Los desafíos de la detección de fugas en ductos multifásicos
Ante la creciente necesidad de responder al cambio climático y reducir las emisiones de efecto invernadero, la detección eficaz de fugas en los ductos, especialmente los multifásicos, nunca ha sido más crítica.1
Los ductos multifásicos siguen siendo una forma popular de transporte de fluidos porque pueden operar en una gama más amplia de escenarios que las líneas monofásicas y transportar una mezcla de gas, petróleo y agua.2
Figura 1: Ejemplo de régimen de flujo en estado estacionario de un ducto multifásico
La amplia gama de escenarios en un ducto multifásico es también una de las principales razones por las que se ha avanzado poco en la detección de fugas en ductos multifásicos en las últimas décadas.
Como se observa en la figura 1, un sistema de detección de fugas que cumpla ciertas especificaciones de rendimiento es difícil de seleccionar y mantener para los ductos, ya que las líneas multifásicas funcionan bajo diferentes regímenes de flujo en diferentes momentos.
Otro reto al que se enfrentan los sistemas de detección de fugas en los ductos multifásicos es el alto coste y el escaso rendimiento de la instrumentación. Por ejemplo, para conseguir una precisión de los caudalímetros similar a la de las líneas monofásicas es necesario separar el gas, el agua y el aceite en la entrada y la salida de un ducto multifásico.
Por desgracia, los mejores caudalímetros multifásicos (MPFM) disponibles sólo pueden ofrecer una precisión de entre el dos y el cinco por ciento, el precio de un MPFM supera los 100.000 dólares estadounidenses, los caudalímetros más precisos contienen gamma que requiere una cuidadosa supervisión y mantenimiento.
En los últimos años se han realizado importantes investigaciones y pruebas de campo para desarrollar soluciones que aborden los retos de los sistemas de detección de fugas en ductos multifásicos.
A continuación, explicaremos las tecnologías probadas en tres ductos multifásicos:
- Ductos multifásicos con separadores
- Ductos multifásicos en alta mar
- Ductos multifásicos en tierra firme
Ductos multifásicos con separadores
En el ejemplo de dos ductos multifásicos de 30 pulgadas y 21 km de longitud, el operador había decidido medir el gas, el condensado y el MEG por separado en el punto de entrada antes de combinarlos para la entrada al ducto de exportación.
El ducto de exportación recibe el flujo multifásico a través de un receptor de raspadores (pigs), que luego se separa en las tres fases mediante un separador para que el gas, el condensado y el MEG se midan por separado.
Figura 2: Diagrama esquemático del proceso de dosificación del gas, el condensado y el MEG
Se dispone de mediciones de flujo y presión en ambos extremos de estos dos ductos, por lo que se utiliza el sistema estadístico de detección de fugas en ductos Atmos Pipe.
Las acumulaciones de líquidos (slug) son un desafío para el mantenimiento de un sistema fiable de detección de fugas en estos dos ductos multifásicos. Se forman y llegan a la terminal de recepción debido al pigging, al slugging inducido por el terreno y a los picos de arranque.
La ventaja de un sistema como Atmos Pipe es que pueden ajustarse para hacer frente al slug sin que se produzcan falsas alarmas. Para ambos ductos, no se genera ninguna alarma de fuga por la operación de pigging y la acumulación de slugs líquidos.
Ductos multifásicos en altamar
En 2019, Atmos llevó a cabo una prueba en un ducto multifásico en alta mar en Estados Unidos. El ducto tenía 8 pulgadas de diámetro y 2,5 km de longitud. Transportaba principalmente petróleo y agua con una pequeña fracción de gas.
No había instrumentación en este ducto cuando Atmos comenzó esta prueba, por lo que se instaló un sensor de presión dinámica y un medidor de flujo Doppler en la entrada y la salida, junto con una antena GPS para la detección fiable de fugas y la localización precisa de las mismas.
Figura 3: La configuración del sistema de instrumentación para el ensayo de detección de fugas en ductos multifase
Los datos de flujo y presión se enviaron a una estación de trabajo donde se instaló el sistema de detección de fugas por onda de presión negativa. Entre marzo y octubre de 2019, se analizó y evaluó la calidad de los datos operativos y se comprobó que, si bien las lecturas de los caudalímetros eran útiles para la indicación de la dirección de la onda, proporcionaban poca información para la detección de fugas basada en el caudal.
Los datos de flujo de los medidores Doppler de pinza mostraban la presencia de burbujas de gas en la salida, lo que presentaba la posibilidad de una discrepancia del 35% entre las lecturas de flujo de entrada y salida. Esto llevó a añadir la detección de fugas por onda de presión negativa en el ducto utilizando los datos de flujo y presión. Las lecturas del caudalímetro se utilizan en paralelo con la presión para distinguir las fugas de los cambios operativos rutinarios.
Figura 4: Instalación del medidor de presión y de flujo
Se realizaron múltiples pruebas de extracción de fluidos con el apoyo del operador para identificar el umbral de la menor fuga detectable sin producir o produciendo el menor número de falsas alarmas. Las conclusiones del análisis de datos y de las pruebas de fugas fueron que en este ducto multifásico se podía detectar una fuga del 3% con un nivel sustancialmente bajo de falsas alarmas. Además, el precio de la instrumentación era similar al que se utilizaría en los ductos monofásicos.
Ductos multifásicos en tierra firme
Este cliente maneja un ducto NP 6 multifásico en tierra firme que pasa por debajo de un río, por lo que se requiere un sistema eficaz de detección de fugas. El ducto tiene sólo 3,7 kilómetros de longitud, pero tiene un cambio de elevación de 70 metros durante su transición bajo el agua, lo que da lugar a cambios en el régimen de flujo de fluidos a lo largo del ducto. Esto supone un reto en el desarrollo de un sistema de detección de fugas sin medición de componentes y balance de flujo másico.
Figura 5: Perfil de elevación del ducto multifase: una caída de 70 metros en el cruce del río
No sólo eso, sino que el ducto contiene una mezcla muy variable de petróleo y gas en la que el régimen de flujo no es fijo y varía entre el flujo de burbuja alargada, slug y el flujo de chorro. Este es uno de los escenarios más difíciles para la detección eficaz de fugas, por lo que dio lugar a un proyecto de investigación de cuatro años entre el cliente y Atmos.
Se instaló un sensor de presión en cada lado del río cuando comenzó la investigación inicial en 2018. Las pruebas de fugas pusieron a prueba las capacidades del sistema de ondas de presión negativas y, de las ocho fugas generadas, solo una fue detectable por el sistema. Se descubrió que las burbujas de gas alargadas causadas por la composición variable del petróleo y el gas afectaban al rendimiento del sistema basado en la presión, por lo que se recomendó añadir dos sensores de presión en el ducto.
Los nuevos datos de presión adicionales permiten al algoritmo de detección de fugas cotejar las ondas de presión negativas con todos los sensores de presión disponibles y deducir si el evento es operativo o una fuga, mejorando la fiabilidad cuando se trabaja con un escenario de flujo multifásico.
Se realizaron más pruebas de fugas con los dos sensores de presión adicionales y los resultados mostraron que el sistema de ondas de presión negativas detectó la mayor parte de las fugas controladas manteniendo un bajo índice de falsas alarmas.
Para reducir el tamaño mínimo de la fuga detectable sin aumentar la tasa de falsas alarmas, se llevaron a cabo nuevas investigaciones a petición del cliente que consideraron las siguientes áreas de mejora:
- Instrumentación de campo
- Operaciones de ductos
- Herramienta de inspección en línea
Junto con la transición de nuestro cliente a operaciones más suaves, se descubrió que el sistema de ondas de presión negativas podía detectar suficientemente las fugas más pequeñas sin aumentar la tasa de falsas alarmas.
Figura 6: La detección de una fuga menor
En los ductos multifásicos también se suelen utilizar pigs para limpiar los ductos de residuos y líquidos estancados. Atmos desarrolló un pig de detección acústica, una herramienta de detección de fugas fuera de línea que podría detectar incluso las fugas más pequeñas que pasarían desapercibidas para el sistema en línea. Al igual que las soluciones alcanzadas en el caso de los ductos en alta mar que hemos comentado anteriormente, esta herramienta es rentable y fácil de instalar in situ, ya que es más pequeña y se puede acoplar a un pig de limpieza antes del pigging rutinario.
La investigación y las pruebas de campo mencionadas anteriormente se llevaron a cabo entre 2018 y 2022, y concluyeron que el sistema de ondas de presión negativas junto con las herramientas de inspección fuera de línea, como el pig de detección acústica, pueden detectar con precisión las fugas y generar un mínimo de falsas alarmas. El sistema en línea entró en funcionamiento en marzo de 2022 y no se ha generado ninguna falsa alarma.
Cambiando el futuro de la detección de fugas en ductos multifásicos
Aunque la detección de fugas en ductos multifásicos presenta un riesgo de alto coste, complejidad e inexactitud, Atmos ha llevado a cabo tres proyectos que demuestran la viabilidad de un sistema de detección de fugas fiable y sensible.
Para saber más sobre los nuevos descubrimientos en la detección de fugas en ductos multifásicos, descargue el documento completo tal como se presentó por primera vez en la Conferencia y Exposición Internacional de Ductos 2022.