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Aug 16, 2023

Detección y monitoreo de fugas

P1) ¿Qué tecnología está disponible para el monitoreo de fugas en tuberías de CO2 de fase densa? Chris Davison: API 1130 proporciona una práctica recomendada para el monitoreo computacional de tuberías (CPM) para líquidos.

P1) ¿Qué tecnología está disponible para el monitoreo de fugas en tuberías de CO2 de fase densa?

Chris Davison: API 1130 proporciona una práctica recomendada para el monitoreo computacional de tuberías (CPM) para líquidos. Los cálculos de balance de masa SCADA basados ​​únicamente en datos medidos del medidor de flujo pueden ser poco confiables y producir falsas alarmas. Al combinar los datos medidos con una simulación hidráulica que también puede tener en cuenta las propiedades del fluido y los efectos termodinámicos y al mismo tiempo compensar los errores de medición, es posible identificar la firma de una fuga con resultados más confiables. Se puede adaptar un enfoque de modelo transitorio en tiempo real (RTTM) utilizando la telemetría y la medición existentes. En el caso de tuberías submarinas o enterradas existentes, la instalación de equipos especializados, como fibra, es un desafío y costoso.P2) ¿Cómo se realiza la detección de fugas en líneas de flujo cortas con instrumentación limitada?

David Stobb: Para detectar una fuga en líneas de flujo corto que transportan fluidos no compresibles, necesitamos medir el flujo que entra en un extremo de la línea de flujo corto y luego el flujo que sale en el otro extremo. Monitorear las diferencias de estas dos mediciones puede ayudar a identificar un evento de fuga.

Para líneas de flujo corto, digamos líneas en el rango de medio kilómetro a dos kilómetros, los operadores a menudo no invierten en instrumentación como mediciones de presión, mediciones de temperatura, etc., ni dedican tiempo a un monitoreo extenso. Por lo tanto, no hay datos suficientes para realizar un monitoreo computacional de canalizaciones (CPM) o ejecutar modelos transitorios en tiempo real en tales situaciones, y probablemente tampoco estaría justificado para tales canalizaciones. Por lo tanto, si existen mediciones de flujo en ambos extremos de la tubería, es suficiente monitorear la diferencia y detectar eventos de fuga en casos de fluidos no compresibles.

Sin embargo, para los fluidos comprimibles el enfoque no es tan simplista. Es necesario considerar factores como los cálculos del paquete de líneas, lo que exige un enfoque más integral. P3) La detección, prevención y monitoreo de fugas son desafíos críticos para la economía del hidrógeno. ¿A qué debemos prestar atención?

David Stobb: En una encuesta reciente realizada por DNV, el 82% de los operadores de oleoductos dijeron que sus organizaciones están ingresando activamente al mercado del hidrógeno. Sin lugar a dudas, el ritmo de la transición energética se está acelerando y los operadores de petróleo y gas se están preparando para adaptarse a la transición energética.

El hidrógeno es un fluido novedoso con características únicas. Las organizaciones deben evaluar cuidadosamente la preparación de su infraestructura existente para manejar hidrógeno, ya sea hidrógeno puro, mezclado con gas natural o transportado como amoníaco líquido. Más allá de probar la viabilidad de su infraestructura existente, en términos de composición y diseño, las organizaciones deben invertir en un sistema sólido de detección de fugas que aproveche el monitoreo computacional de tuberías (CPM) y RTTM.

Otro desafío crítico que nuestros clientes enfrentan a menudo es la falta de conocimiento interno y experiencia con respecto a las diferencias operativas de un gasoducto que transporta hidrógeno. Para una transición más segura, estas empresas pueden confiar en un entrenador basado en modelos de alta fidelidad, como el entrenador de Synergi Pipeline Simulator, para capacitar a sus ingenieros en un modelo de simulación de su nuevo sistema. Los operadores de oleoductos pueden utilizar estos modelos para obtener información relevante y conocimientos prácticos y garantizar que los equipos operativos estén preparados para gestionar los oleoductos de hidrógeno en el mundo real.P4) ¿Cómo mantenemos nuestros sistemas de detección de fugas?

David Stobb: El secreto para mantener de manera eficaz y óptima un sistema de detección de fugas es contar con personal bien capacitado y un entorno de comunicación que promueva la transmisión de detalles operativos clave. Independientemente del sistema de detección de fugas en el que invierta, para desbloquear realmente su potencial, la sala de control de tuberías y el personal de soporte o planificación deben mantenerse al tanto de las regulaciones, las operaciones de campo anormales, el estado y las capacidades de la infraestructura de medición, los cambios en las instalaciones y comprender cómo eso influye. operaciones diarias y al mismo tiempo tener una buena visión general de la red y de los factores internos y externos que la afectan. Una empresa operativa se beneficia enormemente de contar con personal dedicado a la detección de fugas para mantenerse al tanto de toda esta importante información.

Desafortunadamente, en una encuesta reciente de la industria entre operadores de oleoductos, la escasez de habilidades y el envejecimiento de la fuerza laboral fueron citados como la segunda barrera más importante al crecimiento después del riesgo político y la inestabilidad. Esto reitera la necesidad de una capacitación periódica para garantizar que el personal de soporte de detección de fugas y los controladores estén completamente capacitados. Los entornos de simulación realistas para capacitar a los controladores de tuberías les ayudarán a reconocer y responder a comportamientos anormales o emergencias de las tuberías, al tiempo que garantizan que sus sistemas de detección de fugas estén actualizados y cumplan con la legislación.P5) ¿Cómo puedo cambiar mi instrumentación para mejorar la detección de fugas?

David Stobb: Para una detección óptima de fugas, es vital garantizar mediciones de flujo y presión de alta calidad y precisión a lo largo de la tubería. Si transporta un fluido que depende en gran medida de la temperatura, también es esencial realizar mediciones frecuentes de temperatura a lo largo de la tubería. Para los sistemas de detección de fugas basados ​​en el modelo transitorio en tiempo real (RTTM), esas mediciones deben proporcionarse en un período de escaneo de 1 a 20 segundos.P6) ¿Qué debo tener en cuenta al invertir en un sistema de software de detección de fugas?

David Stobb: Un sistema sonoro de detección de fugas es sólido, no solo por lo que ofrece el software sino también por su eficacia en todas las condiciones operativas. También es esencial considerar cuán integral y flexible es la solución. A medida que la industria evoluciona, necesita una solución que pueda manejar variaciones.

Victoria Monsma: Opte siempre por una solución rápida, robusta, confiable y basada en tecnología probada. Además, recomiendo utilizar una combinación de diferentes técnicas.P7) ¿Es posible algún desarrollo técnico para incrustar gel sintético en el material de recubrimiento y envoltura que pueda activarse y autogelificarse para enmascarar y sellar cualquier posible fuga menor?

Chris Davison: Si bien es una idea interesante, es necesario realizar mucha investigación antes de implementar dicha tecnología en las tuberías. El gel sintético probablemente afectará la eficiencia de la tubería y sería difícil de aplicar, mantener e inspeccionar. Es necesario estudiar detenidamente los impactos y la viabilidad de dichas tecnologías. P8) ¿Existe alguna tecnología competente que pueda detectar cualquier fuga o anomalía (posible fuga antes de que ocurra) a lo largo de una tubería no metálica de gas o hidrógeno, por ejemplo, una tubería GRE? En caso negativo, ¿existe alguna tecnología prometedora?

David Stobb: El monitoreo computacional de tuberías (CPM) es una solución de detección de fugas confiable y probada en el tiempo para tuberías no metálicas de gas o hidrógeno. CPM es una solución eficaz independientemente del material de la tubería, siempre que se instale instrumentación para medir presiones y flujos.

La solución CPM de Synergi Pipeline Simulator, por ejemplo, combina un modelo hidráulico transitorio con mediciones de tuberías en tiempo real, creando lo que se conoce como un modelo transitorio en tiempo real (RTTM). El sistema simula el comportamiento hidráulico y termodinámico del flujo en cada punto de la tubería y compara en tiempo real los valores reales (medidas recibidas de la instrumentación) con los valores calculados para verificar que los procesos avanzan como se espera.

P9) Los perros rastreadores entrenados pueden detectar fugas en las tuberías. ¿Hasta qué punto tienen éxito?

David Stobb: Se sabe que los operadores utilizan perros rastreadores para detectar fugas de gas y petróleo o grifos ilegales, especialmente en zonas rurales o de difícil acceso. Sin embargo, la tecnología ha avanzado mucho y la mayoría de las empresas operadoras utilizan con frecuencia dispositivos rastreadores portátiles, fiables y más accesibles y rentables. Hoy en día es más rápido, más barato y más confiable detectar fugas utilizando los dispositivos y la tecnología adecuados.

Victoria Monsma: Los perros tienen habilidades superiores para detectar fugas de gas. Los perros pueden detectar concentraciones en el rango de ppb (partes por mil millones), algo que los humanos no pueden. Esto no se ve afectado por las condiciones climáticas. Esto hace que los perros sean muy adecuados para detectar pequeñas fugas subterráneas. Los perros se utilizan normalmente para segmentos cortos de tuberías. Esta es una buena opción cuando es difícil localizar la fuga utilizando otras técnicas con precisión. Sin embargo, los perros deben estar entrenados y certificados para la detección de fugas.

P10) ¿Se pueden monitorear las fugas de tuberías vía satélite?

David Stobb: Existen soluciones de detección de fugas basadas en satélites para oleoductos y gasoductos que utilizan diversos aspectos de las imágenes satelitales. Las soluciones suelen implicar el uso de imágenes multiespectrales para inferir la presencia de fluidos filtrados o para detectar directamente una fuga, por ejemplo, detectando la longitud de onda emitida por el metano para identificar ubicaciones críticas. Sin embargo, a nuestro entender, dicho monitoreo no se realiza en tiempo real, y puede haber un retraso significativo del orden de días o meses para informar sobre posibles sitios de fuga, ya que los escaneos satelitales deben analizarse durante un período para detectar cualquier posible fuga. cambio en topografía, vegetación y otros parámetros.

Victoria Monsma: El monitoreo satelital requiere mejorar los tiempos de respuesta y la precisión en comparación con la situación actual. Tiene varias desventajas: se ve afectado por el clima, no tiene en cuenta las pequeñas fugas y tiene una respuesta lenta y un tiempo de procesamiento prolongado.

¿Tiene más preguntas sobre la detección y el monitoreo de fugas? ¿Quiere hablar con un experto de DNV o saber más sobre nuestras soluciones? Envíe sus consultas aquí o escríbanos a [email protected]Los expertos David Stobb, ingeniero principal de tuberías, DNVDavid Stobb ha trabajado en DNV durante más de 26 años y ha estado involucrado en la implementación de sistemas de detección de fugas basados ​​en modelos transitorios en tiempo real para tuberías de transmisión. Además de las implementaciones de sistemas de detección de fugas, brinda supervisión técnica a un equipo de ingenieros y consultores que brindan diversas soluciones que involucran modelos hidráulicos transitorios. Victoria Monsma, especialista senior en integridad de tuberías, DNV Victoria es especialista senior en integridad en DNV. Proporciona servicios de asesoramiento técnico experto para empresas de petróleo y gas, incluido el diseño y la verificación posterior a la construcción de oleoductos y gasoductos, evaluaciones de seguridad e integridad, programas de gestión de integridad de activos y muchos otros aspectos de la tecnología de oleoductos.

Victoria es experta en la materia en el campo de la reutilización de redes de gas natural existentes para el transporte de hidrógeno. También participa en el desarrollo de carteras de servicios, metodologías, directrices y especificaciones de servicios de hidrógeno. Con una amplia gama de experiencia, Victoria apoya a los clientes de DNV en la toma de decisiones informadas al convertir sus activos existentes a hidrógeno. Victoria es miembro de un grupo de trabajo que desarrolla estándares holandeses para tuberías NEN 3650/3651: requisitos para sistemas de tuberías. Chris Davison, gerente de producto, DNVCris tiene 25 años de experiencia en la implementación, mantenimiento y soporte de sistemas de detección de fugas basados ​​en modelos transitorios en tiempo real. . Pasó los últimos 13 años en DNV como consultor principal y experto en la materia. Chris asumió recientemente el rol de Gerente de Producto para Synergi Pipeline Simulator, el software de simulación de flujo transitorio de DNV, e impulsa la estrategia futura, la hoja de ruta y el control de calidad de esta herramienta reconocida internacionalmente. Tiene su sede en el Reino Unido y ha supervisado varios proyectos de detección de fugas en las regiones EMEA y APAC.