Detección de fugas

La detección de fugas en tuberías se utiliza para determinar si se ha producido una fuga (y, en algunos casos, dónde) en sistemas que contienen líquidos y gases. Los métodos de detección incluyen pruebas hidrostáticas , pruebas de fugas con gas trazador , tecnología infrarroja, láser y tecnologías acústicas o de sonar . Algunas tecnologías se utilizan solo durante la instalación y puesta en servicio inicial de las tuberías, mientras que otras se pueden utilizar para el monitoreo continuo durante el servicio.

Las redes de tuberías son un modo de transporte de petróleo, gases y otros productos líquidos. Como medio de transporte de larga distancia, las tuberías deben cumplir con altas exigencias de seguridad, confiabilidad y eficiencia. Si se mantienen adecuadamente, las tuberías pueden durar indefinidamente sin fugas. Algunas fugas importantes que ocurren son causadas por daños en excavaciones cercanas, pero la mayoría de las fugas son causadas por corrosión y fallas del equipo y un funcionamiento incorrecto. ^[1] Si una tubería no se mantiene adecuadamente, puede corroerse, particularmente en las juntas de construcción, puntos bajos donde se acumula humedad o lugares con imperfecciones en la tubería. Otras razones de fugas incluyen daños por fuerzas externas (como daños por colisiones de automóviles o plataformas de perforación) y fuerzas naturales (como movimiento de tierra, lluvias intensas e inundaciones, rayos y temperatura). ^[1]

Descripción general

El método de detección de fugas más común para los operadores de tuberías se denomina sistema de control de supervisión y adquisición de datos (SCADA). Este sistema utiliza una serie de sensores para rastrear datos como la presión, los caudales, la temperatura y si las válvulas están abiertas o cerradas. Los sensores transmiten la información a una sala de control donde los operadores determinan la legitimidad de las alarmas de fugas. Algunos sistemas han añadido el sistema de monitorización computacional de tuberías (CPM), cuya principal tarea es detectar fugas. Los operadores de tuberías han informado a la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías del Departamento de Transporte de los EE. UU. de que estos sistemas son ineficientes en la detección de fugas. Incluso con estos sistemas instalados, se informa que el sistema SCADA ha detectado solo el 19 % de las fugas, y el sistema CPM solo el 10 % de las fugas. ^[2]^[1]

El objetivo principal de los sistemas de detección de fugas (LDS) es ayudar a los controladores de tuberías a detectar y localizar fugas. Los LDS proporcionan alarmas y muestran otros datos relacionados a los controladores de tuberías para ayudar en la toma de decisiones. Los sistemas de detección de fugas en tuberías también pueden mejorar la productividad y la fiabilidad del sistema gracias a la reducción del tiempo de inactividad y del tiempo de inspección.

Según el documento API "RP 1130", los LDS se dividen en LDS internos y LDS externos. Los sistemas internos utilizan instrumentación de campo (por ejemplo, sensores de caudal, presión o temperatura del fluido) para supervisar los parámetros internos de la tubería. Los sistemas externos utilizan un conjunto de instrumentación de campo diferente e independiente (por ejemplo, radiómetros infrarrojos o cámaras térmicas , sensores de vapor, micrófonos acústicos o cables de fibra óptica) para supervisar los parámetros externos de la tubería.

Normas y reglamentos

Algunos países regulan formalmente el funcionamiento de los oleoductos.

API RP 1130 "Monitoreo computacional de tuberías para líquidos" (EE. UU.)

Esta práctica recomendada (PR) ^[3] se centra en el diseño, la implementación, la prueba y la operación de LDS que utilizan un enfoque algorítmico. El propósito de esta práctica recomendada es ayudar al operador de la tubería a identificar problemas relevantes para la selección, implementación, prueba y operación de un LDS.

TRFL (Alemania)

TRFL es la abreviatura de "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Reglamento técnico para sistemas de tuberías). ^[4] El TRFL resume los requisitos para las tuberías que están sujetas a regulaciones oficiales. Abarca las tuberías que transportan líquidos inflamables, las tuberías que transportan líquidos que son peligrosos para el agua y la mayoría de las tuberías que transportan gas. Se requieren cinco tipos diferentes de LDS o funciones LDS:

Dos LDS independientes para la detección continua de fugas durante el funcionamiento en estado estable. Uno de estos sistemas o uno adicional también debe ser capaz de detectar fugas durante el funcionamiento transitorio, por ejemplo, durante el arranque de la tubería.
Un LDS para detección de fugas durante el funcionamiento en vacío
Un LDS para fugas progresivas
Un LDS para la localización rápida de fugas

Requisitos

API 1155 ^[5] (reemplazada por API RP 1130 ^[3] ) define los siguientes requisitos importantes para un LDS:

Sensibilidad: Un sistema de detección de fugas debe garantizar que la pérdida de fluido como resultado de una fuga sea lo menor posible. Esto impone dos requisitos al sistema: debe detectar fugas pequeñas y debe detectarlas rápidamente.
Fiabilidad: El usuario debe poder confiar en el LDS. Esto significa que debe informar correctamente cualquier alarma real, pero es igualmente importante que no genere falsas alarmas.
Precisión: algunos sistemas de detección de fugas pueden calcular el caudal y la ubicación de las fugas. Esto debe hacerse con precisión.
Robustez: El LDS debe seguir funcionando en circunstancias no ideales. Por ejemplo, en caso de una falla del transductor, el sistema debe detectar la falla y seguir funcionando (posiblemente con los compromisos necesarios, como una sensibilidad reducida).

Condiciones de estado estable y transitorias

En condiciones de estado estable, el caudal, las presiones, etc. en la tubería son (más o menos) constantes a lo largo del tiempo. En condiciones transitorias, estas variables pueden cambiar rápidamente. Los cambios se propagan como ondas a través de la tubería con la velocidad del sonido del fluido. Las condiciones transitorias se producen en una tubería, por ejemplo, al arrancar, si cambia la presión en la entrada o la salida (incluso si el cambio es pequeño), y cuando cambia un lote, o cuando hay varios productos en la tubería. Las tuberías de gas casi siempre están en condiciones transitorias, porque los gases son muy compresibles. Incluso en tuberías de líquidos, los efectos transitorios no se pueden ignorar la mayor parte del tiempo. El LDS debe permitir la detección de fugas en ambas condiciones para proporcionar detección de fugas durante todo el tiempo de funcionamiento de la tubería.

LDS con base interna

Los sistemas internos utilizan instrumentación de campo (por ejemplo, para caudal, presión y temperatura del fluido) para monitorear los parámetros internos de la tubería que se utilizan para detectar posibles fugas. ^[3] El costo y la complejidad del sistema de LDS internos son moderados porque utilizan instrumentación de campo existente. Este tipo de LDS se utiliza para requisitos de seguridad estándar. ^[6]

Monitoreo de presión/caudal

Una fuga altera el sistema hidráulico de la tubería y, por lo tanto, modifica las lecturas de presión o caudal después de un tiempo. Por lo tanto, el control local de la presión o el caudal en un solo punto puede proporcionar una detección sencilla de fugas. Como se realiza localmente, en principio no requiere telemetría . Sin embargo, solo es útil en condiciones de estado estable y su capacidad para tratar con tuberías de gas es limitada. ^[7]

Ondas de presión acústica

El método de ondas de presión acústicas analiza las ondas de rarefacción que se producen cuando se produce una fuga. Cuando se produce una rotura de la pared de una tubería, el fluido o el gas escapan en forma de un chorro de alta velocidad. Esto produce ondas de presión negativas que se propagan en ambas direcciones dentro de la tubería y se pueden detectar y analizar. Los principios operativos del método se basan en la característica muy importante de las ondas de presión de viajar a grandes distancias a la velocidad del sonido guiadas por las paredes de la tubería. La amplitud de una onda de presión aumenta con el tamaño de la fuga. Un algoritmo matemático complejo analiza los datos de los sensores de presión y es capaz de señalar en cuestión de segundos la ubicación de la fuga con una precisión inferior a 50 m (164 pies). Los datos experimentales han demostrado la capacidad del método para detectar fugas de menos de 3 mm (0,1 pulgadas) de diámetro y operar con la tasa de falsas alarmas más baja de la industria: menos de 1 falsa alarma por año. ^[8]

Sin embargo, el método no puede detectar una fuga continua después del evento inicial: después de la ruptura de la pared de la tubería, las ondas de presión iniciales disminuyen y no se generan ondas de presión posteriores. Por lo tanto, si el sistema no detecta la fuga (por ejemplo, porque las ondas de presión quedaron enmascaradas por ondas de presión transitorias causadas por un evento operativo como un cambio en la presión de bombeo o el cambio de válvulas), el sistema no detectará la fuga continua.

Métodos de equilibrio

Estos métodos se basan en el principio de conservación de la masa . En estado estacionario, el flujo de masa que entra en una tubería sin fugas equilibrará el flujo de masa que sale de ella; cualquier caída en la masa que sale de la tubería (desequilibrio de masa ) indica una fuga. Los métodos de equilibrio miden y utilizan caudalímetros y finalmente calculan el desequilibrio, que es una estimación del flujo de fuga real desconocido. La comparación de este desequilibrio (normalmente monitoreado durante varios períodos) con un umbral de alarma de fuga genera una alarma si se produce este desequilibrio monitoreado. ^[7] Los métodos de equilibrio mejorados también tienen en cuenta la tasa de cambio del inventario de masa de la tubería. Los nombres que se utilizan para las técnicas de equilibrio de línea mejoradas son equilibrio de volumen, equilibrio de volumen modificado y equilibrio de masa compensado. ^[3] ${\dot {M}}_{I}$ ${\dot {M}}_{O}$ ${\punto {M}}_{I}-{\punto {M}}_{O}$ ${\dot {M}}_{I}$ ${\dot {M}}_{O}$ ${\estilo de visualización \gamma}$

Métodos basados en el estado-observador

Estos métodos se basan en observadores de estado que se diseñan a partir de modelos matemáticos de fluidos expresados en representación de espacio de estados . Estos métodos se pueden clasificar en dos tipos: observadores de dimensión infinita y observadores de dimensión finita. El primer tipo se basa en un par de ecuaciones diferenciales parciales hiperbólicas cuasi-lineales: una ecuación de momento y una ecuación de continuidad que representan la dinámica de fluidos en una tubería. Los observadores de dimensión finita se construyen a partir de una versión concentrada de las ecuaciones de momento y de continuidad. Se han utilizado varios tipos de observadores para la detección de fugas, por ejemplo, filtros de Kalman , ^[9] observadores de alta ganancia, ^[10]^[11]^[12] observadores de modo deslizante ^[13] y observadores de tipo Luenberger. ^[14]

Métodos estadísticos

Los métodos estadísticos de detección de fugas utilizan métodos estadísticos (por ejemplo, del campo de la teoría de decisiones ) para analizar la presión/flujo en un solo punto o el desequilibrio para detectar una fuga. ^[7] Esto genera la oportunidad de optimizar la decisión sobre fugas si se cumplen algunos supuestos estadísticos. Un enfoque común es el uso del procedimiento de prueba de hipótesis .

{\text{Hipótesis}}H_{0}:{\text{ Sin fugas}}

{\text{Hipótesis}}H_{1}:{\text{ Fuga}}

Este es un problema de detección clásico y existen varias soluciones conocidas a partir de las estadísticas. ^[15]

Métodos RTTM

RTTM significa "Real-Time Transient Model" (modelo transitorio en tiempo real). ^[7] Los RTTM LDS utilizan modelos matemáticos del flujo dentro de una tubería utilizando leyes físicas básicas como la conservación de la masa , la conservación del momento y la conservación de la energía . Los métodos RTTM pueden considerarse una mejora de los métodos de equilibrio, ya que utilizan además el principio de conservación del momento y la energía. Un RTTM permite calcular el flujo másico , la presión , la densidad y la temperatura en cada punto a lo largo de la tubería en tiempo real con la ayuda de algoritmos matemáticos. Los RTTM LDS pueden modelar fácilmente el flujo en estado estable y transitorio en una tubería. Con la tecnología RTTM, se pueden detectar fugas durante condiciones de estado estable y transitorias. Con una instrumentación que funcione correctamente, las tasas de fuga se pueden estimar funcionalmente utilizando las fórmulas disponibles. ^[16]

Métodos E-RTTM

E-RTTM ^[6]^[7] significa "modelo transitorio en tiempo real extendido", que utiliza tecnología RTTM con métodos estadísticos. Por lo tanto, es posible detectar fugas en condiciones de estado estable y transitorio con alta sensibilidad y se evitarán falsas alarmas utilizando métodos estadísticos.

Para el método residual, un módulo RTTM calcula estimaciones , para el CAUDAL MÁSICO en la entrada y la salida, respectivamente. Esto se puede hacer utilizando mediciones de presión y temperatura en la entrada ( , ) y la salida ( , ). Estos caudales másicos estimados se comparan con los caudales másicos medidos , , lo que produce los residuales y . Estos residuales son cercanos a cero si no hay fugas; de lo contrario, los residuales muestran una firma característica. En un siguiente paso, los residuales son objeto de un análisis de la firma de la fuga. Este módulo analiza su comportamiento temporal extrayendo y comparando la firma de la fuga con las firmas de fuga en una base de datos ("huella digital"). Se declara una alarma de fuga si la firma de fuga extraída coincide con la huella digital. ${\hat {\dot {M}}}_{I}$ ${\hat {\dot {M}}}_{O}$ $estilo de visualización p_{I}}$ $Estilo de visualización T_{I}}$ $estilo de visualización p_{O}}$ $Estilo de visualización T_{O}}$ ${\dot {M}}_{I}$ ${\dot {M}}_{O}$ $x={\punto {M}}_{I}-{\punto {\punto {M}}}_{I}$ $y={\punto {M}}_{O}-{\punto {\punto {M}}}_{O}$

LDS con base externa

Los sistemas externos utilizan sensores locales dedicados. ^[3] Estos LDS son muy sensibles y precisos, pero el costo del sistema y la complejidad de la instalación suelen ser muy altos; ^[17] por lo tanto, las aplicaciones se limitan a áreas especiales de alto riesgo, por ejemplo, cerca de ríos o áreas de protección natural. ^[6]

Detector analítico de fugas térmicas para tuberías sobre el suelo

La termografía basada en análisis de vídeo que utiliza sensores infrarrojos microbolómetros no refrigerados está surgiendo como un método nuevo y eficaz para visualizar, detectar y generar alertas de emisiones superficiales no planificadas de líquidos y líquidos de gas de hidrocarburos. ^[18] La detección y la generación de la alarma demoran menos de 30 segundos. Esta tecnología es adecuada para instalaciones de tuberías sobre el suelo, como estaciones de bombeo, refinerías, sitios de almacenamiento, minas, plantas químicas, cruces de agua y plantas de tratamiento de agua. La necesidad de nuevas soluciones en esta área se debe al hecho de que más de la mitad de las fugas de tuberías ocurren en las instalaciones. ^[19]

La tecnología termográfica de alta calidad mide y visualiza con precisión la emisividad o la radiación infrarroja (calor térmico) de los objetos en imágenes en escala de grises sin necesidad de iluminación ambiental. El producto petrolífero monitoreado (por ejemplo, el petróleo) se distingue de los objetos de fondo por esta diferencia de calor. La adición de un componente de software analítico, generalmente optimizable para abordar mejor una aplicación o entorno específico, permite el análisis, la validación y la generación de informes automatizados de fugas en el sitio, lo que reduce la dependencia de la mano de obra. Una fuga que aparece dentro de una región analítica (una regla agregada a la cámara) se analiza inmediatamente para determinar sus atributos, incluida la temperatura térmica, el tamaño y el comportamiento (por ejemplo, rociado, acumulación, derrame). Cuando se determina que una fuga es válida según los parámetros establecidos, se genera una notificación de alarma con un video de la fuga y se envía a una estación de monitoreo.

La distancia de detección óptima varía y está influenciada por el tamaño de la lente de la cámara, la resolución, el campo de visión, el rango y la sensibilidad de detección térmica, el tamaño de la fuga y otros factores. Las capas de filtros del sistema y la inmunidad a los elementos ambientales, como la nieve, el hielo, la lluvia, la niebla y el resplandor, contribuyen a la reducción de falsas alarmas. La arquitectura de monitoreo de video se puede integrar en sistemas de detección y reparación de fugas (LDAR) existentes, incluidas las redes SCADA, así como otros sistemas de vigilancia. ^[20]

Cable de detección de fugas de aceite digital

Los cables de detección digital consisten en una malla de conductores internos semipermeables protegidos por una malla moldeada aislante permeable. Una señal eléctrica pasa a través de los conductores internos y es monitoreada por un microprocesador incorporado dentro del conector del cable. Los fluidos que escapan pasan a través de la malla permeable externa y entran en contacto con los conductores semipermeables internos. Esto provoca un cambio en las propiedades eléctricas del cable que es detectado por el microprocesador. El microprocesador puede localizar el fluido con una resolución de 1 metro a lo largo de su longitud y proporcionar una señal apropiada a los sistemas de monitoreo o a los operadores. Los cables de detección pueden enrollarse alrededor de tuberías, enterrarse bajo la superficie con tuberías o instalarse como una configuración de tubería dentro de tubería. ^[21]

Pruebas de tuberías por radiometría infrarroja

Las pruebas termográficas infrarrojas en tuberías han demostrado ser precisas y eficientes para detectar y localizar fugas en tuberías subterráneas, huecos causados por erosión, aislamiento deteriorado de tuberías y relleno deficiente. Cuando una fuga en una tubería ha permitido que un fluido , como el agua, forme una columna cerca de una tubería, el fluido tiene una conductancia térmica diferente a la del suelo seco o el relleno. Esto se reflejará en diferentes patrones de temperatura de la superficie por encima de la ubicación de la fuga. Un radiómetro infrarrojo de alta resolución permite escanear áreas enteras y mostrar los datos resultantes como imágenes con áreas de diferentes temperaturas designadas por diferentes tonos de gris en una imagen en blanco y negro o por varios colores en una imagen en color. Este sistema mide solo los patrones de energía de la superficie, pero los patrones que se miden en la superficie del suelo por encima de una tubería enterrada pueden ayudar a mostrar dónde se están formando fugas en la tubería y los huecos de erosión resultantes; detecta problemas a una profundidad de hasta 30 metros por debajo de la superficie del suelo. ^[22]

Detectores de emisiones acústicas

Los líquidos que escapan crean una señal acústica cuando pasan a través de un orificio en la tubería. Los sensores acústicos fijados al exterior de la tubería crean una "huella acústica" de referencia de la línea a partir del ruido interno de la tubería en su estado intacto. Cuando se produce una fuga, se detecta y analiza una señal acústica de baja frecuencia resultante. Las desviaciones de la "huella" de referencia señalan una alarma. ^[6]^[23] Ahora los sensores tienen una mejor disposición con selección de banda de frecuencia, selección de rango de retardo de tiempo, etc. Esto hace que los gráficos sean más nítidos y fáciles de analizar. Hay otras formas de detectar fugas. Los geófonos terrestres con disposición de filtros son muy útiles para localizar la ubicación de la fuga. Ahorra el costo de excavación. El chorro de agua en el suelo golpea la pared interior del suelo o del hormigón. Esto creará un ruido débil. Este ruido decaerá al subir a la superficie. Pero el sonido máximo solo se puede captar en la posición de la fuga. Los amplificadores y filtros ayudan a obtener un ruido claro. Algunos tipos de gases que ingresan a la tubería crearán una variedad de sonidos al salir de la tubería. Además de la detección pasiva, se han propuesto métodos activos basados en sonar para la detección de fugas, basados en respuestas características de burbujas multifásicas y antiburbujas . ^[24]

Tubos de detección de vapor

El método de detección de fugas mediante un tubo sensor de vapor consiste en instalar un tubo a lo largo de toda la longitud de la tubería. Este tubo, en forma de cable, es muy permeable a las sustancias que se deben detectar en la aplicación concreta. Si se produce una fuga, las sustancias que se deben medir entran en contacto con el tubo en forma de vapor, gas o disueltas en agua. En caso de fuga, una parte de la sustancia que se escapa se difunde en el tubo. Después de un cierto tiempo, el interior del tubo genera una imagen precisa de las sustancias que lo rodean. Para analizar la distribución de la concentración presente en el tubo sensor, una bomba empuja la columna de aire en el tubo a una velocidad constante frente a una unidad de detección. La unidad de detección situada en el extremo del tubo sensor está equipada con sensores de gas. Cada aumento de la concentración de gas produce un "pico de fuga" pronunciado. ^[6]^[25]^[26]

Detección de fugas mediante fibra óptica

Se comercializan al menos dos métodos de detección de fugas mediante fibra óptica : la detección de temperatura distribuida (DTS) y la detección acústica distribuida (DAS). El método DTS implica la instalación de un cable de fibra óptica a lo largo de la tubería que se está monitoreando. Las sustancias que se van a medir entran en contacto con el cable cuando se produce una fuga, lo que cambia la temperatura del cable y cambia la reflexión del pulso del haz láser, lo que indica una fuga. La ubicación se conoce midiendo el retraso de tiempo entre el momento en que se emite el pulso láser y el momento en que se detecta la reflexión. Esto solo funciona si la sustancia está a una temperatura diferente de la del entorno. Además, la técnica de detección de temperatura distribuida mediante fibra óptica ofrece la posibilidad de medir la temperatura a lo largo de la tubería. Al escanear toda la longitud de la fibra, se determina el perfil de temperatura a lo largo de la fibra, lo que conduce a la detección de fugas. ^[6]^[27]

El método DAS implica una instalación similar de cable de fibra óptica a lo largo de la tubería que se está monitoreando. Las vibraciones causadas por una sustancia que sale de la tubería a través de una fuga cambian la reflexión del pulso del haz láser, lo que indica una fuga. La ubicación se conoce midiendo el retraso de tiempo entre el momento en que se emite el pulso láser y el momento en que se detecta la reflexión. Esta técnica también se puede combinar con el método de detección de temperatura distribuida para proporcionar un perfil de temperatura de la tubería.

Pasos elevados de tuberías

Con frecuencia se realizan vuelos sobre el oleoducto para confirmar la ubicación o para detectar y localizar pequeños derrames que no se pueden identificar con otros métodos. Normalmente, el vuelo sobre el derecho de paso se graba en video, que puede tener algún filtro de imagen, como imágenes térmicas. Los derrames más grandes generalmente se identifican por una "capa" en el humedal o un área de vegetación muerta alrededor del lugar del derrame.

Los vuelos sobre el terreno suelen programarse y no se recomiendan como método principal de detección de fugas. Pueden utilizarse para confirmar rápidamente la presencia y la ubicación de una fuga.

Detección de fugas biológicas

Los métodos biológicos de detección de fugas incluyen el uso de perros, que tienen más probabilidades de ser utilizados una vez que se ha identificado un derrame pero no se lo ha localizado debido a su pequeño tamaño; o por paisajistas que mantienen despejado el paso de la tubería.

Existen varias empresas que pueden proporcionar perros entrenados para identificar el olor de un derrame. Normalmente, un técnico inyecta un fluido en la tubería que los perros están entrenados para rastrear. Luego, los perros dirigirán a los cuidadores hacia una fuga en la tubería. Están entrenados para indicar la concentración más fuerte, por lo que su capacidad de localización suele estar dentro de un radio de un metro. Por lo general, se necesitan entre 24 y 48 horas para movilizar a un equipo, y puede llevar varios días localizar realmente un derrame, dependiendo de la lejanía de la zona.

Los paisajistas mantienen despejados los derechos de paso de las tuberías y también están capacitados para buscar señales de fugas en las tuberías. Este suele ser un proceso programado y no debe considerarse una forma primaria de detección de fugas.

Véase también

Puesta en servicio previa del oleoducto

Referencias

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