2.1 AGENTES QUE VARÍAN LOS RESULTADOS DE DETECCIÓN DE
FUGAS
Los resultados de una inspección para determinar que hay una fuga existente variar
según sus agentes, como son los instrumentos utilizados, y los diferentes métodos
utilizados para la detección de fugas.
2.1.1 INSTRUMENTOS
La instrumentación utilizada a lo largo de la línea, puede influir directamente en los
resultados de detección de fugas, como también en costos operacionales, y se debe a las
9
medidas de evaluación como precisión general, precisión del instrumento, precisión y
repetibilidad.
En un sistema automatizado para detección de fugas en base a modelos matemáticos
propuestos en las normas API 1155 donde el proceso estandarizado para la evaluación
de software de Sistemas de Base de detección de fugas basado en el análisis del modelo
de rendimiento de detección de fugas y basándose en las características físicas de
tuberías y los datos reales de funcionamiento de las operaciones de recogida de tuberías.
En la siguiente tabla se muestran los parámetros a considerar para los resultados de un
sistema de detección de fugas.
Tabla 1: Parámetros para evaluar un sistema de detección de fuga.
MEDIDA DE
RESULTADOS
NIVEL DE
IMPORTANCIA
(Rango 1-4)
Sensibilidad Cuando permite que se
detecten en menos de 5
minutos
Confiabilidad Cuando no se producen
más de 3 fallas al año
Robustez Cuando posee por lo
menos sobre la mitad
del sistema respaldos
Precisión Cuando genera menos
del 10% de fallas
Fuente: Norma API 1155
Autor: Paulina Troya
10
En la tabla 2, se mostraran los criterios cualitativos de las especificaciones de resultados
con la que maneja los sistemas de detección de fugas.
Tabla 2: Criterios cualitativos de especificación de resultados
MEDIDA DE
RESULTADOS
CRITERIO CUALITATIVO DE ESPECIFICACIÓN DE LOS
RESULTADOS
Sensibilidad Tasa de fuga mínima detectable
Volumen mínimo detectable
Pérdida de volumen máxima antes de la alarma
Respuesta de tiempo para fugas grandes
Respuesta de tiempo para fugas pequeñas
Confiabilidad Número por unidad de tiempo de declaración de alarma de fugas incorrectas
(para condiciones de estado fijo o transitorio)
Número por unidad de tiempo de declaraciones de alarma de fugas incorrectas
(para flujo de estado fijo)
Número por unidad de tiempo de declaraciones de alarma de fugas incorrectas
(condiciones transitorias)
Número por unidad de tiempo de declaraciones de alarma de fugas
(condiciones estáticas)
Robustez Pérdida de funciones debido a cambios de la presión prefijada
Pérdida de funciones debido a cambios de la temperatura prefijada
Pérdida de funciones debido a cambios de mediciones del flujo prefijado
Pérdida de función debido a cambios de estado de las bombas
Pérdida de sensibilidad debido a cambios de estado de las bombas
Pérdidas de función debido a cambios de estado de las válvulas
Pérdida de sensibilidad debido a cambios de estado de las válvulas
Periodo de estabilización de arranque
Precisión Error de localización de fuga
Error de tasa de fuga
Error de volumen
FUENTE: Norma API 1155
AUTOR: Paulina Troya
11
En la tabla 1, podemos observar que dentro de un rango del 1:4 se constituyen los
resultados de sensibilidad, confiabilidad, robustez y precisión, evaluando las
condiciones de fluido, ejecutando valoraciones para condiciones de: Tubería empacada
conocida como flujo cero o estado estacionario, flujo estable, flujo transitorio y
condiciones de arranque, el paro de de operaciones de bombeo y condiciones de ruptura
parcial a total.
2.1.2 MÉTODOS DE OPERACIÓN
Los principales parámetros del funcionamiento de los sistemas de detección de fugas en
ductos, son los procesos operacionales de transporte, la separación de batches de
productos limpios, los procedimientos de apertura y cierre de válvulas, y principalmente
los procesos de arranque y paro del sistema de bombeo.
El mantenimiento y la reparación de tubería es un factor importante que considerar para
evitar las fugas, la mayoría de las compañías que operan tuberías tienen un sistema
complejo para el mantenimiento y su reparación. El buen mantenimiento le permite a las
compañías detectar problemas menores antes de que se conviertan en problemas
mayores y costosos. Esto además significa que los equipos operan más eficientemente.
Los operadores no son responsables por el mantenimiento o reparación; sin embargo,
los operadores deben ser capaces de comunicarse con el personal de mantenimiento y
reparación, porque cualquier trabajo que realicen puede afectar las actividades del
operador.
En este estudio se cubrirá las técnicas y métodos básicos de mantenimiento y
reparación. El mismo que también se describirá como estas actividades afecta la
operación de línea. La importancia de la inspección correcta de la tubería nunca está
sobre-enfatizada.
La carencia de un programa preventivo de mantenimiento y reparación pueden resultar
en consecuencias severas. Fuertes daños ambientales y muchas vidas se han perdido por
que los operadores no han entendido los elementos de un programa de mantenimiento
12
preventivo. El impacto de las reparaciones en la línea de operación también debe ser
entendido. A continuación se hablará de:
La inspección de tuberías
Los elementos de un programa de mantenimiento preventivo
Lanzamiento de rascador y
El procedimiento para reparar tuberías.
2.1.2.1 INSPECCIÓN DE LA LÍNEA
El objetivo de la inspección es la de obtener información para prevenir que ocurran
problemas de fugas en la tubería o en la ruta de la misma. Por ejemplo, los inspectores
chequean posibles señales de fuga, anomalías o trabajo de excavación en el derecho de
paso (robo).
En algunos tipos de inspección, como la prueba hidrostáticas, la línea debe ser cerrada.
Los impactos operacionales de mantenimiento deben ser considerados. Estos incluyen el
riesgo de mezclar agua con los lotes de producción (batches) y el efecto de cerrar la
línea durante la programación.
Fig.2 Inspección de línea.
Fuente: http://www.eldiario.com.co/uploads/userfiles/20100818/image/valvula1.JPG
Autor: Paulina Troya
13
Otros tipos de inspecciones, tales como el uso de rascadores inteligentes, proveen
información sobre la condición de la tubería. Este tipo de inspección puede determinar
la cantidad de parafinas formada, la presencia de abolladuras y la cantidad de corrosión
en la tubería.
La inspección de la línea abarca distintos tipos de inspecciones, tales como:
Sobrevuelos
Recorrido de la línea
Patrullamiento público
Prueba hidrostática, y
El uso de rascadores inteligentes
SOBREVUELO
Un método tradicional para inspeccionar tubería es la de sobrevolar la línea en una
aeronave liviana. El piloto de la aeronave busca fugas u otros problemas. La ventaja de
sobrevolar es la de revisar muchos kilómetros de tubería en pocas horas. La desventaja
es que solamente pueden ser detectados señales de problemas mayores, tales como
fugas visibles de petróleo o vegetación seca.
RECORRIDO DE LA LÍNEA.
Recorrido de la línea: es realmente el caminar a lo largo del derecho de paso de la
tubería, todavía es una manera eficiente para detectar problemas de fugas o robo. Las
áreas designadas son patrulladas regularmente y las anomalías son reportadas. Algunas
condiciones que requieren ser reportadas y necesitan acciones son:
Petróleo visible
Olores de vapor de productos limpios
Vegetación marchita, y
Trabajos de excavación en ó próximo al derecho de paso.
14
VIGILANCIA PÚBLICA
El derecho de paso de la tubería con frecuencia se encuentra ubicado en terreno privado
o controlado por el gobierno. Conseguir la ayuda de entes privados es una buena forma
es mejorar la inspección del sistema.
Es importante mantener informada a la población de peligros potenciales, enseñarles
como detectarlos y reportar posibles señales de aviso. El ente operador de la tubería
puede distribuir folletos informando a la población acerca de las instalaciones de las
tuberías en sus comunidades y de los peligros potenciales involucrados. Con el
propósito de involucrar más público, las compañías ofrecen recompensas para alguien
que reporte una fuga.
PRUEBA HIDROSTÁTICA.
La prueba hidrostática consiste en aislar secciones del tubo y en inyectar agua a
presiones hasta 125% de la presión máxima de operación. Las tuberías instaladas
recientemente o existentes que podrían operar a presiones mayores pueden ser
aprobadas para conocer su resistencia, detectar fugas u otras anomalías.
La prueba hidrostática es un procedimiento complicado que requiere una mayor
planificación. Algunos factores que deben ser considerados son:
Cantidad de kilómetros a ser probada
Gradiente de elevación de la sección bajo prueba
Ubicación de la fuente de agua
Cantidad de agua requerida
Selección de las mejores
Bombas de diseño del tubo, y
Disposición de las aguas usualmente incluye filtración y tratamiento antes de la
disposición.
Una vez conocidos estos factores, la longitud del tubo puede ser dividida en secciones
para prueba. Válvulas de seccionalización pueden ser utilizadas en lugar de tapones para
15
aislar la sección de prueba, dependiendo de las características del terreno. La Figura 1 es
un perfil típico de tubería.
Las diferencias de elevación no deben ser demasiado grandes en cualquiera de las
secciones de prueba. Demasiado desnivel ocasionará esfuerzos en exceso del
especificado máximo para la prueba. El operador puede estar involucrado en formar
lotes (batches) de petróleo para neutralizar el agua en la línea. Un crudo de menor
calidad se utiliza como neutralizador en caso de que el agua se mezcle con el crudo,
resultando en bajos costos operacionales.
Fig. 3 Ilustración del perfil de elevación de la tubería
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos
Autor: Paulina Troya
Además, la línea se cierra mientras la prueba hidrostática se está llevando a cabo. Un
tiempo específico se asigna para la prueba. Si la prueba se prolonga más de lo
programado y se atrasa el embarque del producto, entonces el operador necesitará
actualizar su programación.
16
RASCADORES
Un rascador es una herramienta que es impulsada a través de la tubería o línea de flujo.
Los rascadores se utilizan para limpiar acumulaciones de parafina, incrustaciones y
desechos en las paredes del tubo.
Con los avances en tecnología, actualmente los rascadores pueden proveer información
sobre la condición de la tubería extendiéndose desde el espesor de la pared del tubo
hasta la presencia de abolladuras, daños de corrosión y fugas menores.
El rascador inteligente es una herramienta equipada con instrumentos para coleccionar
información detallada acerca de la condición de la tubería.
2.1.2.2 MANTENIMIENTO PREVENTIVO
Las empresas que operan tuberías invierten grandes cantidades de dinero en equipos
para las mismas, por lo tanto, sus mejores objetivos son los de cuidar y mantener las
tuberías. Los equipos mantenidos correctamente duran más y trabajan mejor. Los costos
de mantenimiento son superados por los ahorros logrados a través del mejoramiento de
la eficiencia y los bajos costos de reparación.
Las consecuencias de no asegurar un mantenimiento correcto pueden ser muy severas.
Serios contratiempos pueden ocurrir, resultando en tiempos prolongados de parada,
altos costos de reparación, posibles lesiones o pérdida de vidas. Esta sección examinará
los cuatro elementos principales de un programa de mantenimiento, los cuales son:
Medidas de control de corrosión
Inspección de equipos, y
Ajustes y calibración de equipos.
17
MEDIDAS DE CONTROL DE CORROSIÓN
Corrosión es el deterioro natural de una sustancia como resultado del ambiente que le
rodea. Si usted deja su hacha fuera y sin protección por pocos días, por ejemplo, es muy
probable que el aire y la humedad ocasionen que se oxide el hierro del acero. La
formación subsecuente de moho es el proceso de corrosión que ocurrió en las partes
superiores del hacha. Lo mismo le ocurre a una tubería, pero por diferentes causas. En
un sistema de tuberías, la corrosión ocurre internamente y externamente. Ésto resulta en
el debilitamiento y rotura eventual del tubo.
CORROSIÓN INTERNA
La corrosión interna en una tubería es ocasionada por la formación de parafina, lodos y
depósitos de sales en las paredes del tubo. Algunos productos pueden ser corrosivos
debido a su contenido de azufre. La corrosión interna se controla: químicamente, con
inhibidores, y físicamente, con rascadores limpiatubos.
Los inhibidores son sustancias agregadas al líquido en la tubería. Ellos disminuyen la
formación de material corrosivo en el tubo. Los rascadores limpiatubos son
herramientas de limpieza las cuales están construidas con cepillos o cuchillas de
uretano.
Los rascadores limpiatubos remueven incrustaciones y aflojan depósitos gomosos de la
pared del tubo a medida que se desplazan en la línea.
18
Fig. 4 Dos tipos de rascadores limpiatubos.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos
Autor: Paulina Troya
“A” es un ejemplo de un rascador con cuchillas de uretano (limpiatubos) los cuales son mejores para
remover depósitos gomosos. “B” muestra un rascador con cepillos de compensación de desgaste,
utilizados comúnmente en tuberías nuevas, para remover incrustaciones o depósitos duros.
CORROSIÓN EXTERNA
Cuando un tubo de acero se coloca bajo tierra, usualmente hay una diferencia de
potencial eléctrico entre la tierra y el acero, la cual puede causar que una corriente
eléctrica fluya entre ellos. La corrosión es el resultado de una reacción electroquímica
incluyendo movimiento de electrón desde el tubo (ánodo un electrodo positivo) hasta la
tierra (cátodo un electrodo negativo). La corrosión puede ser prevenida por medio de la
aplicación de: protección catódica o revestimiento y envoltura ambos métodos se
utilizan, en distintas situaciones, para lograr la mejor protección.
19
Fig. 5 Sistema de rectificador típico con aterramiento al lecho.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos
Autor: Paulina Troya
PROTECCION CATÓDICA
La protección catódica incluye esencialmente el establecer una corriente alrededor de la
tubería para revertir el flujo de electrones y como resultado, inhibir la corrosión. El
diseño del sistema depende de:
• La resistividad del suelo
• La diferencia de potencial entre el suelo y la tubería
• La medición de la corriente de línea en una sección de prueba del tubo, y
• El tipo de revestimiento sobre el tubo.
20
Dos tipos comunes de sistemas de protección catódica son los sistemas rectificadores
con aterramiento al lecho y los sistemas con ánodos de magnesio.
En un sistema rectificador con aterramiento en el lecho, los electrones desde una fuente
de energía, tal como líneas de empresas de servicio público, son impulsados hacia una
sustancia bajo suelo, como el grafito. Los electrones provenientes de la fuente de
energía llegan a la tubería convirtiéndola catódica. La Figura 6 es un diagrama de un
sistema rectificador con aterramiento al lecho. Los ánodos son conectados
individualmente al tubo a distancias específicas entre sí. Alternativamente, los ánodos
pueden ser conectados en serie entre sí con menos cables hacia el tubo.
Fig. 6 Sistema de ánodo de magnesio para inhibir corrosión externa.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos
Autor: Paulina Troya
En un sistema con ánodos de magnesio, múltiples ánodos son colocados a lo largo o
cerca de la superficie de la tubería para extraer la corriente.
21
Una vez que el sistema de protección catódica es colocado, lecturas de potencial deben
ser tomadas durante intervalos regulares para asegurar que el sistema esté operando
correctamente.
Muchos entes que operan tuberías las inspeccionan continuamente. Algunas secciones
de la tubería pueden ser inspeccionadas una vez al año, y otras secciones cada dos años.
La inspección potencial consiste en la toma de lecturas en cada: cable de prueba válvula
de la línea principal codo de la bomba tanque casing cruces extraños accesorios de
aislamiento entre todos los puntos de empalmes del operador extraño y la compañía Los
resultados de la inspección son analizados, y un programa de reparaciones y reemplazos
es implementado.
REVESTIMIENTO
La segunda arma de defensa contra la corrosión externa es el revestimiento de la
tubería.
Fig. 7 Fábricas de aplicación de revestimiento
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos
Autor: Paulina Troya
Revestimiento es el proceso de aplicar un material al tubo, el cual ayuda a prevenir
corrosión proporcionando una barrera protectora entre el tubo y su medio ambiente. Los
revestimientos son aplicados en la fábrica o en el campo. La mayoría de los tubos
22
utilizados para construcción son revestidos en la fábrica con productos tales como
epóxicos de enlaces de fusión aplicados con spray.
El revestimiento se inspecciona completamente para asegurar que no existan defectos
antes de su despacho al campo una vez que el tubo ha sido revestido en la fábrica.
En el campo, antes de bajar y rellenar el tubo en la zanja, los perímetros de la soldadura
deben ser limpiados y revestidos con el mismo revestimiento de la fábrica o con un
producto compatible con el mismo. Las uniones soldadas en el campo típicamente son
revestidas con materiales aplicados mediante cepillo o spray.
INSPECCIÓN DE EQUIPOS
Todo el equipo de tubería debe ser inspeccionado regularmente. De esta manera,
problemas menores pueden ser detectados y corregidos a tiempo para que problemas
potencialmente mayores puedan ser evitados. Un equipo que no esté funcionando
correctamente usualmente puede ser reparado o reemplazado a mínimo costo si es
detectado a tiempo. La falta de inspección constante de equipos puede conducir a:
Deformación innecesaria de la unidad o sobrecarga
Ondas momentáneas o subida y bajada de presión en la línea, ocasionando
posibles sobrecargas en otras estaciones
Pérdida de cuota
Llamadas a media noche
Ajustes innecesarios de interruptores en otras estaciones a lo largo de la línea
para compensar por los cambios de cuota
Válvulas deslizándose que se cierran cuando deberían abrirse, y
Falla de válvula.
AJUSTES Y CALIBRACIÓN
Los motores deben ser inspeccionados y ajustados regularmente. Esto asegura que su
operación sea más eficiente y de mayor vida útil. Adicionalmente, válvulas y medidores
23
necesitan ser calibrados regularmente, debido a que una calibración incorrecta puede
conducir a:
Lecturas incorrectas, ocasionando paradas potenciales o sobrecargas
Válvulas controlando incorrectamente
Tiempo de parada y arranque de una unidad incorrecto, causando eventualmente
falla de arranque, y
Falsas alarmas, conduciendo a parada de línea.
Todos estos problemas son costosos, en pérdidas de producto y en dólares gastados para
reparar y reemplazar equipos.
2.1.2.3 LANZAMIENTO DE RASCADORES
Preparar una “corrida de rascador” o un programa de lanzamiento de rascadores
involucra una planificación significativa. Un estudio completo de la línea por donde se
lanzaría el rascador debe ser conducido antes de iniciar la operación. El objetivo de un
programa de lanzamiento de rascador es el de obtener una rapidez constante del
rascador a través de su recorrido, y la de lograr los resultados requeridos con la mínima
interrupción de las operaciones. Excelente comunicación entre el personal de
mantenimiento y el operador es extremadamente importante. Cualquier evento
significativo debe ser reportado inmediatamente. A continuación, para poder identificar
la función principal se describirá a:
Rascadores limpiatubos
Rascadores inteligentes, y
Consideraciones operacionales durante una corrida de rascador.
RASCADORES LIMPIATUBOS
A medida que productos de hidrocarburos fluyen a través de la tubería, van dejando
depósitos de parafina, lodo, sal y otros que se precipitan en las paredes del tubo. Con el
tiempo, estos depósitos pueden afectar el flujo líquido a través del tubo.
24
Los rascadores limpiatubos tienen copas, cepillos y cuchillas de uretano para limpiar
depósitos de las paredes del tubo para que el producto pueda fluir libremente. La
mayoría de los rascadores limpiatubos tienen un sistema de derivación para permitir que
el líquido en el tubo fluya a su alrededor y sobre los cepillos o cuchillas, llevándose los
depósitos que han sido aflojados.
La utilización de los rascadores limpiatubos resulta en menos depósitos, una pared de la
tubería más uniforme y una mejor eficiencia en el flujo. Refiérase a la Figura 2 en la
para ver la ilustración de dos tipos de rascadores limpiatubos.
RASCADORES INTELIGENTES
Es difícil inspeccionar una tubería, debido a que se encuentra enterrada bajo la tierra o
bajo de cientos de pies de agua. Un rascador inteligente, es una herramienta de
inspección interna utilizada para ver dentro de la longitud total del tubo, que nos
permite superar este problema. El rascador inteligente está equipado con instrumentos
de colección de datos que almacenan información detallada. El rascador inteligente
recorre el tubo y realiza las funciones siguientes: investigar la geometría de la pared del
tubo inspeccionar la pared del tubo para detectar desviaciones de curvaturas, y detectar
pérdida de metal, arqueos y picaduras.
GEOMETRÍA DE LA PARED DEL TUBO
Una tubería debe ser un cilindro real con curvas y válvulas ubicadas ocasionalmente,
Cualquier dobladura, abolladura o punto plano indica que el tubo se está deformando.
Ésto podría resultar en falla del tubo. Cuando las deformaciones son demasiado severas,
la sección del tubo afectada debe ser reparada o reemplazada.
La herramienta utilizada generalmente para las investigaciones de la geometría de la
tubería es la herramienta de calibración, también llamada rascador de calibración.
Las palancas son colocadas en la copa en el frente de la herramienta. A medida que el
rascador pasa a través del tubo, las palancas son desviadas debido a imperfecciones en
la pared y estas anomalías son registradas. Este tipo de herramienta también puede
detectar dobladuras y abolladuras, las cuales podrían indicar deslizamiento.
25
Fig. 8 Rascador de calibración típico utilizado para inspeccionar la geometría de
la tubería
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
Fig. 9 Herramienta de curvatura típica
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
26
DESVIACIONES DE CURVATURAS
La primera vez que se instala una tubería, la misma reposa firmemente en posición. Sin
embargo, hundimiento o desplazamiento puede ocurrir bajo el tubo como consecuencia
de terremotos, inestabilidad del suelo y cambios en el suelo congelado.
En el caso de tuberías bajo aguas, las corrientes pueden influir en los desplazamientos
de posición. Todas las variables que afectan la integridad de la tubería pueden ocasionar
que el tubo se deslice y experimente grandes esfuerzos de curvatura. Un rascador que
detecta objetos bajo el agua por medio de las reflexiones de las ondas sonoras, se utiliza
para detectar cambios en curvaturas de la tubería. Ver Figura 10.
Fig. 10 Herramienta de flujo magnético convencional.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
PÉRDIDA DE METAL
El propósito de la inspección para detectar pérdida de metal es la de medir cualquier
pérdida de material en la pared del tubo y registrar la información específica de la
pérdida. La información sobre defectos del tubo relacionado con corrosión, arqueo o
pérdida del espesor en la pared del tubo se utiliza para evaluar la integridad de la
tubería.
27
Los rascadores inteligentes de flujo de dispersión magnética son utilizados
generalmente para obtener esta información, aunque los rascadores ultrasónicos
funcionan mejor en líneas de líquidos.
La corrida de rascadores inteligentes regularmente mantiene a la compañía actualizada
sobre la condición de la tubería. Los defectos, que podrían disminuir la velocidad del
flujo o también causar falla en el tubo, pueden ser detectados a tiempo y monitoreados.
Cuando sea necesario, la pared del tubo dañada puede ser reparada o reemplazada antes
de que se convierta en un problema serio.
El lanzamiento de rascadores se realiza con frecuencia para cumplir con los
requerimientos regulatorios. Si la condición de la tubería cumple con estándares
definidos, la compañía que maneja la tubería puede operarla con la presión aprobada.
2.1.2.4 CONSIDERACIONES DE REPARACIÓN
A medida que las tuberías se envejecen, las mismas requieren ser reparadas. Un sistema
de técnicas ha sido desarrollado para realizar reparaciones sin afectar el producto
significativamente.
Una tubería debe estar aislada para ser reparada. Ésto significa parar el flujo o desviarlo
alrededor de la sección dañada hasta que se completa la reparación.
Antes de reincorporar una tubería recién reparada a operación, la misma debe ser
probada para asegurar que se encuentra estructuralmente perfecta. Una vez que ésto se
ha realizado el flujo de la línea puede ser iniciado.
Aislamiento de líneas y drenajes
Purga de nitrógeno
Reparación de líneas
Reemplazo de líneas
Prueba de líneas y
Arranque de líneas.
28
AISLAMIENTO DE LÍNEAS Y DRENAJES
Una sección de tubería a ser reparada debe estar aislada no solamente del producto que
fluye a través de la tubería, sino también de cualquier vapor explosivo que pueda
formarse. Dos métodos son generalmente utilizados para aislar el flujo de productos a
través de la línea cuando el aislamiento no puede ser logrado a través de la utilización
de válvulas existentes:
Rascadores tipo “dowasue” y
Tapones.
Fig. 11 Válvulas “sandwiches”
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
Los siguientes procedimientos son utilizados para preparar la línea para aislamiento y
derivación (bypass):
El operador disminuye la presión de operación en la sección de la línea a ser
reparada mediante el monitoreo de las presiones aguas arriba y aguas abajo y
ajustándolas en conformidad.
Una brida especial se suelda a la tubería en cada sección de la línea a ser
reparada y válvulas “sandwiches” son instaladas.
29
Una máquina taladradora de tubería bajo presión, colocada en cada válvula
“sandwich”, se utiliza para perforar un hueco en la pared del tubo.
Un tubo de derivación (bypass) es instalado.
RASCADORES TIPO “DOWASUE”
Herramientas, conocidas como rascadores tipo “dowasue” o herramientas dowasue,
fueron desarrolladas específicamente para aislamiento de líneas. Un arreglo de zapatas
de metal agarra las paredes de la tubería y un elemento de sellado provee un sello de
líquido positivo.
Los obturadores son colocados en sitio de manera similar al lugar donde se ubicaron
durante la prueba hidrostática como vimos anteriormente. La ventaja de la utilización de
los rascadores “dowasue” es que pueden ser introducidos dentro de la línea antes que el
flujo haya sido derivado, y luego encerrados entre los extremos aguas arriba y aguas
abajo de la sección dañada.
Una sección del tubo puede ser derivada conectando una brida especial y una válvula
“sandwich” en cada extremo de la sección.
Fig. 12 Derivación (bypass).
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
30
El posicionamiento se logra mediante equipos seguidores de trayectoria incorporados
dentro de los rascadores. Una vez que la sección se despresuriza, la línea puede ser
drenada de cualquier líquido y el trabajo puede ser ejecutado.
Después que la línea es reparada, se pueden desenganchar los rascadores utilizando
presión de la línea para activar la secuencia de retracción. Los rascadores entonces
viajan a lo largo de la línea con el flujo y se recuperan junto con el resto de las
herramientas en la próxima trampa para rascador.
TAPONES
La utilización de tapones es otra manera efectiva para aislar una válvula. El aislamiento
se logra mediante la instalación de la máquina de tapones sobre las válvulas
“sandwiches” (ver Figura 13). Cuando el ensamblaje del cabezal de taponear se
engrana, el flujo se corta efectivamente.
Fig. 13 Máquina de tapones.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
31
BARRERAS ANTIVAPORES
Una vez que la línea se aísla, la misma puede ser drenada y las reparaciones pueden ser
iniciadas. En todos los casos, el objetivo es cortar completamente la sección del tubo a
ser reemplazado o reparado. Ésto asegura que líquidos y vapores no se filtren hacia la
sección; por lo tanto, la soldadura puede ser llevada a cabo con seguridad y ningún
producto se pierde.
Si existe la posibilidad de que el vapor de combustible esté presente, se requerirá la
instalación de barreras después que cada sección aislada se corte. Dos tipos comunes de
barreras son los tapones de lodos y los tapones mecánicos antivapores.
TAPONES DE LODO
Los tapones de lodo son barreras preparadas con acua-gel, o un material similar, este se
mezcla con agua y se utiliza para aislar secciones del tubo mientras se efectúa la
reparación. Aunque fueron utilizados frecuentemente en el pasado, los tapones de lodo
ya no se consideran la mejor opción. El tubo debe ser drenado completamente antes de
instalar los tapones de lodo, lo cual significa que los mismos deben ser utilizados
conjuntamente con otro método de aislamiento. Adicionalmente, la sección aislada
detrás de los tapones de lodo debe ser venteada a la atmósfera para evitar que la
formación de presión cause un estallido. La remoción completa de todo el material
utilizado como tapón es difícil y puede resultar en daño del equipo aguas abajo.
TAPONES MECÁNICOS ANTIVAPORES
La utilización de tapones mecánicos antivapores se prefiere en vez de los tapones de
lodo. Los tapones mecánicos antivapores son utilizados para proveer un sello antivapor
del gas cuando sea requerido durante el reemplazo y reparación del tubo. La sección del
tubo aislada debe ser venteada a la atmósfera para evitar cualquier formación de
presión. Así como también debe ser drenada antes de instalar los tapones mecánicos
antivapores. Los tapones mecánicos antivapores pueden ser liberados manual o
hidráulicamente mediante el llenado de la línea, el tapón debe ser rastreado aguas abajo
hasta la trampa de recibo.
32
PURGA CON NITRÓGENO
La técnica de purga de nitrógeno se utiliza para desplazar producto en la sección
aislada. El nitrógeno es inyectado dentro de la línea y atrapado en la sección deseada
entre el tapón, el rascador “dowasue” o las válvulas de aislamiento. Es así como se
purga el nitrógeno permitiendo que la sección aislada quede libre de productos y vapor
combustible. La purga de nitrógeno es útil debido a que:
Es eficiente.
Permite disminuir el tiempo de drenaje.
Es más seguro que cualquier otro método.
REPARACIÓN O REEMPLAZO
Si una sección dañada de la línea debe ser reemplazada, se corta y se remueve, y una
pieza nueva de tubo se suelda en su lugar. Un gran número de reparaciones, sin
embargo, no requiere la remoción de la sección completa del tubo. En algunos casos, se
utiliza una técnica de colocación de mangas.
Fig. 14 Manga típica utilizada para reparar defectos.
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
Una manga consiste de dos mitades de mangas. Las mismas se ajustan sólidamente en el
tubo a través de la utilización de una cadena de rodillos y un gato hidráulico. A ésto se
33
le conoce como pre esfuerzo. Las dos mitades se sueldan juntas, seguidas de soldaduras
circunferenciales en los extremos de la manga. La Figura 13 indica una manga típica.
PRUEBA
Antes de que una tubería recién reparada pueda ser reincorporada a las operaciones,
debe ser probada para verificar que la misma se encuentra estructuralmente en perfectas
condiciones. Tres técnicas diferentes se utilizan comúnmente:
Prueba de rayos X (prueba radiográfica).
Prueba ultrasónica.
Prueba hidrostática.
RAYOS X (PRUEBA RADIOGRÁFICA)
Soldaduras nuevas pueden ser probadas con rayos X para verificar que fueron
ejecutadas a la perfección. Una película se envuelve alrededor de la soldadura reciente y
luego se expone a radiación. Cuando la película se revela, cualquier defecto en la
soldadura puede ser visto.
Fig. 15 Rayos x (prueba radiográfica).
Fuente: Programa de entrenamiento para operaciones de ductos.
Autor: Paulina Troya
34
PRUEBA ULTRASÓNICA
La prueba ultrasónica utiliza ondas de sonido de alta frecuencia para detectar posibles
defectos de la soldadura en el tubo. (Las reflexiones de la onda de sonido proveen
información asociada con el espesor de la pared y la distancia a cualquier defecto).
Sin embargo, la prueba ultrasónica puede ser utilizada para confirmar reparaciones
satisfactorias en la sección del tubo.
PRUEBA HIDROSTÁTICA
Los requerimientos de autoridades regulatorias exigen la ejecución de la prueba
hidrostática, la cual está relacionada en cierto grado con las actividades de reparación o
reemplazo. Generalmente, se utiliza un tubo pre-tratado hidrostáticamente, en lugar de
la prueba hidrostática. Esto reduce el tiempo de parada, los gastos y los problemas
operacionales. Como se menciono anteriormente.
REARRANQUE DE LA LÍNEA
Una vez que la línea recién reparada ha sido probada y declarada estructuralmente en
perfectas condiciones, la misma puede ser puesta en operación de nuevo. El operador
debe guiarse por los procedimientos operacionales establecidos y cumplirlos durante el
rearranque de la línea.
2.2 TRANSPORTE EN TUBERÍAS
La gerencia de Trasporte y Almacenamiento de EP Petroecuador cuenta con una red de
poliductos ubicados estratégicamente e interconectados entre sí, que atraviesan las tres
regiones del Ecuador Continental. Transportan gasolinas, diesel y gas licuado de
petróleo, GLP, desde las Refinerías de Petroindustrial y los terminales marítimos, hasta
los centros de despacho y de ahí a las comercializadoras. Son aproximadamente 1300
kilómetros de poliducto, cuya capacidad de bombeo, permite transportar alrededor de 6
millones de galones diarios de combustible, a través de 9 diferentes líneas, que
interconectadas entre sí, abastecen a todos los sectores sociales y productivos del país.
35
2.2.1 FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍA.
Los regímenes de flujo de fluidos en tuberías son importantes dentro del análisis, a
continuación se profundizara lo referente a fluidos para un mejor entendimiento.
2.2.1.1 DEFINICIÓN DE FLUIDOS.
La mecánica de fluidos es una rama de la mecánica racional que estudia el
comportamiento de los mismos tanto en reposo (estática de fluidos), como en
movimiento (dinámica de fluidos).
Un fluido es una sustancia material continua y deformable cuando es sometida a una
tensión de cortadura (relación entre la componente tangencial a la superficie de la fuerza
y el área de la superficie).
Los fluidos en movimiento se pueden clasificar con respecto a varios aspectos. Uno de
ellos es la compresibilidad. La hidrodinámica se preocupa de estudiar el flujo de fluidos
incompresibles, mientras que la aerodinámica analiza los flujos de fluidos compresibles.
Notamos, sin embargo, que incluso los gases pueden aproximadamente como
incompresibles mientras su velocidad no supere a la tercera parte de la velocidad del
sonido.
Otro aspecto clasificatorio se introduce respecto al roce interno. Se tiene el flujo de un
fluido ideal si se ignoran todos los efectos debido al roce interno (es decir, se ignora la
viscosidad del fluido). En caso contrario se estará considerando flujos de líquidos y
gases reales.
La trayectoria de un pequeño elemento de fluido define una línea de corriente o línea de
flujo. A su vez todo un haz de líneas de flujo define un tubo de flujo (ver figura 16)
también podemos clasificar los fluidos en movimiento con respecto al comportamiento
de sus líneas de corriente. Si éstas no varían a medida que transcurre el tiempo se tiene
un flujo estacionario o flujo laminar; en caso contrario, el flujo es turbulento.
36
Fig. 16 Líneas de flujo define el tubo.
Fuente: http://fcm.ens.uabc.mx/~fisica/FISICA_II/APUNTES/FLUJOS_files/image007.gif
Autor: Paulina Troya
Cuando un líquido fluye en un tubo y su velocidad es baja, fluye en líneas paralelas a lo
largo del eje del tubo; a este régimen se le conoce como flujo laminar". Conforme
aumenta la velocidad y se alcanza la llamada velocidad crítica", el flujo se dispersa
hasta que adquiere un movimiento de torbellino en el que se forman corrientes cruzadas
y remolinos; a este régimen se le conoce como flujo turbulento" (ver la Figura 17). El
paso de régimen laminar a turbulento no es inmediato, sino que existe un
comportamiento intermedio indefinido que se conoce como régimen de transición".
Fig. 17 Flujo laminar y flujo turbulento.
Fuente: http://www.manualvuelo.com/GIFS/Fig_181.gif
Autor: Paulina Troya
37
2.3 PROPIEDADES Y VARIABLES DE LOS FLUIDOS A SER
TRANSPORTADOS.
El flujo de un fluido real es mucho más complejo que el de un fluido real debido a la
viscosidad de los fluidos reales. En su movimiento se observa las fuerzas cortantes entre
las partículas fluidas, las paredes del contorno y entre las diferentes capas de fluido.
El flujo que ingresa al ducto no es uniforme a lo largo de una longitud de entrada, véase
la figura 18; inicialmente no hay esfuerzos permanentes sobre el fluido entrante, si no
que forman capas límite dejado un núcleo no afectado por las fuerzas cortantes, el cual,
a su vez, se reduce con las distancias cuando crecen las capas que lo envuelven.
Fig. 18 Capa límite uniforme.
Capa límite uniforme (a) tubo circular, (b) canal abierto bidimensional.
Fuente: http://www.ib.cnea.gov.ar/~fluiding/2009/pracall/img285.png
Autor: Paulina Troya
38
2.3.1 PARÁMETROS IMPORTANTES DE LA TUBERÍA EN EL QUE SE
TRANSPORTA EL FLUIDO DEL QUE SE PRETENDE DETECTAR LA FUGA.
Dentro de este análisis bebe incluirse las siguientes propiedades:
Propiedades geométricas de la tubería, como son:
* Diámetro
* Longitud
* Espesor de la pared de la tubería
* Corte transversal.
Propiedades de los materiales de los que están constituidas tuberías:
* Modulo de elasticidad de la tubería o módulo de Young
* Coeficiente de expansión térmica de la tubería.
* Factor de fricción conforme a la ecuación de Darcy.
* Rugosidad de la tubería.
* Viscosidad del fluido que se transporta.
* Número de Reynolds del flujo que se transporta.
Estos datos deben ser recogidos tanto de los fabricantes de la tubería como de
experimentaciones de laboratorios y de las boletas que manejan los operadores en las
estaciones. Cabe recalcar que dentro de los parámetros, la elasticidad y rugosidad, tiene
una influencia marginal en su detección, por lo que es despreciable su influencia. Hay
parámetros que son deducibles desde otras variables. Así, el dato de fricción puede ser
colegido de la presión, la altura altimétrica y flujo.
39
2.4 PRINCIPALES VARIABLES DE PROCESO PARA LA DETECCIÓN DE
FUGAS
Las variables de proceso importantes para la detección de fugas son:
Presión
Temperatura
Flujo
Densidad
2.4.1 VARIABLES PARA EL SISTEMA DE CONTROL.
Dentro del sistema de control, las variables dependen del sistema utilizado para el
control, la metodología utilizada para el algoritmo y la precisión que se pretende lograr.
Globalmente, en el caso de la metodología de detección de fugas por software, las
variables más importantes constituyen el tiempo entre pedidos de recolección de datos
hacia el computador central y las tasas de retrasos o falla en la entrega de datos desde
las unidades remotas hacia el computador central.
Dichos parámetros, que son los principales para los sistemas de detección por software,
son capaces de ser notables para los sistemas de medición directa, donde los parámetros
de funcionamiento físico de los transductores del medidor son básicos para sus
resultados y precisiones; por ejemplo la velocidad de la propagación sónica en el fluido
y el tiempo de recolección de señales de los dos transductores, es esencial dentro de un
sistema de detección de fugas por métodos ultrasónicos.
CAPÍTULO III
40
CAPÍTULO III
3. DEFINICIÓN DE FUGAS SEGÚN LA NORMA API 1130
El Instituto Americano del Petróleo ha publicado varios artículos relacionados con el
desempeño de CPM (Sistemas Computacionales seguimiento de canalización), en las
tuberías de líquidos las cuales son:
API 1130, supervisión computarizada de la tubería
API 1155, metodología de evaluación de software basado en sistemas de
detección de fugas.
API 1149, incertidumbres, variables y sus efectos sobre la detectabilidad de
fugas
En la norma API 1130 se menciona a la fuga y ruptura como un total, fijando dos
términos que son el cero teórico y fugas catastróficas, definiendo a cero teórico a la
ausencia de fugas en el ducto; es decir la conducta ideal fuera de los fenómenos físicos
y químicos que como consecuencia del movimiento del fluido que pueden existir
durante su transporte y la fuga catastrófica que se define como aquella fuga de mayor
consideración en la que prácticamente el fluido deja de fluir en la tubería.
Se divide adicionalmente toda fuga en dos partes, tomando en cuenta el hecho de su
detectabilidad (Ver Fig. 19).
41
Fig. 19. Definición de fugas según la norma api 1155.
FUGA CATASTRÓFICA
Fuente: Norma API 1155
Autor: Paulina Troya
3.1 FUGAS INDETECTABLES.
La fuga indetectable es considerada a la banda de fugas inferiores, ubicada en el cero
teórico y el límite práctico definido de la tabla 1.1 de metodología de evaluación para
sistemas de detección de fugas basados en el software de la norma API 1155. Este límite
práctico se encuentra en un nivel superior al límite teórico de detección determinado por
efectos de la incertidumbre de las variables que se encuentran implicadas en el
movimiento del fluido y su influencia en la infraestructura de detección de cada ducto.
INC
REM
ENTO
DE FU
GA
UNMBRAL DE RUPTURA
BANDA DE FUGA DETECTABLE POR
MÉTODOS COMPUTACIONALES
LÍMITE TEÓRICO
DE DETECCIÓN
BANDA INDETECTABLE
DE FUGAS
LÍMITE PRÁCTICO
PARA POLIDUCTO SEGÚN API
1155
CERO TEÓRICO
42
3.2 FUGAS DETECTABLES POR MÉTODOS COPUTACIONALES
Las fugas detectables por métodos computacionales se encuentran en el límite práctico y
las fugas catastróficas de la tabla 1. De lo expuesto se puede concluir que la unión del
límite de detección teórico forma el punto de partida principal, que debe determinar la
ingeniería de control en cualquier proyecto de detección de fugas, con el objeto de
lograr la optimización del proyecto ya que el límite práctico se determinará tomando en
consideración variables prácticas y costos del proyecto.
3.3 METODOLOGÍAS UTILIZADAS PARA LA DETECCIÓN DE FUGAS.
Generalmente, las metodologías se clasifican teniendo en cuenta a los siguientes
aspectos:
Ubicación de los sensores.
Utilización de los sistemas.
Metodologías para el cálculo de las fugas.
Metodologías de detección de fugas específicos.
3.3.1 UBICACIÓN DE LOS SENSORES
Atendiendo a la ubicación de los sensores, las metodologías pueden ser internas o
externas, también se denominan invasivas y no invasivas.
43
Fig. 20 Sistemas de detección de goteo según la norma api 1130 segunda edición
(USA)
Fuente: Norma API 1130
Autor: Paulina Troya
3.3.2 METODOLOGÍAS INTERNAS O INVASIVAS
Se denominan metodologías internas las cuales utilizan sensores introducidos en el
flujo, generalmente requiere energía adicional para compensar las pérdidas que generan
disturbios en el flujo y a su vez distorsionan las lecturas de los instrumentos, por lo que
cada vez son menos empleados.
Estos sistemas utilizan sensores de terrenos por ejemplo para flujo, presión y
temperatura, monitorear los parámetros internos de la tubería. Dichos sensores de
44
terreno son usados para detectar goteos. El método clásico de línea de balance de
entrada y salida del volumen de líquido es un ejemplo.
3.3.3 METODOLOGÍAS EXTERNAS O NO INAVSIVAS
Son aquellas cuyos sensores están ubicados externamente al flujo; es decir, en las
paredes del ducto, ya que los materiales que se utilizan para su fabricación no requieren
diseños especiales y su grado de corrosión con el tiempo de uso es menor (ver fig. 16).
Este tipo de sistemas utilizan sensores locales generando una alarma de goteo, la cual
puede ser evaluada por los sistemas SCADA. Esta clase de sistemas de detección de
goteo se caracteriza por ser muy sensitiva a goteos y muy precisa para localizar el goteo.
Los costos de este sistema y la complejidad de su instalación usualmente son altos. Por
esta razón, el sistema es usado en áreas de alto riesgo: por ejemplo, cerca los ríos o
zonas destinadas a la protección del medio ambiente.
3.3.4 USO DE LOS SISTEMAS
La utilización de los sistemas se subdivide en continuos y de ocasión especial.
3.3.4.1 UTILIZACIÓN CONTINUA
Se denomina utilización continua cuando el sistema de detección actual actúa
simultáneamente con la operación de la línea y forma parte de la operación normal del
mismo. Se dispone de:
Detectores de emisión acústica.
La fuga de líquidos crea una señal acústica que viaja a través de la perforación en la
tubería. Sensores acústicos adheridos a la superficie de la tubería monitorean los niveles
de sonido y ubicación creando una señal base acústica “huella” de la tubería. Cuando un
goteo ocurre, la señal acústica de baja frecuencia resultante es detectada y analizada. La
desviación de la base acústica “huella” emitirá una alarma. La señal recibida es más
fuerte cerca del goteo permitiendo entonces localizarlo.
45
Cables sensores de fibra óptica.
El sistema de detección de goteo de fibra óptica involucra la instalación de un cable de
fibra óptica a lo largo de la línea. Las sustancias que van a ser medidas entran en
contacto con el cable en caso que ocurra un goteo, cambiando la temperatura del cable.
La técnica de fibra óptica distribuida sensible a la temperatura ofrece la posibilidad de
medir la temperatura a lo largo de la tubería.
La técnica se basa en el Efecto Raman conocido como Reflejo de Campo Óptico
(OTDR). Un rayo láser es acoplado a la fibra óptica el cual es el elemento sensible. En
la fibra los fotones interactúan con las moléculas del material de la fibra. Entonces, la
luz del láser es esparcida mientras el pulso del láser se propaga a través de la fibra
provocando cambios en la densidad y composición de la fibra así como también de la
vibración molecular. Algunos fotones se dispersan de regreso. El espectro de la
dispersión que regresa es analizado. El análisis del espectro es combinado con la medida
de tiempo de propagación de los pulsos láser a lo largo de la fibra (principio del radar)
porque la velocidad de la luz en la fibra es conocida. Escrudiñando el largo entero de la
fibra en intervalos cortos, el perfil de temperatura a lo largo de la fibra es determinado,
llevando a detectar y localizar el goteo.
Fig. 21 Detección de goteo externo y localización empleando fibra óptica.
Fuente: http://www.ecured.cu/images/thumb/e/e7/P16.JPG/180px-P16.JPG
Autor: Paulina Troya
46
Cables sensibles al vapor.
El método de tubo sensible al vapor par goteo involucra la instalación de un tubo a lo
largo de la tubería. Este tubo es altamente permeable a las sustancias que van a ser
detectadas en una particular aplicación. Si un goteo ocurre, las sustancias que van a ser
medidas entran en contacto con el tubo en forma de vapor, gas o disueltas en el agua. El
tubo está ajustado a presión y está lleno de aire (presión atmosférica) cuando es
instalado. En el evento de un goteo, algunas de las sustancias se dispersan en el tubo
debido a la concentración. Después de cierto periodo de tiempo, el interior del tubo
produce una imagen precisa de las sustancias que rodean al tubo, sin importar si el tubo
es instalado en aire, agua o en el suelo.
Para analizar la distribución de concentración presente en el tubo sensor, una bomba que
empuja la corriente de aire en el tubo que pasa a una unidad de detección a una
velocidad constantes, grabando entonces el nivel medio como una función de tiempo de
bombeo. El perfil de concentración no es afectado por la acción de bombeo. La unidad
de detección al final del tubo sensor está equipada con sensores de gas. Cada
incremento en la concentración de gas resulta en un pronunciado “pico de goteo”. El
alto del pico es proporcional a la concentración de la sustancia y es entonces una
indicación del tamaño del goteo (un goteo pequeño produce un pico pequeño y un goteo
grande produce un pico grande).
Una célula electrónica al final de la línea detectada se usa para inyectar un volumen
específico de gas de prueba antes de cada acción de bombeo. Este gas es transportado a
través de todo el largo del tubo sensor junto con el aire. Cuando el gas de prueba pasa a
través de la unidad detectora, este genera un pico marcado o pico final. Este llega a
servir como un marcador de control para indicar que la columna entera de aire contenida
en el tubo sensor ha pasado a través de la estación de medida. El pico final es un
indicador del largo total del tubo sensor. Basado en el tiempo de viaje, desde el pico de
marcado hasta el pico final, se puede calcular con precisión la localización del goteo
(ver fig. 22).
47
Fig. 22 Detección de goteo externo y localización mediante tubería de vapor
sensible.
Fuente: http://www.monografias.com/trabajos82/instalacion-red/image018.jpg
Autor: Paulina Troya
Cables sensores de líquido.
Los cables sensores de líquido son enterrados debajo o adyacente a la tubería y son
específicamente diseñados para reflejar cambios en los pulsos de energía transmitidos
como resultado de impedancias diferenciales incluidas por el contacto de fluidos. Estos
pulsos energéticos son continuamente enviados a través del cable. Los pulsos son
reflejados y se miden una línea de base de reflexión “huella” es medida.
Cuando ocurre un goteo, el cable se satura con fluido, alterando la impedancia del cable
sensible, el cual a la vez altera el patrón de reflejo que regresa. La desviación desde la
base de línea “huella” emitirá una señal de alarma. Midiendo el tiempo de demora entre
el pulso de entrada y el pulso reflejado, se establece la localización del goteo. Se
escogen cables específicos para cada aplicación en base del flujo específico a ser
monitoreado.
48
3.3.4.2 UTILIZACIÓN OCASIONAL
Este tipo de equipo se usa como sistema portátil para detectar la ubicación de la fuga.
Generalmente son sistemas de muy alta precisión, pero el mayor problema para su
aplicación es el alto costo que representa su uso.
3.3.5 METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE LA FUGA
Las metodologías para el cálculo de la fuga se clasifican en: medición directa de la fuga
y de simulación matemática de la fuga (también llamados métodos de detección de fuga
por software).
3.3.5.1 MEDICIÓN DIRECTA DE LA FUGA
Estos sistemas son instrumentos compactos formados por un conjunto de tecnologías
que permiten la medición directa de la fuga. Generalmente son sistemas computarizados
que poseen todos los sensores en un solo equipo de medida y están repartidos a lo largo
del ducto y centralizados hacia un computador principal que los comanda, donde se
realiza cálculos y compensaciones que permiten una mejor precisión en la
cuantificación, ubicación y monitoreo de otros sistemas que para el funcionamiento del
sistema, minimizando las fugas y remediando reventones a través de señales
incorporadas de control para ese objetivo. Normalmente vienen con funciones
adicionales de localización de las fugas, manejo de inventarios, detección de chanchos,
separación de baches; se destacan en este campo aquellos sistemas que miden
directamente la densidad y el número de Reynolds.
3.3.5.2 METODOLOGÍA DE SIMULACION MATEMÁTICA
Sistemas generalmente conformados por elementos sensores discretos, localizado a
través de la línea, utilizan transmisores de flujo, temperatura, densidad, precisión y otras
variables, todos ellos con salidas analógicas y/o digitales que son ruteadas hacia
transmisores remotos que envían los datos hacia un computador central, donde están
localizados los algoritmos de simulación con los que se calcula y se determinan los
49
valores, localización o cuantificación de la fuga. Ésta computadora normalmente es la
misma que se utiliza para la conformación del SCADA de control.
3.4 VARIABLES A CONSIDERAR EN PROCESOS AUTOMATIZADOS DE
DETECCIÓN DE FUGAS.
Además de las viables ya mencionadas, existen también variables que deben ser
tomadas en cuenta ya que son utilizadas en los sistemas computacionales, los cuales
son:
Densidad de masa referencial de cada bache (𝜌0).
Ubicación de interfases de baches.
Es sumamente importante la influencia de éstas variables para el cambio de la
incertidumbre de llenado de la tubería en el tiempo real para ser analizada.
En el caso del diámetro y longitud de la tubería no cambian con el transcurso del
tiempo, pero los factores de sensibilidad que se han considerado constantes y son
dependientes de condiciones de temperatura, densidad y presión están permanentemente
cambiando las variables como el diámetro, espesor de la pared del tubo, módulo de
elasticidad y coeficiente de dilatación lineal de la tubería, son valores que se apoya al
cálculo de la incertidumbre, pero no son continuamente medidos por un sistema
computacional, si no que son parámetros constantes introducidos en ecuaciones y
software, ya sea del instrumento o de la modelación matemática y su contribución a la
incertidumbre es calculada sobre la base de la temperatura, presión, densidad e
interfases de baches.
Las variables a ser procesadas en tiempo real dentro de cualquier sistema son:
Presión
Temperatura
Densidad
Ubicación de baches.
50
Las demás variables se obtienen al tomar datos de campo y se introducen en el software
del sistema automatizado.
3.4.1 PLC’S.
Como su mismo nombre lo indica, se ha diseñado para programar y controlar procesos
secuenciales en tiempo real. Por lo general, es posible encontrar este tipo de equipos en
ambientes industriales.
Los PLC sirven para realizar automatismos, se puede ingresar un programa en su disco
de almacenamiento, y con un microprocesador integrado, corre el programa, se tiene
que saber que hay infinidades de tipos de PLC. Los cuales tienen diferentes
propiedades, que ayudan a facilitar ciertas tareas para las cuales se los diseñan.
Para que un PLC logre cumplir con su función de controlar, es necesario programarlo
con cierta información acerca de los procesos que se quiere secuenciar. Esta
información es recibida por captadores, que gracias al programa lógico interno, logran
implementarla a través de los accionadores de la instalación.
Un PLC es un equipo comúnmente utilizado en maquinarias industriales de fabricación
de plástico, en máquinas de embalajes, entre otras; en fin, son posibles de encontrar en
todas aquellas maquinarias que necesitan controlar procesos secuenciales, así como
también, en aquellas que realizan maniobras de instalación, señalización y control.
Dentro de las funciones que un PLC puede cumplir se encuentran operaciones como las
de detección y de mando, en las que se elaboran y envían datos de acción a los pre-
accionadores y accionadores. Además cumplen la importante función de programación,
pudiendo introducir, crear y modificar las aplicaciones del programa. Dentro de sus
nuevas funciones están:
Redes de comunicación: Permiten establecer comunicación con otras partes de control.
Las redes industriales permiten la comunicación y el intercambio de datos entre
autómatas a tiempo real. En unos cuantos milisegundos pueden enviarse telegramas e
intercambiar tablas de memoria compartida.
51
Sistemas de supervisión: También los autómatas permiten comunicarse con ordenadores
provistos de programas de supervisión industrial. Esta comunicación se realiza por una
red industrial o por medio de una simple conexión por el puerto serie del ordenador.
Control de procesos continuos: Además de dedicarse al control de sistemas de eventos
discretos los autómatas llevan incorporadas funciones que permiten el control de
procesos continuos. Disponen de módulos de entrada y salida analógicas y la
posibilidad de ejecutar reguladores PID que están programados en el autómata.
Entradas- Salidas distribuidas: Los módulos de entrada salida no tienen porqué estar en
el armario del autómata. Pueden estar distribuidos por la instalación, se comunican con
la unidad central del autómata mediante un cable de red.
Buses de campo: Mediante un solo cable de comunicación se pueden conectar al bus
captadores y accionadores, reemplazando al cableado tradicional. El autómata consulta
cíclicamente el estado de los captadores y actualiza el estado de los accionadores.
Dentro de las ventajas que estos equipos poseen se encuentra que, gracias a ellos, es
posible ahorrar tiempo en la elaboración de proyectos, pudiendo realizar modificaciones
sin costos adicionales.
Por otra parte, son de tamaño reducido y mantenimiento de bajo costo, además permiten
ahorrar dinero en mano de obra y la posibilidad de controlar más de una máquina con el
mismo equipo.
Sin embargo, y como sucede en todos los casos, los controladores lógicos programables,
o PLC’s, presentan ciertas desventajas como es la necesidad de contar con técnicos
calificados y adiestrados específicamente para ocuparse de su buen funcionamiento.
3.4.1.1 PARTES BÁSICAS DE LOS PLC’S.
Dentro de los principales componentes de un PLC, estas:
Sensores.
Controladores.
Actuador.
52
SENSORES.
Los sensores son componentes electrónicos que tienen como función detectar diferentes
tipos de variables como: presión, temperatura, movimiento, sonido, etc., los cuales
envían la información a los PLC’s.
TRANSDUCTOR.
Un transductor es un dispositivo capaz de transformar o convertir un determinado tipo
de energía de entrada, en otra de diferente a la salida. El nombre del transductor ya nos
indica cual es la transformación que realiza (electromecánica, transforma una señal
eléctrica en mecánica o viceversa), aunque no necesariamente en esa dirección.
ACTUADOR.
El actuador recibe órdenes de los transductores, y estos a su vez se encargan de ejecutar
la función para la que ha sido programada. Existen actuadores eléctricos (relés,
solenoides, motores cc, motores ac, motores paso a paso) y actuadores hidráulicos o
neumáticos (válvulas neumáticas, válvulas de solenoide, motores, cilindros y válvulas
piloto). Los actuadores son de baja y alta potencia. Si los actuadores son de baja
potencia pueden ser conectados directamente a los controladores, mientras que si son de
alta potencia se necesitan de relés para controlarlos.
3.4.1.2 ESTRUCTURA DE UN PLC
La estructura básica de cualquier autómata programable es:
Fuente de alimentación: convierte la tensión de la red, 110 ó 220V ac a baja tensión de
cc (24V por ejemplo) que es la que se utiliza como tensión de trabajo en los circuitos
electrónicos que forma el autómata.
CPU: la Unidad Central de Procesos es el auténtico cerebro del sistema. Es el
encargado de recibir órdenes del operario a través de la consola de programación y el
módulo de entradas. Después las procesa para enviar respuestas al módulo de salidas.
53
Módulo de entradas: aquí se unen eléctricamente los captadores (interruptores, finales
de carrera). La información que recibe la envía al CPU para ser procesada según la
programación.
Módulo de salida: es el encargado de activar y desactivar los actuadores (bobinas de
contactores, motores pequeños). La información enviada por las entradas a la CPU,
cuando está procesada se envía al módulo de salidas para que estas sean activadas
(también los actuadores que están conectados a ellas).
Terminal de programación: la terminal o consola de programación es el que permite
comunicar al operario con el sistema. Sus funciones son la transferencia y modificación
de programas, la verificación de la programación y la información del funcionamiento
de los procesos.
Periféricos: ellos no intervienen directamente en el funcionamiento del autómata pero
sí que facilitan la labor del operario.
Fig. 23 Estructura de un PLC.
Fuente: http://4.bp.blogspot.com/-4H12bk2tWKI/TY-
YpuFW2oI/AAAAAAAAAEM/L5h7HgFgbGw/s1600/plc_estructura.gif
Autor: Paulina Troya
54
Para realizar la automatización del control de un sistema, se debe realizar las siguientes
tareas:
Estructurar el proceso en secciones independiente entres sí.
Describir el funcionamiento de cada proceso, para realizarlo se debe
tomar en cuenta lo siguiente:
Entradas y salidas.
Describir el funcionamiento.
Condiciones que deben cumplirse para la operación de los
actuadores.
Describir la interfase del operador.
Diseñar los circuitos de seguridad para la instalación de los cables de
interconexión. En este caso es necesario considerar condiciones de
operación normal y de falla, tanto en condiciones de corto circuito,
sobrecarga o sobrevoltaje, tomando en consideración la seguridad del
equipo del personal que opera el sistema.
Distribuir adecuadamente las estaciones de control del operador,
considerando la disposición mecánica de los CPU’s, de los módulos de
ampliación y de los equipos que se controlan.
Elaborar una lista de nombres asociados a las entradas, salidas y de todos
los elementos que intervienen en el sistema.
El PLC opera en forma cíclica realizando las siguientes tareas:
Lee las entradas.
Ejecuta el programa del usuario.
Procesa las peticiones de comunicación.
Efectúa el auto diagnostico.
Escribe las salidas.
El PLC opera de manera cíclica como se observa en la fig. 24.
55
Fig. 24 Ciclo de operación de un PLC.
Fuente: http://www.microbyte.cl/elec/picarti/200903/abb2.gif
Autor: Paulina Troya
3.4.1.3 PARÁMETROS QUE RIGEN LA SELECCIÓN DEL PLC
Para la selección del controlador lógico programable de un sistema de detección de
fugas para tubería inaccesibles se debe tomar en cuenta los siguientes parámetros, tales
como:
Caudal
Presión
Temperatura
En la figura 25 se muestra cómo actúan los sensores, ya que si el caudal de entrada
como el de salida está dentro de los parámetros de trabajo el sistema funciona
Leer las entradas. Forzar las entradas
mientras se van escribiendo.
Ejecutar el programa de usuario. Forzar todos los
accesos directos a las entradas y salidas.
Forzar hasta un total de 16 valores de memoria una vez
ejecutado el programa.
Procesar las peticiones de comunicación. Forzar todos
los accesesos de comunicación de lectura/escritura.
Efectuar un autodiagnostico.
Escribir las salidas. Forzas las salidas mientras se van
escribiendo.
Un Ciclo
56
correctamente, al detectarse una variación el sistema produce a activar una alarma que
indica la presencia de un problema, el cual puede ocasionar consecuencias en caso de no
ser debidamente atendido.
Fig. 25 Indicadores de funcionamiento de sensores.
Fuente: http//1.bp.blogspot.com/_kD-BGmGrY2Y/SwoB-PNk5kI/AAAAAAAAAFY/327-
KrzW9ls/s400/resumen_medidores_flujo.JPG
Autor: Paulina Troya
Cada uno de los parámetros deberá ser medido tanto a la entrada como a la salida de la
línea. Las señales que deben llegar al CPU del PLC se originaran en los sensores que
deben medir los parámetros anteriormente acotados.
Asimismo los PLC’s deben estar programados para funcionar en los rangos
recomendados por la norma API 1130, para de esta manera evitar falsas alarmas y de
esta manera detectar en el menor tiempo una fuga.
57
La importancia de la correcta medición de los parámetros, así como la localización de la
fuga; se muestra en la figura. 26.
Fig. 26 Localización de fuga.
Donde:
XL = Ubicación de la
fuga
L = Distancia del
Oleoducto o Poliducto
PL = Mayor caída de
presión debido a fuga
Fuente: www.optimizacionbajoincertidumbre
Autor: Paulina Troya
SISTEMAS UPS
''En los últimos años, la seguridad y continuidad de servicio en el suministro de energía
han dejado de ser exigencias exclusivas de los sistemas informáticos, haciéndose
requerimientos imprescindibles para muchas aplicaciones no-informáticas.
Los Sistemas de Alimentación Ininterrumpida (también conocida por SAI o UPS) han
adquirido una gran relevancia, pues los mercados mineros e industriales necesitan
protegerse contra fallas de suministro, fluctuaciones en la red, sobre tensiones y otras
perturbaciones, incluso aquellas debidas al entorno.
Los variados tipos de UPS y sus atributos, a menudo causan confusión en la industria.
Por ejemplo, suele creerse que sólo hay dos tipos de sistemas de UPS. Llamados UPS
stand By y UPS online. Estos dos términos comúnmente utilizados 110 describen
correctamente muchos de los sistemas disponibles de UPS.
58
Muchos malos entendidos acerca de los sistemas UPS son aclarados cuando las
diferentes topologías de UPS son identificadas apropiadamente. La topología UPS
indica la naturaleza básica del diseño del UPS. Varios fabricantes producen modelos
rutinariamente con diseños o topologías similares, pero con características de
desempeño muy diferentes.
Aquí se realiza un acercamiento a los diseños más utilizados, incluyendo resúmenes de
explicaciones sobre cómo trabaja cada topología.
3.4.2 REQUERIMIENTOS ELÉCTRICOS
Se debe recordar que el presente estudio forma parte de un proyecto macro de detección
de fugas que consta de tres sistemas y que en este punto necesita de las características
eléctricas (voltaje y corriente) de los equipos que se usarán en los otros dos sistemas.
Se debe recalcar que los equipos que posiblemente serán implementados en los otros
sistemas complementarios al presente, han sido considerados sin ser aún definidos por
lo que para diseñar en este proyecto el sistema, se trabajará teniendo en cuenta todos los
equipos que han sido considerados, a partir de lo cual se establecen parámetros base que
brinden la posibilidad de que el diseño funcione adecuadamente, sin importar los
equipos que finalmente se consideren emplear en los otros dos sistemas.
En la tabla 3 se pude apreciar los equipos que se han considerado emplear en los otros
dos sistemas del proyecto macro de detección de fugas y que representan una mayor
carga para el sistema de respaldo de energía.
59
Tabla 3. Características eléctricas de los sistemas que conforman el proyecto de
detección de fugas.
Fuente: www.tiemporeal.es
Autor: Paulina Troya
Como se puede apreciar en la tabla 3 se describen los equipos pertenecientes a cada una
de los sistemas que conforman el proyecto macro de detección de fugas, en base a los
cuales se han establecido valores base de consumo de energía y los cuales deberán ser
suministrados adecuadamente por la fuente de energía de respaldo. En el caso de los
microcontroladores se ha escogido un valor de operación de 5V que corresponde al
valor de operación normalmente aceptado para el mismo.
60
Para el sensor de vibraciones se ha escogido un valor mínimo de operación, esto es 18V.
Como se puede apreciar para la etapa de transmisión de datos existen tres equipos que
se ha pensado emplear, en función de los cuales se ha tomado como valor base 12V,
valor que puede ser en dos de los tres equipos.
Para todos los casos se ha tomado el valor de comente máxima que los equipos en cada
etapa necesitan y que la fuente de respaldo deberá estar en capacidad de suministrar si
todos los equipos se hallarán funcionando a la vez.
Se debe acotar que los valores definidos para el diseño se consideran como los máximos
con los que se alimentarán los equipos, en caso de trabajar con el respaldo de energía.
3.5 DETERMINACIÓN DE INCERTIDUMBRE POR MEDIO EL BALANCE
DE MASAS
Durante el proceso de flujo permanente, la cantidad de masa contenida dentro de un
volumen de control no cambia con el tiempo (𝑚𝑣𝑐 = 𝑐𝑡𝑒.). El principio de conservación
de masa indica que la cantidad total de masa que entra a un volumen de control es igual
a la cantidad total de masa que sale de él.
Cuando se maneja con procesos de flujo permanente, es importante considerar la
cantidad de masa que fluye de entrada o de salida de los sistemas a lo largo del tiempo,
lo que es importante es la cantidad de masa que fluye en el tiempo.
De esta forma se obtiene la diferencia entre el flujo de entrada y el flujo de salida se
atribuye a la incertidumbre en las mediciones de flujo y al conjunto de incertidumbre
que regulan el cambio del llenado de la tubería.
Con ayuda del análisis del balance de masas se puede explicar dicho fenómeno:
Ecuación N° 1. BALANCE DE MASAS
𝑄𝑖𝑛 − 𝑄𝑜𝑢𝑡 ≤ 𝑑𝑄𝑚 +𝑑𝑉𝑠∆𝑡
61
Donde:
𝑄𝑖𝑛 = Flujo de entrada medio.
𝑄𝑜𝑢𝑡 = Flujo de salida medido.
𝑑𝑄𝑚 = Valor de la incertidumbre de medida del flujo.
𝑑𝑉𝑠 = Incertidumbre en el llenado del ducto en el intervalo ∆𝑡.
∆𝑡 = Intervalo de tiempo
Para determinar si hay presencia de fuga, el flujo de la misma, debe ser:
Ecuación N° 2. PRESENCIA DE FUGA
𝑄𝑓 = 𝑄𝑖𝑛 − 𝑄𝑜𝑢𝑡 > 𝑑𝑄𝑚 +𝑑𝑉𝑠∆𝑡
Donde:
𝑄𝑓 = Flujo de fuga.
𝑄𝑖𝑛 = Flujo de entrada medio.
𝑄𝑜𝑢𝑡 = Flujo de salida medido.
𝑑𝑄𝑚 = Valor de la incertidumbre de medida del flujo.
𝑑𝑉𝑠 = Incertidumbre en el llenado del ducto en el intervalo ∆𝑡.
∆𝑡 = Intervalo de tiempo
El simple hecho de manejar medidores de flujo que poseen incertidumbre conocida y
aceptada, se debe definir un parámetro que dé el dato de la incertidumbre del medidor
expresado como una fracción de un flujo de referencia, 𝑄𝑟𝑒𝑓 , expresado en un volumen
estándar por unidad de tiempo; dicho parámetro será denominado con 𝑘.
Para establecer la incertidumbre del caudal medido, se necesita utilizar la ecuación de
incertidumbre para poder resultarla así:
62
Ecuación N° 3. INCERTIDUMBRE DEL CAUDAL.
𝑑𝑄𝑚=𝑄𝑟𝑒𝑓 . 𝑘𝑖𝑛 2 + 𝑘𝑜𝑢𝑡 2
Donde:
𝑑𝑄𝑚 = Incertidumbre de caudal medido.
𝑘𝑖𝑛 = Incertidumbre del medidor de flujo de entrada.
𝑘𝑜𝑢𝑡 = Incertidumbre del medidor de flujo de salida.
Cabe recalcar que dependiendo del tipo de medidor de flujo será su valor de
incertidumbre en la lectura.
Se puede establecer del punto de funcionamiento del mismo, de su repetibilidad y de su
funcionamiento para la medida determinada.
Los valores comunes de factores 𝑘 de medidores tienden de 0,10 hasta 0,0002 del flujo
de referencia.
3.6 ANÁLISIS Y SELECCIÓN DE SISTEMAS PARA LA DETECCIÓN DE
FUGAS
Para realizar un análisis y selección de sistemas para la detección de fugas es necesario
conocer las características técnicas del sistema de detección de fugas. A continuación se
establecerán las características que definen al sistema de detección a ser construido,
para lo cual hay que analizar tanto los datos propios de la tubería como los del fluido; en
otras palabras, las curvas de detectabilidad.
Estos parámetros constituyen los datos fundamentales para cualquier sistema de
detección de fugas.
63
3.6.1 VOLUMEN DE DETECCIÓN MÍNIMO TEÓRICO Y MÍNIMO
PRÁCTICO Y LOS TIEMPOS MÍNIMOS PARA DETECTAR LOS
VOLÚMENES
El límite teórico de detección superior es el volumen de incertidumbre calculado,
tomando en consideración el volumen de medida de las variables y que está
determinado por la calidad de la instrumentación utilizada para el monitoreo de las
variables. Por lo tanto, dicho volumen no es fijo para una tubería determinada con
características físico mecánicas fijas.
3.6.2 DETERMINACIÓN DEL FLUJO MÍNIMO TEÓRICO Y PRÁCTICO
El mínimo flujo detectable solicitado en este tipo de sistemas depende
fundamentalmente de regulaciones medio ambientales y sus reglamentaciones locales y
regulaciones municipales.
Se puede decir que existen tres rangos de exigencia dependiendo de la localización del
ducto y se lo detalla en la siguiente tabla.
Tabla. 4 Flujo de referencial.
LOCALIZACIÓN RANGO
EUROPA 0.1 - 3% del flujo de referencia
USA 0.5 - 5% del flujo de referencia
LATINOAMERICA 0.5 - 5% del flujo de referencia
Fuente: Norma API 1130
Autor: Paulina Troya
3.7 CARACTERÍSTICAS DE SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE MEDICIÓN Y
CONTROL
Los sistemas de control están formados por circuitos electrónicos diseñados para
comprobar un intervalo óptimo de funcionamiento en el que se requiere mantener
funcionando en una planta industrial.
64
El intervalo óptimo de funcionamiento es operado por medio de dos parámetros;
primero, un valor de referencia que es ingresado por el personal a cargo del
funcionamiento de la planta industrial, mientras que el segundo parámetro es el o los
valores de las señales acondicionadas que corresponden a los sensores que están
instalados en diferentes secciones de la planta industrial.
3.8 DESCRIPCIÓN GENERAL DE INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN EL
CONTROL PETROLERO
Dentro del campo petrolero se utiliza equipos basados en conjuntos de motores y
válvulas controladas que proporcionan parámetros tal cómo: presión, temperatura,
caudal, nivel, y otros más.
Una avería o pérdida de energía en una bomba u otro equipo puede hacer que se pare
toda la producción. Por lo que es importante tener supervisado y controlado cada uno de
los subsistemas de la producción de petróleo, a su vez esto ayudará a tener un registro
seguro de la producción y del funcionamiento del sistema, esto sirve para optimizar la
producción de petróleo.
3.8.1 TIPOS DE MEDIDORES
Los sensores son dispositivos capaces de detectar magnitudes físicas o químicas,
llamadas variables de instrumentación, y transformarlas en variables eléctricas. Existen
sensores de diferente magnitud, se citara los utilizados para la detección de fugas en un
sistema automatizado.
3.8.1.1 MEDIDORES DE CAUDAL
Existen varios métodos para medir el caudal (ver Fig. 22), según sea el tipo de caudal
volumétrico o másico deseado. En el mercado existe una gran variedad de medidores,
tanto desde el punto de vista de tamaños y rangos de operación como de principios de
funcionamiento. Los sensores de caudal se conectan en las tuberías por donde circulará
el fluido, que puede ser de tipo gaseoso o líquido. El principio de funcionamiento es el
fenómeno físico en que se basa el medidor, y es una característica de diseño.
65
Fig. 27 Medidores de caudal
Fuente: ANTONIO CREUS SOLE. (1997). Instrumentación Industrial. Barcelona, Alfaomega
Autor: Paulina Troya
Para los medidores de caudal volumétricos, los principales sistemas son presión
diferencial, área variable, velocidad, tensión inducida, desplazamiento positivo y
66
vórtice. Para los másicos se deben destacar el sistema térmico y el sistema basado en la
fuerza de Coriolis.
MEDIDOR DE CORIOLIS.
Los medidores Coriolis en lugar de medir la velocidad del fluido que circula en una
tubería se puede optar por medir la cantidad de masa por unidad de tiempo. Esto se
puede expresar en gramos o kilogramos por segundo. Los dispositivos basados en flujo
másico se han popularizado debido a que son casi inmunes a los cambios en las
características de operación (densidad, viscosidad, presión, temperatura).Se han
empleado diferentes técnicas para medir la masa del fluido que circula por una tubería.
Algunas de ellas lo calculan de manera inferencial, esto es, indirectamente, mediante el
uso de variables asociadas a la masa, como la densidad y la velocidad.
Fig. 28 Medidores Coriolis
Fuente: http://www.emersonprocess.es/photos/Articles/897_2-wire%20coriolis-article.jpg
Autor: Paulina Troya
La tecnología de medición ha evolucionado a un punto tal que ya se puede medir la
masa del fluido de manera directa. Recientemente se introdujo al mercado un tipo de
dispositivo capaz de medir la masa en forma directa, para lo cual utiliza como principio
de operación el efecto Coriolis. Este efecto consiste en una fuerza que se desarrolla
sobre un objeto cuando éste se desplaza en forma transversal sobre una superficie
giratoria. Es la razón de que un proyectil de largo alcance lanzado en el hemisferio norte
67
tienda a desviarse hacia la derecha. Este mismo proyectil disparado en el hemisferio sur
tendría una desviación hacia la izquierda.
EL EFECTO CORIOLIS DE LOS MEDIDORES
El efecto Coriolis se presenta en el fluido que circula dentro del tubo con una
intensidad proporcional a la velocidad, la masa y la frecuencia de oscilación aplicada.
Entre mayor sea la cantidad de materia que circule por el tubo, el efecto es más intenso.
La fuerza provocada por este efecto produce un desfasamiento en la frecuencia de
oscilación proporcional a la cantidad de masa de fluido que pasa en un momento dado.
Este desfasamiento se traduce mecánicamente en una alteración de la magnitud de
oscilación del tubo, la cual es proporcional a la cantidad de fluido que pasa por el tubo y
se mide con un detector de movimiento apropiado. Para completar el arreglo se agrega
un segundo tubo de referencia en el que no circula ningún fluido, sino que se encuentra
lleno de algún compuesto de referencia. El propósito del mismo es compensar por
algunas diferencias mecánicas producidas por factores externos, tales como temperatura
ambiental y variaciones en la frecuencia de oscilación del generador. Finalmente, la
salida del detector de movimiento se alimenta a algún circuito electrónico que
acondiciona la señal para representarla en una escala graduada en unidades de masa.
Los ruidos propios del proceso.
Fig. 29 Efecto Coriolis
Fuente: http://www.sapiens.itgo.com/documents/images/medidor%20flujo%20masico8.jpg
Autor: Paulina Troya
68
MEDIDOR DE CAUDAL POR PRESIÓN DIFERENCIAL.
Los elementos de presión diferencial se basan en la diferencia de presiones provocada
por un estrechamiento en la tubería por donde circula el fluido. La presión diferencial
provocada por el estrechamiento es captada por dos tomas de presión situadas
inmediatamente aguas arriba y aguas abajo del mismo, o bien a una corta distancia. Su
valor es mayor que la pérdida de carga real que el sistema de bombeo del fluido debe
compensar. Dentro de los elementos de presión diferencial como; la Placa-Orificio o
diafragma, la Tobera, el tubo Venturi, enderezadores de venas, tubo Pitot, tubo
Annubar, los rotámetros.
Fig. 30 Medidores de caudal por presión diferencial.
Fuente: ANTONIO CREUS SOLE. (1997). Instrumentación Industrial. Barcelona, Alfaomega
Autor: Paulina Troya
69
MEDIDORES ULTRASÓNICOS
Este medidor de flujo responde a la deflexión de las ondas ultrasónicas transmitidas a
través de una corriente fluida.
Un transmisor que genera sonido ultrasónico, se monta en el exterior de una tubería
colocando a distancias determinadas, aguas arriba y abajo, sendos receptores de
ultrasonidos opuestos al emisor.
En condiciones de no-flujo, ambos receptores reciben igual cantidad de energía
ultrasónica y generan tensiones iguales. En condiciones de flujo (en cualquier sentido)
las ondas ultrasónicas se deflectan y como resultado los receptores generan voltajes
distintos. Comparando ambos voltajes, se tiene indicación del sentido y la magnitud del
flujo. En la actualidad este tipo de medidor tiene una gran aplicación industrial, es por
ello que cada día demanda es mayor. En la figura 30 se muestra una imagen de un
Medidor Ultrasónico.
Fig. 31 Medidor ultrasónico
Fuente: http://www.sapiens.itgo.com/documents/images/medidor%20de%20flujo%20ultrasonico1.jpg
Autor: Paulina Troya
70
MEDIDOR DE CAUDAL ELECTROMAGNÉTICO.
Utiliza el mismo principio básico que el electromagnetismo, es decir, cuando un
conductor se mueve a través de un campo magnético se genera una fuerza electromotriz
en el conductor, siendo su magnitud directamente proporcional a la velocidad media del
conductor en movimiento.
Si el conductor es una sección de un líquido conductor circulando por un tubo aislado
eléctricamente, a través de un campo magnético y se montan los electrodos
diametralmente opuestos en la pared de la tubería, tal como se muestra en la Figura 31,
la fuerza electromotriz generada a través de los electrodos es directamente proporcional
a la velocidad media del fluido.
Fig. 32 Medidor electromagnético
Fuente: http://www.ing.unlpam.edu.ar/~material/fluidos/pdf/clase_medidores_flujo.pdf
Autor: Paulina Troya
71
MEDIDOR DE CAUDAL VORTEX
Está basado en el principio de generación de vórtices. Un cuerpo que atraviese un fluido
generará vórtices flujo abajo. Estos vórtices se forman alternándose de un lado al otro
causando diferencias de presión, esta son censadas por un cristal piezoeléctrico. La
velocidad de flujo es proporcional a la frecuencia de formación de los vórtices.
Fig. 33 Medidor de caudal vortex
Fuente: http://img.directindustry.es/images_di/photo-m2/caudalimetro-de-vortex-132092.jpg
Autor: Paulina Troya
MEDIDOR DE MASA DE CAUDAL TÉRMICO
Utiliza dos sondas con resistencia que se calientan a diferentes temperaturas, en donde
la diferencia de temperaturas produce un voltaje acondicionado con un puente de
Wheatstone del cual se obtiene el valor de la cantidad de fluido, sólo sirve para gases.
72
Fig. 34 Medidor de caudal térmico
Fuente:http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/medidores/medidoresdeqentuberias/medido21.jpg
Autor: Paulina Troya
3.8.1.2 MEDIDORES DE PRESIÓN
Estos medidores son utilizados para medir la presión que se presenta en una tubería en
general. Las presiones a ser medidas son absoluta diferencial e hidrostática. Estos
sensores se clasifican en:
Transmisor de presión analógica.
Transductor Magnético de inductancia variable.
Transmisor de presión de interruptor inteligente.
TRANSMISOR DE PRESIÓN ANALÓGICA
Este tipo de sensor utiliza galgas extensométricas como transmisores electrónicos de
equilibrio de fuerzas, mide sólo presión absoluta (Ver Fig. 34).
73
Fig. 35 Transmisor de presión
Fuente:http://www.kycsa.com/catalogo/components/com_virtuemart/shop_image/product/67d94fbdc2d3b
79abdacc1b4473d576e.jpg
Autor: Paulina Troya
TRANSDUCTOR MAGNÉTICO DE INDUCTANCIA VARIABLE
Este transductor constituye de un núcleo móvil que se localiza dentro de una bobina el
mismo que hace que aumente o disminuya la inductancia la cual es proporcional a la
presión que hace que este núcleo se mueva dentro de la bobina (Ver Fig. 35).
Fig. 36 Transductor magnético de inductancia variable
Fuente: http://enea-com.galeon.com/F6.jpg
Autor: Paulina Troya
74
TRANSMISOR DE PRESIÓN DE INTERRUPTOR INTELIGENTE
El transmisor de presión utiliza un switch que es activado mediante un manómetro que
está regulado para activarse cuando la presión llegue a un determinado valor de presión
absoluta (Ver Fig. 36).
Fig. 37 Transmisor de presión de interruptor inteligente
Fuente: http://www.industriaaldia.com/catalogo/equipos/1499a.jpg
Autor: Paulina Troya
3.9 SISTEMA ACTUAL DE DETECCIÓN DE FUGAS EN EL TRAMO DEL
POLIDUCTO QUITO – AMBATO
En el Poliducto Quito – Ambato se utiliza el sistema de detección automatizada de fugas
mediante el sistema de software propietario de ATMOS Internacional, el mismo que
ofrece la detección de fugas en tiempo real, seguimiento de baches y la evaluación del
tamaño de la fuga y su localización mediante radio.
Este sistema detecta fugas analizando datos de flujo y presión usando técnicas
estadísticas. Distingue entre una fuga y cambios ordinarios de operación usando
métodos de reconocimiento de patrones.
Los otros sistemas de detección de fugas generalmente contienen solo uno de estos
elementos. Este se adapta continuamente a los cambios operacionales en el ducto. El
75
sistema opera solamente usando los datos de flujo y presión en la entrada y salida del
ducto.
En la figura que se muestra a continuación se puede observar los valores de sensibilidad
con los que trabaja el sistema en el Poliducto Quito – Ambato.
Fig. 38 Valores de sensibilidad
Fuente: Estación de Bombeo Poliducto Quito-Ambato.
Autor: Paulina Troya
76
En las siguientes figuras se muestran los escaneados de los resultados de rendimiento
del sistema de detección de fugas en un simulacro de fuga ejecutado el 9 y 10 de
diciembre del 2010, firmados por la Intendencia de Poliducto Quito – Ambato.
Fig. 39 Escaneado de resultados del rendimiento poliducto Quito - Ambato
Fuente: Estación de Bombeo Poliducto Quito-Ambato.
Autor: Paulina Troya
77
Fig. 40 Escaneado de resultados del rendimiento poliducto Quito - Ambato
Fuente: Estación de Bombeo Poliducto Quito-Ambato.
Autor: Paulina Troya
CAPÍTULO IV
78
CAPÍTULO IV
4. POLIDUCTO SHUSHUFINDI - QUITO
Los Poliductos son tuberías que sirven para transportar derivados del petróleo y gas
licuado de petróleo (GLP).
La Gerencia de Transporte y Almacenamiento de EP PETROECUADOR, responsable
del transporte, almacenamiento y comercialización de derivados de petróleo en el país.
Su misión es el de abastecer de combustibles a todo el Territorio Nacional, dentro de un
mercado de libre competencia y administrar la infraestructura de almacenamiento y
transporte de combustibles del Estado.
4.1 DERECHO DE VIA POLIDUCTO SHUSHUFINDI – QUITO.
Las actividades hidrocarburíferas tanto de operación como mantenimiento para el
derecho de vía y estaciones del Sistema de Poliductos Shushufindi.
Transporte de productos refinados. Utilización de tuberías y operación de válvulas
y accesorios para transportar diesel, gasolina y/o gas.
Recepción de Productos: recepción de productos refinados que proviene de la
refinería ubicada en la zona Oriental y que es bombeado hacia las estaciones.
Generación de energía eléctrica: generación de energía eléctrica mediante la
utilización y funcionamiento de grupos electrógenos a combustión interna, o la
utilización del Sistema Nacional Interconectado.
Despacho de combustible en auto-tanques: Utilización de tanques de
almacenamiento para el despacho de combustible (producto refinado) para luego
el despacho a auto - tanques.
Actividades operativas: se considera como actividades operativas aquellas tareas
de mantenimiento preventivo y correctivo aquellas acciones realizadas para
mantener el funcionamiento de la infraestructura y equipos de las estaciones.
79
El Sistema de Poliductos, incluye el derecho de vía de los ductos desde Shushufindi
hasta Quito, las instalaciones de las estaciones: Shushufindi, Quijos, Osayacu y Chalpi
en el Poliducto Shushufindi - Quito
Quito, dentro de las mallas periféricas de las estaciones. El área de influencia abiótica
indirecta abarca desde y hasta donde los procesos de transporte de flujo (agua y gases)
pueden llegar, en función de un eventual impacto, en caso de contingencia; el área será
variable dependiendo de las condiciones hidrográficas, oceanográficas y climatológicas
en ese escenario, y de la rapidez de la respuesta a la emergencia, se considera en esta
área una franja de aproximadamente dos (2) Km. a cada lado del derecho de vía.
El área de influencia biótica en cuanto al ecosistema se define en función de la
afectación directa, tomando un radio de influencia de aproximadamente quinientos
(500) m de alcance a partir del eje del derecho de vía y también el mismo alcance a
partir del eje de las instalaciones de las estaciones y terminales.
El área de influencia antrópica directa del Sistema de Poliductos Shushufindi está
definida por la población, permanente, a lo largo del derecho de vía y junto a estaciones
y terminales; y, transeúnte en las instalaciones de ambos sistemas petroleros, cuyo
actores son: los funcionarios de la Gerencia de Transporte y Almacenamiento.
La influencia antrópica directa, es decir donde las condiciones socio – ambientales
pueden ser alteradas por la operación petrolera, en el caso del Sistema de Poliducto
Shushufindi – Quito. A la población asentada junto al derecho de vía de los ductos.
4.1.1 EVALUACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES
En la Evaluación de Impactos Ambientales las Estaciones del Sistema de Poliductos
Shushufindi – Quito se ha identificado un total de 102 interacciones causa - efecto, de
las cuales 4 corresponden a Impactos Negativos Altamente Significativos (3.92 %), 70 a
Impactos Negativos Significativos (68.63 %), 11 Impactos Negativos Despreciables
(10.78%) y las acciones que de manera recurrente, repetitiva y/o en magnitud
ocasionaron u ocasionarán mayor afectación negativa a diversos componentes del medio
ambiente resultan ser:
80
Manejo de descargas líquidas
Mantenimiento mecánico
Almacenamiento en tanques
Aforo de tanques de almacenamiento
Evacuación de efluentes de procesos
4.2 ESTACIÓN DE BOMBEO CHALPI Y OSAYACU DEL POILIDUCTO
SHUSHUFINDI – QUITO
El Poliducto Shushufindi-Quito con una extensión de 304 + 815Km, consiste de cuatro
estaciones de bombeo ubicadas en Shushufindi, Quijos, Osayacu y Chalpi y una porción
de estación recepción ubicada al sur de la ciudad de Quito.
Fig. 41 Poliducto Shushufindi – Quito.
Fuente: http://www.petrocomercial.com/wps/documentos/noticias/images/p_shu_uio.jpg
Autor: Paulina Troya
81
El diámetro nominal actual es de 6” desde Shushufindi hasta el Km. 287 + 700 en el
sector de Ushimana y de 4” desde este sitio hasta el Terminal El Beaterío.
Esta línea se encuentra enterrada en toda su longitud exceptuando los cruces de ríos y en
otras ubicaciones.
GLP. Gasolina Base. Destilado, Jet Fuel y Diesel 2, producidos en el Complejo
Industrial Shushufindi, son los productos transportados por el poliducto.
El Poliducto en su fase operativa tendrá una capacidad promedio de bombeo de 420
BPH, evacuando los cinco productos y de 450 BPH al evacuar productos livianos como
GLP y Gasolina Base.
Se programa la operación del poliducto de acuerdo a los estimados mensuales de
demanda en Beaterío de GLP, Gasolina Base, Destilado, Jet Fuel y Diesel 2. La Unidad
de Programación y Abastecimiento de Hidrocarburos de EP PETROCOMERCIAL será
la responsable de la programación de las partidas de productos a evacuarse desde
Shushufindi, los programas se efectuaran con 48 horas de anticipación y en
coordinación con la Superintendencia del Complejo Industrial Shushufindi.
El poliducto para productos Shushufindi-Quito, está compuesto de dos ductos de
diferente tamaño. Uno de un diámetro nominal de 6 pulgadas desde Shushufindi hasta el
Río Chichi y se reduce a un diámetro nominal de 4 pulgadas desde el Río Chichi hasta
el Beaterío (Quito). En puntos estratégicos del Poliducto se han colocado válvulas de
bloqueo, check, de venteo y de drenaje. Para la ubicación de estas válvulas referirse al
Diagrama Esquemático del Sistema, Fig. 40.
82
Fig. 42 Diagrama esquemático del sistema poliducto
Fuente: EP PETROECUADOR
Autor: Paulina Troya
83
La Estación de Bombeo Chalpi y la estación de Bombeo Osayacu son estaciones
intermedias. Las estaciones de bombeo consisten de las bombas de la línea troncal,
detección de interfases, sistema de alivio, instalación para derivación de escariadores,
tuberías necesarias y válvulas, edificio de control y demás equipo auxiliar.
4.2.1 ESTACIÓN CHALPI
Fig. 43 Estación Chalpi
Fuente: Estación de Bombeo Chalpi
Autor: Paulina Troya
Ubicación: Parroquia de Papallacta, provincia del Napo
Altura (msnm): 2860
Infraestructura: estación Intermedia, que recibe los productos que entrega la Estación
de Osayacu y se bombea hacia la siguiente Estación Reductora Beaterio u Oyambaro
dependiendo del producto, cuenta con tres grupos de bombeo, dos a Diesel y un grupo
eléctrico de 650 Kw. La Potencia total instalada es de 1100 (kw).
84
4.2.2 ESTACIÓN OSAYACU
Fig. 44 Estación Osayacu
Fuente: Estación de Bombeo Osayacu
Autor: Paulina Troya
Ubicación: Parroquia de Baeza, provincia del Napo.
Altura (msnm): 1840 5.4
Infraestructura: Estación intermedia, Estación Base del Poliducto que recibe los
productos que entrega la Estación de Quijos y se bombea hacia la siguiente Estación
Chalpi. Cuenta con 3 Grupos Diesel de bombeo y un grupo eléctrico de 650 Kw. La
potencia total instalada (kw) es de 1.100.
4.3 EQUIPOS QUE CONFORMAN LAS ESTACIONES DE BOMBEO CHALPI
Y OSAYACU
Los equipos tanto de la Estación Osayacu como de la Estación Chalpi son muy similares
únicamente varía el número de serie de los equipos.
85
TUBERÍA
A la estación ingresa una tubería de 6 pulgadas de diámetro, la cual tiene una longitud
de 35 + 126 Km., entre las estaciones Osayacu y Chalpi, con un volumen de
empaquetado de 4.372 bls.
UNIDADES DE BOMBEO
Estas unidades tienen 4 lados abiertos, de 60 x 80 pies (18.28 x 24.38 m). En esta área
están las cuatro 4 bombas de la línea troncal y los botellones de aire comprimido para el
arranque.
Fig. 45 Unidades de bombeo.
Fuente: Tesis UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
Las unidades de bombeo de la línea troncal son cuatro, una primaria y tres de repuesto.
Tres bombas tienen motores a diesel y un motor eléctrico.
La unidad de bombeo con motor eléctrico (Fig. 44), tiene bomba centrífuga, horizontal
de diez etapas, “Guinard”, con las siguientes características:
Caudal: 500 barriles por hora (BPH)
86
Altura manométrica: 4,450 pies (TDH)
NPSH: 17.7 pies
Velocidad: 3.4000 RPM
Presión de succión: 50 - 150 PSI
Presión descargada: 2,100 PSI.
No. Etapas: 10
Esta bomba está alimentada con un motor eléctrico de las siguientes características:
Potencia nominal: 205 - 600 HP
Voltaje: 321 - 460 V
Corriente: 330 - 638 A
Fases / frecuencia: 3 / 60 HZ
Eficiencia: 94.0 %
Velocidad nominal: 2.521 - 3.601 RPM
Fig. 46 Unidad de bombeo con motor eléctrico
Fuente: Tesis. UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
87
Las bombas de combustión, cada bomba tiene una válvula de compuerta operada a
motor, sobre la línea de succión y una similar sobre las líneas de descarga. Las bombas
están alineadas para operación en serie. Las válvulas check están instaladas en la línea
troncal entre las líneas de succión y descarga de cada una de las bombas de la línea
troncal (Fig. 45).
Fig. 47 Bombas de combustión
Fuente: Tesis. UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
Cada una de estas bombas es una Guinard de 14 etapas (Fig. 46), modelo DVMX. Estas
bombas de doble cámara con conexiones ANSI 900 de cuatro 4” para la succión de 3”
para la descarga ANSI 900. Se encuentra incluso un impulsor con diámetro diseñado de
8.75 pulgadas (0.222 mm), mientras que el diámetro máximo es de 9” (0.229 mm).
88
Fig. 48 Bombas Guinard
Fuente: Tesis. UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
Cada bomba ha sido diseñada para una capacidad de 165 galones por minuto (37.5
m3/h) y la altura diferencial total es de 2,982 pies (908.91 m) para GLP y 3,038 pies
(925.98 m) para los demás productos.
El impulsor de cada bomba es un motor a diesel (Fig. 47), de la Motores Werke
Mannheim (MWM) modelo Td-601-6. La bomba y el motor del impulsor a diesel, están
conectados mediante una caja de engranajes de reducción. Este motor a diesel es de 6
cilindros en línea 217 HP a 1,200 RPM, a una altura de 9,449 pies (2.880 m) sobre el
nivel del mar y a 55 °F (13 °C).
89
Fig. 49 Impulsor de bomba
Fuente: Tesis. UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
SISTEMA DE DETECCIÓN DE INTERFASES
El sistema de detección de interfases (Fig. 48) está localizado entre las líneas de flujo y
las bombas de la línea troncal.
Fig. 50 Detección de interfases
Fuente: Tesis. UTE. Jorge Ortíz
Autor: Paulina Troya
90
SISTEMA DE DETECCIÓN DE INTERFASES
El sistema de detección de interfases está localizado entre las tes de flujo y las bombas
de la línea troncal. Consiste de un reactor de prueba con transductor ANSI 300 de 4”; un
detector de interfases del poliducto de la Nusonic, modelo 6280; un transmisor Nusonic
y receptor modelo 6204 y un grabadora. El detector utiliza los cambios de velocidad a
través de los líquidos para detectar los distintos líquidos. A temperaturas y presión
constantes el sonido a través del líquido viajará a una velocidad única y repetible. Si se
cambia la composición del líquido, la velocidad del solido podrá incrementarse o
disminuir.
4.4 DATOS PARA OPERACIÓN
Los datos de estas Sección proveen información para operación y diseño, los mismos
que sirven como una referencia rápida para el personal de operación. Esta información
deberá ser puesta al día a medida que se disponga de nueva información.
4.4.1 CARACTERÍSTICAS DEL PRODUCTO FLUIDO
La siguiente tabla representa las características del producto, utilizadas para el diseño
del sistema. Las especificaciones reales del producto refinado pueden variar.
Tabla 5 Densidad límite y estándar
Fuente: Manual de Operaciones Poliducto Shushufindi- Quito
Autor: Paulina Troya
DENSIDAD LIMITE DENSIDAD
ESTANDAR
GASOLINA BASE 0.717 0.721
GLP 0.531 0.534
DESTILADO 1 0.810 0.813
DESTILADO 2 0.839 0.842
JP1 0.810 0.813
91
Tabla 6 Datos de operación
Fuente: Manual de Operaciones Poliducto Shushufindi- Quito
Autor: Paulina Troya
4.4.2 LÍMITES DE PRESIÓN
Los valores de presión tanto en la Succión (200 psi) y Descarga (1000 psi) mínimas
operativas en el caso de Chalpi se debe considerar el vencer una columna (2891MSNM)
hasta el sitio denominado La Virgen (4100 MSNM).
A continuación el detalle promedio en 24:00 HRS de trabajo (Bombeo) de presiones de
Succión, Descarga, Caudal, Densidad, Rpm cabe recalcar que los cortes para
contabilizar el volumen evacuado de productos se realizan a las 06:00 horas.
92
Tabla 7 Promedio de variables.
Datos tomados el 21 de junio a las 6 am hasta el 22 de junio a las 6 am
PRODUCTOS POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUITO
PRODUCTO SUCCIÓN DESCARGA CAUDAL DENSIDAD
TOTAL
DE
BARRILES
RPM
HORAS
DE
BOMBEO
G.L.P 175,88 PSI 996,66 PSI 394,95 BLS 53,77 9478 BLS 3171,25 24:00:00
G. BASE 188,33 PSI 1250,08 PSI 399,33 BLS 0,7178 9576 BLS 3152 27:00:00
DESTILADO 1 170 PSI 1240 PSI 420 BLS 81,45 600 BLS 3000 1:30
DIESEL 2 217,14 PSI 1391,42 PSI 424,57 BLS 0,8472 3000 BLS 3145,71 7:00
DESTILADO 1 170 PSI 1391,42 PSI 420 BLS 81,43 600 BLS 3000 1:30
JET FUELL 189,23 PSI 1355,38 PSI 421,38 BLS 0,8118 5000 BLS 3330 13:00
Fuente: Estaciones de Bombeo Chalpi y Osayacu.
Autor: Paulina Troya
4.4.3 LÍMITES DE CONTAMINACIÓN
A continuación, se muestra los límites permisibles de contaminación:
Tabla 8 Porcentaje máximo de contaminación.
Porcentaje máximo de contaminación
Producto Gasolina natural GLP
Gasolina natural ----- 2.0
GLP 0.0 ----
Fuente: Manual de Operaciones Poliducto Shushufindi- Quito
Autor: Paulina Troya
93
La estación cabecera Shushufindi bombea los productos por partidas de acuerdo a las
densidades para q exista menor contaminación de esta manera:
GLP
GASOLINA BASE
DESTILADO
DIESEL
DESTILADO
GASOLINA BASE
GLP
GASOLINA BASE
DESTILADO
JP1
DESTILADO
GASOLOINA BASE
GLP
94
Fig. 51 Diagrama de flujo de productos.
Fuente: Estación de Bombeo Chalpi
Autor: Paulina Troya
4.4.4 VOLUMEN DE LLENADO DEL POLIDUCTO
Los volúmenes de llenado del Poliducto, que se enumeran a continuación están basados
en los largos aproximados de tubería que han sido obtenidos de los planos de diseño.
Estos volúmenes deben ser utilizados solamente a manera de guía, para los cambios de
95
lotes. Todos los volúmenes deberían chequearse cuando se haya completado los planos
según lo construido.
Tabla 9. Volumen de llenado.
LOCALIDAD
TIEMPO PARA
VOLUMEN
APROXIMADO
Bls
RITMO DE FLUJO
CORRESPONDIENTE
165 GPM 208 GPM
ESTACION DE BOMBEO SHUSHUFINDI
BOMBAS REFORZADORAS, P-1007- 1010, A
MEDIDORES DE TURBINA M-1001, 1002
1.1 17 seg. 13 seg.
MEDIDORES DE TURBINA, M-1001, 1002, A
LÍMITES DE LA ESTACIÓN 14.2
3 min.
36 seg.
2 min.
52 seg.
POLIDUCTO SHUSHUFINDI-QUIJOS 15.250
2 días
17 hora
2 días
3 horas
POLIDUCTO QUIJOS-OSAYACU 10.785
1 día
22 horas
1 día
12 horas
POLIDUCTO OSAYACU-CHALPI 4.340
18 horas
25 min.
14 horas
37 min
POLIDUCTO CHALPI-EL BEATERIO 5.566
23 horas
37 min.
18 horas
44 min.
Fuente: Manual de Operaciones Poliducto Shushufindi- Quito
Autor: Paulina Troya
96
4.5 CRITERIOS PARA LA APLICACIÓN DE SISTEMAS DE DETECCIÓN
DE FUGAS
La publicación de la norma API 1155 dispone con detalle los criterios de
funcionamiento:
Poseer alta sensibilidad a la fuga de producto.
Tener detección de la fuga del producto a tiempo.
Ofrecer el campo eficiente y soporte al centro de control.
Requerir mínimo configuración de software y sintonización.
Impacto mínimo a las interrupciones de la comunicación.
Adaptación de funcionamiento para condiciones complejas.
Estar disponible durante transientes.
Ser configurable para redes complejas de ductos.
Realizar el cálculo de desbalance en medidores en un instante de tiempo.
Poseer umbrales de alarma dinámicos.
Poseer un paquete de constantes dinámicas de líquido.
Reconocer mezclas de productos.
Reconocer transferencias de calor.
Proporcionar el perfil de presión en el ducto en tiempo real del sistema para un
modelo hidráulico.
Reconocer condiciones cambiantes de la línea.
Reconocer todos los tipos de líquidos.
Identificar la localización de la fuga con localizaciones aproximadas.
Identificar la velocidad de fuga.
Reconocer el producto medido y el empaque corregido para varias condiciones
(temperatura, presión, densidad, factor de medidor).
Considerar los efectos de fricción de los agentes reductores de fricción.
97
El sistema debe cumplir, con los siguientes rangos y tiempos para la detección de fugas
en línea a lo largo de la trayectoria del ducto:
a) Las fugas mayores al 5% del flujo nominal, se debe detectar en el orden de los
segundos.
b) Fugas mayores al 0,5% y hasta el 5% del flujo nominal, deben ser detectadas en
un tiempo máximo de 2 minutos.
c) Fugas del 0,1% y menores al 0,5% del flujo nominal, deben ser detectadas en un
tiempo máximo de 15 minutos.
d) Fugas inferiores al 0,1% que se vayan conformando gradualmente a lo largo del
tiempo deben alarmar al acumular el 0,1% del flujo nominal.
Adicionalmente se debe cuantificar la cantidad de producto derramado, como
consecuencia de la fuga, además de determinar el tamaño de la misma.
El sistema, debe tener la capacidad de localizar fugas en ductos en un rango no mayor a
los 150 m de la posición real de la fuga.
CAPÍTULO V
98
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES.
Una vez realizado el análisis y en base al estudio realizado, se puede concluir con:
No existe un sistema real de control de fugas, menos aun una forma automática
de verificar sitio o problema de baja presión en las estaciones de Bombeo Chalpi
y Osayacu.
La información para detener el proceso de bombeo debe ser validada en caso de
baja presión con las otras estaciones a fin de determinar posibles daños o rotura
de tubería.
El proceso de cierre y control de válvulas en caso de rotura o fuga es totalmente
manual.
Se mantiene cuadrillas de vigilancia a cargo del Cuerpo de Ingenieros del
Ejército, que verifican el estado de la tubería entre Estación y Estación.
Los medidores de entrada y salida de Estación no necesariamente son los ideales
para el control de producto según lo recomienda la Norma API siendo estos
valores ajustables para aplicar un sistema de detección de fugas.
No se observa el manejo adecuado de las interfases hombre maquina (HMI) por
parte de los operadores, solo los manejan el personal de mantenimiento eléctrico
y electromecánico.
Las condiciones físicas tanto de la estación Chalpi como Osayacu presentan una
aptitud para implementar un sistema de detección de fugas dentro de su control
operacional ya que sus equipos de Bombeo en óptimas condiciones operativas.
99
5.2 RECOMENDACIONES
En base al estudio y análisis se puede establecer las siguientes recomendaciones:
Se debe tratar de implementar un control automático sobre válvulas en línea
permitiendo con un control SCADA su manejo en tiempo real en caso de existir
algún problema en la tubería o Estación.
Se requiere manejar las jaulas de las válvulas de línea y realizar un
mantenimiento programado y control físico de la tubería a fin de verificar su
estado, no basta solo el chequeo de la cuadrilla de vigilancia de esta manera
descartar la posibilidad de que por falta de manteniendo se produjo una fuga.
El reporte de condiciones de cada hora debería ser convalidado con el sistema
HMI de cada estación permitiendo alterar en caso de alguna variable del proceso
rotura, variación del valor establecido en el mismo.
Se debería capacitar al personal en el manejo adecuado de las variables del
proceso, a fin de establecer anomalías en caso de recibir valores no acordes al
producto dentro del proceso.
Es recomendable implementar en el tramo de las estaciones de Bombeo Chalpi-
Osayacu un sistema de detección de fugas mediante fibra óptica y no mediante
radio como lo hacen en el tramo de la estación de Bombeo Quito- Ambato, ya
que si en caso un corte de energía en las antenas principales el sistema puede
ocasionar valores inciertos.
Se recomienda realizar un estudio que complemente a este análisis con el que se
determine la ubicación física más adecuada de los equipos que conforman un
sistema de detección de fugas así como las pruebas que impliquen para un
óptimo del mismo.
GLOSARIO
99
GLOSARIO DE TERMINOS
Fugas.-Acción y efecto de fugar o fugarse; Pérdida de fluido líquido o gaseoso
desde un contenedor
Tubería.- La tubería es un conducto que cumple la función de transportar agua u
otros fluidos. Se suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el líquido
transportado es petróleo, se utiliza la denominación específica de oleoducto o
poliducto para sus derivados.
Derrames.- Fuga de hidrocarburos, sustancias químicas o cualquier otra materia
nociva del medio que los contiene, por el descontrol de plataformas marinas y
petroleras o por accidentes que se generen en o entre embarcaciones o terminales
en tierra y que puede impactar el ambiente
Poliducto.- Es el ducto para transporte de productos derivados del petróleo crudo
desde el punto de carga hasta un terminal u otro poliducto y que comprende las
instalaciones y equipos necesarios para dicho transporte.
Gasoductos.- Es el ducto para el transporte exclusivo de gas desde el punto de
carga hasta una terminal u otro poliducto y que comprende las instalaciones y
equipos necesarios para dichos transporte.
Aterramiento.- Aumento del depósito de tierras, limo o arena en el fondo de un
mar o de un río por acarreo natural o voluntario.
Ánodo.- Es el electrodo negativo en un circuito.
Cátodo.- Es el electrodo positivo en un circuito.
Rascador inteligente.- Herramienta de inspección que está equipada con un
equipo para la recolección de datos, el cual provee al operador información
detallada acerca de la tubería a medida que viaja a lo largo del tubo.
Rascador limpiatubos.- rascador equipado con cepillos y cuchillas de uretano
utilizado para limpiar tuberías.
100
Rascador tipo “dowasue”.- tipo especial de rascador para entaponar, el cual es
utilizado para aislar secciones del tubo durante reparaciones.
Herramienta para calibrar (caliper).- Es una herramienta generalmente
utilizada para investigaciones de la geometría de la tubería. También llamada
cochino de medición.
Inhibidor.- Sustancia agregada al líquido dentro de la tubería para disminuir la
formación de material corrosivo en las paredes del tubo.
Manga.- Utilizada en la reparación de tuberías, una manga consiste de dos
mitades de collarín que se ajusta a la tubería
Protección catódica.- Es el tipo de protección que previene de corrosión externa.
Esta protección consiste en establecer una corriente alrededor de la tubería para
revertir el flujo de electrones y así inhibir la corrosión.
Prueba hidrostática.- Prueba donde se aíslan secciones del tubo y se inyecta
agua a presiones de 125% de la presión máxima de operación. Este procedimiento
se utiliza para determinar la existencia de fugas o cualquier otra anomalía.
Presión de Operación.- Es la presión a la que normalmente está sometido un
sistema (tubería, equipo, etc.) durante el ciclo de operaciones del proceso.
Presión de Diseño.- Es la presión del fluido en el sistema (tubería, equipo, etc.) a
la condición, más severa (desfavorable) de presión y temperatura. La condición
más severa es la que da como resultado el mayor espesor y el mayor “rating” que
se requiere de acuerdo al código aplicable.
Máxima Presión de Operación.- Es la máxima presión de operación que puede
ocurrir en un sistema (tubería, equipo, etc.) durante el ciclo de operación del
proceso.
TRIAC.- O Triodo para Corriente Alterna es un dispositivo semiconductor, de la
familia de los transistores. La diferencia con un tiristor convencional es que éste
101
es unidireccional y el TRIAC es bidireccional. De forma coloquial podría decirse
que el TRIAC es un interruptor capaz de conmutar la corriente alterna.
Temperatura de Operación.- Es la temperatura del fluido durante el ciclo
normal de operación del proceso.
BIBLIOGRAFÍA
102
BIBLIOGRAFÍA
RESNIK.R. HALLIDAY.D: KRANE. K “FISICA”. Cuarta edición: CECSA:
México 2002.
CENGEL. Y. BOLES.M: “TERMODINÁMICA”. Tomo 1. Segunda Edición.
Mc Graw-Hill: Mexico 2000.
AGUNAGA. A: “AUTOMATIZACIÓN DE PROCESOS INDUSTRIALES
CON PLC’S”. Quito. 2007.
DAILY. J. HARLEMAN. D: “DINÁMICA DE LOS FLUIDOS”. Segunda
Edición: M. Graw-Hill. México 1993.
PEREZ C. MATLAB Y SUS APLICACIONES EN LAS CIENCIAS Y LA
INGENIERIA: Prentico Hall. Madrid. 2002.
ANTONIO CREUS SOLE. (1997). Instrumentación Industrial. Barcelona,
Alfaomega.
REFERENCIA WEB
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oleoducteos_y_gasoductos/10491-7
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oleoducteos_y_gasoductos/10491-7
http://www.morken.com.ar/atmos.html
http://es.wikibooks.org/wiki/Impactos_ambientales/Oleoductos_y_gasoductos
ANEXOS
103
Anexo 1. Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
Anexo 2. Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
104
Anexo 3 Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
Anexo 4 Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
105
Anexo 5 Rascador de Poliducto
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
Anexo 6 Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
106
Anexo 7 Panel de control Estación Chalpi
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
Anexo 8 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
107
Anexo 9 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo
Fuente: Estación Chalpi
Autor: Paulina Troya
Anexo 10 Procedimiento de recepción y envío de rascadores
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
108
Anexo 11 Procedimiento de recepción y envío de rascadores
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
Anexo 12 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
109
Anexo 13 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
Anexo 14 Receptor de rascadores
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
110
Anexo 15 Grupos de Bombeo
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
Anexo 16 Panel de control Estación Osayacu
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
111
Anexo 17 Válvulas de recepción de rascadores
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
Anexo 18 Panel de control Estación Osayacu
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
112
Anexo 19 Boleta de control de flujo másico
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
Anexo 20 Boleta de control de grupos
Fuente: Estación Osayacu.
Autor: Paulina Troya
113
Anexo 21 Panel de control Estación Beaterio
Fuente: Estación Beaterio.
Autor: Paulina Troya
Anexo 22 Panel de control Estación Beaterio
Fuente: Estación Beaterio.
Autor: Paulina Troya
114
Anexo 23 Panel de control Estación Beaterio
Fuente: Estación Beaterio.
Autor: Paulina Troya
Anexo 24 Panel de control Estación Beaterio
Fuente: Estación Beaterio.
Autor: Paulina Troya