1 RESUMEN

En el transporte de hidrocarburos por ductos, se deben tener en cuenta diferentes aspectos respecto a una línea de proceso de planta en cuanto riesgos, ya que en general poseen mayores diámetros, presiones, longitudes y volúmenes a transportar. Además, es fundamental considerar que los mismos se desarrollan en grandes distancias atravesando poblaciones, campos, lagos, ríos, entre otros.

Durante el desarrollo de un proyecto de repotenciación de un conducto con el fin de incrementar la capacidad de transporte, se debe estudiar con detenimiento si las capas de protecciones actuales son suficientes para mantener los niveles de riegos por debajo de los predeterminados por la organización y/o normativas de aplicación, y, de ser necesario, se deberá implementar nuevas o redefinir las existentes.

2 DESARROLLO

Con el fin de incrementar confiabilidad, y darle continuidad al abastecimiento de la Refinería “Luján de Cuyo” por su aumento de procesamiento según plan estratégico, se determinó la necesidad de incremento de capacidad de transporte del Oleoducto “Puesto Hernández-Luján de Cuyo” de 450 m³/h a 650 m³/h. Dada esta situación, se debieron evaluar mediante simulaciones hidráulicas, las dos etapas fundamentales de cualquier proyecto de repotenciación de un conducto:

-ANÁLISIS DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE: durante esta etapa se observa aquellos elementos que limitan la capacidad de transporte requerida como son: equipos de bombeo, altimetría, presiones de succión y descarga de estaciones de bombeo y MAOP del conducto (Maximum Allowable Operating Pressure), la cual, por cuestiones definidas por integridad del oleoducto, cambia a lo largo de los 540 km de desarrollo de este.

-ANÁLISIS DE TRANSITORIOS HIDRÁULICOS Y CAPAS DE PROTECCIÓN

Una vez determinadas las acciones de mejora para alcanzar el caudal objetivo, se debe analizar y cuantificar cual es el nuevo nivel de riesgo y cual es la diferencia con el nivel de riesgo aceptado por la organización. Para ello, se deberá estudiar la efectividad de las protecciones instaladas (instrumentadas y mecánicas) actuando de forma independiente ante transitorios hidráulicos producidos por bloqueos de válvulas de línea y por el bloqueo de válvulas en estaciones de bombeo (sumando todos ellos 25 bloqueos posibles). Las protecciones tenidas en cuenta durante el análisis de seguridad funcional y estudios de riesgos del Oleoducto se describen a continuación:

0 -BPCS: sistemas básicos de control, protecciones inherentes al diseño de los sistemas

1-Alarma + respuesta del Operador: sistemas de alarma y respuesta de los operadores para el control de las variables de procesos.

2- SP Tracking: Esta estrategia se basa en “congelar” el set de descarga a un valor algo superior al de operación cuando se produce un incremento brusco de la presión aguas abajo de las estaciones de bombeo. Frente a un cambio brusco de la presión, se evita que la presión se incremente hasta llegar al valor de set de descarga, o cual realimenta positivamente al bloqueo.

3- Estrategia Global de Control (EGC): Se basan en el procesamiento de los registros del SCADA para declarar la presencia de un bloqueo. Mediante algoritmos de detección de cambios en la presión y caudal en puntos de bloqueo, se pueden tomar las siguientes acciones:

• Aplicar un factor de reducción del set point de la presión de descarga de las plantas de bombeo,
• Contar un tiempo de espera de manera que el operador pueda interpretar si ocurrió o no un bloqueo y,
• Paro de estación de bombeo o intervención en válvula reguladora.

Cabe destaca que esta protección estará presente cuando bloquee el conducto la válvula de ingreso de la estación de bombeo y no cuando bloquea alguna válvula de línea.

4-Paro por alta presión de descarga en Bombas (HPSD): se trata de protecciones instrumentadas que, superado un valor límite de presión en la descarga de bombas, se ordena el paro de la estación de bombeo.

5-Paro por alta presión en válvula (HPVSD): se trata de protecciones instrumentadas que, superado un valor límite de presión medido en una válvula, se ordena el paro de la estación de bombeo agua arriba de la válvula que detecta la sobrepresión.

6-Inicio de cierre de válvula (ICVB): se trata de protecciones instrumentadas que detectan que una válvula se encuentra en tránsito o produce un delta P considerable o en estado cerrada. Luego de esta detección se ordena el paro de la estación de bombeo agua arriba de la válvula que detecta el inicio de cierre.

7-Protecciones Mecánicas: Incluyen a las válvulas de alivio (PSV) en las descargas de las estaciones de bombeo, las válvulas en by-pass a las plantas, ya sean válvulas de retención o PSV con conexión en by–pass. También se suelen utilizar discos de ruptura en serie con las estas.

Los resultados obtenidos de las simulaciones hidráulicas se comparan con el criterio de aceptación de la normativa vigente legal de la Rep. Argentina: REGLAMENTO TÉCNICO PARA EL TRANSPORTE POR DUCTOS DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Res. 120/2017 (el mismo se basa en ASME B31.4: ante la ocurrencia de un transitorio no se debe sobrepasar el 110% de la MAOP). De esta manera se podrá determinar si la capa de protección es válida o no.

En aquellos casos en los donde no se cumple el criterio de aceptación mencionado, se proponen nuevas protecciones instrumentadas y mecánicas, realizando nuevamente las simulaciones hidráulicas y evaluando si estas nuevas protecciones propuestas dan cumplimiento del criterio de aceptación.

Estudios semicuantitativos de riesgo:

Luego de la instancia de análisis de transitorios hidráulico y análisis de capas de protección válidas realizados a través de simulaciones hidráulicas, se deben realizar los estudios de riesgo determinados por las normativas de la organización: HAZOP/LOPA.

Debido a que muchas de las válvulas de bloqueo de ducto se encuentran muy próximas a cauces de agua, el nivel de riesgo de rotura debido a bloqueos es considerablemente más alto comparado con aquellas válvulas que se encuentran en una zona sin estos accidentes geográficos, situación que demanda una mayor cantidad de capas de protección o mayor nivel de integridad de estas para lograr el nivel de riesgo aceptable. En algunos casos puntuales, más precisamente en cinco válvulas de bloqueo, durante el estudio LOPA se requirieron definir nuevas protecciones mecánicas ya que las protecciones instrumentadas (HSPD,HPSDVB,CCVB,ICVB) no fueron suficientes, o resultaron redundantes, para disminuir el riesgo a nivel aceptable por la organización.

Las protecciones mecánicas evaluadas se describen a continuación:

• PSV + Desfogue a Tanque: esta configuración se trata de una válvula de seguridad PSV instalada aguas arriba de la válvula que puede producir un bloqueo de línea, con un sistema de desfogue a un tanque.
• PSV convencional/balanceada en By-Pass: esta configuración se trata de una válvula de seguridad PSV instalada en by-pass a la válvula que puede producir un bloqueo de línea, desfogando aguas debajo de la misma.
• Válvula by-pass Anti-Surge instalada en By-Pass a la válvula que bloquea: Consisten en un núcleo ranurado alrededor del cual se estira un tubo de material elastómero contrapresionado por nitrógeno. La misma se instala también en by-pass a la válvula que puede producir el bloqueo de línea, desfogando aguas debajo de la misma.

Selección de la protección mecánica:

En esta instancia se realiza la evaluación técnico-económica de las propuestas mencionadas anteriormente.

En primer lugar, la válvula de alivio PSV desfogando a un tanque se desestimó ya que suponía un elevado costo fabricar un tanque de alivio en un lugar inhóspito.

Luego, las válvulas de alivio en by-pass que suponían la solución mas económica, técnicamente no podían ser aceptadas, ya que desfogar aguas debajo de la válvula que produce el bloqueo supone una elevada contrapresión. El criterio que no cumplían estos arreglos fue el mencionado en la norma API 520 donde se indica que la contrapresión no puede superar el 10% del set de calibración en válvulas convencionales y el 50% del set en válvulas balanceadas.

Por último, si bien no suponían la solución más económica, se adopto montar en 5 válvulas de bloqueo del oleoducto una válvula anti surge en by-pass ya que no afecta su correcto accionamiento una contrapresión elevada.

Simulaciones hidráulicas de Válvulas Anti-Surge:

Una vez seleccionadas estas válvulas como método para controlar eventos de sobrepresión en el oleoducto que afecten la integridad de este, se procedió a hacer el dimensionamiento mediante simulaciones hidráulicas, con el objetivo de proponerle a los proveedores el tamaño de estas (4”,6”,8”,10” y 12”) en función del caudal de alivio (alrededor de 540 m3/h para los cinco casos).

3 COMENTARIOS FINALES

La instalación de las válvulas anti surge permiten alcanza niveles de riesgo aceptables por la organización y dar cumplimiento a los criterios mencionados.

Por otra parte, es fundamental para el correcto accionamiento de las Válvulas Anti Surge, incluirlas en un programa de mantenimiento preventivo y establecer un cronograma de capacitación al personal que las intervenga.

Por último, se destaca la utilización del simulador hidráulico como herramienta fundamental a lo largo del desarrollo del proyecto de repotenciación del Oleoducto.