UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5995/1/44722_1.pdf · por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que

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

http://tramites.ute.edu.ec/PosgradosAdmision/images/LOGO-UTE_color.gif

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 5 Rascador de Poliducto .................................................................................... 105



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




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


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


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


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.

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Fig. 4 Dos tipos de rascadores limpiatubos.



“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.



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.



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



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.


Fig. 9 Herramienta de curvatura típica



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.



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.

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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”



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).



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.



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.



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).



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


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


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


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



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)



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


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


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.

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

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


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


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


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


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


Fuente: www.tiemporeal.es


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.

http://www.tiemporeal.es/

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


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



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


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


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


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


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


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


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


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.

http://es.wikipedia.org/wiki/V%C3%B3rtice

http://es.wikipedia.org/wiki/Piezoel%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Frecuencia

72

Fig. 34 Medidor de caudal térmico

Fuente:http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/medidores/medidoresdeqentuberias/medido21.jpg


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


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


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


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.


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



77

Fig. 40 Escaneado de resultados del rendimiento poliducto Quito - Ambato



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


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


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


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


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


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


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



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



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



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



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


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



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.


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 ----



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


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.



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

http://es.wikipedia.org/wiki/Semiconductor

http://es.wikipedia.org/wiki/Tiristor

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.

http://es.wikipedia.org/wiki/Interruptor

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_alterna

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

http://es.wikibooks.org/wiki/Impactos_ambientales/Oleoductos_y_gasoductos

http://www.cenidet.edu.mx/subaca/web-elec/posgrados/doctorado/grad_doc_nvc.html

http://www.cronica.com.mx/nota.php?id_nota=457384

http://es.oocities.com/domorus/hw/link_01.htm

http://www.wikilearning.com/curso_gratis/impactos_ambientales-

oleoducteos_y_gasoductos/10491-7

http://www.morken.com.ar/atmos.html


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http://www.cronica.com.mx/nota.php?id_nota=457384


http://www.wikilearning.com/curso_gratis/impactos_ambientales-oleoducteos_y_gasoductos/10491-7








ANEXOS

103

Anexo 1. Panel de control Estación Chalpi

Fuente: Estación Chalpi


Anexo 2. Panel de control Estación Chalpi



104

Anexo 3 Panel de control Estación Chalpi






105

Anexo 5 Rascador de Poliducto






106




Anexo 8 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo



107

Anexo 9 Mantenimiento de válvula dentro de la Estación de Bombeo



Anexo 10 Procedimiento de recepción y envío de rascadores

Fuente: Estación Osayacu.


108

Anexo 11 Procedimiento de recepción y envío de rascadores



Anexo 12 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico



109

Anexo 13 Mantenimiento de los grupos por parte del personal mecánico



Anexo 14 Receptor de rascadores



110

Anexo 15 Grupos de Bombeo



Anexo 16 Panel de control Estación Osayacu



111

Anexo 17 Válvulas de recepción de rascadores



Anexo 18 Panel de control Estación Osayacu



112

Anexo 19 Boleta de control de flujo másico



Anexo 20 Boleta de control de grupos



113

Anexo 21 Panel de control Estación Beaterio

Fuente: Estación Beaterio.





114







Documents

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE …repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5995/1/44722_1.pdf · por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que