g07!1!05 llenado ducto ngl camisea

NGL CAMISEA PIPELINE

Llenado ductoProblemas durante puesta en marcha

Gas lock

GIMOR 2005

Autores: Martín Catalano - Edilberto Amaya

LLENADO DUCTO DE NGL - PROBLEMAS DURANTE PUESTA EN MARCHA GIMOR 2005

Índice

1. Objetivo..................................................................................................................1

2. Introducción...........................................................................................................1

2.1. Descripción del sistema de transporte de NGL..............................................1

2.2. Características del Ducto................................................................................4

2.3. Descripción del Procedimiento de Llenado del Ducto de NGL.......................4

2.3.1 Operación de Purgado............................................................................4

2.3.2 Operación de Llenado con NGL..............................................................6

3. Desarrollo del proceso de llenado y descripción del problema..............................9

3.1. Descripción del proceso de llenado................................................................9

3.2. Descripción del proceso de localización y recuperación del scraper............11

3.3. Conclusión....................................................................................................16

1. Objetivo

0 de 16


Transmitir la experiencia vivida durante el llenado y puesta en marcha del sistema de transporte de líquidos de gas natural (NGL) propiedad de Transportadora de Gas del Perú.

Durante el proceso de llenado del ducto de NGL que se inició el 18 de mayo de 2004, se presentaron un sin número de inconvenientes, alguno de los cuales lo suficientemente severos como para interrumpir el proceso de llenado.

En este trabajo nos dedicaremos a explicar el problema hidráulico que generó la interrupción del proceso de llenado como consecuencia de la formación de bolsones de gas en la línea (gas lock), que a nuestro juicio fue el mas complicado en afrontar, teniendo en cuenta los plazos, las penalidades, y las dificultades técnicas para resolverlos.

2. Introducción

2.1. Descripción del sistema de transporte de NGL.

El ducto de NGL transporta los Líquidos de Gas Natural desde la Planta de separación criogénica de Malvinas en la Cuenca del Amazonas, atravesando la Cordillera de los Andes y alcanzando los 4864 msnm, hasta finalmente llegar a la costa del Océano Pacífico.

El ducto de NGL corre paralelo al ducto de Gas desde la Planta Malvinas hasta el Punto de Derivación cerca de Humay (aproximadamente 520 km. de longitud), de ahí se dirige hasta Playa Lobería ubicada en la bahía de Paracas en la costa occidental del Océano Pacífico (longitud total 560 Km. aproximadamente).

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Es importante destacar que una de las principales dificultades de este ducto tanto en la etapa de construcción como en la operación es la gran variación en la elevación como puede observarse en el perfil adjunto – Figura 2.1.1

TRANSPORTADORA DE GAS DEL PERUSISTEMA DE TRANSPORTE DE NGL

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2,600

2,800

3,000

3,200

3,400

3,600

3,800

4,000

4,200

4,400

4,600

4,800

5,000

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 420 440 460 480 500 520 540 560

Progresiva [km]

Ele

vació

n [

m]

Figura 2.1.1

El ducto de NGL se divide básicamente en dos tramos, el primero de 454 km de 14” de diámetro, que nace en Malvinas y llega hasta la locación donde está ubicada la estación controladora de presión PRS1, en la zona de descenso hacia la costa. A partir de allí continúa en 10” hasta llegar, luego de recorrer 103 km, hasta la planta fraccionadora de Pluspetrol en Playa Lobería.

Para impulsar el producto desde Malvinas hasta el punto de mayor altitud, el sistema cuenta con cuatro estaciones de bombeo, con dos bombas de 25 000 BPD de capacidad cada una.

A su vez en la zona de descenso el sistema cuenta con tres estaciones reguladoras de presión.

A lo largo de la línea el sistema cuenta con diecinueve válvulas de bloqueo de línea principal, todas telecomandadas, de manera de minimizar pérdidas y daños al medio ambiente en caso de rotura, válvulas de retención en todos los cruces de río principales, sistema de Leak Detection que permite determinar por software el diámetro y la ubicación de una pérdida en un tiempo razonablemente corto y sistema de seguridad por bloqueo por muy baja presión de línea, siete estaciones lanzadoras y receptoras de scrapers, una estación de medición fiscal, en Malvinas y en Pisco, y sistema de medición operativo en cada una de las estaciones de bombeo y estaciones reductoras de presión – Figura 2.1.2

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Figura 2.1.2

Este ducto fue diseñado y construido para poder transportar una mezcla de productos cuyas densidades pueden variar entre 610 kg/m3, correspondientes a una mezcla de condensado estabilizado y productos líquidos del proceso de alta recuperación de propano y 715 kg/m3 correspondiente básicamente a condensado estabilizado.

En forma esquemática se muestra las distintas facilidades con que cuenta el sistema. Figura 2.1.3

Figura 2.1.3

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CAMISEA

Costa SelvaSierra

Altura máxima: 4,864 msnm . . . . .

100 0200300400500

104.6 km

452.5 km

NGL LINE

PISCO

14 ”10”452.5 km557.1

PRS #3

470.2

PS#4 223.9

km

PS#3207.7

km

PS#2107.01

km

PS#10

km

PRS #2

PRS #1

600


2.2. Características del Ducto

El ducto fue diseñado bajo código ASME B31.4, el material utilizado fue acero al carbono API 5L X70 con revestimiento de polietileno tricapa.

Adicionalmente el sistema cuenta con un sistema de protección catódica por corriente impresa a lo largo del ducto y ánodos de sacrificio en las estaciones.

El diseño hidráulico consideró un margen de por lo menos 1.5 bar entre la Presión de Operación y la Presión de Vapor para evitar el flasheo/separación de columna durante las condiciones de estado estable y MAPO variable a lo largo de la línea. Figura 2.2.1

Figura 2.2.1

2.3. Descripción del Procedimiento de Llenado del Ducto de NGL

El proceso de llenado del ducto de NGL se inició con el ducto libre de humedad y presurizado con aire seco. Este proceso comprendió básicamente dos etapas:

Purgado de la cañería

Barrido y llenado del ducto.

2.3.1 Operación de Purgado

Antes del llenado del ducto con NGL fue necesario remover el aire que estaba contenido, luego de la etapa de secado, a efectos de evitar la formación de mezcla explosiva al momento de inyectar el NGL.

Este proceso se llevó a cabo en diferentes secciones del ducto, desde la estación de PS1, en Malvinas, hasta la estación reductora de presión PRS3, en la entrada a la planta de fraccionamiento de Pisco.

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El primer tramo del ducto se purgó y presurizó con N2 a 18 barg, desde PS2 en contracorriente hacia PS1 utilizando para esto una planta de generación de N2 tipo membranas, marca Generon de 60 Mm3/d de capacidad. Asimismo se contaba con una planta de membranas de backup en PS1, de propiedad de la empresa AGA de menor capacidad.

La decisión de utilizar N2 como gas inerte para el barrido del aire contenido en ese tramo fue debido a que no se disponía de una fuente segura de suministro de gas natural en cabecera que nos permitiera llevar a cabo tal actividad siguiendo las recomendaciones de la norma. Es importante destacar que en ese momento la planta Malvinas estaba en proceso de puesta en marcha.

El resto de secciones fueron purgadas con gas natural ya que se contaba con una fuente segura de suministro dada por el mismo gas natural contenido en el gasoducto que corre paralelo al ducto de NGL.

La decisión de no usar N2 para purgar el aire desde PS2 a Pisco fue debido básicamente al alto costo de implementación, logística y a la extensión en el plazo para cumplir con el programa de llenado.

A efectos de optimizar el programa de llenado, se planeó inyectar gas natural al ducto de NGL en dos locaciones:

En la PS2 colocando un by-pass provisorio entre ambos ductos a través de la válvula XV-10003 (Kp 109)

En PRS1 colocando también un by-pass provisorio entre ambos ductos a través de la válvula XV-10014 (Kp 454).

2.3.1.1 Consideraciones Generales del Procedimiento de Purgado

Los procedimientos que se desarrollaron para el purgado del ducto de NGL se basaron en los procedimientos ya establecidos y desarrollados por la industria en el transporte de gas natural. Estos procedimientos están referenciados en la publicación “Purging Principles and Practice” publicada por la American Gas Association.

El método que se usó es el referido al “Método directo” en el cual, el aire es directamente desplazado por el N2 o gas natural. Es importante considerar en este método que la velocidad de purgado se mantenga lo suficientemente alta, asegurando un flujo turbulento y una operación de purgado continua. En su defecto, podría producirse cantidades excesivas de mezcla explosiva a lo largo del ducto.

Antes de iniciar con la inyección de gas natural, el derecho de vía del ducto se inspeccionó visualmente para verificar que no exista alguna perturbación que afecte la integridad, como así también cualquier actividad no autorizada a lo largo del mismo.

Como es habitual, la operación de venteo originó una importante nivel de ruido, por lo cual en forma anticipada se comunicó a los propietarios y comunidades cercanas.

La operación de purgado se llevó a cabo en secciones comprendidas entre trampas scraper, en las cuales se instalaron cañerías temporales de venteo para facilitar dicha operación.

En todos los casos como primera medida y antes de iniciar la operación de barrido de aire (N2/gas natural) se verificó que todas las válvulas de línea principal estuvieran abiertas, luego se inició el llenado con N2/gas natural a través de la válvula de purga. En la medida que avanzaba el flujo de N2/gas natural, se desplazaba el aire en el ducto a través del venteo abierto en la instalación aguas abajo.

Para garantizar un correcto desplazamiento del aire contenido en la cañería se controlaban las presiones a través de las válvulas de purga. Esta presión se denominó presión de purga,

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la cual dependía del diámetro y longitud de la sección, como así también de las dimensiones de la válvula de venteo.

El tiempo de purga requerido para las secciones con cañería de 14” era del orden de los 1.25 min/km.

El % de metano contenido en el gas natural de Pluspetrol era del orden de los 85% el cual era monitoreado en el punto de venteo a través de un detector portátil.

Una vez alcanzado el 80% de metano en el punto de venteo, se continuaba la operación un tiempo adicional igual al tiempo de purga (desde que se presencia trazas de metano hasta alcanzar el 80% de metano), a efectos de asegurar un purgado completo.

En estas condiciones ya se podía considerar la sección purgada con gas natural, libre de aire. El purgado de la sección aguas abajo del tramo purgado y hasta llegar a la PRS1 se llevó a cabo inyectando gas natural a través de la sección ya purgada, en tanto de PRS1 en adelante se lo hizo de misma manera inyectando gas natural a través de la conexión temporaria instalada en esa estación.

Inyectando gas natural desde PS2 a través del gasoducto, primero se purgó la sección PS2-PS3, inmediatamente se siguió con la sección PS3-PS4, luego con la sección PS4-SF1 y finalmente desde la SF1 hasta PRS1.

Inyectando gas natural desde PRS1 a través del gasoducto, primero se purgó la sección PRS1-PRS2, inmediatamente se siguió con la sección PRS2-PRS3, finalizando de esta manera el purgado total del ducto de NGL.

2.3.2 Operación de Llenado con NGL

Antes de iniciar la operación de llenado con NGL, se requería que el tramo PS1-PS2 este presurizado con N2, libre de aire, como condición final de la operación de purgado.

Además, cuando el NGL alcanzara PS2 era necesario que el tramo PS2-PRS1 esté presurizado con gas natural. De la misma manera, cuando el NGL alcanzara la SF1, era necesario que el tramo PRS1-PRS3 estuviera presurizado con gas natural.

Como tareas previas a la ejecución de la etapa de llenado, se realizaron entre otras cosas las siguientes actividades:

Verificación posición abierta de las válvulas de bloqueo de línea principal.

Levantamiento de clapetas de las válvulas de retención.

Instalación de piping temporario (by-pass de estaciones de bombeo y disposición de venteos)

Instalación de placas orificio en la descarga de las bombas

2.3.2.1 Consideraciones Generales del Procedimiento de Llenado

A continuación se describe los procesos que fueron comunes a todas las secciones del ducto de NGL.

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a. Pigs de separación

Se utilizaron pigs de separación para precisamente separar el NGL del nitrógeno en el tramo PS1-PS2 y de la mezcla gas natural/N2 en los tramos de la sección PS2-PRS3.

En cada tramo se usó un pig denominado SP-X, donde a X correspondía al valor correlativo del tramo en cuestión.

Como ayuda en la contención del N2 o la mezcla gas natural/N2 que podría pasar a través de los pigs de separación, se cargó un segundo pig de separación adicional, con capacidad de rastreo electrónico, designados EP-X, 300 m detrás del SP-X.

Por seguridad, todas las clapetas de las válvulas check se levantaron durante la etapa de llenado.

La ubicación de los pigs se monitoreó y comparó con las mediciones de caudal en PS1 y con los indicadores de pasaje de scraper en la medida que los pigs iban pasando a través de las válvulas de bloqueo de línea principal. Sin embargo, es importante recalcar que el uso de mediciones de caudal no era tan preciso, en algunas secciones del ducto, dado que durante esta etapa de llenado se operaba en tales secciones con columna separada (slack flow).

Como parte de la operación de lanzamiento de los pigs, se estableció que cuando el primer pig, SP-X llegara a la estación aguas abajo, otro pig, sin rastreo electrónico SP-X, se lanzara desde esta última estación. Cuando el segundo pig EP-X arribara a la estación aguas abajo, otro pig EP-X, con rastreo electrónico, sería lanzado desde esta última estación.

A efectos de asegurar que los pigs se desplazaran a una velocidad constante, y evitar que se atasquen cuando pasen a través de las válvulas de bloqueo, se estableció una velocidad no menor de 1 ft/sec. Este límite de velocidad correspondía a un flujo de 15400 BPD para la línea de 14” y 8500 BPD para la línea de 10”.

Otra consideración importante que se tuvo en cuenta durante la etapa de llenado, a efectos de mantener velocidad constante, fue la minimización de shutdowns. Dado que en la etapa inicial, Planta Malvinas no contaba con una producción muy alta, y cuando se quedaban sin stock, se trataba, en lo posible, de parar el bombeo cuando el primer pig se encontrara en pendiente arriba.

b. Requerimientos de back pressure

Cuando el pig de separación se desplazaba en una sección y especialmente en las pendientes hacia abajo, el peso del NGL detrás del pig producía que éste se acelerara. Durante las aceleraciones del pig, el N2 o gas natural tendía a pasar al otro lado del pig, con lo cual una cantidad excesiva de gas detrás del pig podría producir problemas hidráulicos.

Por lo indicado en el punto anterior, en lo posible, se mantuvo una presión delante del pig igual o mayor a la producida por el peso del NGL detrás del pig. Básicamente esta presión es la correspondiente a la generada por la diferencia de elevación entre la ubicación actual del pig y el punto más alto de elevación detrás del mismo.

La primera sección del ducto (PS1 - PS2), después del purgado con N2, quedó presurizada con aproximadamente 18 barg. Cuando se inició el llenado con NGL desde PS1, contra válvula cerrada en PS2, esta condición producía un incremento de presión delante del pig a niveles suficientes para evitar aceleración del mismo en pendientes hacia abajo.

Una vez alcanzada la contrapresión máxima permitida en PS2, el N2 se iba transfiriendo a la sección siguiente aguas abajo de PS2, contra válvula cerrada en PS3.

De la misma manera, se mantuvo la contrapresión sin superar la máxima permitida en las siguientes secciones del ducto, controlando la presión en PS3, PS4, SF1 y finalmente en las PRS´s.

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La caída de presión a través de la válvula de control producía una caída en la temperatura por efecto de la expansión del gas. Con la finalidad de no alcanzar temperaturas por debajo de -20 °C, correspondiente a la temperatura mínima de rating de la cañería, se estableció que la máxima caída de presión sea de 45 barg.

Debido a las grandes diferencias de elevación, cambios frecuentes de la presión máxima permisible y la naturaleza dinámica del proceso de llenado, se requirió un continuo monitoreo y control de las presiones de línea y ubicación del pig a efectos de asegurar una adecuada contrapresión, sin exceder las máximas presiones de operación a lo largo del ducto.

c. Llenado y alistamiento para puesta en marcha de estaciones de bombeo.

Cuando el NGL llegaba a una estación de bombeo, no era necesario arrancar esta estación inmediatamente, ya que la estación de bombeo aguas arriba podía bombear un poco más allá de la estación. Esta distancia que sobrepasaba la estación de bombeo dependía básicamente del perfil de elevación y de la contrapresión sostenida en el ducto.

Una vez que el NGL alcanzaba y sobrepasaba la estación de bombeo, el llenado se detenía y se procedía a purgar con NGL el aire de las bombas y piping asociado, utilizando el sistema de drenajes cerrado de la estación.

En el momento que se puso en marcha cada una de las estaciones de bombeo, la presión de descarga era tan baja que impedía el adecuado funcionamiento de las bombas, incluso operando a mínima velocidad. A efectos de proporcionar una mayor contrapresión en la descarga de las bombas, se tuvo que instalar una placa orificio a la salida de la estación, sobre la kicker line de la trampa de scraper.

Para el proceso de llenado, solamente se requirió una bomba en cada estación.

d. Llenado y alistamiento para puesta en marcha de las estaciones reductoras de presión

Como se mencionó anteriormente, a lo largo del ducto se tuvo que mantener una contrapresión al frente de los pigs, principalmente cuando éstos se desplazaban por una pendiente hacia abajo.

Las válvulas de control existentes en las estaciones reductoras de presión no eran adecuadas para operar con gas natural. Por tanto, una de las válvulas de control del patín de regulación tuvo que reemplazarse temporalmente por una válvula globo, operada en forma manual, para mantener la contrapresión con gas natural.

La válvula de control temporaria debía abrirse totalmente cuando los pigs de separación se acercaban a las estaciones reductoras de presión. De esta manera, el flujo pasaba a través de esta válvula completando el llenado de la estación, quedando lista para su operación.

e. Entrega de NGL a planta de fraccionamiento Pisco

El llenado del último tramo PRS2-PRS3, al igual que los tramos anteriores, se realizó inicialmente contra válvula cerrada en Planta de Pisco, para generar la contrapresión adecuada con la mezcla N2/gas natural al frente del pig, en la medida que se iba desplazando desde PRS2 a PRS3.

Antes que el NGL llegara a PRS1 existía el riesgo que la contrapresión superara el rating del piping clase ANSI 150 aguas abajo de la válvula de control en PRS1 y PRS2. Por este

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motivo, se realizaron venteos a la atmósfera en PRS3 cuando la presión alcanzaba los 15 barg.

Una vez que el NGL pasara por PRS2 ya no existía el problema de contrapresión y el bombeo se continuaba realizando contra válvula cerrada en PRS3.

Cuando el pig pasó la válvula XV-50017, aguas abajo de PRS2, el bombeo debía detenerse para bajar la presión a 7 barg, venteando en PRS3 bajo condiciones seguras. La mezcla de gases se venteó haciendo pasar el fluido a través de un separador temporario, en el cual los líquidos retenidos se recuperaban y eran entregados luego a la planta de Pisco. Luego el bombeo se reiniciaba contra válvula cerrada en PRS3.

Cuando el pig se encontrara a 10 km aguas arriba de PRS3, el bombeo otra vez se detenía para realizar la operación de reducción de presión a 7 barg, venteando a través del separador. Luego el bombeo se reiniciaba manteniendo siempre la contrapresión de 7 barg en PRS3.

Una vez que el pig, lanzado desde PRS2, llegara a PRS3, el fluido debía ya enviarse a la esfera de la planta de fraccionamiento-Pisco en forma directa.

Una vez finalizada la operación de las corridas de pigs, se normalizaron las clapetas de las válvulas check, y las estaciones reductoras de presión quedaron listas para su puesta en marcha.

3. Desarrollo del proceso de llenado y descripción del problema

3.1. Descripción del proceso de llenado

El llenado del ducto se inició con la inyección de NGL disponible en el sistema de almacenamiento del productor en la planta Malvinas, para lo cual se utilizaron las bombas boosters de Pluspetrol cuya presión de descarga máxima permitía, teniendo en cuenta la contrapresión de N2 (18 barg) entre PS1 y PS2, llegar hasta la progresiva 25 aproximadamente, del ducto de 14”.

Delante del frente de hidrocarburo y separando la interfase NGL/N2 se lanzó el primero de los scarpers separadores, SP-1, y a 300 m de este el segundo scraper separador con dispositivo electrónico de rastreo, EP-1.

Una vez alcanzado la máxima presión de descarga de las bombas boosters se puso en funcionamiento el sistema de bombeo de PS1 que requirió de la instalación provisoria de un orificio de restricción sobre el kicker line de la trampa de scraper para generar la suficiente contrapresión en la descarga de las bombas que impidieran que las mismas pararan por sobre velocidad.

A medida que los scrapers avanzaban dentro de la cañería se pudo comprobar que la mayoría de los detectores de pasaje de scraper, instalados en las estaciones como en las válvulas de línea principal no funcionaron adecuadamente con lo cual dificultó enormemente la tarea de seguimiento y localización de los scrapers.

El no conocer exactamente la posición del scraper SP-1 generó que parte del NGL que llegara a PS2 pasara al segundo tramo (PS2-PS3) antes de que el primero de los scrapers separadores del tramo 2, SP-2, pudiera ser lanzado como lo indicaba el procedimiento.

El segundo de los pig con el dispositivo electrónico para rastreo, EP-2 fue lanzado una vez que EP-1 llegara a la trampa de scraper de la PS2.

A esta altura pudo comprobarse que el sello de los pigs no era perfecto, prueba de ello era que la distancia entre los mismos no se había mantenido constante en el tramo y que en algunos casos llegaron a las estaciones casi en forma simultánea.

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En la figura 3.1.1 puede observarse el deterioro de las copas del pig separador sobre uno de los costados que pudieron afectar el sello, permitiendo el paso de NGL o N2/gas natural a través del mismo.

Figura 3.1.1

Teniendo en cuenta lo indicado anteriormente, se tomaron todas las medidas para lanzar el primer pig separador SP-3 al momento que llegara el primer frente de NGL a la estación PS3, sin embargo al momento del lanzamiento del pig SP-3 ya se estimaba que el volumen de NGL delante del scraper era de aproximadamente 300 m3.

Siguiendo el procedimiento y by-paseando las bombas de la estación PS3, mediante conexiones temporarias, se comenzó a llenar el tramo PS3-PS4 con la ayuda de las bombas de PS2 que ya estaban operativas, hasta que en un determinado momento y sin que el scraper con rastreador electrónico EP-2 hubiera llegado a la estación PS3, la presión de descarga de la PS2 ya no era suficiente para continuar llenando el ducto sin que las bombas de la estación PS3 estuvieran operativas. Esta situación se dio antes de lo estimado en las distintas simulaciones.

Por lo tanto y para poder continuar con el programa de llenado del ducto, hubo que arrancar anticipadamente las bombas de la PS3, utilizando la trampa receptora como un separador de gases. Esta actividad se realizó monitoreando en forma permanente la línea y parando el bombeo cada vez que se evidenciara presencia de gases en la misma, venteando los mismos hasta obtener nuevamente la trampa con 100 % de NGL en estado líquido. Esta actividad no prevista llevó aproximadamente un día completo de trabajo.

Finalmente cuando el segundo scraper EP-2 llegó a la estación, el EP-3 fue lanzado desde PS3.

A esa altura la separación de los scrapers era tal que se estimaba un volumen entre ambos de aproximadamente 1000 m3.

Preocupados por los inconvenientes que podía generar la columna de NGL delante de los scrapers, y teniendo en cuenta esa primera manifestación en PS3, se tomaron todos los recaudos para lanzar el SP-4 lo mas próximo posible a la interfase gas/líquido y el EP-4 una vez que el correspondiente scraper con rastreo electrónico EP-3, llegara a PS4.

Tal como lo indicaba el procedimiento, el tramo PS4 - SF1 había sido previamente barrido y presurizado con gas natural, por lo tanto y teniendo en cuenta las grandes variaciones de altimetría se recomendaba mantener una adecuada contrapresión en la línea, controlando como en los demás casos la contrapresión a través de las instalaciones temporarias instaladas en cada una de las distintas locaciones.

Se continuó bombeando de esta manera hasta que PS4 parara por alta presión de descarga. A la hora que esto ocurrió, no había personal disponible en SF1 que pudiera by pasear la estación cosa que pudo hacerse recién al día siguiente. Cuando el personal llega a la locación abre la válvula de by pass y comienza la transferencia de gas/NGL aguas abajo de

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la estación. Al igual que en los casos anteriores no se esperaba que esa situación ocurriera sino hasta el día siguiente, nuevamente había un desvío no esperado respecto a los resultados de las simulaciones.

Ya en SF1 se tenía listo y entrampado el SP-5 esperando que el frente gas/NGL llegara a la estación. En este caso el lanzamiento fue satisfactorio por lo que el equipo de trabajo comenzó con las actividades preparativas para el lanzamiento del EP-5 una vez que el EP-4 llegara a la estación.

Ya con NGL pasando por la estación se intenta abrir nuevamente la trampa y se detecta que la válvula de salida de trampa tenía una pérdida tal que impedía poder lanzar el EP-5.

Mientras tanto se continuaba lentamente con el proceso de llenado. Luego de casi 1700 m3 de bombeo el sistema paró nuevamente por alta presión de descarga en la PS4 y al igual que en los casos anteriores se procedió a bajar la contrapresión del ducto en PRS1 hasta valores del orden de los 2 barg. Si bien esto dio resultado, el mismo fue solo parcial ya que al poco tiempo de reiniciado el bombeo, nuevamente se había llegado a una situación en la cual la presión de descarga de PS4 no era suficiente para continuar bombeando (12-Jul-04).

Ya sin posibilidad de continuar con el bombeo se evaluaron las siguientes alternativas para explicar lo sucedido:

Bolsones de gas (Gas Lock) muy probables en función de lo que había ocurrido en PS3.

Atascamiento del scraper por deformación mecánica del ducto.

Formación de hidratos en la línea. Bajas temperaturas y posibilidad de agua residual tanto en el secado de la línea como agua contenida en el producto transportado.

Ante la incertidumbre sobre el motivo que había generado el atascamiento del scraper se tomaron todas las medidas necesarias para atacar cualquiera de las tres teorías antes mencionadas para lo cual se movilizaron gran cantidad de equipos, personal, soldadores calificados, cañerías de reemplazo, equipos de soldaduras, maquinarias, mantas térmicas, bombas dosificadoras para inyección de metanol, 4000 litros de metanol, tanques de almacenamiento, bombas para alta presión BJ para incrementar la presión con inyección con gas oil desde SF1, equipos de hot tap y técnicos de Flowserve para actividad de hot tap, entre otras cosas.

3.2. Descripción del proceso de localización y recuperación del scraper

En primer lugar se hizo un recorrido aéreo del tramo, sin verificar movimientos ni deslizamientos de suelos sobre el derecho de vía. Luego se procedió a cerrar la válvula XV-50010 y a verificar las presiones aguas arriba de la misma como así también las presiones en las válvulas comprendidas entre PS4 y SF1, posteriormente se comenzó a drenar NGL en el SF1 chequeando las variaciones de presión en la línea para determinar cual de los dos scrapers, EP-4, localizado en el tramo PS4-SF1 o SP-5, localizado en el tramo SF1- XV 50010 era el que se había generado la obstrucción.

Luego de drenar casi 13 m3, la presión en SF1 había caído solo de 74 a 68 barg en tanto la presión aguas arriba de la válvula XV-50010 permanecía sin cambios en 1.6 barg (13-Jul-04).

Antes de iniciar las actividades de hot tap y ante la imposibilidad de continuar drenando la línea por los riesgos asociados al almacenamiento de NGL generados, se procedió a verificar presencia de gases en las válvulas XV 50007, XV 50008 y XV 50009 a efectos de descartar la posibilidad de que el scraper EP-4 estuviera atascado en el tramo PS4 - SF1, lo cual confirmó que el problema estaba aguas abajo de la SF1. Figura 3.2.1

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NGL CAMISEA PIPELINEPERFIL DE ELEVACIÓN TRAMO PS4 - PRS1

XV 50009

PS4

XV 50007

XV 50008

SF1

XV 50010

XV 50011 XV 50012

PRS1

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450

Progresiva (Km)

Ele

vaci

ón

(m

)

Figura 3.2.1

Ante la incertidumbre sobre las causas que habían generado la obstrucción, se trabajó paralelamente asumiendo como válidas cualquiera de las hipótesis mencionadas, para lo cual se comenzó con la preparación de las instalaciones para la:

Vinculación ducto NGL en la XV 50010 con el gasoducto para presurizar el primero con el gas de alta presión.

Inyección de metanol en válvula XV 50010 con bomba dosificadora.

Inyección de gasoil con bomba de alta presión en SF1 para elevar la presión del ducto (100 barg) a valores cercanos a la máxima presión admisible en esa sección.

Una vez descartado la posibilidad de atascamiento sobre el tramo PS4-SF1 y en función del volumen inyectado acumulado que indicaba como probable ubicación del scraper la Pk 356, se decidió comenzar con las excavaciones aguas arriba de ese punto en las progresivas, Pk 350.2, Pk 353.3 y Pk 353.879 verificando mediante radiografiado la presencia de líquido o gas (estas actividades se llevaron a cabo entre el 14-Jul-04 y el 19-Jul-04).

Con los resultados obtenidos, se hace el primer hot tap en un punto alto ubicado en la Pk 345.7 (vent site #1) el día 19-Jul-05, donde se detectó presencia de gases.

El día 21-Jul-05 se ejecuta un segundo hot tap en otro punto alto aguas abajo del primero en la Pk 352.4 (vent site #2) y se detecta líquido, paralelamente se fueron haciendo las calicatas en otros puntos.

Los resultados hasta ese momento no podían confirmar ninguna de las teorías por lo tanto fue necesario hacer un tercer hot tap en la progresiva 353.879 (vent site #3) detectando baja presión. Figura 3.2.2

12 de 16


NGL CAMISEA PIPELINEUbicación de excavaciones y puntos de hot tap - Pk 345.0 a Pk 359.0

4,350

4,400

4,450

4,500

4,550

4,600

4,650

4,700

4,750

4,800

34

5+

01

1

34

5+

53

9

34

6+

07

2

34

6+

56

9

34

7+

03

6

34

7+

51

8

34

8+

04

5

34

8+

59

7

34

9+

16

2

34

9+

69

5

35

0+

18

9

35

0+

69

8

35

1+

22

2

35

1+

73

9

35

2+

26

6

35

2+

79

5

35

3+

34

0

35

3+

84

2

35

4+

38

3

35

4+

88

2

35

5+

42

2

35

5+

91

9

35

6+

45

9

35

6+

96

1

35

7+

45

6

35

7+

96

3

35

8+

45

5

35

8+

96

9

Progresivas [Km]

Ele

va

ció

n [

m]

Vent Site #1Pk 345.7 Gas

Vent Site #2Pk 352.4 Liquid

33.5 bargVent #4 SitePk 352.882

Vent #3 sitekm 353.879

ExcavaciónPk 356.495

ExcavaciónPk 357.7

Excavación Pk 353.06

ExcavaciónPk 350.2

Excavación Pk 352.94

Figura 3.2.2

Con la lectura de presión en el vent site #3 de 2.4 barg, se descarta prácticamente la teoría del gas lock y comienza a analizarse las posibilidad de que el scraper SP-5 se había trabado ya sea por formación de hidratos o bien por deformación mecánica de la cañería. Se propusieron nuevos puntos de excavación con la finalidad de acotar el posible punto de obstrucción.

Un nuevo hot tap se lleva a cabo en la progresiva 352.882, vent site #4, donde se verifica presencia de líquido, y nuevamente el valor de presión leído da 2 barg. Esto confirmaba que la posición del pig estaba en el valle aguas arriba de la progresiva 352.882. Para una condición de gas lock la presión en ese punto debería haber sido de 30 barg.

La mañana siguiente todos los puntos de venteo fueron rechequeados encontrando que los punto vent site #3 y vent site #4 habían cambiado los valores de presión a 30 barg. Fue luego confirmado que los instrumentos utilizados arrojaron lecturas incorrectas de presión con lo cual y con los nuevos valores leídos se confirmaba nuevamente la teoría del gas lock.

Con la finalidad de hacer las estimaciones y proyecciones de presiones en el ducto, se desarrolló una planilla de cálculo usando para ello la información de distancias y elevaciones de la documentación as built presentada por el constructor. Estos cálculos estaban basados en los pesos de columna en cada uno de los tramos que permitían, luego de comparar con los datos de presión leídos en cada uno de los hot taps, determinar las posibles formaciones de gas locks.

Con esa información y con los cálculos hidráulicos se pudo establecer o predecir aquellos lugares en donde habría mayor posibilidad de encontrar gases en función de las presiones encontradas en los distintos hot taps. Con esta información se encararon las ubicaciones de nuevos hot taps y puntos de venteos de línea como se muestra en la figura 3.2.3

13 de 16


NGL CAMISEA PIPELINESIMULACION UBICACIÓN GAS LOCK EN EL TRAMO SF1 - XV-50010

4,200

4,250

4,300

4,350

4,400

4,450

4,500

4,550

4,600

4,650

4,700

4,750

4,800

4,8503

35

+9

33

33

6+

61

4

33

7+

18

9

33

7+

73

5

33

8+

33

9

33

8+

94

8

33

9+

52

8

34

0+

12

1

34

0+

73

5

34

1+

22

7

34

1+

78

6

34

2+

36

3

34

2+

96

5

34

3+

50

8

34

4+

11

3

34

4+

71

0

34

5+

29

4

34

5+

82

1

34

6+

34

2

34

6+

83

0

34

7+

30

5

34

7+

84

3

34

8+

38

0

34

8+

95

6

34

9+

51

4

35

0+

03

0

35

0+

55

7

35

1+

09

1

35

1+

58

1

35

2+

13

4

35

2+

66

1

35

3+

22

1

35

3+

75

0

35

4+

32

3

35

4+

83

6

35

5+

38

3

35

5+

88

5

35

6+

43

6

35

6+

95

8

35

7+

45

6

35

7+

97

2

35

8+

48

0

35

9+

00

6

35

9+

57

5

36

0+

13

9

36

0+

74

0

36

1+

35

3

36

1+

94

9

36

2+

53

7

36

2+

90

9

Progresiva [km]

Ele

va

ció

n [

m]

Gas Liquido

Figura 3.2.3

En la figura 3.2.4 puede verse los puntos de hot tap y de venteos desde el vent site #2 hasta la válvula XV-50010 con los nuevos puntos vent site #5 y #6 nombrados como Sally y Alice respectivamente.


4,350

4,400

4,450

4,500

4,550

4,600

4,650

4,700

4,750

4,800

34

5+

01

1

34

5+

53

9

34

6+

07

2

34

6+

56

9

34

7+

03

6

34

7+

51

8

34

8+

04

5

34

8+

59

7

34

9+

16

2

34

9+

69

5

35

0+

18

9

35

0+

69

8

35

1+

22

2

35

1+

73

9

35

2+

26

6

35

2+

79

5

35

3+

34

0

35

3+

84

2

35

4+

38

3

35

4+

88

2

35

5+

42

2

35

5+

91

9

35

6+

45

9

35

6+

96

1

35

7+

45

6

35

7+

96

3

35

8+

45

5

35

8+

96

9

Progresivas [Km]

Ele

va

ció

n [

m]


44.9 barg



Vent #3 sitekm 353.879Gas 2.4 barg

Vent site #5Sally

Pk 356.495

Vent site #6Alice

Pk 357.7

Figura 3.2.4

14 de 16


Una vez que los hot taps en los puntos de venteo #5 y #6 fueron realizados según se muestra en la figura 3.2.5 y que se pudo comprobar que las presiones en dichos puntos correspondían a las estimadas asumiendo la presencia de bolsones de gas, se pudo confirmar efectivamente que se trataba de un fenómeno de gas lock, descartando cualquier otra alternativa o teoría sobre la obstrucción.

El siguiente proceso fue tratar de ventear tanto gas como fuera posible de la línea comenzando por el punto de venteo 1, siguiendo con el 2 para tratar de llevar el gas hacia el punto de venteo 4 que había sido perforado y sobre el cual se había detectado presencia de líquido. Esta maniobra fue parcialmente exitosa.

Posteriormente (28-Jul-04) hubo que hacer un nuevo hot tap aguas abajo del punto alto en la progresiva 352.944, vent site #7, de manera tal que el punto de venteo estuviera del lado de la montaña donde se había detectado presencia de gases. Luego se venteó tanto como se pudo en los puntos de hot tap identificados como Alice y Sally. Un nuevo punto de hot tap tuvo que realizarse aguas abajo de punto Alice en la Pk 358.7, vent site #8 (28-Jul-04).


4,350

4,400

4,450

4,500

4,550

4,600

4,650

4,700

4,750

4,800

34

5+

01

1

34

5+

53

9

34

6+

07

2

34

6+

56

9

34

7+

03

6

34

7+

51

8

34

8+

04

5

34

8+

59

7

34

9+

16

2

34

9+

69

5

35

0+

18

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35

0+

69

8

35

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22

2

35

1+

73

9

35

2+

26

6

35

2+

79

5

35

3+

34

0

35

3+

84

2

35

4+

38

3

35

4+

88

2

35

5+

42

2

35

5+

91

9

35

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45

9

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96

1

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45

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8+

45

5

35

8+

96

9

Progresivas [Km]

Ele

va

ció

n [

m]


44.9 barg



Vent #3 sitekm 353.879Gas 2.4 barg

Vent site #5Sally

Pk 356.495

Vent site #6Alice

Pk 357.7

Vent #7 SitePk 352.944

Vent #8 sitekm 358.750

Figura 3.2.5

El scraper EP-5 fue colocado en la trampa de scraper lanzadora en SF#1, para esta actividad se tuvo especial cuidado y control ya que la válvula de salida de la trampa scraper presentaba pérdidas. El scraper quedó preparado y listo para ser lanzado cuando el bombeo fuera restablecido, tarea que se realizó el 29-Jul-04.

Una vez iniciado el bombeo se continuó venteando gas por la válvula de línea principal XV-50010, consiguiendo reducciones de presión considerables.

Adicionalmente se localizaron nuevos puntos de venteos aguas abajo de la válvula XV-50010 y se dejaron preparadas las excavaciones en caso que fuera necesario utilizarlas para venteos posteriores. Se continuó bombeando hasta posicionar el SP-5 aguas arriba de la válvula XV-50011, desde donde se realizaron venteos eliminando cualquier presencia de gas.

Una vez superada esa situación se estuvo ya en condiciones de bombear normalmente el NGL hasta que el líquido llegó a PRS1. En ese momento se lanzó el scraper separador SP-6 hacía PRS2 y, luego de desplazar 600 m3 un nuevo gas lock se evidenció aguas abajo de

15 de 16


PRS1. La limitación en este caso estaba dada por el raiting Clase ANSI 150 de diseño para la descarga de la estación.

A esa altura ya se tenía la experiencia suficiente sobre el manejo y el comportamiento del gas lock con lo cual solo se perdió un día de operación entre PRS1 y PRS3 mientras que se necesitaron 17 días para solucionar el problema que se presentó entre SF1 y PRS1.

En este caso fue posible ventear gas por la trampa lanzadora de scraper de la PRS1 que posibilitó cargar más líquido en el tramo. Esta operación fue muy lenta porque cada vez que se paraba para ventear gas había que disponer algo de NGL en tanques antes de que el venteo pudiera realizarse.

Ante esta situación se tomó la decisión de hacer un nuevo hot tap, vent site #9, para venteo aguas abajo de la PRS1 en la progresiva 452.738. Esto facilitó el venteo de gas de la línea.

Cuando el scraper llegó finalmente a PRS2 se lanzó un nuevo scraper separador desde PRS2 mientras se aprovechaba para ventear gas tanto en la trampa lanzadora como receptora de esa estación como así también en el punto de venteo aguas abajo de PRS1. En el momento en el que no pudo ventearse más gas en PRS1, se lanzó un segundo scraper EP-6 desde PRS1 para remover cualquier gas que pudiera estar alojado en los puntos altos entre PRS1 y PRS2. Mientras tanto se continuaba eliminando gases en la trampa de PRS1.

Si bien quedaban en la línea pequeños bolsones de gas, éstos no generaron inconvenientes para continuar con el proceso de barrido y llenado antes descrito. Ante esta situación se dispuso en PRS3, de un sistema separador con antorcha para remover el gas remanente antes de entregar el producto final a la esfera de Pisco.

En total se ejecutaron 9 hot taps en el ducto entre SF1 y PRS2 todos excepto uno fueron utilizados para ventear gas de la línea.

3.3. Conclusión

El problema de gas lock de dio básicamente como consecuencia de:

Grandes variaciones de altimetría y parámetros de diseño del sistema de transporte muy cercanos a los límites de operación.

Limitaciones en el diseño del sistema de transporte para la puesta en marcha.

Incorrecto funcionamiento de los detectores de pasaje de scrapers que impidieron conocer la verdadera ubicación de los scrapers y fundamentalmente dificultad para la recepción en las distintas estaciones.

Imposibilidad de montar el rastreador electrónico en ambos scrapers, lo cual dificultó el monitoreo y avance de los scrapers.

Bajo nivel de autonomía de las baterías del elemento rastreador electrónico que dificultaron la localización del scraper EP-X.

Paradas frecuentes de bombeo, propias de la puesta en marcha de la planta Malvinas y del sistema de transporte afectando por un lado el tema de la autonomía de las baterías y por otro, dependiendo la posición donde quedaba el scraper, la pérdida de hermeticidad.

No contar con puntos de venteos predefinidos en lugares donde era posible la formación de bolsones o acumulación de gases.

Haber permitido una gran separación entre ambos scrapers (SP-X – EP-X) por la limitación establecida de no tener más de 2 pigs en la línea.

El sistema en su conjunto, incluyendo la planta Malvinas, estaba en proceso de puesta en marcha, el sistema Scada se iba comisionando parcialmente y a medida que se avanzaba con el llenado del ducto de NG.

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g07!1!05 llenado ducto ngl camisea

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