Energía A Debate

La vigilancia de la integridad de los sistemas de ductos en México es una prioridad.

Aleksandr Mousatov*, Edgar Kiyoshi Nakamura Labastida* y Omar Delgado Rodríguez*

Los ductos son el medio básico de transporte de aceites y gas. Durante su ciclo de explotación factores como: movimientos micro-tectónicos, condiciones hidrogeológicas, deformaciones mecánicas, conexiones no autorizadas y calidad de productos transportados entre otros, influyen en ellos modificando sus condiciones físicas. Las alteraciones sufridas por los ductos se traducen en una disminución de la calidad de su aislamiento exterior o revestimiento, dando lugar a los procesos de corrosión externa y, en consecuencia, a variaciones en las características mecánicas y espesores de la parte metálica de los ductos; situaciones que en conjunto incrementan los sitios potencialmente peligrosos para una ruptura y fuga de hidrocarburos. Considerando el tipo de productos transportados y las condiciones de transporte (alta presión y temperatura) el riesgo de posibles fallas en las tuberías se incrementa. Los ductos dañados son razones de pérdidas económicas significativas y de contaminación del ambiente.

Para lograr una operación segura y un funcionamiento confiable del sistema de ductos, se realizan supervisiones superficiales e internas utilizando diversos métodos de exploración como son: inspección interna, inspección aérea, métodos electromagnéticos (EM), etc.

Las inspecciones externas e internas de los ductos son necesarias para evaluar su integridad y para determinar las variaciones de sus características técnicas durante el proceso de explotación. Las inspecciones internas, proporcionan información principalmente sobre corrosión y fracturas, pero no determinan el grado de daño en el aislamiento, estado de la protección catódica y nivel de los potenciales. En general, para calcular estos parámetros se aplican métodos eléctricos (E) y electromagnéticos (EM) no destructivos sobre la superficie de la tierra. Métodos eléctricos como el Close Interval Pipe-to-Soil Potential (CIPS) y el Direct Current Voltage Gradient (DCVG) delimitan cualitativamente los intervalos dañados del ducto con mediciones de campo eléctrico de CD. Pero, no revelan las causas que lo originan, no proporcionan una estimación cuantitativa de la resistencia de aislamiento y requieren de equipo especial para sincronizar el encendido y apagado de las estaciones de protección catódica. El método EM más utilizado PCM (Pipeline Current Meter) está basado en la medición del campo magnético en la superficie del terreno sobre el ducto y está enfocado a determinar la ubicación de la tubería y detectar zonas con aislamiento dañado. Sin embargo no proporciona información cuantitativa el nivel del daño y presenta serias limitaciones cuando se trata de grupos de ductos con distancias de separación entre ellos comparables a su profundidad.

Figura 1: Diferentes actividades involucradas en la etapa regional.

En el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) se desa-rrolló la Tecnología de Inspección Electromagnética Superficial (TIEMS) para la evaluación cuantitativa no destructiva de los ductos metálicos. La TIEMS permite: (1) determinar la trayectoria geométrica del ducto en plano y profundidad, (2) evaluar zonas con daños en el revestimiento, (3) estimar el desempeño del sistema de protección catódica, (4) detectar conexiones de ductos en operación con tuberías fuera de servicio, (5) caracterizar un grupo de tuberías interconectadas, (6) estimar el nivel de agresividad del subsuelo.

DESCRIPCIÓN DE LA TIEMS

La TIEMS consta de dos etapas de aplicación en campo y procesamiento de los datos adquiridos: regional (resolución media) y local (alta resolución).

La etapa regional incluye mediciones de campo magnético, voltaje en los postes de control de protección catódica y resistividad de suelo. Para evaluar la calidad del revestimiento en esta etapa se calculan la fuga de corriente, la resistencia de fuga y la resistencia del revestimiento a lo largo del ducto.

La etapa local incluye mediciones detalladas de campo eléctrico o magnético sobre tramos de ductos específicos con daños identificadas en la primera etapa y permite determinar el porcentaje de área equivalente sin revestimiento por cada metro lineal de ducto inspeccionado,

Adicionalmente, la TIEMS permite determinar la posición en plano y profundidad, la distribución de corriente en ductos cercanos o separados, la efectividad del sistema de protección catódica, la existencia de interconexiones entre ductos y el nivel de agresividad del suelo.

Base Teórica

La base teórica de la TIEMS fue desarrollada en el IMP por Mousatov et al. (Mousatov y Nakamura, 2001; Mousatov et. al, 2002, 2004) aplicando el principio de aproximación de los ductos metálicos a líneas de transmisión. Basado en esta teoría fue realizado el modelado del comportamiento del campo electromagnético de un solo ducto y de grupos de ductos interconectados, dando como resultado la metodología para aplicación en campo de la TIEMS.

Etapa regional de la TIEMS

Las operaciones de campo de la etapa regional consisten en mediciones del campo magnético sobre el ducto con intervalos de medición de 10-50 m, voltaje sólo en los postes de control del SPC y resistividad del suelo.

El proceso de interpretación incluye la inversión iterativa del componente de campo magnético para determinar la profundidad del ducto y la corriente a lo largo de la tubería. Las fugas de corriente de la tubería hacia la formación corresponden a las dife-rencias de corriente y permiten estimar la resistencia de fuga, que junto con la resistencia del suelo permite calcular la resistencia de aislamiento, para identificar las zonas del ducto dañadas.

Figura 2: Diagrama de flujo de la TIEMS.

Etapa local de la TIEMS

La etapa local o de alta resolución incluye medidas detalladas del campo eléctrico y/o magnético en intervalos de 1 m sobre los tramos del ducto anómalos determinados en la etapa regional, permitiendo la localización precisa de los daños en el revestimiento y su evaluación cuantitativa a partir del parámetro área equivalente sin revestimiento. Como resultado de estas mediciones, se determinan la resistencia de fuga de corriente y de revestimiento, y se calcula el área equivalente sin revestimiento por metro lineal de ducto.

Figura 3: Proceso de realización de las mediciones de campo eléctrico en la etapa local de TIEMS.

EJEMPLOS PRÁCTICOS

Caso 1: Contacto galvánico en cruce de ductos.

Con el objetivo de evaluar las condiciones físicas del revestimiento de un ducto de 4” Ø, de longitud 2020 m, se aplicaron las regional y local de la TIEMS.

Figura 4: Estado del revestimiento exterior del gasoducto de 4” Ø obtenido a partir de mediciones regionales aplicando TIEMS.

Mediante la aplicación de la etapa regional de la TIEMS se obtuvo el comportamiento de T_r (Fig. 4), dando como re sultado un estado general del revestimiento aceptable, con un valor promedio de 2,438 Ohm.m², alcanzando en algunos tramos el valor ideal 10,000 Ohm.m². En algunos pequeños tramos del ducto se observan anomalías con mínimos valores de T_r, la mayoría de las cuales señalan daños moderados en el revestimiento (zona amarilla); el tramo 670m ? 700m se presenta con daños severos (zona roja) en el revestimiento, con un valor de T_r = 30 Ohm.m². Este tramo crítico debe ser inspeccionado con alta resolución mediante la aplicación de la etapa local de la TIEMS.

Figura 5: Resistividad del suelo y salinidad del agua en cruces de dren para el DDV del ducto de 4” Ø.

La resistividad eléctrica del suelo que circunda al ducto es de un promedio de 35 Ohm.m (Fig. 5), siendo este suelo clasificado como corrosivo, mientras que 3 muestras del agua que satura el suelo muestran una baja salinidad (= 0.35 g/l, Fig. 5). No obstante la baja salinidad del agua, el alto contenido de arcilla (baja resistividad) del suelo favorece la dinámica de los procesos de oxidación lo que, bajo ciertas condiciones, puede provocar daños al revestimiento del ducto.

En el tramo anómalo del ducto X= 674 a 692 se realizaron mediciones detalladas de campo eléctrico y determinaron T_r y el área equivalente sin revestimiento.

Figura 6: Área equivalente sin revestimiento y resistencia de revestimiento para el tramo anómalo encontrado en el gasoducto de 4” Ø.

En la Figura 6 se observa el comportamiento detallado de la T_r donde el intervalo X = 681-682 m alcanza un mínimo cercano a 7 Ohm.m². El área sin revestimiento equivalente en el punto X = 682 m alcanza un valor máximo de 13%, lo que señala a este punto del ducto como el lugar donde se encuentran los mayores problemas en el revestimiento.

Figura 7: Excavación realizada en el punto X=682 m del gasoducto de 4”Ø. A) Vista en planta de la excavación donde se observa el cruzamiento de los ductos 4”Ø y 10”Ø. B) Vista detallada del contacto entre ambos ductos provocando la destrucción del revestimiento de los mismos.

En el punto X = 682m se realizaron trabajos de excavación (Fig. 7) que confirmaron la existencia de un contacto galvánico entre el ducto 4”Ø y un ducto de 10”Ø del cual no fue posible obtener información (Fig. 7 A) por lo que se encuentra en calidad de desconocido. Este ducto de 10”Ø presenta un revestimiento tipo esmalte de mala calidad lo que implica que el contacto eléctrico con el ducto 4”Ø se traduce en un pérdida importante de la protección catódica de éste último y una exposición a los procesos de corrosión. Una inspección visual detallada del punto de contacto entre ambos ductos (Fig. 7 B) mostró la destrucción del revestimiento del gasoducto de 4”Ø y existencia de procesos de corrosión. Es importante destacar que este contacto es de alto riesgo para la integridad del gasoducto debido a la presión de operación, pues también se presenta ya una ligera curvatura del gasoducto de 4”Ø en el punto de contacto.

Se recomendó la instalación inmediata de dispositivos de aislamiento eléctrico entre ambos ductos, optimizando así el sistema de protección catódica sobre el gasoducto de 4”Ø. Además, es necesario reponer el revestimiento del ducto en el tramo X = 285.5 – 286.5m para posteriormente tapar los ductos.

Caso 2: Contacto galvánico entre ducto y otros elementos metálicos.

Con el objetivo de inspeccionar el estado de su revestimiento, fue aplicada la TIEMS en 2500m de un oleoducto de 10”Ø.

Figura 8: Comportamiento de Tr en el oleoducto de 10”Ø, donde se observa dos zonas anómalas con valores de Tr < 50 Ohm.m.

De la aplicación de la etapa regional de la TIEMS se observa en la Figura 8 el comportamiento de los valores de T_r, mostrando una buena calidad de revestimiento con valores de T_r entre 1000 y 7000 Ohm.m². Para el tramo del ducto ubicado en el intervalo 6120 m a 6240 m se observan dos puntos anómalos de T_r con valores menores a 50 Ohm.m (estado crítico del revestimiento).

Figura 9: Gráfica de campo eléctrico Uy para la señal 512 Hz, observándose tres anomalías de fuga de corriente.

La etapa local de la TIEMS fue aplicada para el intervalo 6100 m a 6260 m, donde las mediciones de campo eléctrico (Fig. 9) muestra tres picos anómalos, uno en el punto X=6121 m y otros dos en los punto cercano X=6218m y X=6236m, res-pectivamente.

Figura 10: Comportamiento detallado de la Tr y cálculo del área equi-valente sin revestimiento para cada metro lineal del oleoducto 10”Ø.

Utilizando las expresiones (4) y (5) se determinaron, para cada metro lineal del ducto, los valores de T_r y de área equivalente sin revestimiento (Fig. 10). En la Figura 9 se observan los tres tramos del ducto con valores de T_r inferiores a 50 Ohm.m, a los que les corresponde valores de área equivalente sin revestimiento mayores al 10%, siendo para la anomalía ubicada en X = 6218m mayor al 40%.

Figura 11: Varias imágenes de la excavación realizada en el punto X = 6120 m del oleoducto 10”Ø.

Excavaciones para la inspección visual de ambos tramos anómalos fueron realizadas en los puntos X = 6120m (Fig. 11) y X = 6218m (Fig. 12). En ambos casos se puede apreciar que la causa de la notable fuga de corriente son la existencia de tanques metálicos que se supone fueron utilizados para soportar el ducto en el momento de su instalación y que fueron dejados enterrados en contacto directo con el ducto. Son evidentes los procesos de corrosión presentes, tanto en los tanques como en el ducto, afectando ya muy probablemente el espesor de la parte metálica del mismo.

Para este caso, se recomienda el retiro de estos tanques metálicos en ambos puntos, la inspección del espesor de la parte metálica de ductos en estos dos puntos, la posterior reparación del revestimiento y por último, el ser cubiertos adecuadamente con suelo ambas excavaciones.

CONCLUSIONES

La TIEMS desarrollada por el IMP se está aplica con éx ito en la inspección del estado del revestimiento de los ductos en las condiciones complejas dadas en México.

La aplicación de la TIEMS se compone de dos etapas: una regional de alta productividad y resolución media basada en mediciones de campo magnético (corriente y voltaje) y de resistividad del suelo, y otra etapa local de alta resolución basada en la medición de campo eléctrico de frecuencia 512 Hz. La combinación adecuada de ambas etapas le otorga a la TIEMS alta productividad y resolución.

La aplicación de la etapa regional de la TIEMS incluye mediciones georeferenciadas de corriente y profundidad del ducto, voltajes y resistividad de suelo (y de agua). El resultado principal son valores absolutos de T_r por tramo del ducto que indican a su vez el nivel de calidad de su revestimiento.

La aplicación de la etapa local de la TIEMS consiste en realizar mediciones de campo eléctrico de la frecuencia 512 Hz en cada metro lineal de ducto señalado como anómalo durante la aplicación de la etapa regional.

A partir de los ejemplos prácticos mostrados se pudo observar la alta resolución de la etapa local de la TIEMS (± 0.5 m) en la localización de daños en el revestimiento y de las causas que lo producen.

AGRADECIMIENTOS

Los autores agradecen al IMP (SEDE) por el sopor-te financiero dado a través de la Coordinación de Integridad de Ductos para la desarrollo de la TIEMS, y al grupo de soluciones del IMP-Región Sur, encabezado por el M.C. José Mateo Villarreal López, por proporcionar algunos ejemplos de resultados obtenidos de la aplicación de la TIEMS.

REFERENCIAS
Mousatov A., Nakamura E., 2001. Transmission line approximation of pipelines with cathodic protection, Proceedings of the SAGEEP, ERP ? 5, pp. 10.
Mousatov A., Nakamura E., Shevnin V., 2004. Electromagnetic surface method for the pipeline periodical inspection based on the heterogeneous transmission line model. Proceedings of International Pipeline Conference (IPC 2004), IPC04-0223, 9 pp. October 4 – 8, 2004. Calgary, Alberta, Canada.
Pawson R.L., 1998. “Close Interval Potential Surveys – Planning, Execution, Results”, Corrosion, paper 575 pp.10, February 1998.
Radiodetection Ltd. (Great Britain) Instruments. Internet: www.radiodetection.com
Pipeline Current Mapper. User Guide. Revision 7 04.11.02. Radiodetection. 96 pp.
C-Scan Instrument. Dynalog Electronics (Great Britain). http://www.dynalog.co.uk
The D.C. Voltage Gradient Technique. DCVG Meter. Internet: http://www.dcvg.com
CIPS method. (Close Interval Pipe-to-Soil Potential or Close Interval Potential survey). Internet: www.corrpro.com, etc.
Patente: Aleksandr Mousatov, Edgar Kiyoshi Nakamura Labastida y Vladimir Shevnin: Método para determinar el estado de aislamiento de ductos utilizando mediciones de fugas de corriente. Patente No. 247729. Fecha de concesión 1 de agosto de 2007.