Inspección de una tubería de baja presión

Encontrar una respuesta a la pregunta que más se plantea en el sector de la recolección aguas arriba

La mayoría de las herramientas de inspección en línea se diseñaron inicialmente para inspeccionar una línea con un cierto grado de alta presión. Sin embargo, dado que la mayoría de los activos de gas natural operan a presiones cada vez más bajas, el mercado necesita soluciones innovadoras para hacer frente a estos retos. En este artículo, Zachary Farrell, experto de ROSEN, profundiza en la cuestión de hasta dónde puede llegar el sector de la recolección en términos de inspección y presión.

Cuando los activos empiezan a envejecer, aumenta la necesidad de soluciones de integridad; los activos de gas natural no son una excepción en este sentido. Sin embargo, lo difícil de inspeccionar este tipo de tuberías es que la mayoría de las veces operan a presiones más bajas, lo que dificulta la inspección en línea (ILI) convencional. Por ello, la pregunta más frecuente que nos hacen los clientes del sector de la recolección de aguas arriba es: "¿A qué presión tan baja se puede trabajar?". La respuesta a esta pregunta depende sobre todo de parámetros como el número de accesorios y codos de la tubería, así como de su tamaño real. Por lo general, la línea a inspeccionar tiene un diámetro de 8" o menos.

Herramientas compactas aptas para baja presión

Cuando es imposible aumentar la presión en una tubería con la producción normal, es una práctica común -aunque a menudo prohibitiva en cuanto a costes- añadir gas natural o nitrógeno suplementarios. Esto ha creado la necesidad de herramientas de inspección en línea convencionales con especificaciones más ajustadas. Nuestra solución es nuestro conjunto de herramientas compactas aptas para baja presión, con capacidad para presiones de línea de hasta 1.800 kilopascales (kPa). El Servicio de Diagnóstico Upstream de ROSEN, destinado a gasoductos de 6" a 20" de diámetro, es una nueva solución para un reto cada vez mayor.

Asumiendo el reto

En este artículo se abordan los gasoductos de gas natural de 6" a 8" con una presión operativa estándar de 2.500 kPa o inferior. Las líneas tienen una longitud de 25 km o menos y con frecuencia presentan múltiples zonas de gran espesor de pared y curvas de radio estrecho. Nuestros expertos han realizado varias inspecciones que incluían el aumento de la presión con gas suplementario o el corte de la tubería en secciones y su sujeción con una herramienta bidireccional. Sin embargo, el uso de herramientas estándar de giro libre durante la inspección ha dado lugar a excesos de velocidad o a atascos de las herramientas debido a las condiciones de funcionamiento de la tubería. En la mayoría de las tuberías inspeccionadas con 2.500 kPa o menos, la presión de la línea tendrá un efecto sobre la velocidad, ya que la herramienta pasa por curvas de radio estrecho (3,0D o menos). No hay suficiente presión de cabeza en la tubería para actuar como freno de la herramienta de inspección en línea, lo que se traduce en una pérdida de datos utilizables. La herramienta MFL-A estándar tendrá que funcionar a un máximo de 5,0 m/s, con un rango ideal de menos de 3,0 m/s.

Combinación de tecnologías

Nuestro enfoque incluía las tecnologías convencionales MFL-A, calibrador y XYZ (cartografía de alta resolución) integradas en un factor de forma más pequeño y compacto, con menos peso y alta conformidad. La técnica de combinar las tecnologías MFL-A/MD y XYZ en una sola herramienta se ha utilizado durante varios años en una aplicación de respuesta rápida con un diseño robusto y un factor de forma pequeño. Junto con la resistencia al sulfuro de hidrógeno y las baterías recargables, las herramientas combinadas son ideales para este entorno.

Herramienta8" combinación de tecnologías MFL-A/MD y XYZ

Especificaciones de la herramienta

La combinación de las tecnologías MFL-A/MD y XYZ en una herramienta de 6" da como resultado un diseño compacto que utiliza un cuerpo MFL montado sobre muelles múltiples y un cuerpo de calibre que contiene la unidad de mapeo inercial. La unidad de tracción de la herramienta también aloja la batería. Las herramientas de 8" a 20" que combinan las tecnologías MFL-A/MD con XZY tienen un diseño compacto que utiliza una unidad MFL de menor fricción con ruedas en las unidades magnéticas y soportes MFL-A montados sobre muelles. La unidad motriz delantera de la herramienta aloja la batería, y el cuerpo de la pinza aloja la unidad de mapeo inercial, incluida toda la electrónica de la herramienta. Ambas herramientas, junto con el resto de nuestra flota de herramientas de diagnóstico upstream, también pueden funcionar como herramientas de pinza independientes o herramientas MFL-A independientes. De este modo, la flota de herramientas de los Servicios de Diagnóstico Upstream encaja en el enfoque de la caja de herramientas de ROSEN y puede utilizarse en cualquier medio. Todas las herramientas de inspección de esta flota de herramientas cumplen o superan la certificación estándar de herramientas de inspección en línea de ROSEN.

Además de las propias herramientas, se han acortado los plazos de presentación de informes, que es uno de los principales objetivos del mercado upstream. Los plazos de presentación de informes estándar son inferiores a 30 días, y la mayoría de los informes se envían en un plazo de 14 días naturales.

Estudios de casos de inspección a baja presión

Este artículo incluye dos estudios de casos distintos que muestran la velocidad de la herramienta de inspección con presiones de funcionamiento de tuberías de 2.500 kPa o inferiores. En ambos casos, el operador no podía poner las tuberías fuera de servicio para realizar una inspección con anclaje y resultaba demasiado costoso utilizar un flujo de gas suplementario. Las dos líneas en cuestión tenían múltiples ubicaciones en las que había accesorios de pared gruesa de 1,5D, y ambas tenían múltiples ubicaciones de elevadores por encima del suelo. Ambas inspecciones requirieron el uso de una herramienta que combinaba las tecnologías MFL-A/MD y XYZ. El flujo de gas de las dos tuberías pudo manipularse manualmente desde el lado del lanzador de la tubería. No se realizaron modificaciones importantes en ninguna de las herramientas antes de la ejecución para realizar el servicio, y no se manipuló ningún dato de abajo. Las herramientas no sufrieron ningún daño durante las inspecciones y registraron dentro de los umbrales.

Los informes finales estuvieron disponibles en un plazo de 14 días a partir de la inspección en ambos casos, y todas las conclusiones fueron verificadas por el cliente.

Estudio de caso: Línea de gas natural ácido de 8" con 3.200 MAOP

Un operador canadiense del noroeste de Alberta contrató a ROSEN para inspeccionar una línea de gas natural ácido de 8" con una presión operativa máxima permitida de 3.200 kPa. Con una longitud total de 24 km, la línea incluye varios tubos ascendentes con curvas de 90° de 1,5D. Una vez finalizada con éxito la inspección, se registró un diámetro interior mínimo de la tubería de 190 mm, que se encuentra dentro del rango aceptable de las capacidades de paso de la herramienta combinada. Los parámetros de la tubería durante la inspección especificarían una presión máxima de 2.000 kPa y un caudal de 150 E3m3/día, lo que equivale a una velocidad del gas de 2,2 m/s.

Gráfico que muestra la presión de la tubería (bar) frente a la distancia logarítmica (m). Presión de la tubería (bar) frente a la distancia del tronco (m)
Solución de inspección sugerida

Para esta inspección, nuestro equipo utilizó una combinación de tecnologías MFL-A/XT y XYZ. Además, la herramienta estaba equipada con un sensor de presión externo para verificar que se cumplían los parámetros de la línea de 2.000 kPa. La figura muestra que la tubería estuvo dentro del rango durante toda la inspección, con una presión máxima en la línea de 2.100 kPa a 15.500 m.

Gráfico que muestra la velocidad de la herramienta (m/s) frente a la distancia del tronco (m).Velocidad de la herramienta (m/s) frente a la distancia del tronco (m)
Resultados de la inspección

La herramienta estuvo dentro de su rango de velocidad estándar de 0 a 5 m/s en el 98% de la tubería, con la mayoría por debajo de 3 m/s. Hay una zona a unos 16.000 m que estaba por encima de la velocidad aceptable debido a la sección de la tubería ascendente, donde la herramienta necesitaba pasar a través de una mayor presión. Hay una zona a unos 16.000 m que superaba la velocidad aceptable debido a una sección del tubo ascendente por la que la herramienta necesitaba aumentar la presión para pasar. Más cerca del final de la inspección, la velocidad aumentaba debido a que el flujo de gas se controlaba únicamente desde la válvula de lanzamiento. A continuación se muestra una captura de la velocidad de la herramienta, con la línea roja mostrando las capacidades de velocidad máxima. Nuestros expertos en integridad evaluaron todos los datos recogidos por la herramienta. Después de que el cliente aceptara formalmente la perforación, se completaron las excavaciones de verificación.

Estudio de caso: Línea de gas de 6" con una MAOP de 9.650

Un operador del noreste de la Columbia Británica se puso en contacto con nuestros expertos canadienses para inspeccionar una línea de gas natural ácido de 6" con una presión operativa máxima permitida de 9.650 kPa. Con una longitud de 22 km, la línea en cuestión incluye múltiples tubos ascendentes con curvas de 1,5D a 90°. El diámetro interior mínimo de la tubería era de 140 mm, lo que entraba dentro del rango aceptable de la capacidad de paso de la herramienta combinada. Durante la inspección, los parámetros de la tubería especificarían una presión máxima de 2.500 kPa y un caudal de 100 E3m3/día, lo que equivale a una velocidad del gas de 2,1 m/s.

Gráfico que muestra la presión de la tubería (bar) frente a la distancia logarítmica (m).Presión de la tubería (bar) frente a la distancia del tronco (m)

Para inspeccionar el activo en cuestión, nuestros expertos utilizaron una herramienta de 6" que combinaba las tecnologías MFL-A/MD y XYZ. A continuación, la herramienta se equipó con un sensor externo de presión y temperatura utilizado con fines de verificación. Durante la inspección, la herramienta registró una presión interna de la tubería en torno a la marca de 2.500 kPa.

Gráfico que muestra la velocidad de la herramienta (m/s) frente a la distancia del tronco (m).Velocidad de la herramienta (m/s) frente a la distancia del tronco (m)
Resultados de la inspección

La herramienta estuvo dentro de su rango de velocidad estándar de 0 a 5 m/s en el 99,7% de la tubería durante la inspección, siendo la mayoría inferior a 3 m/s. El comportamiento de la herramienta fue similar durante toda la línea, excepto en un tubo ascendente cerca del receptor de la tubería, donde alcanzó brevemente más de 5,0 m/s. La figura 5 muestra la captura de la velocidad de la herramienta, con la línea roja mostrando las capacidades de velocidad máxima.

;Los datos recogidos fueron evaluados, la ejecución fue aceptada formalmente por el cliente y se completaron las excavaciones de verificación.

Resumen

Después de haber completado varias inspecciones con baja presión de funcionamiento y una creciente base de datos del comportamiento de las herramientas en función de diversas condiciones, ROSEN es capaz de inspeccionar con confianza líneas a presiones tan bajas como 1.800 kPa con herramientas estándar de inspección en línea. Gracias a las constantes mejoras de las herramientas de inspección, en el futuro podremos reducir aún más el umbral mínimo de presión.

Respondiendo a la creciente necesidad de soluciones en el mercado de la recolección aguas arriba, y además de los otros servicios ofrecidos por ROSEN, el Servicio de Diagnóstico Aguas Arriba es un enfoque proactivo de las inspecciones a baja presión, que ofrece informes completos de MFL-A, calibre y XYZ. Nuestra robusta flota de herramientas, que oscila entre 6" y 20", ofrece múltiples configuraciones y opciones de ampliación de herramientas siguiendo el enfoque de caja de herramientas de ROSEN.


Imagen de Zachary Farrell

Autor

Zachary Farrell

Business Line Manager for the Upstream Division, ROSEN Canada

Póngase en contacto con nosotros

Este contenido se publicó originalmente en "Pipeline and Gas Journal."