Detección de fugas

Esta práctica recomendada (PR) ^{[ 3 ]} se centra en el diseño, la implementación, las pruebas y el funcionamiento de los sistemas de detección de fugas de gas (LDS) que utilizan un enfoque algorítmico. El propósito de esta práctica recomendada es ayudar al operador del oleoducto a identificar los problemas relevantes para la selección, la implementación, las pruebas y el funcionamiento de un LDS.

TRFL es la abreviatura de "Technische Regel für Fernleitungsanlagen" (Regla Técnica para Sistemas de Tuberías). ^{[ 4 ]} La TRFL resume los requisitos para las tuberías sujetas a regulaciones oficiales. Abarca las tuberías que transportan líquidos inflamables, las que transportan líquidos peligrosos para el agua y la mayoría de las que transportan gas. Se requieren cinco tipos diferentes de LDS o funciones LDS:

• Dos sistemas LDS independientes para la detección continua de fugas durante el funcionamiento en estado estacionario. Uno de estos sistemas, o uno adicional, también debe ser capaz de detectar fugas durante el funcionamiento transitorio, por ejemplo, durante el arranque del oleoducto.
• Un sistema LDS para la detección de fugas durante el funcionamiento en reposo.
• Un LDS para fugas lentas
• Un sistema LDS para la localización rápida de fugas

En condiciones de estado estacionario, el caudal, las presiones, etc., en la tubería son (más o menos) constantes en el tiempo. En condiciones transitorias, estas variables pueden cambiar rápidamente. Los cambios se propagan como ondas a través de la tubería a la velocidad del sonido del fluido. Las condiciones transitorias se producen en una tubería, por ejemplo, al arrancar, si cambia la presión en la entrada o la salida (aunque el cambio sea pequeño), cuando cambia un lote o cuando hay varios productos en la tubería. Las tuberías de gas casi siempre se encuentran en condiciones transitorias, debido a la alta compresibilidad de los gases. Incluso en las tuberías de líquidos, los efectos transitorios no pueden ignorarse la mayor parte del tiempo. El sistema de detección de fugas (LDS) debe permitir la detección de fugas en ambas condiciones para proporcionar detección de fugas durante todo el tiempo de operación de la tubería.

Una fuga altera la hidráulica de la tubería y, por lo tanto, modifica las lecturas de presión o caudal después de un tiempo. Por consiguiente, la monitorización local de la presión o el caudal en un solo punto permite una detección sencilla de fugas. Al realizarse localmente, en principio no requiere telemetría . Sin embargo, solo resulta útil en condiciones de estado estacionario y su aplicación en gasoductos es limitada. ^{[ 7 ]}

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

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

Estos métodos se basan en el principio de conservación de la masa . En estado estacionario, el flujo de masa${\displaystyle {\dot {M}}_{I}}$Entrar en una tubería sin fugas equilibrará el flujo másico.${\displaystyle {\dot {M}}_{O}}$abandonándolo; cualquier caída de masa que sale del oleoducto (desequilibrio de masa${\displaystyle {\dot {M}}_{I}-{\dot {M}}_{O}}$) indica una fuga. Los métodos de equilibrado miden${\displaystyle {\dot {M}}_{I}}$y${\displaystyle {\dot {M}}_{O}}$Utilizando caudalímetros , se calcula el desequilibrio, que es una estimación del caudal de fuga real desconocido. Este desequilibrio (normalmente monitorizado durante varios periodos) se compara con un umbral de alarma de fugas.${\displaystyle \gamma }$genera una alarma si se detecta este desequilibrio. ^{[ 7 ]} Los métodos de equilibrado mejorados también tienen en cuenta la tasa de cambio del inventario de masa de la tubería. Los nombres que se utilizan para las técnicas de equilibrado de línea mejoradas son equilibrio de volumen, equilibrio de volumen modificado y equilibrio de masa compensado. ^{[ 3 ]}

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

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

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

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

Este es un problema de detección clásico, y existen varias soluciones conocidas en estadística. ^{[ 15 ]}

RTTM significa "Modelo Transitorio en Tiempo Real". ^{[ 7 ]} Los sistemas RTTM LDS utilizan modelos matemáticos del flujo dentro de una tubería mediante leyes físicas básicas como la conservación de la masa , la conservación del momento y la conservación de la energía . Los métodos RTTM pueden considerarse una mejora de los métodos de balance, ya que también utilizan el principio de conservación del momento y la energía. Un RTTM permite calcular el flujo másico , la presión , la densidad y la temperatura en cada punto a lo largo de la tubería en tiempo real con la ayuda de algoritmos matemáticos. Los sistemas RTTM LDS pueden modelar fácilmente el flujo en estado estacionario y transitorio en una tubería. Mediante la tecnología RTTM, se pueden detectar fugas durante condiciones de estado estacionario y transitorias. Con una instrumentación que funcione correctamente, las tasas de fuga se pueden estimar funcionalmente utilizando fórmulas disponibles. ^{[ 16 ]}

E-RTTM ^{[ 6 ] [ 7 ]} significa "Modelo Transitorio en Tiempo Real Extendido" y utiliza la tecnología RTTM con métodos estadísticos. De esta manera, es posible detectar fugas tanto en estado estacionario como en condiciones transitorias con alta sensibilidad, y se evitan las falsas alarmas mediante el uso de métodos estadísticos.

Para el método residual, un módulo RTTM calcula las estimaciones.${\displaystyle {\hat {\dot {M}}}_{I}}$,${\displaystyle {\hat {\dot {M}}}_{O}}$para el FLUJO MÁSICO en la entrada y la salida, respectivamente. Esto se puede hacer utilizando mediciones de presión y temperatura en la entrada (${\displaystyle p_{I}}$,${\displaystyle T_{I}}$) y salida (${\displaystyle p_{O}}$,${\displaystyle T_{O}}$Estos flujos de masa estimados se comparan con los flujos de masa medidos .${\displaystyle {\dot {M}}_{I}}$,${\displaystyle {\dot {M}}_{O}}$, obteniendo los residuos${\displaystyle x={\dot {M}}_{I}-{\hat {\dot {M}}}_{I}}$y${\displaystyle y={\dot {M}}_{O}-{\hat {\dot {M}}}_{O}}$Estos residuos son prácticamente cero si no hay fugas; de lo contrario, muestran una firma característica. A continuación, se realiza un análisis de la firma de fugas. Este módulo analiza su comportamiento temporal extrayendo y comparando la firma de fugas con las firmas almacenadas en una base de datos ("huella digital"). Se declara una alarma de fuga si la firma de fuga extraída coincide con la huella digital.

La termografía basada en análisis de vídeo mediante sensores infrarrojos de microbolómetro sin refrigeración está emergiendo como un método nuevo y eficaz para visualizar, detectar y generar alertas de emisiones superficiales no planificadas de líquidos y líquidos de hidrocarburos. ^{[ 18 ]} El proceso de detección y generación de alarmas tarda menos de 30 segundos. Esta tecnología es adecuada para instalaciones de tuberías en superficie, como estaciones de bombeo, refinerías, depósitos, minas, plantas químicas, cruces de agua y plantas de tratamiento de agua. La necesidad de nuevas soluciones en este ámbito se debe a que más de la mitad de las fugas en tuberías se producen en instalaciones. ^{[ 19 ]}

La tecnología termográfica de alta calidad mide y visualiza con precisión la emisividad o radiación infrarroja (calor térmico) de los objetos en imágenes en escala de grises sin necesidad de iluminación ambiental. El producto petrolífero monitorizado (por ejemplo, petróleo) se distingue de los objetos del fondo por esta diferencia de calor. La incorporación de un componente de software analítico, generalmente optimizable para adaptarse mejor a una aplicación o entorno específico, permite el análisis, la validación y la notificación automatizados de fugas in situ, reduciendo así la dependencia de la mano de obra. Una fuga que aparece dentro de una región analítica (una regla añadida a la cámara) se analiza inmediatamente para determinar sus atributos, incluyendo la temperatura térmica, el tamaño y el comportamiento (por ejemplo, pulverización, acumulación, derrame). Cuando se determina que una fuga es válida según los parámetros establecidos, se genera una notificación de alarma con vídeo de la fuga y se envía a una estación de monitorización.

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

Los cables de detección digital constan de una malla de conductores internos semipermeables protegida por una malla aislante moldeada permeable. Una señal eléctrica se transmite a través de los conductores internos y es monitorizada por un microprocesador integrado en el conector del cable. Los fluidos que se escapan atraviesan la malla permeable externa y entran en contacto con los conductores internos semipermeables. Esto provoca un cambio en las propiedades eléctricas del cable, que es detectado por el microprocesador. El microprocesador puede localizar el fluido con una resolución de 1 metro a lo largo de su longitud y proporcionar una señal adecuada a los sistemas de monitorización o a los operadores. Los cables de detección pueden enrollarse alrededor de tuberías, enterrarse bajo tierra junto con las tuberías o instalarse en una configuración de tubería dentro de otra tubería. ^{[ 21 ]}

Las pruebas termográficas infrarrojas para tuberías han demostrado ser precisas y eficientes para detectar y localizar fugas subterráneas, cavidades causadas por erosión, aislamiento deteriorado y relleno deficiente. Cuando una fuga permite que un fluido , como el agua, forme una columna cerca de la tubería, este fluido tiene una conductancia térmica diferente a la del suelo seco o el relleno. Esto se refleja en diferentes patrones de temperatura superficial sobre la ubicación de la fuga. Un radiómetro infrarrojo de alta resolución permite escanear áreas completas y mostrar los datos resultantes como imágenes, donde las áreas con diferentes temperaturas se designan con distintos tonos de gris en una imagen en blanco y negro o con varios colores en una imagen a color. Este sistema mide únicamente los patrones de energía superficial, pero los patrones medidos en la superficie del terreno sobre una tubería enterrada pueden ayudar a mostrar dónde se forman las fugas y las consiguientes cavidades por erosión; detecta problemas hasta a 30 metros de profundidad. ^{[ 22 ]}

Los líquidos que se escapan generan una señal acústica al pasar por un orificio en la tubería. Los sensores acústicos instalados en el exterior de la tubería pueden crear una "huella acústica" de referencia a partir del ruido interno de la tubería en su estado normal. Cuando se produce una fuga, se detecta y analiza una señal acústica de baja frecuencia resultante. Las desviaciones de la "huella acústica" de referencia activan una alarma. ^{[ 6 ] [ 23 ]} Los nuevos sensores ofrecen una mejor selección de banda de frecuencia, selección de rango de retardo de tiempo, etc. Esto hace que los gráficos sean más nítidos y fáciles de analizar.

Existen otras formas de detectar fugas, reduciendo así los costos de excavación exploratoria. Los geófonos terrestres con filtrado de señal son muy útiles para localizar fugas. Un chorro de agua a presión que escapa bajo tierra puede generar un ruido tenue que se amortigua al llegar a la superficie. La señal máxima se capta por encima del punto de fuga. Algunos tipos de gases que escapan de una tubería generan diversos sonidos.

Además de la detección pasiva, se han propuesto métodos activos basados ​​en sonar para la detección de fugas, basados ​​en respuestas características de burbujas y antiburbujas multifásicas . ^{[ 24 ]}

El método de detección de fugas mediante tubo sensor de vapor implica la instalación de un tubo a lo largo de toda la tubería. Este tubo, en forma de cable, es altamente permeable a las sustancias que se van a detectar en la aplicación específica. Si se produce una fuga, las sustancias a medir entran en contacto con el tubo en forma de vapor, gas o disueltas en agua. En caso de fuga, parte de la sustancia que se filtra se difunde en el tubo. Tras un cierto período de tiempo, el interior del tubo genera una imagen precisa de las sustancias que lo rodean. Para analizar la distribución de concentración presente en el tubo sensor, una bomba impulsa la columna de aire a través del tubo, pasando por una unidad de detección a velocidad constante. La unidad de detección, situada en el extremo del tubo sensor, está equipada con sensores de gas. Cualquier aumento en la concentración de gas produce un pico de fuga pronunciado. ^{[ 6 ] [ 25 ] [ 26 ]}

Al menos dos métodos de detección de fugas por fibra óptica se están comercializando: la detección distribuida de temperatura (DTS) y la detección acústica distribuida (DAS). El método DTS implica la instalación de un cable de fibra óptica a lo largo de la tubería que se está monitorizando. Las sustancias que se van a medir entran en contacto con el cable cuando se produce una fuga, lo que provoca un cambio en la temperatura del cable y en la reflexión del pulso del haz láser, señalando así la fuga. La ubicación se conoce midiendo el retardo entre la emisión del pulso láser y la detección de la reflexión. Este método solo funciona si la sustancia se encuentra a una temperatura diferente a la del ambiente. Además, la técnica de detección distribuida de temperatura por fibra óptica ofrece la posibilidad de medir la temperatura a lo largo de la tubería. Al escanear toda la longitud de la fibra, se determina el perfil de temperatura a lo largo de la misma, lo que permite la detección de fugas. ^{[ 6 ] [ 27 ]}

El método DAS implica una instalación similar de cable de fibra óptica a lo largo de la tubería que se está monitorizando. Las vibraciones causadas por una sustancia que sale de la tubería a través de una fuga modifican la reflexión del pulso del haz láser, lo que indica la fuga. La ubicación se determina midiendo el retardo entre la emisión del pulso láser y la detección de su reflexión. Esta técnica también puede combinarse con el método de detección de temperatura distribuida para obtener un perfil de temperatura de la tubería.

Los sobrevuelos del oleoducto se realizan con frecuencia para confirmar su ubicación o para detectar y localizar pequeñas fugas que no pueden identificarse mediante otros métodos. Normalmente, el sobrevuelo del derecho de paso se graba en vídeo, que puede incluir algún tipo de filtrado de imagen, como imágenes térmicas. Los derrames de mayor magnitud suelen identificarse por una mancha brillante en los humedales o por una zona de vegetación muerta alrededor del punto de fuga.

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

Los métodos biológicos de detección de fugas incluyen el uso de perros, que suelen utilizarse una vez que se ha identificado una fuga pero no se ha localizado debido a su pequeño tamaño; o por jardineros que mantienen despejada la franja de derecho de paso del oleoducto.

Varias empresas ofrecen perros entrenados para identificar el olor de fugas. Normalmente, un técnico inyecta un fluido en la tubería que los perros rastrean. Estos perros guían a los guías hacia la fuga. Están entrenados para detectar la fuga a la mayor concentración, por lo que su precisión suele ser de un metro. Generalmente, se necesitan entre 24 y 48 horas para movilizar un equipo, y la localización de la fuga puede tardar varios días, dependiendo de la lejanía de la zona.

Los jardineros, capacitados para detectar fugas, se encargan de mantener despejadas las franjas de servidumbre de los oleoductos. Este proceso suele ser programado y no debe considerarse un método principal de detección de fugas.