ANALISIS DE INCIDENTES - NIVEL AVANZADO TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCION Prop—sitos del M—dulo __________________________________________________ 2 SECCION 1 - ANALIZANDO LOS INCIDENTES Introducci—n __________________________________________________________ Definici—n de Incidente ________________________________________________ Modelo de Toma de Decisiones __________________________________________ Reconocimiento de la Situaci—n __________________________________________ Activadores de Fugas __________________________________________________ Aplicaci—n del Proceso de Soluci—n del Problema a la Regla de los 10 Minutos ____ Repaso 1 ____________________________________________________________ SECCION 2 - CIERRE DE VALVULAS Introducci—n __________________________________________________________ Efecto del Cierre de V‡lvula sobre la Velocidad y Presi—n: Sin Camino Alterno para el Flujo __________________________________________________________ Efecto del Cierre de V‡lvula sobre la Velocidad y Presi—n: Camino Alterno para el Flujo __________________________________________________________ Efecto del Cierre de V‡lvula sobre el Rendimiento de la Bomba y los Gradientes Hidr‡ulicos __________________________________________________________ Ejemplo 1 - Cierre de V‡lvula en la L’nea Principal __________________________ Repaso 2 ____________________________________________________________ SECCION 3 - SEPARACION/GASIFICACION DE COLUMNA Introducci—n __________________________________________________________ Razones para Evitar Separaci—n de Columna ________________________________ C—mo y Por QuŽ Ocurre la Gasificaci—n ____________________________________ Causas de la Separaci—n de la Columna ____________________________________ Restablec’endo la Columna ______________________________________________ Cu‡ndo y D—nde Ocurre Separaci—n de Columna ____________________________ Separaci—n de Columna y Capacidad de Flujo ______________________________ Separaci—n de Columna y Secuencia de Baches ______________________________ Camb’os en Elevaci—n __________________________________________________ Reconocimiento de Separaci—n de Columna ________________________________ Separaci—n de Columna y Fugas __________________________________________ Separaci—n de Columna y Bombas ________________________________________ Separaci—n de Columna y Gradientes Hidr‡ulicos ____________________________ Ejemplo 2 - Separaci—n de Columna ______________________________________ Repaso 3 ____________________________________________________________
3 4 5 6 6 8 12 13 14 16 18 20 23 25 26 27 27 28 28 28 29 29 29 30 31 31 32 36
SECCION 4 - RECICLAJE DE PRESION: FALLA DE LA VALVULA DE RETENCION Introducci—n ________________________________________________________ Falla de V‡lvula de la Estaci—n __________________________________________ Reciclaje de Presi—n y Fugas ____________________________________________ Ejemplo 3 - Reciclaje de Presi—n ________________________________________ Repaso 4 ____________________________________________________________
37 38 40 40 46
SECCION 5 - FUGAS Introducci—n ________________________________________________________ Tama–o de la Fuga ____________________________________________________ Gradientes Hidr‡ulicos en Respuesta a Fugas ______________________________ Presi—n y Cambio de Flujo Aguas Arriba __________________________________ Presi—n de Descarga de Estaci—n y Cambio de Flujo Aguas Abajo ______________ Locazaci—n de la Fuga ________________________________________________ Efecto de la Fuga en el Rendimiento de las Bombas __________________________ Efecto de la Fuga en la Velocidad, Presi—n y Empaque de L’nea ________________ Efecto de los Puntos de Control y Puntos de Ajuste en las Fugas ________________ Efecto del Tiempo de Exploraci—n del Sistema SCADA en la Detecci—n de Fugas __ Ejemplo 4 - Aplicacieon del Modelo de Toma de Decisiones para el An‡lisis de Fuga __ Repaso 5 ____________________________________________________________
47 48 49 50 50 50 50 52 52 53 54 57
SECCION 6 - ERRORES DE INSTRUMENTOS Introducci—n ________________________________________________________ Tipos de Error Instrumental ____________________________________________ Cu‡ndo Sucede ______________________________________________________ En D—nde Sucede ____________________________________________________ Reconocer una Situaci—n________________________________________________ Activador de Fuga ____________________________________________________ Determine la Causa Probable ____________________________________________ Decidia la Acci—n a Tomar ______________________________________________ Falla Instrumental de Presi—n de Succi—n __________________________________ Falla del Fluj—metro __________________________________________________ Falla de Densit—metro __________________________________________________ Ejemplo 5 - Error Instrumental __________________________________________ Repaso 6 ____________________________________________________________
59 60 60 61 61 61 62 63 64 64 65 66 71
RESUMEN ________________________________________________________________ 72 RESPUESTAS ______________________________________________________________ 76
ATENCION El personal de operaciones usa tecnolog’a para alcanzar metas espec’ficas. Un objetivo clave del programa de entrenamiento es promover la comprensi—n de la tecnolog’a que el personal operativo, usa en su trabajo diario. Este programa de entrenamiento refuerza la relacion trabajo-habilidades mediante el suministro de informaci—n adecuada de tal manera que los empleados de oleoductos la puedan aplicar in mediatamente. La informaci—n contenida en los m—dulos es te—rica. El fundamento de la informaci—n b‡sica facilita el entendimiento de la tecnolog’a y sus aplicaciones en el contexto de un sistema de oleoducto. Todos los esfuerzos se han encaminado para que reflejen los principios cient’ficos puros en el programa de entrenamiento. Sin embargo en algunos casos la teor’a ri–e con la realidad de la operaci—n diaria. La utilidad para los operadores de oleoductos es nuestra prioridad mas importante durante el desarrollo de los temas en el Programa de Entrenamiento para el Funcionamiento de Oleoductos.
ANALISIS DE INCIDENTES - NIVEL AVANZADO Técnicas Avanzadas de Operación
© 1995 IPL Technology & Consulting Services Inc. Prohibida la Reproducci—n (Julio 1996) IPL TECHNOLOGY & CONSULTING SERVICES INC. 7th Floor IPL Tower 10201 Jasper Avenue Edmonton, Alberta Canada T5J 3N7 Teléfono Fax
+1-403-420-8489 +1-403-420-8411
Referencia: 8.4 IPL Adv. In. Análisis Marzo, 1998
TECNICAS DE ESTUDIO Para que el aprendizaje de los m—dulos sea m‡s efectivo, se sugiere tener en cuenta las siguientes recomendaciones. 1. Trate de que cada periodo de estudio sea corto pero productivo (de 10 a 45 minutos). Si usted ha establecido que estudiar‡ durante los cinco dias de la semana un total de dos horas por d’a, separe los tiempos de estudio con periodos de descanso de dos a cinco minutos entre cada sesion. Recuerde que generalmente una semana de auto estudio reemplaza 10 de horas de asistencia a clases. Por ejemplo si usted tiene un periodo de tres semanas de autoestudio, deber‡ contar treinta horas de estudio si quiere mantener el ritmo de la mayor’a de los programas de aprendizaje. 2. Cuando usted estŽ estudiando establezca conexiones entre cap’tulos y tareas. Entre m‡s relaciones logre hacer le ser‡ m‡s f‡cil recordar la informaci—n. 3. Hay cuestionarios de auto-evaluaci—n al final de cada secci—n del m—dulo. Habitualmente al completar a estos cuestionarios incrementar‡ su habilidad para recordar la informaci—n. 4. Cuando estŽ leyendo una secci—n o un m—dulo, primero de un vistazo r‡pido a toda el material antes de comenzar la lectura detallada. Lea la introducci—n, conclusiones y preguntas al final de cada secci—n. A continuaci—n como una tarea separada estudie los encabezados, gr‡ficos, figuras y t’tulos. DespuŽs de Žsta excelente tŽcnica de revision previa, usted estar‡ familiarizado con la forma como est‡ organizado el contenido. DespuŽs de la lectura r‡pida continue con la lectura detallada. Su lectura detallada, refuerza lo que ya usted ha estudiado y adem‡s le clarifica el tema. Mientras usted este realizando Žsta lectura detŽngase al final de cada sub-secci—n y pregœntese ÒÀQue es lo que he acabado de leer?Ó
5. Otra tŽcnica de estudio œtil es escribir sus propias preguntas basadas en sus notas de estudio y/o en los t”tulos y subtitulos de los m—dulos. 6. Cuando estŽ tomando notas en el sal—n de clases considere la siguiente tŽcnica. Si usa un cuaderno de argollas escriba solo en las p‡gina de la derecha. Reserve las p‡gina de la izquierda para sus propias observaciones, ideas o ‡reas en las que necesite aclaraciones. Importante: escriba las preguntas que su instructor hace, es posible que usted las encuentre en el cuestionario final. 7. Revise. Revise. Revise, El revisar el material aumentar‡ enormemente su capacidad de recordar. 8. El uso de tarjetas para notas, le ayudar‡ a identificar r‡pidamente ‡reas en las cu‡les usted necesita repasar antes de un ex‡men. Comience por ordenar a conciencia las tarjetas despuŽs de cada sesi—n de lectura. Cuando aparezca una nueva palabra, escr’bala en una cara de la tarjeta y en el reverso escriba la definici—n. Esto es aplicable para todos los m—dulos. Por ejemplo, s’mbolos qu’micos/que representan; estaci—n terminal/definici—n; una sigla (acronismo)/que significa. Una vez haya compilado sus tarjetas y se estŽ preparando para una prueba, ordŽnelas con el lado que contiene las palabras hacia arriba; pase una tras otra para verificar si usted sabe que hay en el reverso. Se ha preguntado usted por quŽ gastar tiempo innecesario en significados o conceptos? Porque las tarjetas que no pudo identificar, le indican las ‡reas en las cu‡les necesita reforzar su estudio. 9. Adicionalmente Žstos m—dulos tienen mŽtodos identificados de ense–anza espec’fica para ayudar a la comprensi—n del tema y su revisi—n. Los tŽrminos (palabras, definiciones), que aparecen en negrilla est‡n en el glosario. Para relacionar la informaci—n de los tŽrminos y su significado, los nœmeros de las p‡ginas aparecen en las definiciones del glosario con el objeto de identificar donde apareci— el tŽrmino por primera vez en el tŽxto. Las definiciones que en el glosario no tienen ningœn nœmero de p‡gina es importante de igual manera entenderlas, pero est‡n completamente explicadas en otro m—dulo.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Los incidentes son cambios en la energ’a total del oleoducto que puedeo no poner en peligro la integridad del sistema del oleoducto. Estos incluyen cierre de v‡lvulas, separaci—n/gasificaci—n de columna, reciclaje de presi—n, y fugas. Los errores instrumentales tambiŽn son considerados como incidentes ya que pueden hacer que un operador piense que existe una fuga u otro evento cr’tico.
INTRODUCCION
El operador debe ser capaz primero de reconocer y luego analizar una situaci—n por medio del uso del an‡lisis de tendencias y las tŽcnicas discutidas en este m—dulo, y entonces decidir la acci—n apropiada, e implementar, monitorear y evaluar la acci—n seleccionada. El proceso para analizar los incidentes es el Modelo de Toma de Decisiones y se presenta en el m—dulo de Soluci—n Avanzada de Problemas.
En Žste m—dulo se muestran representaciones gr‡ficas de un sistema real de oleductos. Por este motivo, las variables contenidas en dichas gr‡ficas se encuentran en inglŽs.
1
PROPOSITOS DEL MODULO
Incidentes espec’ficos se presentan a lo largo del m—dulo, y ser‡n analizados utilizando el Modelo de Toma de Decisiones y la Lista de Activaddres de Fugas, estas situaciones se analizan de una manera consistente con la mayor’a de los Centros de Control. El m—dulo de Ejecuci—n de Actividades No Rutinarias presenta procedimientos actuales para tratar incidentes espec’ficos. Los libros separados de ejercicios proporcionan numerosos ejemplos de an‡lisis de incidentes, usando como gu’a el Modelo de Toma de Decisiones.
PREREQUISITOS El prop—sito de este m—dulo es presentar un proceso para analizar y responder apropiadamente a incidentes que interrumpen el equilibrio de la tuber’a, tales como: ¥ cierre de v‡lvulas, ¥ separaci—n/gasificaci—n de columna, ¥ reciclaje de presi—n, ¥ fugas, ¥ errores instrumentales. Todos los m—dulos dentro de estas fases: Introducci—n al Comportamiento de Fluidos, Equipo de Oleoductos, Representaci—n Gr‡fica de Sistemas, Sistemas de Control de Oleoductos, Comportamiento Avanzado de Fluidos, Programaci—n, TŽcnicas Operativas B‡sicas. Los siguientes m—dulos de la fase de TŽcnicas Avanzadas Operativas: ANALISIS DE TENDENCIA SOLUCIîN AVANZADA DE PROBLEMAS
3
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 1
ANALIZANDO LOS INCIDENTES
Esta secci—n revisa el modelo de toma de decisiones presentado en los m—dulos de Perspectiva Integral de Oleoductos y Soluci—n Avanzada de Problemas. Esta secci—n se enfoca en el lado derecho del model— (aquŽllos pasos y decisiones relacionados con detecci—n de roturas y paralizaci—n de oleoductos), lo conecta con la lista de activadores de ruptura y presenta un camino sistem‡tico para analizar condiciones existentes de la tuber’a a travŽs de informaci—n de lectura de verificaci—n de la estaci—n por medio de un sistema SCADA.
INTRODUCCION
Cualquier evento afecta la energ’a total en el oleoducto y puede poner en peligro la integridad del mismo. Los cierres de v‡lvulas, separaciones/gasificaciones de columna, reciclaje de presi—n, fugas y errores instrumentales deben reconocerse y analizarse r‡pidamente utilizando el Modelo de Toma de Decisiones. Es importante analizar los incidentes de las tuber’as y lograr una conclusi—n l—gica basada en los hechos encontrados a travŽs de los pasos secuenciales del proceso del Modelo de Toma de Decisiones. El operador debe analizar una situaci—n, determinar la causa exacta (si es posible) y tomar acciones inmediatas y apropiadas. Cuando ocurren incidentes mœltiples, el an‡lisis se hace m‡s dif’cil y puede producir conclusiones incorrectas que podr’an llevar a respuestas inapropiadas si el proceso no se sigue paso a paso. Esta secci—n presenta el proceso para analizar incidentes de tuber’as y describe el proceso de an‡lisis que lleva a conclusiones correctas. DespuŽs de esta secci—n, usted ser‡ capaz de completar lo siguiente: ¥ Definir el incidente. ¥ Explicar la importancia de analizar correctamente los incidentes de tuber’as. ¥ Describir el uso del lado derecho del Modelo de Toma de Decisiones.
OBJETIVOS
3
PROGRAMA
DEFINICION DEL INCIDENTE
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Un incidente es cualquier evento que afecta la energ’a total en la tuber’a y pone en peligro la integridad de la tuber’a. Esto incluye: ¥ cierre de las v‡lvulas ¥ separaci—n/gasificaci—n de columna, ¥ reciclaje de presi—n, ¥ fugas, y ¥ errores instrumentales. Debido a que ciertos incidentes pueden hacer que el operador piense que ha ocurrido una rotura, es muy importante que el operador sea capaz de reconocer y analizar cada situaci—n, determinar la causa (si es posible) y tomar las acciones apropiadas. Algunos incidentes, tales como falla de instrumentaci—n o separaci—n de columna, pueden hacer que el operador piense que ha ocurrido una rotura. El operador reacciona cerrando el oleoducto hasta que sea verificada o descartada una rotura. Parar un oleoducto es costoso, especialmente si esta decisi—n se basa en una conclusi—n falsa. Aœn m‡s grave es el paro del oleoducto basado en una conclusi—n falsa que descarta una fuga, identifica el incidente equivocado y tiene a un operador aumentando la presi—n aguas arriba, aumentando efectivamente el flujo de una fuga. Las conclusiones incorrectas pueden ser costosas y peligrosas para el personal y el equipo. Una responsabilidad del operador es analizar cualquier incidente y trazar una conclusi—n que llevar‡ finalmente a la posici—n m‡s segura obtenible para la compa–’a y para aquellos que comparten el derecho de paso en la tuber’a. Dicha conclusi—n deber’a basarse en hechos que han sido compilados a travŽs del proceso de an‡lisis. Los pasos individuales del Modelo de Toma de Decisiones (Figura 1) fueron tratados en los m—dulos Perspectiva Integral del Oleoducto y Soluci—n Avanzada de Problemas. A continuaci—n est‡ una discusi—n m‡s detallada de los componentes sobre el lado derecho del modelo, aquŽllos pasos y decisiones que est‡n relacionados con la detecci—n de rupturas y paro del Oleoducto.
4
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Reconozca Situación • cambio de tendencia • cambio repentino
¿activador por ruptura?
3 activadores o mas
SI
NO
SI
NO
Interprete Situación • causa conocida • problema potencial • oportunidad potencial Prioritice Situación • magnitud • proximidad • cambio
¿causa conocida?
Regla de 10 Minutos
Resuelva Problema • defina el problema • identifique causas posibles • determine causas probables • verifique causas probables
NO
• defina el problema • identifique causas posibles • determine causas probables • verifique causas probables
SI Decida Solución • defina resultado • genere acciones • escoga la mejor alternativa Implemente Solución • anticipe problemas potenciales • ensaye paso • implemente
NO
¿requere apagado?
SI
Monitorear Solución • problemas potenciales • real vs. esperada
SI
¿Causa del problema determinado en 10 min?
NO
APAGADO
Evalue Solución de acuerdo a: • resultado deseado • estado estable
Figura 1 Modelo de Toma de Decisiones
5
PROGRAMA
RECONOCIMIENTO DE LA SITUACION
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
El primer paso en el Modelo de Toma de Decisiones es reconocer los cambios que exceden el Grado de Tolerancia que el operador le ha asignado a un par‡metro (ver An‡lisis de Tendencias). La magnitud y el intervalo de tiempo de los cambios deben ser conocidos para que su identificaci—n se pueda analizar usando el Modelo de Toma de Decisiones. El operador pregunta: ¥ ÀCu‡l par‡metro o par‡metros han cambiado? ¥ ÀQuŽ consecuencias tendr‡n los cambios sobre la tuber’a? ¥ ÀLos cambios aumentar‡n, disminuir‡n o se mantendr‡n estables? ¥ ÀEl cambio est‡ caracterizado como un incidente? ¥ ÀEn quŽ intervalo de tiempo ha ocurrido el cambio? Una vez que se reconoce una situaci—n por medio de un cambio en un par‡metro observado, el operador debe determinar si el cambio es considerado como un incidente o no, y si se presenta como un causante de fuga, como se describe en la lista de activadores de fuga (Figura 2).
ACTIVADORES DE FUGAS
6
Nota: Esta lista de activadores de fugas es espec’fica para un sistema de oleoducto basado en presi—n. Cada compan’a necesitar‡ modificar esta lista para el mejor ajuste con las condiciones espec’ficas de sus oleoductos. Se recomienda que una compan’a desarrolle procedimientos para tratar los cambios significativos en un oleoducto .
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Activadores normales de fugas: 1. Ca’da sœbita de la presi—n de descarga aguas arriba. 2. Cambio sœbito aguas arriba de la v‡lvula de control de estrangulamiento o porcentaje de control del impulsor de frecuencia variable, VFD. 3. Una o mas unidades bloqueadas en combianci—n con el numeral uno o dos. 4. Ca’da sœbita de la presi—n de succi—n aguas abajo. La ca’da de la succi—n aguas abajo no debe ser muy grande. 5. Cambio sœbito en el estrangulamiento de la v‡lvula de control aguas abajo o porcentaje de control del impulsor de frecuencia variable 6. Una o mas unidades bloqueadas aguas abajo en combinaaci—n con el numeral 4 y/o 5 7. Ca’da sœbita en la presi—n de retenci—n en el punto de entrega . La ca’da en la presi—n de retenci—n no debe ser muy grande. 8. Separaci—n de columna: Si se asume que la columna se ha separado en algun punto del oleoducto, se da un tiempo l’mite de 10 minutos para regenerar el estado. Si la columna no puede ser reintegrada en el tempo permitido, es obligatorio un paro de la l’nea. Una ruptura de l’nea puede que no exhiba todos los anteriores s’ntomas. Sin embargo, cualquiera de las anteriores condiciones, por s’ misma puede indicar una ruptura de l’nea. Se requiere un cierre de l’nea cuando el operador sospecha cualquiera de las condiciones arriba mencionadas y la causa o condici—n no puede ser determinada como una Òactividad operacionalÓ dentro de un intervalo de tiempo de 10 minutos Un cierre inmediato de l’nea es obligatorio cuando el operador sospecha de tres de los ochos numerales anteriores.
LISTA DE ACTIVADORES DE FUGAS
Aguas ariba y aguas abajo se refiere solamente a las estaciones inmediatas aguas arriba y aguas abajo del lugar de fuga. Las estaciones m‡s alejadas del lugar de la fuga no necesariamente presentan estos s’ntomas. Sin embargo, la posibilidad de fuga no debe ser descartadas porque las estaciones mas alejadas no muestren estos s’ntomas Figura 2 Lista de Activadores de Fuga Con 1 ó 2 activadores de fuga, el operador procede con un paso de solución del problema que tenga un límite recomendado de 10 minutos para resolver el problema. Con 3 ó más activadores de fuga, el operador inmediatamente parará el oleoducto.
7
PROGRAMA
REGLA DE LOS 10 MINUTOS
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Como se indic— anteriormente, si existen menos de 3 activadores de fuga (1 — 2), el operador tiene un l’mite de 10 minutos para identificar la ra’z del problema y comenzar a tomar acciones. Si el operador no puede confirmar la causa de los datos cambiados en 10 minutos, es obligatorio un cierre de la tuber’a. Esto es conocido como la Regla de los 10 Minutos. Una descripci—n de algunas causas posibles de varias situaciones en un sistema de tuber’as basado en presi—n se presenta en la Figura 3. Las posibles causas listadas abajo son ejemplos de conclusiones trazadas de an‡lisis actuales, usando el Modelo de Toma de Decisiones, y no deben utilizarse como conclusiones r‡pidas para la ocurrencia de incidentes. Cada incidente debe evaluarse en su propio contexto.
APLICACION DEL PROCESO DE SOLUCION DEL PROBLEMA A LA REGLA DE LOS 10 MINUTOS
Las respuestas r‡pidas y apropiadas para los cambios de energ’a en el oleoducto son de suma importancia para el operador del mismo y, por supuesto, para la compa–’a. El tomar las respuestas apropiadas depende del an‡lisis global del problema antes de tomar la decisi—n. Cuando existen menos de 3 activadores es esencial completar un an‡lisis global dentro de los 10 minutos especificados. La Regla de los 10 Minutos est‡ dise–ada para permitirle al operador alcanzar una conclusi—n l—gica para la causa del cambio que se ha observado. Si no se puede alcanzar una conclusi—n dentro de los 10 minutos, se requerir‡ un cierre obligatorio del oleoducto. No es posible discutir todas las situaciones que un operador enfrenta, ni es posible que un operador memorice todos los procedimientos para las diferentes situaciones que podr’an surgir. Por esta raz—n, introducimos un proceso anal’tico el cual el operador puede aplicarle a cualquiera y todos los problemas. El objetivo, por consiguiente, es aplicar el Proceso de Soluci—n de Problemas para el requerimiento de la Regla de los 10 Minutos. Este proceso es esencialmente el mismo que se encuentra en el m—dulo de Soluci—n Avanzada de Problemas con el componente agregado de un tiempo l’mite para alcanzar una conclusi—n. El operador notar‡ que el proceso anal’tico tiene pasos que siempre se siguen consistentemente. Lo que var’a son las conclusiones a las que el operador llega en cada etapa del proceso.
8
ANÁLISIS AVANZADO
INCREMENTADO
SIN CAMBIO
DE INCIDENTES
DISMINUYE
NO VALIDO
separación de col. restauración de Pre.
cierre de la válvula fuga
Aguas Arriba Pérdidas en la línea tasa de flujo
fuga
error de instr separación de col. restauración de Pre
cierre de válvula
diferencial de las bombas
cierre de válvula
error de instr separación de col. restauración de Pre
fuga
punto de presión
cierre de válvula
error de instr separación de col. restauración de Pre
fuga
restauración de Pre
cierre de válvula
error de instr.
En El Sitio diferencial de la estación tasa de flujo
fuga
error de instr. restauración de Pre
cierre de válvula
diferencial de las bombas
cierre de la Val.
restauración de Pre
error de instr.
restauración de Pre
error de instr.
restauración de Pre
cierre de válvula
punto de presión
error de instr.
Aguas Abajo pérdidas en la línea separación de col.
error de instr.
fuga tasa de flujo
diferencial de la bomba puntos de presión
error de instr. restauración de Pre cierre de la Val. fuga
cierre de válvula separación de col. fuga
error de instr. restauración de Pre error de instr. restauración de Pre
cierre de válvula separación de col.
fuga
Figura 3 Descripción de la Posible Solución Pérdida en la línea es la presión de descarga en una estación menos la presión de succión en la estación inmediata aguas abajo. Diferencial de Bombeo es la presión del envolvente o carcaza menos la presión de succión en la misma estación. Puntos de Presión son las presiones de succión, envolvente y descarga en una estación. Diferencial de Estación es la presión de descarga menos la presión de succión. No válida indica que la información vista en el sistema SCADA es invalida; los cálculos basados en datos inválidos no se ajustarán con los otros resultados. No cambio indica que los datos no han cambiado.
9
PROGRAMA
PASOS DE SOLUCION DEL PROBLEMA PARA EL ANALISIS DE INCIDENTES DEFINA EL PROBLEMA
IDENTIFIQUE CAUSAS POSIBLES
DETERMINE CAUSA POSIBLE
10
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
En situaciones donde la causa es desconocida o donde el resultado deseado no est‡ claro, se necesita determinar la causa de la situaci—n o el resultado deseado antes de que se pueda determinar la acci—n m‡s apropiada. Esto es solucionar el problema. A fin de evitar un cierre del oleoducto, esto se deber‡ completar dentro de un intervalo de tiempo de 10 minutos. El proceso de soluci—n de problemas comienza definiendo el problema bas‡ndose en la informaci—n del paso de Interprete la Situaci—n del Modelo de Toma de Decisiones. La definici—n del problema aclara la situaci—n que se intenta resolver o el resultado final que se quiere lograr. Note que no todos los problemas enfrentados por el operador tienen consecuencias negativas. Por ejemplo, en la evaluaci—n de la selecci—n de la unidad de bombeo, el problema es maximizar la eficiencia de las bombas seleccionadas. El problema est‡ definido por la necesidad de cumplir los requerimientos de bombeo, de minimizar los costos de energ’a, y de construir un perfil preventivo de presi—n mientras se mantienen las condiciones de estado estable. Los pr—ximos pasos involucran el separar los s’ntomas de las causas, y las causas posibles de la causa ra’z probable. Los datos podr’an indicar que existe m‡s de una posible causa. El trabajo es eliminar o verificar cada causa posible a fin de determinar la causa m‡s probable. El operador buscar‡ en la pŽrdida de la l’nea, cambios de flujo, diferencial de bombeo, diferencial de la estaci—n, presiones en el sitio y presiones en las estaciones inmediatas aguas arriba y aguas abajo del sitio a fin de determinar la causa probable. Primero, el operador explorar‡ nuevamente las estaciones cuestionadas para as’ trabajar con los œltimos datos. Esto le dir‡ si los instrumentos muestran los mismos valores que ten’an antes del cambio. Luego el operador se preguntar‡ quŽ es lo que el resto de la estaci—n le est‡ diciendo. Por ejemplo, Àlos otros valores se relacionan con la informaci—n canailizada al SCADA? ÀQuŽ pasa aguas abajo? ÀAguas arriba?
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Se pueden tomar diferentes enfoques para verificar la causa probable, dependiendo de la situaci—n. La verificaci—n puede basarse en datos recibidos v’a SCADA, informaci—n del personal de campo, prueba a control remoto del equipo relacionado y otras fuentes. Una interpretaci—n gr‡fica de la informaci—n SCADA m‡s reciente puede desarrollarse usando indicadores de tendencias. Un sistema de balance de materia en l’nea que tenga capacidades perfiladoras podr’a tambiŽn seleccionarse para an‡lisar el cambio o el operador podr’a ajustar el intervalo de tiempo en la gr‡fica de cambios para reflejar la referencia de tiempo bajo investigaci—n (ver an‡lisis de tendencia)
VERIFIQUE CAUSA PROBABLE
Una vez que la causa ra’z se ha verificado, el siguiente paso es regresar al paso de Decidir la Soluci—n para generar soluciones alternas y escoger la mejor alternativa. Pérdida Línea
Tasa de flujo
Diferencial De Bomba
Puntos de Presión
disminuye disminuye disminuye
disminuye disminuye disminuye
aumenta aumenta aumenta
aumenta
sin cambio disminuye
sin cambio disminuye
sin cambio aumenta
sin cambio disminuye
sin cambio sin cambio sin cambio
sin cambio sin cambio sin cambio
sin cambio disminuye no change
sin cambio disminuye disminuye
disminuye disminuye
aumenta disminuye
disminuye aumenta
disminuye disminuye
invalido no valido no valido
sin cambio sin cambio sin cambio
sin cambio no valido sin cambio
sin cambio no valido sin cambio
Cierre de Válvula aguas arriba en el lugar del Incidente aguas abajo
DISTINGUIENDO ENTRE LOS INCIDENTES
disminuye
Separación de Columna/Gasificación aguas arriba aguas abajo Restauración de Presión aguas arriba en el lugar del Incidente aguas abajo Fuga aguas arriba aguas abajo Error de Instrumentos aguas abajo en el lugar del Incidente aguas abajo
Figura 4 Distinción entre incidentes Pérdida en la línea es la presión de descarga en una estación menos la presión de succión en la estación inmediata aguas abajo. Diferencial de Bombeo es la presión del envolvente o carcaaza menos la presión de succión en la misma estación. Puntos de Presión son las presiones de succión, envolvente y descarga en una estación. Sin validez indica que la información vista en el sistema SCADA podría estar defectuosa.
11
PROGRAMA
REPASO 1
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
1. Un incidente es cualquier eventualidad del oleoducto que afecta el (la)_________ en la línea del oleoductoy pone en peligro la integridad del mismo.
a) b) c) d)
presi—n energ’a total flujo petr—leo
2. ¿Cuál de los siguientes no es un incidente de la tubería?
a) b) c) d)
cierre de v‡lvula fuga cambio de bombas error instrumental
3. Ciertos incidentes podrían hacer que el operador pensara que ha ocurrido un (una) _______ cuando en realidad no ha ocurrido.
a) b) c) d)
onda activador estrangulaci—n fuga
4. Es necesario determinar la causa de la situación o el resultado deseado antes de que se pueda determinar la/el mejor ____________.
a) b) c) d)
acci—n paro actividad control
Las respuestas est‡n al final del m—dulo.
12
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 2
CIERRE DE VALVULAS
La secci—n 2 sobre Cierre de V‡lvulas describe los efectos de los cierres de v‡lvulas sobre la velocidad y la presi—n (con o sin un camino alterno para el flujo) y sobre el rendimiento de las bombas y los gradientes hidr‡ulicos. Los cierres de v‡lvulas sin un camino alterno para el flujo son incidentes serios que pueden parar el flujo en la tuber’a, permitir que las presiones aumenten r‡pidamente y poner en serio peligro la tuber’a y su equipo. Los cierres de v‡lvulas deben reconocerse y tratarse r‡pida y efectivamente. Los cierres de v‡lvulas con un camino alterno para el flujo le proporcionan al operador opciones diferentes al paro inmediato; sin embargo, los mismos cierres tambiŽn est‡n clasificados como incidentes cr’ticos. DespuŽs de esta secci—n, usted ser‡ capaz de completar lo siguiente: ¥ Describir los efectos de los cierres de v‡lvulas sobre velocidad y presi—n cuando no hay camino alterno para el flujo. ¥ Describir los efectos de los cierres de v‡lvulas cuando haya un camino alterno para el flujo. ¥ Describir los efectos de los cierres de v‡lvulas sobre el rendimiento de las bombas y los gradientes hidr‡ulicos.
INTRODUCCION
OBJETIVOS
13
PROGRAMA
EFECTO DEL CIERRE DE VÁLVULA SOBRE LA VELOCIDAD Y PRESION: SIN CAMINO ALTERNO PARA EL FLUJO
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Un cierre de v‡lvula en una tuber’a de flujo causa inmediatamente la disminuci—n del flujo aguas arriba de la v‡lvula. La presi—n disminuye r‡pidamente a medida que la surgencia de la presi—n se desplaza aguas arriba. En una tuber’a larga, el flujo aguas arriba continœa mientras la presi—n en la tuber’a aumenta hasta un m‡ximo y la energ’a cinŽtica del flujo se convierte en energ’a potencial de presi—n. Esto permite que el flujo aguas arriba continœe a una tasa en descenso. Cuando la tasa de flujo (capacidad) de la bomba disminuye, la carga aumenta mientras el punto operativo se desplaza hacia la izquierda de la curva de la bomba. La bomba continua aumentando la presi—n y la capacidad del flujo continua disminuyendo, hasta que la presi—n de la tuber’a excede la presi—n est‡tica o excede la presi—n de descarga de la bomba. Cuando la presi—n ha alcanzado un m‡ximo, el flujo se detiene. Debido a que la presi—n excede a la presi—n est‡tica, sin embargo, comienza un flujo invertido. Esto reduce la presi—n a la presi—n est‡tica en la l’nea. Aguas abajo de la v‡lvula cerrada se genera una surgencia de baja presi—n que se desplaza aguas abajo y hace que el flujo se detenga, debido a que hay insuficiente energ’a para superar la elevaci—n. La separaci—n de la columna ocurrir‡ aguas abajo de la v‡lvula si la presi—n cae por debajo de la presi—n de vapor del l’quido en la l’nea. Esto permite que el flujo continœe fluyendo aguas abajo por un per’odo corto mientras la capacidad de flujo disminuye. Las bombas aguas abajo continœan funcionando al mismo flujo lo cual causa una disminuci—n r‡pida de la presi—n de la l’nea. Si la presi—n diferencial de la estaci—n es controlada por medio de un punto de ajuste de succi—n, la v‡lvula de control de presi—n estrangular‡ el flujo para mantener la presi—n de succi—n a las tas ade flujo reducidas. Esto ocurrir‡ a lo largo de la l’nea a medida que el flujo disminuye y se detiene. La tendencia caracter’stica de la presi—n de un cierre de v‡lvula, sin camino de flujo alterno, ser‡ un aumento de presi—n aguas arriba de un cierre de v‡lvula de l’nea principal y una disminuci—n de presi—n aguas abajo de la v‡lvula.
14
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 5a
Gráfica de la Línea La Figura 5a muestra los efectos del cierre de válvula. A las 00:09:13 la columna LNPK indica que el flujo completo ha sido bloqueado en GC. (La Figura 13f confirma el cierre completo de la válvula). Note las bombas paradas en GC mientras los dispositivos de protección de presión detectaron una condición de sobrepresión y tomaron una respuesta apropiada. La última bomba en GC (GC6) está siendo parada en esta ilustración. Fíjese que el flujo 0 indicado en GC es una confirmación adicional de un bloqueo completo en el flujo.
Figura 5b Gráfica del Perfil La Figura 5b muestra la condición hidráulica de la tubería a las 00:11:04, dos minutos después que la válvula ha sido cerrada. Vea la reducción rápida en la capacidad de flujo y la carga hidráulica, aguas abajo del cierre de válvula. Las presiones aguas arriba están aumentando a medida que cada estación aguas arriba reacciona, hidráulicamente, al cierre de la válvula. Las estaciones reaccionan iniciando un formato de protección de presión que detiene las bombas cuando se viola un límite de presión pre-ajustado. La capacidad de flujo aguas arriba esta disminuyendo a medida que las bombas son sistemáticamente puestas fuera de servicio.
15
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 5c Gráfica de la Válvula Mostrando los Efectos de un Cierre de Válvula La Figura 5c muestra que una válvula (GC-v1) ha sido completamente cerrada a las 00:09:35. Esto confirma el tiempo esperado para un cierre de válvula de línea principal.
EFECTO DEL CIERRE DE VÁLVULA SOBRE LA VELOCIDAD Y PRESIÓN: CAMINO ALTERNO PARA EL FLUJO
16
Un cierre de v‡lvula, tal como una v‡lvula de suministro en una estaci—n terminal o una v‡lvula de control de presi—n con un desv’o le provee al operador alternativas diferentes al paro de la l’nea. La presi—n aumentar‡ aguas arriba de la v‡lvula como en el caso anterior, y las bombas tendr‡n el mimo aumento en presi—n. Cuando el problema es identificado, el operador puede redirigir el flujo alrededor de la v‡lvula cerrada. La l’nea de desv’o puede estar abierta en una v‡lvula de control de presi—n que haya fallado en la posici—n cerrada. Esto podr’a o no permitir que las bombas permanezcan en servicio, dependiendo de las capacidades remotas del sistema de desv’o de la V‡lvula de Control de Presi—n (PCV). En el caso de un cierre de v‡lvula en una estaci—n terminal, el flujo debe ser dirigido a travŽs de diferentes l’neas alrededor de la v‡lvula cerrada. Esto permite que las operaciones de la l’nea continœen mientras la v‡lvula est‡ fuera de servicio.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 6 Esquemático de la Estación Mostrando un Desvío de la Válvula PCV y un Desvío de la Estación Note la condición de la válvula en la unidad de la Válvula de Control de Presión (PCV). La gráfica indica flujo a través de P2.4, P2.5 y P2.6. Este es un patrón de flujo normal cuando la válvula PCV está en servicio. Si el desvío de las válvulas PCV estuviera en servicio, estas válvulas estarían cerradas y P2.7 estaría abierta. Note que la estación no tendría control del punto de ajuste si PCV estuviera fuera de servicio. En la parte inferior del esquemático, entre las dos trampas de raspatubos, hay dos válvulas. Una válvula es el desvío de la estación y la otra (aguas abajo) es la válvula de retención de la estación. Esta estación tendría capacidades de desvío automático si PCV fuera a cerrar, mientras la válvula de desvio de la estación esté en la posición abierta.
Una v‡lvula de control de presi—n que falla en la posici—n cerrada causa un aumento en la presi—n de la estaci—n mientras el flujo es reducido a travŽs de la estaci—n. Si existe un desv’o de la v‡lvula de control de presi—n, el flujo puede ser desviado a travŽs del bypass pero ya no estar‡ sujeto al control del punto de ajuste por el operador. Si la estaci—n no tiene un desv’o de la v‡lvula de control de presi—n, el flujo ser‡ bloqueado por la v‡lvula de control cerrada y mostrar‡ las mismas caracter’sticas como un cierre de v‡lvula de l’nea principal. El flujo ser‡ bloqueado menos que la v‡lvula de desv’o de la estaci—n estŽ normalmente en la posici—n abierta. Si la v‡lvula de la estaci—n est‡ normalmente abierta, se puede mantener un flujo reducido. Esto requerir‡ que todas las bombas en la estaci—n afectada sean puestas fuera de servicio y que la tuber’a estŽ sujeta a las mismas condiciones del desv’o de la estaci—n (ver Tareas No Rutinarias). Debido a la aumentada pŽrdida en la l’nea creada por la estaci—n de desv’o hay una disminuci—n en la capacidad de flujo. La disminuci—n de la capacidad de flujo afectar‡ la tuber’a completa mientras las estaciones se ajustan al nuevo flujo mendor. No podr’a ser posible restablecer la tasa original del flujo debido a consideraciones de presiones operativas m‡ximas permisibles.
17
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Si una nueva capacidad de flujo de estado estable se debe establecer para la l’nea, el operador necesita determinar la nueva capacidad de flujo que se puede mantener y entonces ajustar las presiones para establecer esta capacidad. Para estaciones con v‡lvula de desv’o de la estaci—n normalmente cerrada, se requerir‡ un cierre inmediato de la l’nea. Esto causar‡ una condici—n similar al de un cierre de v‡lvula de l’nea principal.
EFECTO DEL CIERRE DE VÁLVULA SOBRE EL RENDIMIENTO DE LA BOMBA Y LOS GRADIENTES HIDRÁULICOS
Un cierre de v‡lvula en tuber’a fluyendo afecta el rendimiento de las bombas aguas arriba desplazando el punto de operaci—n hacia la izquierda cuando llega surgencia de alta presi—n. Esto resulta en un aumento de carga en la bomba y una disminuci—n en los caballos de potencia requeridos, mientas la capacidad disminuye a cero. La bomba podr’a recibir un comando de paro por medio de la l—gica de control de la estaci—n si la presi—n del envolvente de la estaci—n o la presi—n de descarga excede los l’mites de presi—n permisibles, o si la bomba comienza a vibrar a la tasa de flujo baja . La bomba aguas abajo experimenta una disminuci—n en la presi—n de succi—n cuando llega la surgencia de baja presi—n. A medida que disminuye la capacidad de flujo dentro de la bomba, existe el riesgo de ocurrir cierres de bombas en vibraci—n, mientras el flujo a travŽs de la estaci—n se desequilibra. Aun peor, las bombas podr’an estar en l’nea y da–ar la coraza de las bombas por medio de cavitaci—n. Existen riesgos adicionales al apagar bombas a medida que la presi—n de succi—n disminuye hasta el punto en que la descarga de la estaci—n aguas arriba no pueda cumplir con la carga neta positiva de succi—n (NPSH) de la bomba. Si la bomba est‡ en control de succi—n, la v‡lvula de control de presi—n estrangular‡ el flujo para mantener la presi—n de succi—n. Un cierre de v‡lvula en un oleoducto largo causa que el gradiente hidr‡ulico se aplane horizontalmente a medida que la presi—n aumenta. La surgencia de presi—n inicial tiene un aumento alto en presi—n mientras se mueve aguas arriba. El gradiente continœa moviŽndose hacia una posici—n horizontal mientras la surgencia de presi—n se mueve aguas arriba. El gradiente alcanza un m‡ximo sobre la presi—n est‡tica, entonces disminuye hasta la presi—n est‡tica.
18
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 7a, 7b, 7c Efecto Hidráulico de un Cierre de Válvula: Gráfica de la Línea, Perfil y Válvula Las Figuras 7a a 7c muestran el efecto de cierre de válvula sin camino de flujo alterno . La tubería estaba a una capacidad de 35224 Bbl/h (5600m3) cuando la válvula fue cerrada en GE-V1 (MP 142) a las 00:2:30. La válvula tardó 3 minutos en cerrar con el mayor porcentaje de cierre en el último minuto del cierre a las 00:04:30. Note la onda de presión extendiendose a las estaciones GE ,GF, y comenzando de regreso a la estación GD. Note los cambios del paquete de la línea en la Gráfica de la Línea la cual refleja una caída repentina de la presión aguas abajo en la estación GE y el inicio del aumento del paquete de la línea en la estación GD.
19
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
EJEMPLO 1 CIERRE DE VALVULA EN LA LINEA PRINCIPAL
Figura 8a Gráfica de la Línea de una Tubería en Estado Estable tomada a las 00:01:59. La tubería tiene una capacidad de flujo de 32708 Bbl/h (5200 m3/h), capacidad con el contenido actual de la línea.
Figura 8b Perfil Hidráulico de la misma tubería a las 00:01:06.
20
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 8c Visualización de la válvula a las 00:06:46 mostrando la localización de las válvulas de la línea principal en el oleoducto. La válvula GC-v1 está cerrando.
Figura 8d Visualización de la línea a las 00:09:13 mostrando los efectos del cierre de válvula. La columna LNPK indica que el flujo completo ha sido bloqueado en la Estación GC (-5041). Note las 4 bombas en la Estación GC las cuales están paradas (STPNG). Cuando los dispositivos sensores de presión detectaron la condición de sobrepresión, la lógica de control de la estación emitió un comando para parar las bombas. El flujo 0 indicado en la Estación GC es la confirmación adicional de un bloqueo completo en el flujo.
21
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 8e Visualización de la válvula a las 00:09:35, confirmando el cierre completo de la válvula en la Estación GC.
Figura 8f Perfil hidráulico a las 00:11:04, dos minutos después que la válvula cerró. Note la reducción rápida de la capacidad de flujo y la carga hidráulica aguas abajo del cierre de la válvula. Las presiones aguas arriba están subiendo mientras que cada estación aguas arriba reacciona hidráulicamente al cierre de la válvula. Los dispositivos sensores de presión paran las bombas cuando se viola un límite pre-ajustado de presión. La capacidad de flujo aguas arriba está disminuyendo mientras las bombas son sistemáticamente puestas fuera de servicio.
22
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
1. Cuando una válvula de línea principal cierra, la presión aguas arriba ______ y la presión aguas abajo _______.
a) b) c) d)
disminuir‡, disminuir‡ disminuir‡, aumentar‡ aumentar‡, disminuir‡ no se afectar‡, disminuir‡
REPASO 2
2. El flujo en la localización de control más cercana a un cierre de válvula de la línea principal _________.
a) b) c) d)
aumentar‡ lentamente disminuir‡ lentamente aumentar‡ casi hasta el m‡ximo diminuir‡ casi hasta cero
3. Si una válvula de control de presión de la estación falla en la posición cerrada, pero el desvio está en la posición abierta, la bomba será dejada en línea, pero no estará sujeta a __________.
a) b) c) d)
presi—n de la l’nea principal control del punto de ajuste todo el flujo todas las alternativas anteriores
4. La bomba aguas abajo de un cierre de válvula de la línea principal ____________.
a) b) c) d)
posiblemente formar‡ cavidades vibrar‡ perder‡ succi—n todas las alternativas anteriores
Las respuestas est‡n al final del m—dulo.
23
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 3
SEPARACION/GASIFICACION DE COLUMNA
La separaci—n/gasificaci—n de columna ocurre cuando la presi—n en la tuber’a disminuye por debajo de la presi—n de vapor del l’quido. La separaci—n/gasificaci—n de columna puede ocurrir en cualquier tuber’a que tenga cambios moderados o severos de elevaci—n entre la estaci—n de bombeo y/o las localizaciones de entrega. En algunas operaciones de tuber’as, la separaci—n de la columna se requiere para permitir presiones a fin de no exceder las limitaciones m‡ximas permisibles, como lo dicta el concepto de dise–o de la tuber’a. Este tipo de operaciones de tuber’as es conocido como sistema de l’nea floja y son œnicos para cualquier tuber’a que pueda generar una carga est‡tica mayor que las capacidades de dise–o de su equipo.
INTRODUCCION
Nuestra discusi—n se enfocar‡ en sistemas de l’nea apretada que requieren columnas intactas para su funcionamiento. Esta secci—n discutir‡ las razones para evitar la separaci—n de columna, los eventos que llevan a la separaci—n de columna, gasificaci—n debido a la separaci—n, y efectos en los equipos tales como bombas, v‡lvulas y tuber’a de l’nea principal. La discusi—n se enfocar‡ en las consideraciones de flujo, requerimientos de presi—n y efectos hidr‡ulicos de una separaci—n de columna. La conclusi—n de esta secci—n discutir‡ mŽtodos y procedimientos para la reintegraci—n de la columna y los efectos de la reintegraci—n. DespuŽs de esta secci—n, usted estar‡ capacitado para completar lo siguiente. ¥ Explicar la teor’a hidr‡ulica asociada con la separaci—n de columna. ¥ Identificar las condiciones que llevan a la separaci—n de columna. ¥ Identificar las localizaciones en una tuber’a particular en donde pueden ocurrir separaci—n de columna ¥ Explicar las condiciones bajo las cuales es m‡s probable que ocurra separaci—n de columna. ¥ Describir los efectos de separaci—n de columna en el rendimiento de bombas y gradientes hidr‡ulicos. ¥ Describir los efectos de separaci—n de columna sobre la velocidad, presi—n y densidad. ¥ Explicar c—mo las diferencias en elevaci—n afectan la estaci—n aguas abajo de la separaci—n de columna.
OBJETIVOS
25
PROGRAMA
RAZONES PARA EVITAR SEPARACION DE COLUMNA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Algunas tuber’as est‡n dise–adas para operar continuamente con separaci—n de columna. Generalmente, los par‡metro de dise–o de estas tuber’as son tales que la carga desde un punto de elevaci—n alta ser’a mayor que las especificaciones de dise–o del equipo de la tuber’a. La condici—n de flujo de estas tuber’as es conocida como flujo flojo. En contraste con los oleoductos de flujo flojo descritos arriba, la mayor’a de los oleoductos operan bajo condiciones de flujo apretado. Las operaciones de flujo apretado aplican est‡ndares y procedimientos que ayudan a evitar y corregir la separaci—n de columna y todos los problemas relacionados. La separaci—n de columna debe evitarse ya que esta tiene el potencial de da–ar el equipo en la tuber’a y ocultar otros problemas serios, tales como fugas en las tuber’as o rupturas. Algunos de estos problemas se discuten en los siguientes p‡rrafos. Una rotura de tuber’a podr’a esteroculta por una separaci—n de columna debido a que la condici—n causada por la separaci—n de columna se parece a aquellas condiciones de fuga. Cuando ocurre una separaci—n de columna, la tuber’a entrar‡ en un flujo de dos fases. Habr‡n dos flujos distintos asociados con la secci—n de la tuber’a aguas arriba y aguas abajo del punto de separaci—n. Desde el punto de separaci—n aguas abajo hasta la estaci—n, la pŽrdida de la l’nea disminuye mientras el fluido es drenado desde la elevaci—n. Si ocurre una fuga entre el punto de separaci—n y la estaci—n aguas abajo, Žsta podr’a no ser detectada. En este escenario, ser’a imposible determinar si el cambio en la pŽrdida de la l’nea es el resultado de una fuga o de separaci—n de columna. Por lo tanto se recomienda que cualquier compa–’a que opere una tuber’a con cambios moderados y severos de elevaci—n desarrolle est‡ndares y procedimientos para enfrentar los problema potenciales de separaci—n de columna. (Por ejemplo, algunas tuber’as han establecido reglas que paran la l’nea si la columna positiva no se puede establecer en 10 minutos). El producto en la tuber’a durante la separaci—n de columna continuamente cambia su estado de gas a l’quido a gas. Esto libera energ’a que tiene el potencial para bajar el l’mite el‡stico del equipo de la tuber’a hasta el punto de falla bajo diferentes presiones normales de operaci—n. El permitir que pase la separaci—n de columna envejecer‡ prematuramente el equipo de la tuber’a y puede que se requieran reemplazos mucho antes de que expire la vida de dise–o esperada para los equipos. Adicionalmente, el da–o de la pared del tubo causado por los efectos erosivos descritos anteriormente pueden ser suficientes como para causar una rotura de la tuber’a.
26
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Los man—metros y dispositivos de medici—n en el campo que est‡n dise–ados para medir solamente l’quidos producir‡n resultados imprevisibles y err—neos si el producto y la tuber’a est‡n pr‡cticamente vaporizados. La verificaci—n de lecturas incorrectas en dicha situaci—n podr’a causar un paro del oleoducto basado en una condici—n falsa de fuga, o podr’an fallar y no reportar un fuga real.
COMO Y POR QUE OCURRE LA GASIFICACION
Aparte de crear condiciones de operaci—n imprevisibles y dif’ciles, el permitir trabajar con un oleoducto flojo tendr‡ implicaciones econ—micas negativas para la organizaci—n del oleoducto y tendr‡ riesgos innecesarios para el medio ambiente. El evitar la separaci—n de columna y trabajar con un oleoducto apretado, por otra parte, aumentar‡ los beneficios operativos, econ—micos y ambientales.
CAUSAS DE LA SEPARACION DE LA COLUMNA
La gasificaci—n ocurrir‡ en un l’quido siempre que la presi—n baje m‡s all‡ de la presi—n de vapor del l’quido (ver Comportamiento del Fluido). En una tuber’a de l’quidos, es importante que no haya gas en la misma. Si la presi—n en un punto en una tuber’a cae por debajo de la presi—n de vapor del l’quido, algunos de los l’quidos se vaporizar‡n, formando una burbuja de gas dentro de la tuber’a. Cuando esto ocurre, es conocido como separaci—n de columna; la columna de petr—leo se ha separado en una combinaci—n de vapor y l’quido. La separaci—n de columna es tambiŽn un desequilibrio del flujo. Una burbuja de gas se desarrolla en la tuber’a porque est‡ saliendo m‡s l’quido de la tuber’a que entrando. Si las pŽrdidas por fricci—n desde la estaci—n de bombeo aguas arriba hasta el punto alto de elevaci—n aumentan establemente, y las presiones en la tuber’a directamente aguas arriba de la elevaci—n m‡s alta bajan demadiado, no habr‡ suficiente energ’a para bombear el crudo en la tuber’a sobre los puntos m‡s altos de elevaci—n. En el lado aguas abajo de la cuesta, la gravedad ayuda a mover el crudo a travŽs de la tuber’a. La capacidad de flujo no se reduce hasta que la porci—n cuesta abajo de la tuber’a sea considerablemente drenada. Esto resulta en un desequilibrio del flujo. (Para m‡s informaci—n sobre drenaje, ver An‡lisis de Tendencias). La secci—n de la tuber’a aguas arriba de la separaci—n de columna mantendr‡ una velocidad estable, ya que la estaci—n aguas arriba solamente necesitar‡ mantener la pŽrdida de l’nea al punto de separaci—n de columna. El desequilibrio del flujo no tiene que ser grande. Si el flujo ascendiendo la cuesta es 22015 Bbl/h (3500 m3/h), y si el flujo descendiendo la cuesta es 22644 Bbl/h (3600 m3/h), entonces hay un desequilibrio del flujo de 629 Bbl/h (100 m3/h). Esto es menos de tres por ciento del flujo total. Si se deja que esto continœe durante una hora, sin embargo, habr‡ una bolsa de gas de aproximadamente 629 Bbl/h (100 m3/h) en la tuber’a.
27
PROGRAMA
RESTABLECIENDO LA COLUMNA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Para reintegrar la columna, el operador debe invertir el desequilibrio del flujo. Es decir, el operador debe aumentar el flujo aguas arriba o disminuir el flujo aguas abajo, o ambos, para que el flujo aguas arriba sea 629 Bbl/h (100 m3/h) m‡s grande que el flujo aguas abajo. El operador tambiŽn debe fijar un l’mite de tiempo para reintegrar la columna que conformar‡ con los est‡ndares operativos. Si el operador invierte el desequilibrio de tal forma que el flujo aguas arriba sea 629 Bbl/h (100 m3/h) mayor que el flujo aguas abajo, tardar‡ una hora en restablecerse la columna. Si toma m‡s tiempo, podr’a haber otro problema en la tuber’a; por ejemplo, posiblemente una fuga. El mŽtodo seleccionado para reintegrar la columna debe reflejar el tiempo estimado para lograr la reintegraci—n, factor de riesgo para una posible fuga, y las pol’ticas de la compa–’a que el operador deber‡ cumplir. El objetivo final es lograr el 100% de l’quido dentro de la tuber’a, con el menor impacto en toda la tuber’a. A pesar del mŽtodo escogido, se requerir‡ un desequilibrio temporal de flujo que tendr‡ la capacidad de flujo aguas arriba de la separaci—n de columna mayor que la capacidad de flujo aguas abajo.
CUANDO Y DONDE OCURRE SEPARACION DE COLUMNA
SEPARACION DE COLUMNA Y TASA DE FLUJO
La œnica condici—n bajo la cual ocurre separaci—n de columna es cuando la presi—n de la tuber’a cae por debajo de la presi—n de vapor del l’quido en la tuber’a. Esto ocurre donde el gradiente hidr‡ulico est‡ m‡s cerca del perfil de elevaci—n, tanto en un punto alto en el perfil de elevaci—n o cerca del lado de succi—n de una bomba. En una tuber’a fluyendo, sin embargo, hay pŽrdida de presi—n debido a la fricci—n a travŽs de la tuber’a. Por lo tanto, es m‡s dif’cil determinar en d—nde est‡n las presiones m‡s bajas. La elevaci—n es aœn importante, pero una colina peque–a en el extremo aguas abajo de una tuber’a podr’a tener m‡s probabilidades de sufrir separaci—n de columna que una colina grande aguas arriba, dependiendo de factores tales como tasa de flujo y viscosidad del l’quido. El flujo determina la pendiente del gradiente hidr‡ulico. Cuando hay cero flujo, el gradiente hidr‡ulico es plano (es decir, tiene pendiente cero). A medida que la capacidad de flujo aumenta, la pendiente del gradiente aumenta. Cuando la capacidad de flujo aumenta, sin un correspondiente aumento de presi—n de descarga en la estaci—n aguas arriba, la separaci—n de columna tiene m‡s probabilidades de ocurrir en cualquier punto alto entre las dos estaciones. Cuando el flujo y la presi—n disminuyen, posiblemente debido a fluidos pesados llegando en la estaci—n de bombeo inmediata aguas arriba de un cambio de elevaci—n, y no se toma acci—n en la pr—xima localizaci—n de control aguas abajo (ver Control y Equilibrio), entonces la separaci—n de columna es m‡s probable que pase en el punto alto entre estas dos localizaciones. Si una secci—n de la l’nea es llenada con un crudo liviano y un bache
28
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
pesado entra en la secci—n, las pŽrdidas de fricci—n aumentar‡n y la presi—n aguas abajo disminuir‡. Si la presi—n aguas abajo disminuye por debajo de la presi—n de vapor del fluido en la cima de la elevaci—n entre estas dos localizaciones, puede ocurrir separaci—n de columna. Los operadores deben tomar nota de cu‡ndo entra un nuevo bache en la estaci—n de bombeo, para poder ajustar la carga de la estaci—n y compensar por el cambio en la pŽrdida por fricci—n de la l’nea. La elevaci—n de la estaci—n aguas abajo juega un papel importante para determinar si ocurre separaci—n de columna. Si la estaci—n est‡ en la elevaci—n baja, y hay una colina grande entre esta y la estaci—n aguas arriba, entonces es muy posible que ocurra separaci—n de columna. Una peque–a colina justo antes de la estaci—n aguas abajo tambiŽn ser‡ suceptible a la separaci—n de columna porque el gradiente hidr‡ulico es m‡s bajo en el lado de succi—n de la bomba aguas abajo. Si la estaci—n est‡ en una elevaci—n alta, entonces el gradiente hidr‡ulico es muy posible que pase sobre una colina entre las estaciones sin causar separaci—n de columna.
SEPARACION DE COLUMNA Y SECUENCIA DE BACHES CAMBIOS EN ELEVACION
Las tendencias de separaci—n de columna no ocurren en perfiles planos de elevaci—n a menos que haya una tuber’a rota. Si los s’ntomas de separaci—n de columna aparecen en dicho segmento de la tuber’a, es muy probable que haya una fuga, la cual debe ser tratada inmediatamente. La herramienta perfecta para reconocer si las presiones dentro de la tuber’a est‡n a, o se acercan a, la presi—n de vapor del fluido dentro de la l’nea, es un transmisor de presi—n localizado en localizaciones a mitad de la l’nea el cual es suceptible a separaci—n de columna. Otra herramienta es una grafica del balance de materia que ilustra el perfil hidr‡ulico y de elevaci—n, y una grafica de fracci—n de l’quidos. Esta informaci—n debe estar disponible para el operador.
RECONOCIMIENTO DE SEPARACION DE COLUMNA
Si no est‡ disponible, entonces el operador depende de las tendencias del flujo y las presiones en las localizaciones de control m‡s cercanas, de la comparaci—n de las presiones con la pŽrdida calculada de la l’nea para esa secci—n de la tuber’a, y del reconocimiento de los s’ntomas de separaci—n de columna. En una condici—n operativa de estado estable, no habr‡ cambio en el flujo o presiones aguas arriba. Los s’ntomas de separaci—n de columna vendr‡n de la siguiente localizaci—n de control disponible en el lado aguas abajo del cambio de elevaci—n negativa. Tanto el flujo como las presiones declinar‡n establemente en una forma uniforme si la columna est‡ separada. Si se sospecha que ha ocurrido separaci—n de columna, la prueba se
29
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
obtendr‡ enviando una presi—n transitoria a una de estas localizaciones desde la otra. El operador debe recordar trabajar con las localizaciones m‡s cercanas al ‡rea del problema, segœn sea posible. Como ejemplo, aumente la succi—n o mantenga la presi—n en la localizaci—n aguas abajo y busque una reacci—n en la localizaci—n aguas arriba, dentro del tiempo de viaje esperado de la onda entre estas localizaciones. Esta prueba no descartar‡ una fuga como la causa de la separaci—n de columna. Estudios cuidadosos de las tendencias hist—ricas podr’an mostrar que no hay cambio en las presiones aguas arriba o en la capacidad de flujo, indicando tambiŽn una separaci—n de columna. Esta prueba es efectiva solamente durante condiciones operativas de estado estable. Utilizando control de succi—n aguas abajo, la v‡lvula de control podr’a responder anormalmente mientras la estaci—n se ajusta para mantener una presi—n de succi—n alta restringiendo el flujo de la estaci—n.
SEPARACION DE COLUMNA Y FUGAS
Para un operador, la separaci—n de columna se parece enormemente a una fuga en la tuber’a porque, en ambas situaciones, la presi—n aguas abajo y la capacidad de flujo disminuyen. Los operadores deben estar pendientes, sin embargo, que una fuga puede ser la causa de la separaci—n de columna. En este caso, la preocupaci—n principal es la fuga. Si el operador trata de corregir la separaci—n de columna aumentando la presi—n aguas arriba, el flujo aumentar‡ en la fuga. Una fuga puede afectar las presiones en la l’nea de tal manera que la separaci—n de columna pudiera ocurrir aguas arriba de la fuga, aguas abajo de la fuga o en la fuga, dependiendo del perfil de elevaci—n. Una fuga bajar‡ la presi—n en la tuber’a en el punto de la fuga, afectando las presiones en la l’nea completa. La posibilidad de separaci—n de columna aumenta en elevaciones altas cuando ha ocurrido una fuga en la l’nea. Si el l’quido en la tuber’a tiene una presi—n de vapor alta, entonces la presi—n en la fuga pudiera caer lo suficientecomo para causar separaci—n de columna en ese punto. La separaci—n de columna sola no afectar‡ la presi—n aguas arriba ni la capacidad de flujo. La presi—n aguas abajo y la capacidad de flujo disminuir‡n lentamente. Una fuga causar‡ inicialmente cambios m‡s r‡pidos en las presiones y en las tasas de flujo, que la separaci—n de columna. En una fuga, la presi—n aguas arriba y aguas abajo disminuir‡.
30
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Si ocurre separaci—n de columna, la tuber’a se Òdrenar‡Ó aguas abajo de la separaci—n. Las columnas de l’quidos en cada lado del espacio de gas se comportar‡n independientemente de cada una. Si la presi—n en la tuber’a no se aumenta, la burbuja de gas continuar‡ en el lado aguas abajo de la colina. Mientras el l’quido drena hacia la estaci—n de bombeo, la presi—n en la estaci—n de bombeo aguas abajo disminuir‡. Si no se para, ocurrir‡ cavitaci—n dentro de la bomba, lo cual puede causar da–os serios. Las bombas formar‡n cavitaci—n cuando la lectura de la presi—n de succi—n indique una presi—n m‡s alta que la presi—n de vapor y por debajo de la carga neta positiva de succi—n (NPSH) para dicha bomba. Recuerde que la presi—n en el ojo del impulsor es m‡s baja que la presi—n en la succi—n de la bomba (ver m—dulo de Operaci—n de la Bomba). Una representaci—n gr‡fica de una separaci—n de columna muestra al gradiente hidr‡ulico (calculado en pies de carga) bajando para coincidir con el perfil de la elevaci—n. Una vez que esto ocurre, el gradiente de la estaci—n de bombeo aguas arriba se descarga hasta el punto donde la separaci—n de columna ha ocurrido y permanecer‡ estable. Aguas abajo, sin embargo, el gradiente hidr‡ulico es altamente afectado. DespuŽs de ocurrir separaci—n de columna, el l’quido comienza a drenar a lo largo de la colina. El gradiente hidr‡ulico sigue al l’quido a lo largo dela colina. La capacidad de flujo disminuye a medida que el l’quido se drena a lo largo dela colina en proporci—n a la disminuci—n de la carga. La presi—n y el flujo reducidos en la estaci—n aguas abajo son similares a lo que ser’a visto si hubiera una fuga en la tuber’a. En el caso de separaci—n de columna, sin embargo, no hay ca’da repentina en la presi—n en la estaci—n aguas arriba. La iniciaci—n es lenta para desarrollarse y es el resultado de una condici—n de drenaje.
SEPARACION DE LAS COLUMNAS Y BOMBAS
SEPARACION DE COLUMNA Y GRADIENTES HIDRAULICOS
31
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
EJEMPLO 2 SEPARACION DE COLUMNA
Figura 9a Gráfica de la línea de una tubería en estado estable, tomada a las 00:15:08.
Figura 9b Perfil hidráulico de la misma tubería, a las 00:15:38. El cambio de bache en la Estación GF y el inicio de una tubería de empaquetamiento, como describe la Figura 11, comienza a ocurrir.
32
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 9c Gráfica de la línea de la misma tubería 10 minutos más tarde, a las 00:25:36.
Figura 9d Perfil hidráulico a las 00:26:19. (Las Figuras 12c y 12d muestran el resultado de reducir la presión de retención en la localización de entrega a las 00:20, cinco minutos después del cambio de bache). La presión reducida de retención causó una separación de columna en una localización de aproximadamente 3 millas (4.84 Km.) aguas arriba de la Estación GG. Observe que la línea del gradiente hidráulico cruza la línea del perfil de elevación, indicando la separación de columna. La reducción en la presión de retención corrigió de inmediato el problema de empaquetamiento pero causó una condición de drenaje la cual resultó en una separación de columna. En esta línea particular, se requirió una operación de línea apretada. Por consiguiente, la columna debe ser restablecida por medio del aumento de la presión en el punto de elevación alto sobre la presión de vapor del fluido en la tubería.
33
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
SUC
EST
DESC
BOM
STN
PER
GA
0
0
0
0
0
0
GA
Actualización GB Tiempo 00:26:00 GC
0
0
6
0
6
7
GB
-1
0
-3
1
-2
-3
GC
GD
0
1
12
12
-2
GD
Actualización 00:26:00 GE
1
14
12
12
-2
-2
2
GE
Siguiente GF
10
-23
-22
-33
-32
-22
GF
ActualizaciónGG 00:46:00
-20
Salida
1 2 3 4 5 6 7
GG
Figura 9e Los cambios son mostrados para un período de 10 minutos entre 00:16 y 00:26.
Figura 9f Gráfica de la línea a las 00:28:25. La columna está restablecida.
34
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 9g Perfil hidráulico a las 00:28:45. Note la capacidad de flujo uniforme para toda la tubería. La presión en la elevación más alta necesitará ser monitoreada para asegurar que la presión permanezca sobre la presión de vapor. La columna fue restablecida por medio del aumento de la presión de retención en la Estación GG. Si la presión en la elevación más alta continua disminuyendo, se podrían requerir ajustes adicionales en la presión de retención.
35
PROGRAMA
REPASO 3
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
1. La separación de columna ocurre cuando la presión en la tubería disminuye por debajo de la ___________ .
a) b) c) d)
presi—n de vapor del l’quido presi—n operativa m‡xima permisible NPSH de la bomba 100 kpa
2. Durante una separación de columna dentro de la tubería, existe ___________ de flujo .
a) b) c) d)
aumento desequilibrio bloqueo disminuci—n
3. Una tremenda cantidad de __________ se libera cuando se restablece la columna.
a) b) c) d)
energ’a presi—n kilovatios flujo
4. Para regresar el vapor dentro de la tubería a la forma líquida, el operador debe invertir la tendencia de drenaje.
a) Verdadero b) Falso 5. La gasificación es más probable que ocurra _________ .
a) b) c) d)
cerca del lado de succi—n de una bomba aguas abajo de una fuga en el punto m‡s alto entre dos localizaciones de control todas las alternativas anteriores
Las respuestas est‡n al final del m—dulo.
36
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 4
RECICLAJE DE PRESION: FALLA EN LA VALVULA DE RETENCION Las v‡lvulas de retenci—n son usadas en el sistema de tuber’a para mantener el flujo en la direcci—n aguas abajo y normalmente se pueden localizar en la pendiente ascendente de un cambio de elevaci—n, entre la succi—n y la descarga en una estaci—n, entre la entrada de la bomba y las v‡lvulas de salida, y en las terminales de entrega para prevenir el flujo hacia un dispositivo equivocado de recepci—n. Las v‡lvulas de aislamiento se cierran cuando la l’nea se para para aislar las diferentes secciones de la l’nea y contener cualquier problema en secciones espec’ficas de la l’nea. DespuŽs de esta secci—n, usted ser‡ capaz de completar lo siguiente: ¥ Explicar la teor’a hidr‡ulica asociada con el reciclaje de presi—n. ¥ Identificar localizaciones en una tuber’a particular en donde ocurre reciclaje de presi—n. ¥ Describir los efectos de reciclaje de presi—n sobre el rendimientos de las bombas y los gradientes hidr‡ulicos. ¥ Describir los efectos de reciclaje de presi—n sobre la velocidad, presi—n y densidad.
INTRODUCCION
OBJETIVOS
37
PROGRAMA
FALLA DE VALVULAS EN LA ESTACION
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Las v‡lvulas de retenci—n son utilizadas en las estaciones de bombeo para mantener la direcci—n del flujo a travŽs de las bombas. Las v‡lvulas de retenci—n se utilizan en estaciones terminales en las bombas y para prevenir el flujo hacia tanques o tuber’as de los despachadores. La falla de una v‡lvula de retenci—n en una estaci—n de bombeo causa la recirculaci—n del flujo. Cuando una v‡lvula de retenci—n est‡ funcionando correctamente, el flujo es dirigido hacia la bomba de operaci—n, y a travŽs de la v‡lvula de retenci—n cuando la bomba est‡ fuera de la l’nea, como se muestra en las Figuras 10a y 10b. Cuando falla una v‡lvula de retenci—n en una bomba, el patr—n de flujo cambia. La Figura 10c muestra que el flujo parcial es recirculado desde el lado de descarga de la bomba hacia el lado de succi—n de la bomba. El flujo hacia la estaci—n desde la l’nea principal a la succi—n de la bomba es reducido debido al aumento en la presi—n de succi—n. El flujo desde el lado de descarga de la bomba aumentar‡ a medida que el fluido reciclado agregue su velocidad al flujo entrando en la bomba. Al comparar la curva de la bomba con el rendimiento observado se indica una discrepancia. El consumo de potencia aumentar‡ con una bomba de recirculaci—n debido a que el consumo de potencia aumenta con la capacidad de flujo. BOMBAS
Flujo de Líquido
Válvula de Retención
Flujo de Líquido
Válvula de Retención
Flujo de Líquido
Válvula de Retención
Figura 10a, 10b, 10c La Falla de la Válvula de Retención Afecta el Flujo de la Bomba
Una v‡lvula de retenci—n en operaci—n evita que el flujo recircule a travŽs de una bomba. Cuando la bomba no est‡ funcionando, la v‡lvula de retenci—n es abierta y el flujo pasa a travŽs de la v‡lvula. Una v‡lvula de retenci—n averiada permite que el flujo recircule desde la descarga de la bomba hacia la entrada de succi—n.
38
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Cuando las bombas est‡n operando en serie, una falla de la v‡lvula de retenci—n en una de las bombas resulta en recirculaci—n lo cual disminuye la salida de la carga de la estaci—n. Con la recirculaci—n de una de las bombas, la capacidad de flujo a travŽs de la bomba es aumentada. Esto desplaza el punto de funcionamiento hacia la derecha en la curva de carga-capacidad y la carga disminuye. TambiŽn es posible que la estaci—n completa estŽ recirculando cuando la v‡lvula de chequeo entre la succi—n de la estaci—n y la descarga de la estaci—n falle en la posici—n abierta. Esto aumenta el flujo a travŽs de todas las bombas en la estaci—n y resulta en una cabeza de descarga disminuida en la l’nea principal lo cual tiene el potencial de convertirse en una reducci—n en capacidad si la estaci—n estuviera asociada normalmente con una localizaci—n cr’tica. Aunque la capacidad de flujo aumenta a travŽs de la estaci—n, la energ’a pone a recircular el flujo a travŽs de la estaci—n en lugar de mantener el flujo en la l’nea principal. La recirculaci—n en la estaci—n reduce la capacidad de flujo en la l’nea principal debido a que la presi—n de descarga de la estaci—n disminuye. Un chequeo de curvas de bombas, de las bombas operacionales, confirmar‡ el rendimiento de las bombas (Ver m—dulo de CURVAS DE LAS BOMBAS). BOMBAS
Válvula de succión de la Unidad
Válvula de Descarga de la Unidad
Válvula de Retención de la Unidad
NC
Válvula de Succión de la Estación OLEODUCTO
Válvula de Control de Presión
Válvula de descarga de la estación DESCARGA A LA SIGUIENTE ESTACION
Válvula de Desvío de la Estación
Figura 11 Esquemático de Estación con Falla de Válvula de Retención La estación opera al flujo máximo cuando falla la válvula de retención de la línea principal.
39
PROGRAMA
RECICLAJE DE PRESION Y FUGAS
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
En condiciones de operaci—n de estado estable, la diferencia entre la firma hidr‡ulica de una fuga y los cambios observados debido al reciclaje de una bomba o al reciclaje de la estaci—n de bombeo debe ser aparente en seguida. A diferencia de la respuesta de una fuga, el flujo disminuir‡ en la localizaci—n aguas arriba. El proceso de soluci—n de problemas se hace mucho m‡s dif’cil si una v‡lvula de retenci—n de la bomba o v‡lvula de retenci—n de la estaci—n falla durante el trastorno del oleoducto mientras ocurren condiciones transitorias. No es probable que una v‡lvula de retenci—n falle en la posici—n abierta durante las condiciones de operaci—n de estado estable. Es durante trastornos del oleoducto, cuando las ondas transitorias est‡n presentes, que las v‡lvulas de retenci—n pueden fallar al abrir. Cuando esto ocurre, las respuestas de la presi—n y el flujo en la localizaci—n y en las localizaciones cercanas presentar‡n uno o m‡s activadores de fuga. El siguiente ejemplo utiliza las gr‡ficas del sistema, perfil y estaci—n para ilustrar este punto. Normalmente los datos hist—ricos de la curva de la bomba y de la tuber’a definir’an un problema de reciclaje.
EJEMPLO 3RECICLAJE DE PRESION
Figura 12a Perfil Hidráulico del Estado de la Misma Tubería.
40
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 12b Gráfica de la Línea Operando a 25160 Bbl/h (4000 m3/h), en Estado Estable.
Figura 12c Gráfica de la información de la bomba de la estación GD, operando a estado estable, mostrando la bomba 2 funcionando.
41
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 12d ACTIVADOR DE FUGA: Gráfica de la línea a las 09:42. Note la caída en la presión del envolvente o carcaza y la capacidad de flujo en la estación GD en comparación con la Figura 12a.
Figura 12e Perfil hidráulico a las 10:12 (30 segundos más tarde) indicando una ligera disminución en el flujo cerca de la estación GD. Observe la condición de empaquetamiento de las estaciones aguas arriba.
42
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 12f Gráfica de la información de la bomba de GD, a las 11:52. Note la tasa de flujo a través de la bomba, 50421 Bbl/h (8016 m3/h), comparada con la tasa de flujo de la estación 25185 Bbl/h (4004 m3/h). La carga de la bomba ha disminuido substancialmente 82 psi (-564.98 Kpa), mientras los caballos de potencia han aumentado +641 HP (478.3582 Kw). Estos cambios indican que la válvula de retención de la bomba está en la posición abierta, permitiendo que el flujo sea reciclado desde el lado de descarga de la bomba hasta el lado de succión de la bomba.
Figura 12g Gráfica de la línea a las 13:13, continuando con el monitoreo de la situación, buscando cualquier otro activador de fuga.
43
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 12h Perfil hidráulico a las 14:05. Aún cuando los gradientes hayan disminuido ligeramente de GC a GE, la disminución no indica una liberación mayor de energía del sistema, como lo haría una fuga. Debido al aumento en el flujo a través de la bomba 2 en GD, el aumento en caballos de potencia notado y la disminución en la presión del envolvente, la decisión es ver si otra bomba en GD exhibirá el mismo rendimiento. La bomba 3 es puesta en línea, y la bomba 2 es puesta fuera de línea.
Figura 12i Gráfica de la información de la bomba a las 20:00 mostrando la bomba 2 fuera de servicio y la bomba 3 activa. Note que el flujo a través de la bomba 3 ahora coincide con el flujo en la línea principal a 25846 Bbl/h (4109 m3/h). La carga de la bomba ha aumentado en un valor esperado de aproximadamente 300 psi (2067 Kpa).
44
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 12j Gráfica de la línea a las 21:11. El flujo y la presión del envolvente han regresado a los valores normales esperados. El paquete de línea ha invertido su tendencia. Esto prueba que la válvula de retención en la bomba 2 en la estación GD ha fallado en la posición abierta.
45
PROGRAMA
REPASO 4
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
1. Cuando la válvula de retención de la unidad de bombeo en la línea de desvío entre la succión y la descarga de la bomba, permanece en posición abierta cuando la bomba está en línea, __________.
a) b) c) d)
el flujo a travŽs de la bomba aumentar‡ la carga de la bomba disminuir‡ la presi—n de la estaci—n disminuir‡ todas las alternativas anteriores
2. Cuando la bomba no está funcionando, la válvula de retención está en la posición __________.
a) abierta b) cerrada 3. Es _____________ que la válvula de retención de una bomba falle en la posición abierta, mientras está en la condición operativa de estado estable.
a) improbable b) probable Las respuestas est‡n al final del m—dulo.
46
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECTION 5
FUGAS
Una fuga en una tuber’a es considerada como el peor caso para cualquier tipo de operaci—n de la tuber’a. Una fuga puede tener inmensas repercusiones en la econom’a, integridad y posiblemente en la existencia de una compa–’a de oleoductos. El impacto ambiental de una fuga tambiŽn puede ser severo, causando una actitud pœblica de desconfianza que podr’a tomar a–os para ser reparada.
INTRODUCCION
Usted, como operador, debe controlar y monitorear la tuber’a de tal manera que se eviten condiciones que puedan causar una fuga, as’ como entender los activadores que identifican la posible existencia de una fuga. Un operador debe ser capaz de analizar cualquier cambio en el estado de una tuber’a e identificar una causa ra’z para las anormalidades existentes. Cuando no se puede encontrar una causa, es responsabilidad del operador minimizar cualquier posible impacto que la anormalidad podr’a tener por medio del cierre inmediato del oleoducto hasta que se pueda llevar a cabo una investigaci—n completa. Nosotros recomendamos a todas las compa–’as que adopten pol’ticas y procedimientos que ayuden a los operadores y a sus superiores en la toma de decisiones que permitir‡n las respuestas cuidadosas y apropiadas para una posible condici—n de fuga. DespuŽs de esta secci—n, usted ser‡ capaz de completar lo siguiente: ¥ Describir los efectos de una fuga en el rendimiento de bombas. ¥ Describir los gradientes hidr‡ulicos en respuesta a fugas. ¥ Cambios de presi—n y flujo aguas arriba. ¥ Cambios de presi—n y flujo aguas abajo. ¥ Describir los efectos de una fuga en la velocidad, presi—n y densidad. ¥ Describir todos los pasos de la Lista de Activadores de Fuga.
OBJETIVOS
47
PROGRAMA
TAMAÑO DE LA FUGA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
El tama–o de una fuga determina el efecto que Žsta tiene sobre la presi—n y la capacidad de flujo de la tuber’a. Las fugas en el sistema de tuber’a se observan en el centro de control como cambios en la presi—n y en la capacidad de flujo. El tama–o y el efecto de un fuga en la presi—n de la l’nea determinar‡ si Žsta es detectable por los operadores. Los factores que determinan la magnitud de una fuga son la presi—n de la l’nea en el sitio de la fuga, el tama–o de la tuber’a y el tama–o de la abertura en la l’nea. La capacidad de flujo en una fuga depende de muchas variables y son œnicas para cada localizaci—n de la fuga. El tama–o de la fuga en relaci—n con el tama–o de la tuber’a tambiŽn tiene un efecto en la cantidad del cambio de presi—n en la l’nea. Una fuga peque–a en una tuber’a peque–a producir‡ una disminuci—n m‡s grande en la presi—n que una fuga peque–a en una tuber’a m‡s grande, debido a que las presiones de operaci—n son m‡s altas en tuber’as de di‡metros menores. Presión del Oleoducto
Abertura de 1/2" (1.27 cm) ab Abertura de 1" (2.5 cm)
Abertura de 12" (30.5 cm) 0
Figura 13
30 Segundos
1 Minuto
Tiempo
Efecto del Tamaño de la Fuga en la Presión para una Rotura Parcial en una Tubería de 34 pulgadas. El efecto de la fuga en la presión de la tubería depende del tamaño de la abertura. Inicialmente todos los tamaños de los orificios generarán una liberación repentina de energía la cual será cuantitativa al tamaño del orificio. La recuperación también depende de la capacidad de flujo, la elevación y las características geográficas asociadas con la localización de la fuga.
48
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Cuando ocurre una fuga, hay un cambio en las tasas de flujos. Esto sucede por la pŽrdida del fluido de la tuber’a. La presi—n de la l’nea disminuye en respuesta a la salida del fluido de la l’nea. La disminuci—n de presi—n en el sitio de la fuga causa un cambio en el equilibrio total de la energ’a en la tuber’a. La energ’a se est‡ drenando de la l’nea por medio de la fuga y el sistema responde moviŽndose hacia un nuevo equilibrio.
GRADIENTES HIDRAULICOS EN RESPUESTA A FUGAS
CABEZA
El movimiento a un nuevo equilibrio comienza con la surgencia de la presi—n en descenso que se desplaza a lo largo de la l’nea desde el sitio de la fuga. Mientras la onda de presi—n se mueve a travŽs de la l’nea, hay un aumento en la capacidad de flujo aguas arriba y una disminuci—n en la capacidad de flujo aguas abajo de la fuga.
Q1
Q1 = Q 2
Q2 A
B
CABEZA
Figura 14
Q1 = Q 2 + Q L
Q1
Q2 A
B
Efecto de una Fuga en el Gradiente Hidráulico La pendiente del gradiente aguas arriba aumenta después de una fuga y la pendiente aguas abajo disminuye. El flujo de la fuga está formado por un aumento en el flujo aguas arriba y una disminución en el flujo aguas abajo.
QL
49
PROGRAMA
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
PRESION Y CAMBIO DE FLUJO AGUAS ARRIBA
La capacidad de flujo aguas arriba aumenta porque la pŽrdida de presi—n en la fuga aumenta la pendiente del gradiente hidr‡ulico entre la fuga y la estaci—n aguas arriba. El aumento en la diferencia de presi—n a lo largo de la secci—n de la l’nea causa que la capacidad de flujo aumente hasta que la pŽrdida en la l’nea, debido a la fricci—n, sea igual a la diferencia de presi—n entre la descarga de la estaci—n y el sitio de la fuga.
PRESION DE DESCARGA DE ESTACION Y CAMBIO DE FLUJO AGUAS ABAJO
La capacidad de flujo aguas abajo disminuye a medida que la presi—n a lo largo de la secci—n aguas abajo de la l’nea disminuye. La presi—n en el sitio de la fuga cae y la presi—n de succi—n en la estaci—n aguas abajo reacciona en relaci—n directa con el cambio de elevaci—n y la magnitud de la disminuci—n de presi—n. A medida que la disminuci—n de la onda de presi—n se desplaza a la estaci—n de bombeo aguas abajo, la capacidad de flujo disminuye. La disminuci—n de la capacidad de flujo aguas abajo podr’a ser bastante peque–a si el cambio en la elevaci—n proporciona la carga para mantener el flujo.
LOCALIZACION DE LA FUGA
EFECTO DE LA FUGA EN EL RENDIMIENTO DE LAS BOMBAS
50
DE OPERACIÓN DE
La localizaci—n de una fuga en una secci—n de la l’nea afectar‡ la capacidad de flujo de la fuga y la presi—n de la l’nea. La capacidad de flujo de la fuga variar‡ con la presi—n de la l’nea a lo largo de la secci—n de la l’nea por cualquier incidente menor que una rotura completa de la l’nea. La velocidad de la fuga ser‡ m‡s alta en el extremo de descarga de la bomba de la secci—n de la tuber’a y ser‡ menor en el extremo de succi—n de la secci—n de la tuber’a. Las fugas en los puntos de baja elevaci—n tambiŽn tendr‡n tasas de flujo m‡s altas porque la presi—n aumenta a medida que la elevaci—n disminuye en la l’nea. Esto normalmente ocurre en cruces de r’os donde el riesgo para el medio ambiente es tambiŽn mayor. Una rotura completa de la l’nea fluir‡ al 100% de la capacidad de flujo de la l’nea, donde ocurra a lo largo de la l’nea. El efecto de una fuga sobre el rendimiento de las bombas est‡ relacionado con la curva de carga-capacidad y la eficiencia, caballos de potencia (Kw) y NPSH de una bomba particular. Un cambio en la capacidad o tasa de flujo cambiar‡ el rendimiento de la bomba. La bomba aguas abajo de un fuga tendr‡ un flujo reducido en la succi—n debido al flujo disminuido de la tuber’a aguas abajo de una fuga. A medida que el flujo disminuye, el punto de operaci—n se mueve hacia la izquierda de la curva de la carga para que la bomba entregue una carga mayor a la tasa menor. Sin embargo, una carga mayor aumenta la capacidad de flujo aguas abajo de la bomba. La bomba trata de regresar al punto de operaci—n original y la capacidad de flujo original.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Esto causa que la presi—n de succi—n disminuya. La bomba trata de descargar la misma entrega pero el aporte disminuye. Esto se observa como una disminuci—n en la presi—n de succi—n y una disminuci—n menor en la presi—n de descarga a medida que la capacidad de flujo disminuye. La bomba aguas arriba de una fuga comenzar‡ a bombear en una capacidad mayor debido a la disminuci—n de la pŽrdida de carga en la secci—n aguas abajo de la l’nea. El punto de operaci—n se mueve hacia la derecha en la curva de carga-capacidad, a una carga menor y una capacidad mayor. Mientras la capacidad de flujo aumenta aguas arriba, hay una disminuci—n en la presi—n de succi—n cuando el gradiente hidr‡ulico aguas arriba se vuelve m‡s inclinado en respuesta a la tasa mayor de flujo en la succi—n de la bomba. La eficiencia, caballos de potencia (Kw) y NPSH cambian tambiŽn a medida que cambia la capacidad de las bombas. La bomba aguas abajo tiene caballos de potencia y NPSH disminuidos. La eficiencia variar‡ dependiendo en quŽ parte de la curva la bomba est‡ operando. La bomba aguas arriba tendr‡ en ascenso los caballos de potencia y NPSHR mientras la capacidad de flujo aumenta y la carga disminuye. Esto pasar‡ inmediatamente en el momento en que la onda de presi—n llegue a la estaci—n. Si hay control de succi—n en la estaci—n, el sistema regresar‡ a una capacidad de flujo de estado estable con estrangulaci—n de la presi—n para mantener la presi—n de succi—n en la estaci—n. El aumento de la capacidad de flujo reduce la presi—n de succi—n, la cual conecta el sistema de control de presi—n. Esto evita que los efectos de la fuga se muevan aguas arriba, como suceder’a en una tuber’a descontrolada. Si las estaciones est‡n en control de descarga, la capacidad de flujo aguas arriba aumentar‡ mientras se mantenga constante la presi—n de descarga. Esto mover‡ el punto de operaci—n hacia la derecha, reflejando una capacidad de flujo, caballos de potencia y NPSH aumentados. Las bombas aguas abajo no ser‡n capaces de mantener la presi—n de descarga debido a la disminuci—n de la capacidad de flujo en las bombas. Esto causar‡ una disminuci—n grande en la presi—n de succi—n, poniendo la bomba fuera de l’nea en una condici—n de baja succi—n.
51
PROGRAMA
EFECTO DE LA FUGA EN LA VELOCIDAD, PRESION Y EMPAQUE DE LINEA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Una fuga cambia el equilibrio de energ’a de la tuber’a. Esto resulta en cambios en presi—n, velocidad del fluido en la l’nea y en el empaque de la l’nea. La energ’a de la presi—n de la l’nea en la fuga es convertida a velocidad a medida que el fluido se escapa por la abertura en el tubo. La capacidad de flujo de la fuga es determinada por la presi—n de la l’nea en el sitio de la fuga y el tama–o del orificio. La capacidad de flujo en la tuber’a cambia debido al cambio en el gradiente hidr‡ulico. La secci—n de la l’nea aguas arriba de la fuga experiencia un aumento en la capacidad de flujo. Esto se muestra como un incremento en la pendiente del gradiente hidr‡ulico. La pendiente del gradiente hidr‡ulico disminuye en la secci—n aguas abajo de la l’nea y la velocidad del fluido disminuye. La presi—n de la l’nea en el sitio de la fuga disminuye cuando ocurre una fuga en la tuber’a. Una disminuci—n en la onda de presi—n se desplaza aguas abajo y aguas arriba a la velocidad s—nica de la onda. La disminuci—n en la presi—n cambia la capacidad de flujo y la pendiente del gradiente hidr‡ulico mientras la l’nea se mueve hacia un nuevo equilibrio.
EFECTO DE LOS PUNTOS DE CONTROL Y PUNTOS DE AJUSTE EN LAS FUGAS
Los puntos de control est‡n definidos en la localizaci—n de la inyecci—n de la carga. Los puntos de ajuste est‡n definidos como puntos que no determinan la capacidad de flujo pero mantienen el equilibrio de la tuber’a y aseguran una capacidad de flujo singular para toda la tuber’a. Los puntos de ajuste de descarga y succi—n mantienen el equilibrio de la tuber’a y aseguran una capacidad de flujo singular para toda la tuber’a. La Presi—n Base M‡xima de Descarga , el Punto de Ajuste de la Presi—n de Descarga y el Punto de Ajuste de Succi—n son herramientas operacionales para controlar la presi—n de la l’nea dentro de los l’mites operativos. Los puntos de ajuste limitan el efecto de una surgencia y transientes de presi—n en las secciones aguas arriba y aguas abajo de la l’nea. Si ocurre una ruptura entre dos estaciones, una onda de baja presi—n se desplaza aguas arriba hacia la pr—xima estaci—n. Se produce un aumento inmediato en la capacidad de flujo mientras disminuye la presi—n de descarga. Este aumento en la capacidad de flujo de la estaci—n es un evento corto cuando la estaci—n aguas arriba esta bajo control de succi—n. El sistema de control reduce la capacidad de flujo para mantener la presi—n de succi—n. Esto regresa la capacidad de flujo a la normalidad y establece un nuevo estado estable. La estaci—n continuar‡ bombeando en la ruptura a la capacidad de flujo normal pero con una presi—n de descarga reducida.
52
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Aguas abajo de la ruptura hay una capacidad de flujo reducida. La presi—n de succi—n de la estaci—n disminuye mientras el flujo disminuye. Esto hace que la estaci—n estrangule el flujo para mantener la presi—n de succi—n. La presi—n de descarga de la estaci—n disminuye. Esta disminuci—n en presi—n se desplaza hacia la pr—xima estaci—n, la cual tambiŽn estrangula el flujo para mantener la presi—n de succi—n. Esta onda continœa hasta que el operador responde reconociendo tres activadores de ruptura e inicia un paro inmediato de la tuber’a o se detecta una alarma en el sistema de detecci—n de fugas. Si las estaciones est‡n en control de descarga, la capacidad de flujo aumentar‡ aguas arriba mientras la presi—n de descarga se mantenga constante. La pŽrdida de l’nea, sin embargo, disminuye debido a la fuga. La estaci—n aguas abajo no ser‡ capaz de mantener la presi—n de descarga debido a la capacidad de flujo disminuida en la estaci—n. Esto provocar‡ una ca’da en la presi—n de succi—n, causando una condici—n de succi—n baja y luego el paro de las bombas. La condici—n de la l’nea solamente puede determinarse por la informaci—n suministrada por el sistema SCADA. Los eventos en la l’nea se observan si su duraci—n es mayor que el intervalo de actualizaci—n de la informaci—n (intervalo de exploraci—n) en el sistema. Si la informaci—n del centro de control se actualiza cada minuto, los eventos o incidentes que duren menos de dos minutos no ser‡n observados o solamente se observar‡n durante la duraci—n de un per’odo de exploraci—n. Por esta raz—n, los impulsos y transientes de presi—n provenientes de las operaciones de las v‡lvulas o de las fugas no podr‡n ser observados por el operador.
EFECTO DEL TIEMPO DE EXPLORACION DEL SISTEMA SCADA EN LA DETENCCION DE FUGA
El monitoreo continuo de la presi—n se requiere para observar transientes en la tuber’a en un Tiempo Real. Los transientes de la presi—n pueden observarse durante un per’odo exploratorio. Mientras la onda de presi—n pasa, el valor del sensor disminuye hasta el valor normal con la pr—xima exploraci—n. Eventos de corta duraci—n tales como surgencias de presi—n de una fuga, apertura o cierre de v‡lvula pueden enviar una surgencia de presi—n en la l’nea. Si la surgencia de presi—n es de corta duraci—n, no se detectar‡ en un intervalo largo de exploraci—n. Una ruptura de l’nea entre dos estaciones resultar‡n en una disminuci—n en la presi—n de descarga en la estaci—n aguas arriba que ser‡ r‡pidamente estabilizada despuŽs de la surgencia inicial de presi—n. La surgencia puede ser estabilizada por el sistema de puntos de ajuste y control de la estaci—n antes de que se muestre en el monitor del centro de control.
53
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Los eventos de larga duraci—n, mayores que una exploraci—n, tales como un cierre de v‡lvula de l’nea principal o suministro de corriente lateral, tendr‡n un efecto de largo plazo en la tuber’a. El cambio en presi—n ser‡ observado en un per’odo largo de tiempo y puede ser observado por exploraciones de larga duraci—n. El flujo aguas abajo de un cierre de v‡lvula o entrega de corriente lateral ser‡ reducido y este efecto se desplazar‡ en la l’nea, afectando todas las estaciones aguas abajo del punto de entrega.
EJEMPLO 4 APLICACION DEL MODELO DE TOMA DE DECISIONES PARA EL ANÁLISIS DE FUGA
El modelo de toma de decisiones permite las respuestas anal’ticas r‡pidas para los cambios en la tuber’a. Como fue discutido, en el ANçLISIS DE TENDENCIAS, una fuga se presentar‡ como un cambio con caracter’sticas de magnitud grande sobre un intervalo de tiempo corto. El hecho de que esta caracter’stica exista, deber’a inspirar al operador, usando el modelo de toma de decisiones, a buscar la posibilidad de tres activadores de ruptura presentes. En cuanto se identifican los tres activadores de ruptura, el proceso se desplazar‡ hacia el lado derecho del modelo de toma de decisiones, y dictar‡ un cierre de la tuber’a. Los siguientes gr‡ficos ilustran una tuber’a que ha estado sujeta a una simulaci—n de fuga. La Figura 15a indica el estado estable con cambios relativamente peque–os. La Figura 15b muestra un cambio de magnitud grande sobre un intervalo de tiempo corto. La Figura 15c es un perfil de los cambios de presi—n y flujo para una ruptura de tuber’a en la Estaci—n GC. T—mese un momento e identifique los tres activadores de ruptura que generar’a el cierre de la tuber’a.
Figura 15a Condición de Estado Estable
54
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
La magnitud de este evento es alta debido a la naturaleza amplia y repentina de estos cambios.
RECONOCIMIENTO E INTERPRETACION
Figure 15b Otra exploración de la línea muestra las presiones y la capacidad de flujo en GC aún disminuyendo rápidamente. La bomba 6 de GC se está parando.
La velocidad a la cual estos cambios ocurrieron fue r‡pida, lo cual tambiŽn implica una alta prioridad. El perfil hidr‡ulico de la tuber’a muestra cambios mayores en la energ’a en el sistema cerca de la estaci—n GC de bombeo. El gradiente aguas arriba de la estaci—n GC ha sido reducido para coincidir con el perfil de elevaci—n. La carga producida en la estaci—n GC se ha reducido casi a cero. El gradiente aguas abajo de la estaci—n GC est‡ continuando la tendencia descendiente de GC. La capacidad de flujo ha aumentado a travŽs de la estaci—n GB. La capacidad de flujo disminuye aguas abajo de GC. La gr‡fica de la l’nea en este momento confirma el aumento del flujo en la estaci—n GB. La presi—n de descarga ha disminuido en la estaci—n GB. La capacidad de flujo y la presi—n diferencial de la bomba en la estaci—n GC han ca’do casi hasta cero.
55
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 15c Gráfica del perfil a las 11:05. Note los cambios en carga y flujo aguas arriba y aguas abajo de la estación GC.
Figura 15e
56
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
1. ¿Cuál de las siguientes afirmaciones describe mejor una ruptura grande de una línea?
a) las presiones aguas arriba de la fuga pueden caer, pero no siempre. b) las presiones aguas arriba y aguas abajo de la fuga siempre disminuir‡n. c) el diferencial de la bomba y la presi—n disminuyen aguas arriba, y el diferencial de la bomba aguas abajo aumenta. d) la presi—n aguas arriba de la fuga puede que no disminuya si la curva de la bomba es plana, pero las presiones aguas abajo siempre caer‡n.
REPASO 5
2. En estaciones directamente aguas arriba y aguas abajo de un sitio de fuga, el cambio de presión es ________.
a) repentino, a menos que haya una colina entre las estaciones b) lento, mientras el sistema entra en un estado transitorio en donde la presi—n se convierte a velocidad c) lento, a menos de que haya un trastorno de tuber’a al mismo tiempo d) repentino 3. Una fuga grande en la tubería es diferente a todos los otros incidentes en la tubería en que las presiones aguas arriba siempre ________________.
a) aumentan b) se mantienen iguales c) disminuyen 4. En una fuga grande en la tubería, mientras la fuga esté más cerca a la estación aguas arriba, la pérdida de presión será ___________.
a) mayor b) menor 5. Aguas arriba de una fuga, la capacidad de flujo aumentará debido a la disminución en las pérdidas de fricción de la tubería en la sección de la tubería desde la estación de bombeo aguas arriba hasta el sitio de fuga.
a) Verdadero b) Falso Las respuestas est‡n al final de lm—dulo.
57
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 6
ERRORES DE INSTRUMENTOS
Los errores instrumentales son considerados incidentes (eventos no rutinarios de tuber’as los cuales afectan la energ’a total en la tuber’a y ponen en riesgo la tuber’a), debido a que pueden hacer que el operador piense que hay una fuga presente o podr’an indicar que no hay cambio cuando en realidad est‡ ocurriendo una fuga. Aœn cuando los errores en los instrumentos ocurren raramente, el operador debe estar alerta a esta posibilidad y ser capaz de reconocer los errores instrumentales de otros problemas de la tuber’a.
INTRODUCCION
Un error instrumental es un valor incorrecto de cualquier dispositivo que se reporte al centro de control a travŽs de un sistema SCADA. El valor puede ser cualquier informaci—n recibida de alguna de las estaciones: presi—n, flujo, amperaje, temperatura, densidad, viscosidad, el grado de compresi—n/expansi—n de una secci—n de la l’nea o detecci—n de fuga. Un operador del centro de control no se debe preocupar de por quŽ falla el instrumento. La preocupaci—n es verificar la exactitud del instrumento sin comprometer la seguridad de la tuber’a. Se debe hacer Žnfasis en este punto. Cuando el operador trate de determinar por quŽ fall— el instrumento, quiere decir que el operador ya ha asumido (posiblemente incorrecto) que el instrumento ha fallado. La lectura incorrecta, sin embargo, pudiera indicar un problema real, posiblemente una ruptura. Esta secci—n describe cu‡ndo y d—nde ocurren errores instrumentales, y detalla las consideraciones usadas en el proceso para determinar si el valor incorrecto es un error de instrumento o un cambio actual de la energ’a en la tuber’a. (Informaci—n m‡s espec’fica acerca de calibraci—n de instrumentos, coeficientes de fallas, jerarqu’a de instrumentos y redundancia se encuentra en el m—dulo SISTEMAS DE CONTROL E INSTRUMENTACIîN ). DespuŽs de esta secci—n, usted podr‡ completar lo siguiente: ¥ Describir la frecuencia estad’stica de falla instrumental. ¥ Describir c—mo las pŽrdidas de l’nea, capacidad de flujo, diferencia de bombeo y punto de presi—n de la tuber’a pueden utilizarse para identificar positivamente el error instrumental.
OBJETIVOS
59
PROGRAMA
TIPOS DE ERROR INSTRUMENTAL
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Existen dos tipos de errores instrumentales que pueden ocurrir, una falla total o una pŽrdida de calibraci—n. Una falla total resulta en la no lectura de datos. O, el instrumento da una lectura que no est‡ relacionada con la condici—n actual en la tuber’a o equipo. Por ejemplo, una lectura de presi—n que es cero o que est‡ en la escala m‡s alta de lectura del instrumento, cuando la condici—n actual de la tuber’a es normal, indica una falla del instrumento. El otro tipo de error es una pŽrdida de calibraci—n la cual ocurre gradualmente sobre un per’odo de tiempo. Este es el tipo m‡s comœn de error en los instrumentos. Los instrumentos son calibrados regularmente para asegurar que estŽn funcionando a la precisi—n deseada. El per’odo de calibraci—n var’a con cada tipo de instrumento y la capacidad del instrumento para variar la calibraci—n. Por ejemplo, los medidores de turbina de transferencia de custodia son calibrados cada 2 semanas, medidores de transferencia de custodia de desplazamiento son calibrados mensualmente, fluj—metros de cu–a son calibrados anualmente, e instrumentos de presi—n son calibrados cada 3 meses. La instrumentaci—n de temperatura, vibraci—n y aislamiento se calibra anualmente, y los medidores de amperaje son calibrados cada 3 a–os.
CUANDO SUCEDE
La falla total de los instrumentos ocurre raramente. Los instrumentos est‡n dise–ados para la ejecuci—n confiable. Los instrumentos reforzados se usan para minimizar el mantenimiento y la reparaci—n. Debido a que la ocurrencia de falla de instrumentos es rara, la primera conclusi—n de un operador deber’a ser que los datos mostrados en SCADA son correctos. Sin embargo, los instrumentos pueden fallar y as’ sucede. La posibilidad de que fallen simult‡neamente dos instrumentos es poco probable. Sin embargo, esto puede pasar y el operador debe estar alerta ante esta posibilidad. Cuando ocurren dos fallas al mismo tiempo es generalmente una indicaci—n de otra falla, posiblemente una falla mayor en la localizaci—n
60
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
El error instrumental puede ocurrir en cualquiera de los dispositivos transmisores de datos al centro de control. Los instrumentos proveedores de informaci—n m‡s frecuentemente utilizados por el operador son lectores de presi—n (para presiones de succi—n, envolvente y descarga), fluj—metros y medidores de amperaje. La falla de estos instrumentos, por consiguiente, tiene un impacto mayor en la tuber’a que la falla de otros instrumentos tales como dispositivos sensores de temperatura, dens’metros y viscos’metros.
EN DONDE SUCEDE
Muchos instrumentos dependen de los datos de otros instrumentos. Cuando uno de los instrumentos falla, podr’an aparecer valores incorrectos en el otro instrumento. Por ejemplo, los dens’metros y los viscos’metros dependen de la precisi—n de los dispositivos sensores de temperatura. El operador puede resolver el problema analizando correctamente el instrumento que fall— y reconociendo los otros valores incorrectos. En el caso de una falla instrumental, los datos en SCADA podr’an: ¥ mostrar un valor muy alto. ¥ mostrar un valor muy bajo. ¥ aparecer congelados; es decir, sin cambio. ¥ no mostrar ninguna lectura. ¥ no mostrar los cambios esperados. ¥ no estar de acuerdo con el resto de la instrumentaci—n.
RECONOCER UNA SITUACION
Un valor fuera de escala parecer’a muy grande (o muy peque–o) y congelado (sin cambio sobre un intervalo de tiempo prolongado). Un valor fuera de escala ocurre cuando el instrumento excede su dise–o m‡ximo. La gr‡fica muestra un valor bastante alto que se mantiene constante. El pensar que la lectura est‡ fuera de escala es un error, el operador podr’a llegar a una conclusi—n incorrecta. As’ mismo, cuando la presi—n est‡ por debajo del m’nimo de dise–o del instrumento, el operador podr’a creer que la baja lectura se debe a un error instrumental. Cuando el instrumento funciona fuera de su rango de calibraci—n, proporciona lecturas de datos incorrectos. Existe poca probabilidad de que un error instrumental presente tres activadores de ruptura o m‡s. Si este fuera el caso, un paro inmediato ser’a requerido.
ACTIVADOR DE FUGA
61
PROGRAMA
DETERMINE LA CAUSA PROBABLE
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Para distinguir una falla instrumental de otra causa posible, el operador debe observar la pŽrdida de l’nea, cambios de capacidad de flujo, diferencial de bombeo y presiones en el sitio y en las estaciones inmediatamente aguas arriba y aguas abajo del sitio. Primero, el operador debe re-explorar los datos de la estaci—n cuestionada y las estaciones aguas arriba y aguas abajo para proveer los œltimos datos. Esto indicar‡ si los instrumentos se han recuperado o est‡n mostrando los mismos valores anterriores al cambio. Luego, los datos del resto de la estaci—n deben ser examinados para determinar quŽ es lo que indican. ÀSon todos los datos consistentes, o hay uno o m‡s datos que contradicen el resto de la informaci—n? ÀLos otros valores se relacionan con la informaci—n canalizada al SCADA? ÀLos datos de la informaci—n aguas arriba y aguas abajo son consistentes con las lecturas de datos cuestionados
Lugar
Pérdidas Lin.
Tasa de Flujo
Diferencial de Bomba
Puntos de Presión
aguas arriba
no valido
sin cambio
sin cambio
sin cambio
en el lugar
no valido
sin cambio
no válido
no valido
aguas abajo
no valido
sin cambio
sin cambio
sin cambio
de la estaci—n? Figura 16 Efecto de un error en instrumento de presión en cambios de pérdida de línea, capacidad de flujo, diferencial de bombeo y puntos de presión.
PERDIDA DE LA LINEA
TASA DE FLUJO
62
Cuando un instrumento de presi—n ha fallado, los c‡lculos basados en los datos de ese instrumento estar‡n incorrectos. Calcule la pŽrdida de la tuber’a desde aguas arriba hasta la localizaci—n y desde la localizaci—n hasta la pr—xima estaci—n aguas abajo y compare los valores calculados con los valores esperados. ÀLa pŽrdida de la tuber’a mostrada en el sistema SCADA se relaciona con la pŽrdida calculada de la tuber’a? Con un error instrumental, las tasas de flujo en las estaciones inmediatas aguas arriba y aguas abajo no cambiar‡n. La lectura de la capacidad de flujo en el sitio afectado no ser‡ v‡lida. ÀEl valor de la capacidad de flujo parece estar correcto para la pŽrdida actual de la tuber’a? Por ejemplo, Si el fluj—metro est‡ leyendo 12580 Bbl/h (2000 m3/h) pero si otro instrumento y el c‡lculo de pŽrdida de la l’nea indican un valor de 9435 BBL/H (1500 m3/h), entonces una investigaci—n adicional es necesaria.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Las presiones de succi—n, envolvente y descarga en la estaci—n y en las estaciones inmediatas aguas arriba y aguas abajo deber’an estar todas relacionadas. Cualquier informaci—n con un grado de estabilidad, tal como rendimiento de la bomba y su eficiencia (entrega de carga) a una capacidad espec’fica, puede ser referida para verificar los datos o confirmar el error.
DIFERENCIAL DE LA BOMBA Y PUNTOS DE PRESION OTRAS CONSIDERACIONES
Si el instrumento cuya lectura es cuestionable es un punto de recolecci—n de datos para el programa de deteccieon de fuga, el grupo de soporte para el programa de c—mputo debe ser notificado. Si el programa de c—mputo de detecci—n de fugas debe indicar una alarma, la alarma no podr‡ ser omitida porque el operador cree que Žsta es producida por un error instrumental. Una vez que el error instrumental se haya verificado como causa probable de la situaci—n, el operador debe: ¥ hacer que el instrumento sea reparado, y continuar operando la tuber’a si el problema no es grave y si la tuber’a estar‡ bajo estado estable, o ¥ parar la tuber’a si el error est‡ afectando seriamente la operaci—n y la tuber’a ir‡ de estado estable a estado inestable con la instrumentaci—n incorrecta. Para determinar quŽ acci—n tomar, el operador debe hacer las siguientes preguntas: ¥ ÀQuŽ tan importante es el instrumento en relaci—n con la cantidad total de informaci—n suministrada al sistema SCADA? (El desarrollo de un entendimiento claro de la importancia del instrumento ayudar‡ al operador a determinar la mejor acci—n para la situaci—n.) ¥ ÀCu‡ntos instrumentos usa el sistema SCADA para suministrar datos al operador? ¥ ÀCu‡ntos instrumentos averiados pondr‡n en riesgo la seguridad de una operaci—n? ¥ ÀEn quŽ momento los datos incorrectos corrompen toda la informaci—n entrante?
DECIDA LA ACCION A TOMAR
63
PROGRAMA
FALLA INSTRUMENTAL DE PRESION DE SUCCION
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
La presi—n de succi—n aumentada indica que no ha transcurrido una liberaci—n en la tuber’a. Debido a que la presi—n est‡ cambiando, la energ’a en toda la tuber’a debe estar cambiando tambiŽn. Revise si las presiones aguas arriba y aguas abajo son consistentes con la lectura cambiada en la estaci—n. Si las presiones no son consistentes, es muy probable que algo le haya pasado al instrumento. El personal de mantenimiento quiz‡ necesite examinar el transmisor. Si los nœmeros son consistentes, entonces se debe tratar otro problema diferente al error instrumental de la tuber’a. Pueden haber disponibles en la estaci—n varios transmisores de presi—n de succi—n, envolvente y descarga. El dispositivo defectuoso puede ser identificado comparando las lecturas de diferentes instrumentos. Durante este an‡lisis, es aconsejable basar la conclusi—n en el nœmero de lecturas relacionas. Si dos o tres transmisores indican la misma magnitud de presi—n, la conclusi—n debe ser que los transmisores est‡n probablemente correctos. Es bastante improbable que dos transmisores fallen de la misma forma y al mismo tiempo. Si un transmisor de presi—n no coincide con los otros dos, una falla instrumental es indicada. Si la pŽrdida de l’nea, capacidad de flujo, diferencial de bombeo, puntos de presi—n y otros valores no son consistentes despuŽs de revisar los transmisores de presi—n de succi—n, envolvente y descarga, entonces los indicadores del rendimiento de la bomba/motor deben ser investigados.
FALLA DEL FLUJOMETRO
64
Una falla del computador del fluj—metro reportar‡ err—neamente valores altos o bajos. Revise las lecturas de otros instrumentos. ÀLas presiones son consistentes con la capacidad de flujo? Si no lo son, considere una falla de un transmisor de presi—n o una falla del fluj—metro. Si la informaci—n aguas arriba y aguas abajo no es consistente con los valores de la capacidad de flujo en la estaci—n afectada pero las presiones permanecen sin cambiar, entonces la capacidad de flujo de la tuber’a no ha cambiado. La tuber’a, en otras palabras, est‡ en un estado estable. El problema, muy probablemente, es con el computador de flujo o el cotejo de la lectura.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Cuando un instrumento falla, el flujo de informaci—n para el operador del centro de control se interrumpe. Adem‡s, otros instrumentos quiz‡ dependen de ese instrumento particular averiado para hacer sus propios c‡lculos. Esto aumentar‡ la magnitud de la situaci—n. Para determinar la magnitud de la falla del dens’metro en el sitio, en localizaciones intermedias y en la localizaci—n de suministro, se deben hacer varias preguntas: ¥ ÀAlgœn otro instrumento depende del densit—metro para hacer sus propios c‡lculos? (por ejemplo detecci—n de fugas, equilibrio de volœmen, rastreo de baches, c‡lculo de flujo). Si muchos instrumentos dependen del dens’metro la situaci—n causar‡ m‡s dificultades operativas y por consiguiente una necesidad mayor de su resoluci—n. Esto lleva al pr—ximo grupo de preguntas: ¥ ÀEste otro grupo de instrumentos afectar‡n la seguridad de operar confiablemente la tuber’a? ¥ ÀAlgœn suministro estar‡ afectado por este error? ÀAlgœn suministro ha sido afectado? ¥ ÀExiste la posibilidad de contaminaci—n de baches? ¥ ÀExiste la posibilidad de una contaminaci—n grande del tanque? Para continuar operando la tuber’a en vista de la falla del dens’metro. el valor en el instrumento puede necesitar ser ÒforzadoÓ para minimizar el impacto en el resto de la tuber’a. Un factor de pŽrdida de caudal se debe considerar as’ como tambiŽn el costo de la reparaci—n inmediata del instrumento.
FALLA DEL DENSIMETRO
65
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
EJEMPLO 5 ERROR INSTRUMENTAL
Figura 17a Gráfica de la Línea - Tubería en condición de estado estable
Figura 17b Perfil Hidráulico - estado estable
66
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 17c Esquemático de la estación de bombeo GD
Figura 17d Gráfica de la condición de la bomba en la estación GD
67
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 17e Gráfica de la línea a las 22:02. ACTIVADOR DE FUGA - La presión de descarga en la estación GD cae a cero. Debido al espaciamiento de la estación de aproximadamente 40 millas, una caída en la presión de succión se esperaría en aproximadamente un minuto en GE, la localización aguas abajo. Un aumento en las presiones de descarga y envolvente en la localización aguas arriba también se esperaría en este momento.
Figura 17f Perfil hidráulico a las 23:18 (1 min., 16 seg. más tarde) indica una condición de estado estable. Los cambios esperados, debido a la gran pérdida de energía que indica la lectura de presión de descarga en la estación GD, no son incluidos. Investigue la fuente del problema.
68
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
Figura 17g Gráfica de la condición de la bomba en la estación GD - Cada uno de los otros puntos dato (tasas de flujo, carga producida), no se relacionan con la pérdida de 460 psi de presión de descarga en esa localización. Continúe el monitoreo.
Figura 17h Perfil hidráulico - aún estado estable
69
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
Figura 17i Gráfica de la línea - aún en estado estable. El transmisor de descarga en la estación GD parece tener un error, porque no hay respuesta hidráulica a cero psi descargando de esta estación en cualquier localización, aguas arriba o aguas abajo. Notifique al personal eléctrico en GD.
70
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
1. Dos tipos de errores en un instrumento proporcionando información al sistema SCADA son ________.
a) lectura sin datos y una lectura no relacionada con la condici—n de la tuber’a b) pŽrdida de calibraci—n y pŽrdida de precisi—n c) lectura sin datos y pŽrdida de precisi—n d) falla total y pŽrdida de calibraci—n
REPASO 6
2. Lecturas incorrectas de instrumentos pueden presentar valores que son __________.
a) b) c) d) e)
muy altos muy bajos congelados inesperados todos los anteriores
3. Un valor fuera de escala ocurre cuando el instrumento ____________.
a) b) c) d)
indica una ca’da de presi—n aguas arriba excede su dise–o m‡ximo es relacionado con un segundo instrumento falla al mismo tiempo que un segundo instrumento en la misma estaci—n e) indica una ruptura de la tuber’a 4. Si se nota un cambio en un punto dato reportado por SCADA que pudiera indicar una fuga, el operador debería ____________.
a) interpretar la implicaci—n del cambio b) buscar cambios adicionales en otros puntos dato en la localizaci—n afectada c) buscar aguas arriba y aguas abajo por cambios adicionales d) todas las alternativas anteriores
Las respuestas est‡n al final del m—dulo.
71
PROGRAMA
RESUMEN
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
SECCION 1 - ANALISIS DE INCIDENTES ¥ ¥
¥
¥
Un incidente es cualquier evento de tuber’a que afecte la energ’a total en la tuber’a y ponga en peligro la integridad de la tuber’a. Una vez que una situaci—n sea definida como un incidente, el operador debe determinar si este se presenta como un causante de fuga. El paro de la l’nea es obligatoria cuando el operador est‡ conciente de cualquiera de las causas de fuga y no puede identificar la causa dentro de 10 minutos. El paro de la l’nea tambiŽn es obligatoria cuando est‡n presentes tres o m‡s activadores de fuga. La Regla de los 10 Minutos, empleando el proceso de soluci—n de problemas, est‡ dise–ada para permitirle al operador llegar a una conclusi—n l—gica que explique la causa ra’z del cambio observado.
SECCION 2: CIERRE DE VALVULAS ¥ ¥
¥
¥
72
Los cierres de v‡lvula est‡n clasificados como incidentes cr’ticos y deben reconocerse y tratarse r‡pida y eficientemente. El efecto del cierre de v‡lvula sobre la velocidad y la presi—n sin un camino alterno para flujo: Un cierre de v‡lvula en una tuber’a fluyendo produce inmediatamente la disminuci—n del flujo aguas arriba de la v‡lvula. La presi—n aumenta r‡pidamente mientras la surgencia de presi—n se desplaza aguas arriba. Aguas abajo de la v‡lvula cerrada, una surgencia de baja presi—n es generada la cual se mueve aguas abajo y paraliza el flujo. El efecto del cierre de v‡lvula sobre la velocidad y la presi—n con un camino alterno para el flujo: Un cierre de v‡lvula tal como una v‡lvula de entrega en una estaci—n terminal o una v‡lvula de control de presi—n con un desv’o, le proporciona al operador alternativas diferentes a la de paralizar la l’nea. Cuando se identifica el problema, el operador puede redirigir el flujo alrededor de la v‡lvula cerrada y continuar las operaciones mientras la v‡lvula est‡ fuera de servicio. Los efectos del cierre de v‡lvula sobre el rendimiento de la bomba y el gradiente hidr‡ulico: Los efectos del cierre de la v‡lvula en una tuber’a fluyendo sobre el rendimiento de la bomba son un aumento en la carga de la bomba y una disminuci—n en los caballos de potencia requeridos. Los efectos sobre la bomba aguas abajo son una disminuci—n en la presi—n de succi—n y una disminuci—n de la capacidad de flujo en la bomba. El cierre de v‡lvula en una tuber’a grande hace que el gradiente hidr‡ulico se aplane horizontalmente mientras la presi—n aumenta.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 3: SEPARACION/GASIFICACION DE COLUMNA ¥
¥
¥
¥ ¥
La separaci—n/gasificaci—n de columna ocurre cuando la presi—n en la tuber’a disminuye por debajo de la presi—n de vapor del l’quido y forma una burbuja de gas en la tuber’a. Esto puede ocurrir en cualquier tuber’a que tenga cambios de elevaci—n de moderados a severos entre las estaciones de bombeo y/o las localizaciones de suministro. La separaci—n de columna es tambiŽn un desequilibrio del flujo. Para reintegrar la columna, el operador debe invertir el desequilibrio del flujo. Para el operador, la separaci—n de columna es similar a una fuga en la tuber’a debido a la disminuci—n tanto en la presi—n aguas abajo como en la capacidad de flujo. En donde la separaci—n de columna es causada por una fuga, la fuga se convierte en la primera preocupaci—n. El prevenir que ocurra separaci—n de columna proteger‡ la integridad de la tuber’a, ayudar‡ a asegurar la precisi—n de la instrumentaci—n y har‡ m‡s f‡cil la detecci—n de fugas.
SECCION 4 - RECICLAJE DE PRESION: FALLA DE LA VALVULA DE RETENCION ¥ ¥
¥
¥
¥
Las v‡lvulas de retenci—n se usan en las estaciones de bombeo para mantener la direcci—n del flujo a travŽs de las bombas. Las v‡lvulas de retenci—n tambiŽn son usadas en estaciones terminales de bombas y para evitar que el flujo entre a los tanques de o tuber’as del despachador. Una v‡lvula de retenci—n en operaci—n evita que el flujo recircule a travŽs de la bomba. Cuando la bomba no est‡ funcionando, la v‡lvula de retenci—n est‡ abierta y el flujo pasa a travŽs de la v‡lvula. Una v‡lvula de retenci—n averiada deja que el flujo recircule desde la descarga de la bomba hasta la succi—n. En condiciones operativas de estado estable, la diferencia entre la firma hidr‡ulica de una fuga y los cambios observados debido al reciclaje de la bomba o de la estaci—n de bombeo deber‡ ser aparente en seguida. Es durante los trastornos de la tuber’a, cuando las ondas transitorias est‡n presentes, que las v‡lvulas de retenci—n pueden fallar al abrir. Cuando esto ocurre, las respuestas de la presi—n y el flujo en la localizaci—n y en las localizaciones cercanas presentar‡n uno o m‡s activadores de fuga.
73
PROGRAMA
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
SECCION 5 - FUGAS
74
¥
Una fuga en una tuber’a es considerada como el peor caso para cualquier tipo de operaci—n de la tuber’a.
¥
El tama–o de la fuga determina el efecto que esta tiene sobre la presi—n y la capacidad de flujo de la tuber’a. Los factores que determinan la magnitud de una fuga son la presi—n de la l’nea en el sitio de la fuga, el tama–o de la tuber’a y el tama–o de la apertura en el tubo.
¥
El movimiento a un nuevo equilibrio comienza con la surgencia de la presi—n disminuyendo que se desplaza a lo largo de la l’nea desde el sitio de la fuga. Mientras la surgencia de presi—n se mueve a travŽs de la l’nea, hay un aumento en la capacidad de flujo aguas arriba y una disminuci—n en la capacidad de flujo aguas abajo de la fuga.
¥
La localizaci—n de una fuga en una secci—n de la l’nea afectar‡ la capacidad de flujo de la l’nea y la presi—n de la l’nea.
¥
El efecto de una fuga en el rendimiento de la bomba est‡ relacionado con la curva carga-capacidad y eficiencia, caballos de potencia y NPSH de esa bomba.
¥
Una fuga cambia el equilibrio de la energ’a de la tuber’a. Esto resulta en cambios en la presi—n, velocidad del fluido en la l’nea y el empaque de la l’nea.
¥
Los puntos de control se definen en la carga de la l’nea, en una localizaci—n de inyecci—n. Los puntos de ajuste se definen como los puntos que no determinan la capacidad de flujo pero mantienen el ajuste de la capacidad de flujo. Los puntos de ajuste de descarga y succi—n mantienen la integridad de la l’nea a la capacidad de flujo determinada por el punto de control.
¥
La condici—n de la l’nea solamente puede determinarse por la informaci—n suministrada por el sistema SCADA. Los eventos en la l’nea se observan si su duraci—n es mayor que el intervalo de actualizaci—n de la informaci—n (intervalo de exploraci—n) en el sistema.
ANÁLISIS AVANZADO
DE INCIDENTES
SECCION 6 - ERRORES DE INSTRUMENTOS ¥
Los errores instrumentales son considerados incidentes ya que pueden hacer que el operador piense que hay una fuga presente; o podr’an indicar que no hay cambio cuando en realidad est‡ ocurriendo una fuga.
¥
Existen dos tipos de errores instrumentales que pueden ocurrir: una falla total o una pŽrdida de calibraci—n.
¥
Para distinguir una falla instrumental de otra causa posible, el operador debe buscar pŽrdida de l’nea, cambios de capacidad de flujo, diferencial de bombeo y presiones en el sitio y en las estaciones inmediatamente aguas abajo del sitio.
¥
Una vez que el error instrumental se haya verificado, el operador debe hacer que el instrumento sea reparado, y continœe operando la tuber’a si el problema no es grave y se pueda mantener un estado estable, o parar la tuber’a.
75
PROGRAMA
RESPUESTAS
DE OPERACIÓN DE
ENTRENAMIENTO
DEL
OLEODUCTO
REPASO 1
REPASO 2
REPASO 3
1. b
1. c
1. a
2. c
2. d
2. b
3. d
3. b
3. a
4. a
4. d
4. a 5. d
REPASO 4
REPASO 5
REPASO 6
1. d
1. b
1. d
2. a
2. d
2. e
3. a
3. c
3. b
4. a
4. d
5. a
76
