Oilfield Review Spring 2011

De las líneas de conducción al mercado
Alexander P. Albert
Houston, Texas, EUA
El éxito de toda área prospectiva depende tanto de la capacidad de un operador para
Daniel L. Lanier
Geoscience Earth and Marine Services, Inc.
Houston
subsuelo. En muchas regiones, las líneas de conducción constituyen el medio más
Brian L. Perilloux
Williams Midstream Services, LLC
Houston
llevar el petróleo y el gas al mercado como de la extracción del producto desde el
económico y confiable de transporte de los hidrocarburos desde la boca del pozo
hasta la refinería. Las compañías de líneas de conducción no escatiman recursos
para instalar y operar sus sistemas de transmisión de manera segura.
Andrew Strong
Southampton, Hampshire, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Kamran Akbarzadeh, Edmonton, Alberta,
Canadá; Michael Carney, Houston; Marsha Cohen,
publicación Terra et Aqua, La Haya; Julie Gentz, The
Williams Companies, Inc., Tulsa; Stelios Kyriakides,
Universidad de Texas en Austin; Domitille Lucereau,
La Défense, Francia; Frank McWilliams, Tata Steel
International, Sugar Land, Texas; y Matt Pond, Corrosion
Resistant Alloys, Houston.
Integriti Platinum, PIPESIM y RealView son marcas de
Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre los sistemas de
líneas de conducción, consulte: Amin A, Riding M,
Shepler R, Smedstad E y Ratulowski J: “Desarrollo
submarino desde el espacio poroso hasta el proceso,”
Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 4–19.
2. Los códigos y prácticas para el diseño, construcción
e inspección de las líneas de conducción submarinas
han sido publicados por una diversidad de institutos
técnicos, tales como el Instituto Nacional Americano
de Estándares, el Instituto Americano del Petróleo, la
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos, Det
Norske Veritas, la Institución de Ingenieros y
Administradores de Gas y la Asociación de Operadores
Marinos del Reino Unido. Para ver un listado de los
diversos códigos internacionales, se puede consultar la
Agencia del Reino Unido para la Salud y la Seguridad
(UK Health and Safety Executive): “Use of Pipeline
Standards and Good Practice Guidance,” http://www.
hse.gov.uk/pipelines/resources/pipelinestandards.htm
(Se accedió el 25 de noviembre de 2010).
3. Connelly M: “Deepwater Pipelines—Taking the Challenge
to New Depths,” Offshore Magazine 69, no. 7 (1° de julio
de 2009): 94–97.
4. MacPherson H: “Unique Challenges in Managing
Deepwater Pipeline Integrity,” PetroMin Pipeliner 5,
no. 3 (Julio–Septiembre de 2009): 14–25.
4
42005schD4R1.indd 1
En respuesta al proceso de maduración de la producción en las cuencas establecidas de tierra
firme y aguas someras, muchas compañías de E&P
están extendiendo sus campañas de búsqueda de
reservas hacia áreas prospectivas marinas más
profundas. Las operaciones de perforación y terminación de pozos confirman la viabilidad de un
área prospectiva, y luego crean el marco propicio
para la construcción e instalación de las plataformas. Aún después de conectar los pozos a la plataforma, la tarea está lejos de haber llegado a su fin.
Es preciso implementar algún método de transporte del producto al mercado. En las áreas desarrolladas, respaldadas con una infraestructura
establecida, esto requiere a menudo la instalación
de algunos kilómetros de líneas de exportación
para conectar una plataforma a una línea de conducción existente. En las áreas de frontera, los operadores deben construir sistemas extensos de líneas
de conducción a través de varios kilómetros, o utilizar embarcaciones —habitualmente los transbordadores de una embarcación flotante de producción,
almacenamiento y descarga (FPSO)— para llevar
el producto hasta una terminal de recepción,
desde donde es enviado normalmente a una refinería por tubería. Hasta disponer de un medio de
transporte, las reservas descubiertas con gran
esfuerzo permanecen sin desarrollar y los operadores deben dejarlas en el subsuelo.
Las compañías de líneas de conducción se
esfuerzan por mantener el ritmo de las compañías de E&P conforme estas últimas acceden a
profundidades cada vez mayores. Para ello, la
industria de las líneas de conducción debe instalar y diseñar sistemas que impulsen los fluidos de
alta temperatura y alta presión a través de largas
distancias, en ambientes oscuros y profundos de
alta presión y baja temperatura.
A pesar de estos desafíos, la industria de las
líneas de conducción sigue batiendo récords. En el
año 2000, un gasoducto de 64 km [40 mi] tendido
para el proyecto Hoover-Diana en el Golfo de México,
alcanzó profundidades de 1 450 m [4 800 pies] bajo
el nivel del mar. Para el año 2005, el proyecto Blue
Stream había instalado 386 km [240 mi] de gasoductos gemelos a profundidades de 2 150 m [7 050 pies]
en el Mar Negro. En el año 2008, entre las áreas de
Alaminos Canyon y East Breaks del Golfo de México,
se tendieron 206 km [128 mi] de líneas de conducción para el proyecto Perdido Norte a profundidades
récord oscilantes entre 1 067 m y 2 530 m [3 500 pies
y 8 300 pies]. El gasoducto Galsi, cuya construcción
está prevista para el año 2011, se extenderá por
debajo del Océano Mediterráneo desde Argelia hasta
Sardinia, con lo cual se establecerá un nuevo récord
de profundidad de 2 824 m [9 265 pies]. Además, se
están estableciendo récords de distancia. Entre 2004
y 2007, se tendió el gasoducto de Langeled entre
Noruega e Inglaterra. Con una extensión de 1 173 km
[729 mi], se trata del gasoducto submarino más
largo del mundo.
Independientemente de que establezca un
récord o no, cada línea de conducción posee características singulares. La composición química de
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
Plataforma
Tubo ascendente
Cabezal del pozo
Línea colectora
Colector múltiple
Línea de exportación
> Segmentos de líneas de conducción. Las líneas (rosa) se extienden desde el cabezal del pozo hasta la plataforma u otra instalación preliminar de
recepción y procesamiento. Las líneas de exportación, o ventas (verde), se extienden aguas abajo de la plataforma.
los productos determina en gran medida la metalurgia, en tanto que la longitud de la línea y los
gradientes de profundidad dictaminan las presiones de operación y las tasas de flujo; a su vez,
ambos parámetros inciden en el diámetro y el
espesor de las paredes de las líneas. Estas consideraciones de diseño inciden directamente en las
prácticas operativas y de mantenimiento. Este
artículo proporciona un amplio panorama general
de las actividades de construcción, operación y
monitoreo de las líneas de conducción marinas.
Consideraciones de diseño
Los sistemas de líneas de conducción están constituidos por todas las tuberías, válvulas, bombas,
medidores e instalaciones a través de los cuales
se transportan las corrientes de producción.
Estos sistemas pueden dividirse en segmentos
bien definidos (arriba). Las líneas son tuberías
de diámetro relativamente pequeño (menos de
16 pulgadas) compuestas por líneas de flujo,
líneas colectoras y tubos ascendentes, que se
extienden desde el cabezal del pozo hasta la
plataforma de producción o la unidad FPSO.1
Estas líneas transportan una corriente cruda, sin
refinar, consistente por lo general en una mezcla
multifásica de gas, petróleo y agua desde los pozos
de petróleo; o gas, líquidos del gas natural y agua,
desde los pozos de gas. Las líneas de exportación,
también denominadas líneas troncales o líneas de
transmisión o de ventas, por lo general están compuestas por tuberías de diámetro más grande
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 2
(oscilante entre 16 pulgadas y 44 pulgadas) para
el transporte de los fluidos procesados hasta la
costa desde uno o más campos. La corriente procesada que ya ha experimentado los procesos de
separación y tratamiento inicial a bordo de una
plataforma de producción o de una unidad FPSO,
normalmente consiste en petróleo con pequeñas
cantidades de agua, o de gas y condensado. Estas
líneas de conducción se conectan habitualmente a
las líneas de conducción terrestres, que transportan
los fluidos a las refinerías situadas tierra adentro.
Las líneas de conducción se construyen de
acuerdo con códigos y estándares estrictos.2 Los requisitos de diseño, en el caso de las líneas submarinas, deben contemplar una diversidad de
factores, que incluyen la longitud proyectada, la
profundidad y la temperatura del agua, la composición y la tasa de flujo de los fluidos transportaOilfield Review
dos, ademásSPRING
de la topografía
sobre la que se
11
tenderá la línea.
Finalmente,
estos
factores inciPIPELINE Fig. 1
dirán en los ORSPRG11-PIPLN
costos, los procesosFig.
de 1manufactura,
las técnicas de tendido y las estrategias operativas de las líneas de conducción.
Las líneas de conducción están diseñadas para
tolerar las presiones internas generadas por una
tasa de flujo determinada. No obstante, en aguas
profundas, las inquietudes relacionadas con la
presión interna son secundarias respecto de la
necesidad de que las líneas de conducción toleren
las presiones externas de colapso que impone la
profundidad del agua; especialmente durante la
fase de instalación en la que no se bombea fluido
alguno a través de la línea. La resistencia al
colapso bajo fuerzas hidrostáticas es determinada
por la ovalidad y la resistencia a la compresión
que ofrecen la metalurgia y el espesor de la pared
de la tubería.3 Por consiguiente, mientras la presión interna dictamina el espesor de la tubería en
los ambientes convencionales, la presión hidrostática es el factor de influencia predominante a la
hora de determinar el espesor de las líneas de
conducción de aguas profundas.
Si bien las presiones de explosión y colapso
son los componentes principales, en el diseño de
las líneas de conducción también se deben considerar otros factores. Un estudio de las líneas de
conducción del Golfo de México señala a la corrosión como la causa más importante de daño de
las tuberías.4 La composición y la temperatura de
los fluidos transportados a través de una tubería
pueden afectar su susceptibilidad a la corrosión
interna; por consiguiente, la metalurgia se vuelve
una consideración de diseño significativa; no sólo
por la resistencia sino también para contrarrestar la amenaza de la corrosión. Las líneas de conducción transportan los fluidos sin procesar;
estos fluidos pueden contener hidrocarburos
mezclados con una mezcla corrosiva de agua,
dióxido de carbono, cloruros o ácido sulfhídrico
[H2S], a menudo a temperaturas elevadas. Y las
condiciones generalmente cambian con el tiempo
a medida que el agotamiento del yacimiento
altera la mezcla de fluidos.
5
9/12/11 10:01 PM
Segundo revestimiento
Primer revestimiento
Tubo
> Revestimiento de resina epóxica adherida por fusión. Como protección
contra la corrosión y el daño mecánico, al tubo de acero se aplican
electrostáticamente revestimientos de resinas epóxicas. La resina se
aplica a temperaturas de hasta 110°C [230°F] y luego se endurece
termoplásticamente. El espesor habitual oscila entre 350 um y 450 um.
Para lograr una protección adicional, se puede aplicar una segunda capa.
(Ilustración, cortesía de EUROPIPE GmbH.)
La industria de las líneas de conducción ha
desarrollado una diversidad de procedimientos
para mitigar los problemas de corrosión. En algunos diseños se incrementa el espesor de la pared
de la línea para compensar la pérdida de metal
prevista, causada por la corrosión. En otros, se utilizan aleaciones resistentes a la corrosión (CRA).
Estas aleaciones combinan metales, tales como
acero inoxidable, cromo, níquel, hierro, cobre,
cobalto, molibdeno, tungsteno o titanio. Las aleaciones CRA resisten la corrosión en forma más efectiva
que las tuberías de acero al carbono, y se escogen en
base a su resistencia a las propiedades específicas
de los fluidos producidos. Si bien son resistentes a la
corrosión, las aleaciones CRA quizás no posean la
misma resistencia a la tracción y a la compresión
que las tuberías de acero al carbono.
Los revestimientos de aleaciones CRA pueden
utilizarse para revestir el interior de las tuberías.
En esos casos, la tubería externa de acero al carbono tolera la presión interna y externa, en tanto
que el revestimiento de aleación proporciona la
protección contra la corrosión.5 En la selección de
la aleación CRA también se debe tener en cuenta
la resistencia, la solidez y la soldabilidad de la
aleación.
En combinación con los metales resistentes a la
corrosión, a menudo se emplea el proceso de inhibición química para mitigar la corrosión: esta técnica introduce aditivos químicos en la corriente de
producción para reducir la corrosividad del fluido.
Las líneas de conducción son susceptibles a la
corrosión externa; en el caso de las tuberías submarinas, el principal agente agresivo es el agua de
Oilfield Review
SPRING 11
PIPELINE Fig. 2
ORSPRG11-PIPLN Fig. 2
Corriente
de agua
Tubo
Torbellinos
> Redanes del tubo. Las corrientes de agua que circulan más allá de los tramos sin apoyo crean
torbellinos en el lado posterior del tubo (inserto). Cuando los remolinos se alejan del tubo, generan
vibraciones que pueden producir su rotura por carga cíclica. Los redanes VIV pueden sujetarse en
la parte externa del tubo (amarillo) para cortar el flujo de la corriente de agua, lo cual desplaza los
remolinos bien lejos de la tubería. (Ilustración, cortesía de Mark Tool & Rubber Co. Inc.)
6
42005schD4R1.indd 3
mar, un electrolito eficiente que favorece la corrosión acuosa. En este ambiente, todos los metales
y aleaciones están sujetos al fenómeno de corrosión, lo cual depende de su potencial eléctrico
individual y del pH del agua marina. La reacción
electroquímica que causa la corrosión puede ser
mitigada en cierta medida mediante la protección
catódica.6 No obstante, al aumentar la profundidad,
la temperatura del agua baja, lo cual reduce la conductividad y por ende la efectividad de los ánodos
destinados a proteger la línea de conducción.
Además, las especificaciones de diseño deben
apuntar a impedir las reacciones bioquímicas.
Las bacterias sulfato-reductoras presentes en los
limos marinos generan H2S, que puede atacar las
líneas de conducción; otros organismos, tales
como las lapas y los balanos, pueden limar u
horadar los metales que carecen de protección.
Para poner coto a los estragos que produce el
ambiente marino y prolongar la vida útil de las
líneas de conducción, junto con la protección
catódica pueden emplearse resinas epóxicas
adheridas por fusión (FBE) u otros recubrimientos externos (izquierda,extremo superior).
El diseño de las líneas de conducción también
debe impedir la fatiga, es decir el daño localizado
y progresivo provocado por la carga cíclica de la
tubería. Una forma de carga cíclica es la causada
por las vibraciones inducidas por remolinos (vórtices) (VIV) a medida que las corrientes de agua
fluyen por encima y por debajo de los tramos de
líneas sin apoyo. Estos tramos sin apoyo se generan cuando la tubería atraviesa echados y valles
en el terreno del fondo marino o cuando las
corrientes de agua desgastan y erosionan las porciones del fondo marino situadas por debajo de
las tuberías sin sepultar. Para proteger estos tramos de los riesgos generados por las corrientes
oceánicas, se pueden utilizar dispositivos de
supresión de VIV, tales como los sistemas de redanes de aletas helicoidales y carenados (izquierda).
El esfuerzo inducido térmicamente es otro
problema. El flujo del petróleo crudo caliente a
través de una línea de conducción puede producir
la expansión del metal, con lo cual es probable
que la línea cambie de posición. En una línea
recta entre dos puntos fijos e inmóviles, dicho
movimiento podría ocasionar una falla catastrófica en el sistema de líneas de conducción. No obstante, los ingenieros pueden compensar los
fenómenos de expansión y contracción mediante
la planeación de una línea de conducción levemente sinuosa que permita el movimiento lateral
en toda su longitud; esta configuración permite
amortiguar incluso los efectos de los movimientos
causados por los sismos y las avalanchas de lodo.
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
Manufactura de las tuberías
El tubo que se utiliza para la construcción de las
líneas de conducción se denomina tubo de conducción. La mayoría de los tubos de conducción
son de acero al carbono; a menudo se escogen
aleaciones específicas con el fin de lograr propiedades mecánicas y metalúrgicas cruciales, y en
ocasiones se puede emplear acero inoxidable.7
Los requerimientos para las propiedades mecánicas del acero utilizado para las líneas de conducción son muy estrictos, ya que se requiere alta
resistencia, ductilidad, solidez, resistencia a la
corrosión y soldabilidad en un solo grado de
acero. Las propiedades de diseño de los tubos de
conducción se logran a través de la regulación
cuidadosa del procesamiento químico y termomecánico de las aleaciones durante la producción. El control de calidad es monitoreado a lo
largo de todo el proceso de producción, desde la
fábrica de acero hasta el patio de tuberías.
Las especificaciones de los tubos de conducción a menudo demandan procesos especiales,
desde la fundición de las planchas de acero hasta
el subsiguiente laminado de las placas para formar listones con los que luego se arma el tubo.
Gran parte del proceso es controlado por computadora y luego se verifica a través de una serie
integral de pruebas no destructivas, que incluyen
evaluaciones del espesor y las soldaduras, inspecciones ultrasónicas, por partículas magnéticas y
por rayos X.
El tubo de conducción puede ser sin costura o
con soldadura continua. Los tubos sin costura pueden ser fabricados con un diámetro externo (OD) de
hasta 16 pulgadas. La variedad de tubo con soldadura continua se fabrica normalmente con diámetros externos que oscilan entre 16 y 64 pulgadas.
La mayoría de los tubos sin costura se fabrica
a partir de lingotes o rodillos fundidos, que se
calientan en un horno de solera rotativa y luego
son perforados con un punzón centrado. El lingote
perforado pasa a una laminadora donde se alarga
como consecuencia de la reducción de su diámetro y del espesor de su pared. En el anillo del lingote hueco se inserta un mandril para sujetar y
modelar el lingote a medida que atraviesa una
serie de rodillos para ser transferido luego a una
laminadora especial que permite que se logre la
forma, el espesor y el diámetro exactos del tubo.
Los tubos con soldadura continua se fabrican
a partir de espirales de acero, que se separan en
cortes adecuados al diámetro requerido del tubo.
Luego, esos cortes se laminan y se prensan para
formar planchas de tamaño y espesor específicos.
Las planchas se laminan en frío para obtener una
forma tubular cuya costura se cierra mediante
soldadura para construir el tubo.
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 4
Tramo sin apoyo
> Tramo sin apoyo. La topografía irregular o la erosión del lecho marino causada por el agua que se
escurre por debajo de una línea de conducción puede traducirse en tramos sin apoyo. Para evitar los
problemas que esos tramos producen en las tuberías, las zonas bajas se pueden rellenar con rocas,
utilizando embarcaciones diseñadas a tal efecto.
Los tubos terminados son sometidos primero
a pruebas hidrostáticas y luego a una diversidad
de pruebas mecánicas que miden la dureza, la
resistencia a la tracción y otras propiedades.
Como protección contra la corrosión, el tubo de
conducción puede revestirse con una capa de
resina epóxica. Luego, a cada tubo se le asigna un
número y un certificado que documenta su metalurgia, sus propiedades físicas y su historia de
fabricación.
grafía y la estabilidad de los sedimentos sobre los
cuales se tenderá la tubería, su impacto sobre las
comunidades bentónicas, los efectos de las actividades de embarque, pesca, perforación y construcción, y la presencia de líneas de conducción
existentes que podrían atravesar el trayecto de la
línea propuesta.9 Por otro lado, los trayectos pueden ser afectados por la topografía irregular o
accidentada del fondo marino, lo que incrementa
la posibilidad de que existan tramos sin apoyo y
fallas provocadas por VIV o por esfuerzos flexores
La traza de las líneas de conducción
(arriba). El terreno irregular también contribuye
Para el recorrido de las líneas de conducción sub- a las fluctuaciones de presión severas inducidas
marinas se debe dar cuenta de la geografía local y por el terreno conforme los hidrocarburos se bomde los caprichos concomitantes de los riesgos bean pendiente arriba y pendiente abajo a través
Review
meteorológicos y geológicos que generanOilfield
los hurade inclinaciones abruptas.10
SPRINGlas11
canes, los tsunamis, los sismos submarinos,
Publications (ed): “Clad Pipes: Growing Market
PIPELINE Fig.  45.KCI
Increasing Requirements,” Stainless Steel World 20,
avalanchas de lodo, las corrientes intensas y la
ORSPRG11-PIPLN
Fig. 4
(Enero–Febrero
de 2008): 18–21.
erosión. El trayecto de las líneas de conducción
  6.La protección catódica es una técnica utilizada para
incide directamente en el costo y la factibilidad
minimizar la tasa de corrosión de una tubería u otras
estructuras metálicas. Esta técnica no elimina la
de cualquier proyecto de producción. Por consicorrosión, sino que la transfiere de la estructura
guiente, se trata de una solución de compromiso
protegida a los ánodos de sacrificio (placas y barras
metálicas) que pueden ser reemplazados. La protección
que debe considerar:
catódica se basa en la naturaleza electroquímica de la
•la necesidad de minimizar la extensión de la
corrosión, por la cual la corriente eléctrica es
descargada a través de los ánodos de sacrificio que
tubería, lo cual a su vez reduce la necesidad de
se corroen en vez de la línea de conducción.
despejar previamente el área de rocas o detri-   7.Kyriakides S y Corona E: Mechanics of Offshore
Pipelines, Volume I: Buckling and Collapse. Ámsterdam:
tos que podrían dañarla
Elsevier, 2007.
•la minimización de la necesidad de efectuar
  8.Bai Y y Bai Q: Subsea Pipelines and Risers. Ámsterdam:
operaciones de excavación, sepultamiento y
Elsevier, 2005.
  9.Las comunidades bentónicas están compuestas por
remediación de los tramos sin apoyo
organismos que viven en las proximidades, o en fondo,
•evitar cruces de líneas de conducción.8
de un cuerpo de agua.
La selección de la traza de las líneas de con- 10.Cranswick D: “Brief Overview of Gulf of Mexico OCS Oil
and Gas Pipelines: Installation, Potential Impacts, and
ducción implica mucho más que el simple tenMitigation Measures,” Nueva Orleáns: Servicio de
dido de una línea recta entre dos puntos. En el
Administración de Minerales del Departamento del Interior
de EUA, Informe OCS MMS 2001-067, agosto de 2001.
diseño del recorrido se debe considerar la topo-
7
9/12/11 10:01 PM
Anclas de proa
Anclas
laterales
Ancla de popa
Tubería tendida
Dirección de viaje
Cadena
Ancla
> Cambio de anclaje. Una barcaza de tendido amarrada en forma convencional suelta la tubería por la popa a medida que avanza enrollando la cadena en
la proa y aflojándola en la popa. Algunas anclas, especialmente las anclas laterales, pueden ser arrastradas de costado en el proceso, y tarde o temprano
todas serán puestas en posición nuevamente por una embarcación de manipulación de anclas.
Mucho antes de examinar un trayecto potencial, se lleva a cabo un levantamiento preliminar
de escritorio. En esta evaluación de escritorio se
mapean los límites geopolíticos, las líneas de
conducción existentes, las estructuras marinas,
las áreas ambientalmente sensibles, los sitios
arqueológicos, las áreas restringidas y los peligros geológicos u oceánicos conocidos, que pueden existir entre la cabecera propuesta para la
línea de conducción y su punto de ingreso a tierra
firme. Además, destaca los intervalos prescriptos
de extracción de núcleos del fondo marino e
indica dónde las condiciones de fondo o los
requerimientos del recorrido demandan la
extracción de muestras adicionales de sedimentos. Esta apreciación preliminar es crucial para
el desarrollo de una propuesta de traza, identifica áreas que requieren evaluaciones más detalladas y determina cómo se llevará a cabo el
levantamiento subsiguiente previo a la instalación. En consecuencia, por ejemplo, si una evaluación de escritorio identifica una zona conocida
de depósito de pertrechos de guerra cerca del
trayecto de la línea de conducción será necesario
efectuar un examen visual con un vehículo operado en forma remota (ROV).
Luego, una empresa contratista dedicada a la
ejecución de levantamientos del fondo marino
lleva a cabo un estudio previo a la instalación y
mapea la localización de cualquier peligro somero,
obstrucción del fondo marino, evidencia arqueológica y comunidad bentónica existente a lo largo de
la traza propuesta. El levantamiento previo a la
instalación abarca una amplia faja explorada que
incluye un margen a ambos lados del trayecto
propuesto para cubrir las zonas que podrían ser
8
42005schD4R1.indd 5
perturbadas por los sistemas de anclaje de las
barcazas de tendido. Esta faja explorada genera
además un margen para ajustar el trayecto propuesto sin necesidad de reexaminar cada ajuste.
En aguas profundas, la faja explorada estándar es
de aproximadamente 760 m [2 500 pies] de ancho.
Los levantamientos evalúan los rasgos geológicos y artificiales del fondo marino y del subsuelo somero. Los riesgos geológicos del fondo
marino incluyen bloques, escarpas de fallas, respiraderos de gas, arrecifes y pendientes inestables; los riesgos geológicos del subsuelo incluyen
sedimentos con carga de gas, zonas de presión
anormal y canales sepultados. Las obstrucciones
artificiales incluyen líneas de conducción, cabezales de pozos, restos de naufragios, pertrechos
de guerra, cables de comunicación, cabezales de
pozos y detritos provenientes de actividades
Oilfield Review
hidrocarburíferas previas.
SPRING 11
Los levantamientos
PIPELINE Fig. 5desempeñan un rol
importante ORSPRG11-PIPLN
para la protección
Fig.del
5 ambiente
marino y resultan de utilidad en lo que hace a la
identificación de acumulaciones de alta densidad
de habitantes bentónicos de aguas profundas,
tales como las comunidades quimiosintéticas, los
corales y las comunidades ligadas a los fondos
duros. Las comunidades quimiosintéticas, en particular, son diferentes a la mayoría de los demás
seres vivos del planeta. Estas comunidades utilizan la energía química de los hidrocarburos y forman colonias de biomasa inusualmente alta en
comparación con el fondo marino adyacente.11
Estas comunidades se consideran estrechamente
relacionadas con las fallas geológicas, las filtraciones naturales de petróleo y los sedimentos con
carga de hidrocarburos.
Para su protección, las comunidades que
habitan en el fondo marino generalmente requieren zonas de seguridad de varios cientos de pies.
Los organismos bentónicos pueden ser afectados
adversamente por las operaciones de tendido de
tuberías y las actividades asociadas de manipulación de anclas. Más allá de los impactos reales del
contacto de la tubería con el fondo, los sistemas
de anclaje y las anclas y cadenas asociadas, existe
un peligro potencial causado por la perturbación y
la resuspensión de los sedimentos provenientes
de estas actividades. Los resultados de los levantamientos pueden servir para la planeación de las
zonas de seguridad. La aprobación gubernamental de los permisos para las líneas de conducción
está condicionada en gran medida por los resultados de los levantamientos del fondo marino.
Los levantamientos escudriñan el fondo marino
con una diversidad de instrumentos prescriptos en
las regulaciones gubernamentales. Dichos instrumentos se encuentran conectados a un sistema de
navegación GPS diferencial para asegurar la integración de los diversos datos de posicionamiento.
Por lo general, los instrumentos incluyen como
mínimo:
•un magnetómetro para determinar la presencia de líneas de conducción y otros objetos
ferromagnéticos
•un sonar de barrido lateral para registrar imágenes continuas que permiten la detección y la
evaluación de los objetos y los rasgos del fondo
marino en el área del levantamiento
•un sondeador sísmico de penetración somera
para determinar el carácter de los rasgos geológicos superficiales en los 15 m (50 pies) superiores de sedimento
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
> Embarcación de tendido en S. El Allseas Solitaire, la embarcación de tendido de tuberías más
grande del mundo, posee una eslora máxima de 300 m [984 pies], excluyendo el pontón.
Esta embarcación puede tender tuberías con un diámetro externo (OD) de 2 a 60 pulgadas, y posee
una fuerza de sujeción de 1 050 toneladas, lo que le permite tender hasta las tuberías más pesadas.
La estructura que se extiende sobre el pontón controla el ángulo de dicho pontón, que aparece aquí
elevado por encima del agua (inserto). (Fotografías, cortesía de Allseas.)
•ecosondas de alta frecuencia monohaz/multi- detección de los riesgos geológicos, de las comuhaz para la obtención de mediciones continuas nidades betónicas y de los sitios arqueológicos,
de la profundidad del lecho marino. Los datos permiten que los operadores de las líneas de conde retrodispersión de la sonda multihaz pro- ducción efectúen ajustes a lo largo de la traza propuesta para evitar daños tanto para el medio
veen información textural del fondo del mar.
Las investigaciones complementarias a menudo ambiente como para la tubería.
involucran cámaras subacuáticas, videos, operaciones de extracción de núcleos o líneas adicio- Fabricación y construcción
de las líneas de conducción
nales de levantamientos geofísicos.
Los cambios producidos en el diseño de las
En caso de que cualquiera de estos instrumenOilfield Review
11 embarcaciones constituyen un ejemplo del protos indicara la existencia de restos de SPRING
un naufraPIPELINE
6 de migración de la industria de las líneas de
gio o concentraciones de objetos artificiales,
talesFig. ceso
ORSPRG11-PIPLN
Fig. 6 de aguas someras a aguas profundas.
como botellas, objetos de cerámica o pilas
de roca conducción,
de lastre, el descubrimiento instará la imposición Así como los equipos de perforación evolucionade una zona de seguridad y el cese de operaciones ron para abordar mayores profundidades de
posteriores para evitar la perturbación del sitio. agua, las embarcaciones de tendido experimenLos descubrimientos arqueológicos requieren la taron un avance similar y pasaron de las barcazas
notificación inmediata de las autoridades guberna- para tender tuberías en aguas someras a los
mentales, que evaluarán el sitio para determinar su buques de gran calado y los semisubmergibles.
Las barcazas para tender tubería se emplean
importancia histórica potencial. Por consiguiente,
los levantamientos, al constituir una forma de desde hace mucho tiempo para la instalación de
líneas de conducción en las aguas relativamente
11.MacDonald IR (ed): “Stability and Change in Gulf of
Mexico Chemosynthetic Communities. Volume II:
someras de la Plataforma Continental. Las primeTechnical Report,” Nueva Orleáns: Servicio de
ras barcazas se amarraban en forma convencioAdministración de Minerales del Departamento del
Interior de EUA, Estudio OCS MMS 2002-036, 2002.
nal y utilizaban múltiples anclas; a menudo 12 o
12.Cranswick, referencia 10.
más, dependiendo del tamaño de la embarcación
13.Kyriakides y Corona, referencia 7.
(página anterior). A medida que la sarta de tube-
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 6
ría se iba soltando por la popa, la embarcación
se desplazaba hacia adelante enrollando la cadena
del ancla en la proa y aflojándola en la popa.
Una vez soltada toda la cadena del ancla, una
embarcación de manipulación de anclas volvía a
poner en posición las anclas antes de que avanzara la embarcación de tendido. No obstante, las
cadenas de anclas largas reducen la precisión de
conservación de la posición; por consiguiente, la
profundidad en la que pueden utilizarse las barcazas amarradas en forma convencional se limita a
unos 305 m [1 000 pies].12
Las áreas de aguas profundas requieren embarcaciones de tendido de tubería o semisubmergibles que empleen sistemas de posicionamiento
dinámico para mantener la posición. Estas embarcaciones utilizan propulsores múltiples —hélices
que giran en forma azimutal para generar fuerzas
propulsoras opuestas— con el fin de mantener la
posición pretendida. Los sistemas de posicionamiento dinámico suelen ser controlados con un
sistema informático conectado a un sistema de
posicionamiento geográfico basado en satélites.
Los sistemas de posicionamiento dinámico requieren mucho más combustible que los de amarre
convencional, pero incrementan la eficiencia de
la operación de tendido.13
El diseño de las líneas de conducción —especialmente su diámetro, espesor y metalurgia—
dictamina el grado máximo de tensión, compresión
y esfuerzos flexores que puede soportar un tubo
durante la instalación. Del mismo modo, para evitar los límites de esfuerzo que podrían provocar
la flexión de la tubería durante la instalación, la
elección de la técnica de instalación constituye
un factor crucial. La selección depende en gran
medida de la profundidad del lecho marino; las
más comunes son las técnicas de tendido en S,
tendido en J, de carretes de tuberías y de remolque de tuberías.
La técnica de tendido en S —denominada de
este modo porque la tubería adopta un perfil alargado en forma de S al ser bajada desde la embarcación hasta el fondo marino— fue desarrollada
originalmente para aguas relativamente someras.
Las embarcaciones de tendido en S se caracterizan
por su pontón (stinger) largo, una estructura reforzada provista de rodillos y de un tensor (arriba, a la
izquierda). El pontón se encuentra montado frente
a la popa para soportar la tubería a medida que
sale de la embarcación. En una embarcación de
tendido en S, las uniones individuales de los tubos
de conducción se tienden en sentido horizontal, se
sueldan entre sí y luego se someten a inspecciones
ultrasónicas o por rayos X y se revisten con un
recubrimiento epóxico FBE a medida que la tubería se construye en la cubierta.
9
9/12/11 10:01 PM
Curva vertical de la
tubería hacia abajo
Punto de despegue
Pontón
Propulsores
Curva vertical de la
tubería hacia arriba
Punto de contacto con el fondo
> Configuración de tendido en S. Los propulsores de proa y popa mantienen
la embarcación de tendido de tubería en su posición mientras se baja la
tubería hasta alcanzar el lecho marino. Un pontón largo se proyecta desde
la popa y su configuración controla el ángulo existente entre el punto de
despegue y el punto de contacto con el fondo. (Ilustración, cortesía de Allseas.)
La configuración del pontón afecta los esfuerzos flexores que tienen lugar a medida que se
baja la tubería hasta el fondo del mar. La tubería
se aparta del pontón en el punto de despegue y
toca el lecho marino de manera tangencial en el
punto de contacto con el fondo (arriba). El tubo
experimenta los mayores esfuerzos en la curva vertical hacia abajo (overbend), cuando abandona la
embarcación, y en la curva vertical hacia arriba
(sagbend), que se extiende en forma ascendente
Estación de soldadura
Revestimiento en sitio
Tensores
Tubería
suspendida
Propulsores
Oilfield Review
Curva
vertical 11
de la
SPRING
tubería hacia arriba
PIPELINE Fig. 7
ORSPRG11-PIPLN Fig. 7
Punto de contacto con el fondo
> Configuración de tendido en J. El tubo se sube hasta la punta de la torre
vertical y pasa por las estaciones de soldadura, inspección ultrasónica y
revestimiento en sitio a medida que se lo baja en dirección hacia el agua.
El método de tendido en J es adecuado para aguas profundas porque la
tubería se curva sólo una vez —en el lecho marino— y, por consiguiente,
está sometida a menos esfuerzo durante la instalación. El método de
tendido en J es menos adecuado para aguas someras porque impone
una curva que la tubería no admite. (Adaptado de Kyriakides y Corona,
referencia 7.)
10
42005schD4R1.indd 7
desde el punto de contacto de la tubería con el
fondo marino. La curvatura vertical hacia abajo es
controlada por los rodillos del pontón; la curvatura
vertical hacia arriba, por el tensor y el posicionamiento de la embarcación.14
El método de tendido en S evolucionó para las
operaciones en aguas ultraprofundas, a través de
las modificaciones efectuadas en el sistema de pontón y tensores.15 En aguas profundas se requiere un
ángulo de despegue pronunciado para dar cabida
al segmento de curva vertical hacia abajo, lo que
puede lograrse con un pontón más largo y más
curvo. Hasta la fecha, este método se ha utilizado
en tirantes de agua (profundidades del lecho
marino) de 2 731 m [8 960 pies], y en esos proyectos la longitud del pontón puede exceder fácilmente los 137 m [450 pies].16
El método de tendido en J fue desarrollado para
tender tuberías en aguas profundas. Las embarcaciones de tendido de tubería en J se distinguen
por estar provistas de una torre de fabricación casi
vertical (izquierda, extremo inferior). Los tramos
de tubería se colocan en la estación superior
extrema de la torre, donde son unidas verticalmente en estaciones de soldadura automatizadas.
Luego, la tubería se baja hasta una estación de
inspección ultrasónica y una estación de revestimiento en sitio antes de atravesar el pozo central
e introducirse en el agua.17 En ciertas embarcaciones existe un pontón corto que se extiende por
debajo del casco para sustentar la sarta de tubería, que adopta un perfil en forma de J al ponerse
en contacto con el lecho marino. En aguas profundas, este perfil impone menos esfuerzo flexor
sobre la sarta. No obstante, el método de tendido
en J se vuelve poco práctico en aguas someras,
donde las profundidades de menos de 61 a 152 m
[200 a 500 pies] limitan la forma del ángulo del tubo
e imponen esfuerzos flexores severos sobre éste.
La instalación de tuberías también se realiza
utilizando embarcaciones con carretes. En una
base de servicios terrestre, se sueldan entre sí tramos de tubería de acero largos, de aproximadamente 1 km [0,62 mi] cada uno (próxima página).
Las soldaduras son inspeccionadas y revestidas
con un recubrimiento de protección de resina
epóxica flexible o polipropileno; luego, el tubo se
enrolla en un carrete instalado en la embarcación.
Luego de enrollar la tubería a bordo, la embarcación se desplaza hacia el área de tendido.
Oilfield Review
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
Carretes
DEEP BLUE
Pozo central
Propulsores
> Base de servicios. La base de servicios de Technip, situada cerca de Mobile, en Alabama, EUA, puede manipular y soldar tuberías de hasta 18 pulgadas
de diámetro externo (OD) para el tendido con carretes. La instalación de fabricación aloja dos líneas de soldadura independientes con estaciones de
alineación, soldadura, inspecciones no destructivas y revestimiento de uniones sobre el terreno. La embarcación de tendido de tuberías Deep Blue de
Technip, atracada al final de la fila (extremo superior izquierdo), está enrollando la tubería abordo. La embarcación (inserto), de 206,5 m [677,5 pies] de
eslora, está provista de carretes gemelos de 40 m [131 pies] de diámetro, cada uno de los cuales posee una capacidad de transporte de 2 800 toneladas de
tubería rígida cuyo diámetro externo (OD) oscila entre 4 y 18 pulgadas. La tubería flexible puede ser transportada debajo de la cubierta. (Gráficas, cortesía
de Technip USA Inc.)
Allí, la tubería se desenrolla, se endereza y se
ancla en el lecho marino. En aguas profundas,
puede ser necesario tensar la tubería para minimizar la curvatura que se produciría, en caso contrario, al bajarla desde la superficie al lecho
marino. Si la curva se vuelve muy severa, la tubería se encorvará.
Luego, la embarcación se desplaza hacia adelante a una velocidad de aproximadamente un
nudo [1,85 km/h o 1,15 mi/h], según sean las condiciones climáticas, a medida que desenrolla lentamente la tubería. Una vez extraída toda la
tubería del carrete, se suelda en su lugar un
tapón de gran dimensión para sellar el extremo
de la tubería que luego se baja hasta el lecho
marino. Para indicar el extremo de la tubería se
coloca una boya. A continuación, la embarcación
se dirige al puerto para recargar el carrete o
para tomar un carrete nuevo con carga completa.
De regreso, el extremo de la tubería previa se
recupera del fondo marino, se suelda a la línea
nueva, y se reitera el proceso.18
Un cuarto procedimiento, el método de remolque, es utilizado habitualmente para arreglos aislados de tipo tubería compuesta (pipe-in-pipe) o
tubería ensamblada. Este método requiere que
primero se ejecuten operaciones de soldadura,
inspección, revestimiento de uniones e instala-
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 8
ción de ánodos en una instalación de fabricación
en tierra firme. La tubería ensamblada se coloca
luego en el agua y se sumerge. Normalmente se
fijan tanques de flotación y pesos en la cadena
para lograr una flotabilidad neutral. Luego, con
remolcadores de alta mar o embarcaciones marinas de apoyo se remolca la tubería a lo largo de
un trayecto estrictamente controlado, que ha
sido estudiado para identificar los peligros potenciales presentes en el fondo del mar.
Una de las ventajas principales del método de
remolque reside en el hecho de que permite la
implementación de técnicas de fabricación complejas o especializadas en condiciones controladas en instalaciones
terrestres. No obstante, la
Oilfield Review
longitud deSPRING
la línea11de conducción también es
restringidaPIPELINE
por las limitaciones
de espacio de la
Fig. 9
Fig. método
9
instalaciónORSPRG11-PIPLN
de fabricación.19 Este
se adecua especialmente para los haces de tuberías,
que consisten en varios tramos de tuberías o
umbilicales unidos entre sí y encerrados en un
tubo de transporte. No obstante, el método de
remolque conlleva el riesgo adicional de que la
tubería se dañe a través del contacto con una obstrucción sumergida.
A lo largo del proceso de instalación de las
líneas de conducción, se puede emplear una combinación de técnicas, especialmente si el perfil del
fondo marino cambia drásticamente a lo largo de
la traza propuesta. El problema más desafiante
surge quizás cuando una línea de conducción
marina toca tierra y debe ser instalada en la zona a
menudo peligrosa existente entre la tierra y el mar.
Para encarar este problema, se puede extender un terraplén entre la playa y las aguas litorales, a lo largo de cientos de metros. La vía de
entrada al mar se profundiza con una draga para
permitir que la embarcación de tendido de tuberías llegue al terraplén. Este terraplén provee
una estructura estable en la que se puede sepultar un conducto de concreto bien por debajo de la
profundidad del piso de playa existente.
14.Kyriakides y Corona, referencia 7.
15.Kammerzell J: “Pipelay Vessels Survey Expands to
Include Worldwide Fleet,” Offshore Magazine 69,
no. 11 (Noviembre de 2009).
16.Las líneas de flujo provenientes del campo Cheyenne,
instaladas en un tirante de agua de 8 960 pies [2 731 m],
fueron tendidas hasta la plataforma Independence Hub
en el Bloque Mission Canyon 920 del Golfo de México.
17.Un pozo central es una abertura existente en el casco
de una embarcación, diseñada para permitir el pasaje
de los equipos entre la cubierta y el mar. Puede haber
pozos centrales en barcazas de tendido con carretes
y en ciertas embarcaciones de tendido en J.
18.Kyriakides y Corona, referencia 7.
19.Hasta el año 2007, la longitud máxima de una línea de
conducción remolcada era de 7 km [4,35 mi]. Kyriakides
y Corona, referencia 7.
11
9/12/11 10:01 PM
> Punto de ingreso a tierra firme del gasoducto Langeled. La draga J.F.J. De Nul aumenta la profundidad de la vía de entrada al mar en dirección hacia un
terraplén que se extiende desde la playa. Una ataguía provisoria de arena provee acceso al terraplén, que ha sido construido con cilindros metálicos a la
derecha de esta ataguía. El terraplén se extiende más allá de la zona intermareal. (Fotografía, cortesía de la publicación Terra et Aqua.)
Este procedimiento fue utilizado para instalar
el gasoducto Langeled en Easington, en la costa
este de Inglaterra (arriba). La tubería de gas de
44 pulgadas de diámetro se aproxima a la costa en una
zanja marina pre-excavada, dragada a unos 20 km
[12 mi] de la costa, a partir de un tirante de agua
de 37 m [120 pies]. Según los requisitos de aguas
someras, para evitar los daños provocados por
anclas, redes y caída de objetos, la zanja de 2 m
[6,5 pies] de profundidad se rellenó con el fin de
sepultar la tubería. Para el cruce de la costa, debió
construirse una provisoria durante los períodos
de marea baja, utilizando equipos pesados para la
construcción en tierra firme. Esta ataguía provisoria constituyó una vía de acceso a través de la
zona intermareal para la construcción de un terraplén de 240 m [787 pies] de largo, construido al
costado de la ataguía. Comenzando en una fosa
de empalme localizada tierra adentro con respecto a la marca de pleamar, el terraplén se
extendió desde la playa 60 m [200 pies] más allá
del nivel de marea baja.20
12
42005schD4R1.indd 9
Entre la playa y la terminal de gas, se interponía la cara de un acantilado inestable. Con una
máquina de perforación de túneles se construyó
un túnel de concreto de 380 m [1 247 pies] de
largo, que atravesó el acantilado para permitir el
acceso entre la terminal de gas, el punto de
empalme y el terraplén. El túnel y el terraplén
fueron terminados antes del arribo de la barcaza
de tendido. Luego, se utilizó un cabestrante de
500 toneladas para extraer la tubería de la barcaza y colocarla en la fosa de empalme y se
Oilfield Review
conectó a una distancia de 13 m [43 pies] por
SPRING 11
debajo del nivel
de marea
PIPELINE
Fig. 10baja. Las soldaduras
fueron inspeccionadas
y revestidas
ORSPRG11-PIPLN
Fig. a10medida que
la línea de conducción marina se empalmaba con
la línea terrestre. Una vez sepultados en forma
segura el túnel y la línea de conducción, se procedió a remover la ataguía y el terraplén y se restituyó el sitio a su estado natural, sin dejar rastro
alguno del punto de ingreso a tierra firme de un
gasoducto que transporta casi el 20% de la
demanda de gas natural del Reino Unido.
Operaciones y mantenimiento
Las líneas de conducción de aguas profundas
operan con temperaturas de agua bajas y presiones hidrostáticas altas. A pesar de este marco
hostil, su duración oscila entre 20 y 40 años, en
parte porque las estrategias de manejo de la
corrosión y el monitoreo cuidadoso de las líneas
están ayudando a aumentar su longevidad.
Una de las preocupaciones principales de los
ingenieros especialistas en tuberías para aguas
profundas es la formación de compuestos sólidos,
tales como los asfaltenos, los hidratos y las ceras.21
En ciertas condiciones, estos compuestos pueden
incrementar la viscosidad del fluido y restringir
el flujo en las líneas de conducción. La presión,
la temperatura, la composición de los fluidos, la
superficie de las tuberías, el régimen de flujo y el
esfuerzo cortante pueden afectar la depositación de cercas y asfaltenos. Para comprender
con precisión cómo estos parámetros individuales afectan la depositación de acumulaciones en
el interior de las líneas de conducción, los inge-
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
nieros de Schlumberger han desarrollado una
celda de prueba.
La celda de prueba de depositación de sólidos
en vivo RealView mide la depositación del petróleo
en el flujo turbulento, con control de la temperatura entre 4°C y 150°C [39°F y 302°F] y adaptabilidad de la presión hasta 103 MPa [15 000 lpc].
Esta celda de medición de la depositación resulta
adecuada para probar fluidos agrios que arrastran
H2S. En el modo por lotes cerrado, la celda requiere
un volumen de muestra de sólo 150 ml [9,15 pulgadas3] por operación de prueba, pero puede admitir
hasta un litro [61 pulgadas3] para las pruebas de
flujo continuo. La celda de prueba RealView consta
de un recipiente cilíndrico con una fuente de calor
centrada en forma axial. La pared externa del recipiente es fija, y la pared interna, o eje, rota para
generar un régimen de flujo turbulento o bien laminar en el espacio anular.
Los controles de esta celda de medición de la
depositación de sólidos en vivo permiten la regulación precisa e independiente de la presión, la
temperatura, la temperatura diferencial y la velocidad del eje. Los depósitos son recolectados y
luego cuantificados mediante la técnica de cromatografía en fase gaseosa de alta temperatura
para el análisis de los depósitos de cera. La destilación simulada, una técnica que utiliza la cromatografía en fase gaseosa para simular el proceso
de destilación en el laboratorio, se emplea para
el análisis de los depósitos de asfaltenos. La masa
depositada se utiliza luego para calcular una tasa
de depositación. Los estudios de la depositación
de sólidos en vivo RealView pueden ayudar a los
operadores a evaluar los efectos de los aditivos químicos sobre los depósitos bajo condiciones representativas. Los datos experimentales RealView
también pueden emplearse en los software comerciales, tales como el software de análisis del sistema de producción PIPESIM, para construir
simulaciones de la depositación de ceras y asfaltenos. Provistos de estos resultados, los operadores pueden ajustar las tasas de flujo en sus
sistemas de líneas de conducción, determinar la
frecuencia de ejecución de los procedimientos de
remediación y seleccionar el nivel óptimo de tratamiento y dosaje químico.
Algunas líneas de conducción requieren tratamientos de aislamiento o de aplicación de temperatura para satisfacer las condiciones termodinámicas
correctas. Muchas utilizan inyecciones químicas
de inhibidores o solventes, tales como etilenglicol, trietilenglicol o metanol. Los operadores también recurren a procedimientos mecánicos para
remover las acumulaciones de depósitos de sus
líneas de conducción.
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 10
> Taco limpiador inteligente. Los calibres de inspección de tuberías fueron creados originalmente
para remover la acumulación de depósitos internos y mantener el flujo. Los tacos limpiadores
modernos son dispositivos sofisticados que miden exhaustivamente las superficies internas de las
tuberías, la integridad de las soldaduras, el estado de protección catódica y la corrosión. Mediante la
aplicación de tecnología de fuga de flujo magnético y pruebas ultrasónicas, este taco limpiador puede
detectar pérdidas de metal y rasgos de las paredes de las tuberías en una sola operación de inspección.
Este dispositivo opera en tuberías de 16 pulgadas y posee una longitud de aproximadamente 3,6 m
[11,8 pies]. (Fotografía, cortesía de ROSEN Group.)
Los tacos limpiadores (raspatubos), son dis- flujo, las temperaturas de operación y la naturapositivos de tipo émbolo que limpian las paredes leza del fluido producido, y pueden llevarse a
internas de las tuberías. Los tacos limpiadores cabo en forma semanal, mensual o con menos
están disponibles en diversos tamaños, formas y frecuencia.
materiales, que varían desde raspadores metálicos y cepillos flexibles hasta esferas de espuma Monitoreo a la velocidad de la luz
plástica. La mayoría de estos dispositivos posee Los operadores monitorean la integridad de las
un diámetro externo casi equivalente al diámetro líneas de conducción para asegurar la continuiinterno de la tubería para asegurar un ajuste dad de su desempeño, proteger el medio ambiente
estrecho. Algunos tacos limpiadores están provis- y prevenir la pérdida de productos. Existen dos
tos de sensores (arriba). Estos “tacos limpiadores procedimientos de monitoreo de las líneas de coninteligentes” son capaces de detectar Oilfield
incluso Review
la ducción. El procedimiento de inspección y exámeSPRING 11
presencia de corrosión interna o localizar
fugas
PIPELINE Fig. nes
12 periódicos utiliza unidades móviles, tales
en las líneas de conducción.22
como
los tacos
ORSPRG11-PIPLN Fig.
12 limpiadores, los ROV o los vehículos
subacuáticos
autónomos (AUV). El monitoreo
El taco limpiador se hace pasar por la tubería,
ejerciendo presión sobre un gas o un líquido hasta continuo implica el empleo de sensores de detecel extremo posterior, o extremo aguas arriba, del ción de fugas de instalación permanente.
taco. A medida que el taco limpiador se desplaza 20.Vercruysse W y Fitzsimons M: “Landfall and Shore
Approach of the New Langeled Pipeline at Easington,
aguas abajo, rasca el interior de la tubería y barre
UK,” Terra et Aqua 102 (Marzo de 2006): 12–18.
cualquier depósito acumulado o líquido que se
21.Para obtener más información sobre los asfaltenos,
encuentre por delante. Estos depósitos, junto con
consulte: Akbarzadeh K, Hammami A, Kharrat A, Zhang
D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall
el taco, son recolectados en el extremo de un segAG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los
mento de tubería que se conoce como estación de
asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,”
Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–48.
tacos limpiadores.
Los hidratos se analizan en forma más detallada en:
En las operaciones rutinarias con tacos limBirchwood R, Dai J, Shelander D, Boswell R, Collett T,
Cook A, Dallimore S, Fujii K, Imasato Y, Fukuhara M,
piadores se remueven los depósitos presentes en
Kusaka K, Murray D y Saeki T: “Desarrollos en hidratos
las tuberías como parte normal de las operaciode gas,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010):
18–35.
nes de producción. La frecuencia de las operaciones de limpieza con taco varía con las tasas de 22.Cranswick, referencia 10.
13
9/12/11 10:01 PM
Existe una diversidad de tecnologías de sensores adaptadas para los procedimientos de
monitoreo de las líneas de conducción submarinas.23 Entre éstas se encuentran las siguientes:
•Los sensores capacitivos miden los cambios producidos en la constante dieléctrica del medio
que rodea al sensor. El capacitor está formado
por dos placas aisladas concéntricas. La capacitancia del sensor es directamente proporcional a la constante dieléctrica del medio existente
entre las placas del capacitor. Dado que las
constantes dieléctricas del agua de mar y los
hidrocarburos difieren, el contacto directo con
los hidrocarburos se registrará como un cambio en la capacitancia medida.
•Los detectores de fluorescencia utilizan una
fuente de luz para excitar las moléculas del
material objetivo hasta alcanzar un nivel de
energía superior. Cuando esas moléculas se
relajan y pasan a un estado inferior, la luz se
emite con una longitud de onda diferente, que
es medida con un detector de fluorescencia.
•Los métodos de balance de masa monitorean la
caída de presión producida entre dos o más
sensores de presión instalados en la línea de
conducción.
•Los dispositivos “olfateadores” de metano implican la difusión de metano disuelto a través de
una membrana, hacia el interior de una cámara
sensora donde el metano disuelto modifica la
resistencia eléctrica, lo que genera una señal
del detector. Una variante de este método utiliza la espectrometría óptica infrarroja no dispersiva. Con este método, la concentración de
metano se mide como el grado de absorción de
la luz infrarroja con una cierta longitud de
onda, en la que la intensidad de la luz infrarroja en el detector es una medida de la concentración de metano.
•Los sensores acústicos pasivos utilizan hidrófonos para medir la presión de una onda acústica
generada por una rotura o una fuga, a medida
que es transmitida a través de una estructura o
del agua. Mediante la utilización de más de dos
sensores para medir el tiempo de arribo del
sonido, es posible realizar una triangulación de
su origen.
•Los detectores de sonar emiten pulsos de
sonido que son reflejados por los cambios de
impedancia existentes entre los diferentes
medios. La impedancia depende de la velocidad
14
42005schD4R1.indd 11
del sonido, la densidad, la salinidad y la temperatura del medio. Los fluidos de diferente densidad, tales como el agua y los hidrocarburos,
tendrán diferente impedancia acústica.
•Las cámaras de video posibilitan la inspección
visual del sistema submarino.
Idealmente, un sistema de monitoreo detecta
y localiza en forma continua las condiciones que
podrían alertar a los operadores acerca de problemas potenciales en cualquier lugar de la tubería y
luego combina e interpreta los resultados de múltiples mediciones en una visualización elocuente
y priorizada. Estas capacidades han sido incorporadas en los sistemas de monitoreo de fibra óptica
que se están instalando en las líneas de conducción marinas y terrestres de todo el mundo.
Los sensores de fibra óptica cuentan con un
historial importante de confiabilidad, y los sensores para medir la distribución de la temperatura
(DTS) se utilizan desde mediados de la década de
1980. Este tipo de sensor emplea la fibra óptica en
sí, como elemento sensor y como ruta de retorno
de los datos al controlador. Estos sensores se
basan en la reflectometría óptica en el dominio
del tiempo (OTDR), una técnica comprobada que
se utiliza desde hace mucho tiempo en la industria de las telecomunicaciones. Los sistemas DTS
obtienen mediciones precisas de la temperatura
cada cierta cantidad de metros a lo largo de la
fibra óptica, a través de distancias de hasta 100 km
[62 mi]. Las mediciones más localizadas utilizan
una tecnología denominada malla reticular de
Bragg para fibra, que adquiere mediciones altamente precisas de parámetros tales como la deformación y la temperatura, utilizando las mallas
ópticas inscriptas en el núcleo de la fibra óptica.24
El sistema completamente integrado de monitoreo de las líneas de conducción Integriti Platinum
utiliza tecnología de fibra óptica para ayudar a los
operadores de líneas de conducción a monitorear
las condiciones existentes a lo largo de las líneas.
La obtención continua de mediciones de temperatura, deformación y vibraciones permite la
detección de una amplia gama de eventos que
pueden amenazar la integridad de una tubería.
Este sistema de fibra óptica utiliza variantes de
los sensores DTS: los sensores de distribución de
la temperatura para el monitoreo de la deformación (DSTS) han sido desarrollados para monitorear la deformación; los sensores de distribución
de las vibraciones (DVS) miden las vibraciones o
las señales acústicas a lo largo de la fibra óptica.
El sistema Integriti Platinum puede medir variaciones de temperatura de 2°C [3.6°F] a lo largo de
100 km de línea de conducción y medir la deformación con una resolución de 40 microstrain a intervalos de 10 m [33 pies]. Los sensores integrados
pueden detectar y localizar pequeñas fugas en las
tuberías, que se encuentran por debajo del umbral
de los sistemas tradicionales de detección de fugas
basados en la tasa de flujo de la tubería; el tiempo
de respuesta típico de una fuga de gas es de tan
sólo 30 segundos. El sistema puede ser utilizado
para una serie de aplicaciones de monitoreo.
Los operadores de líneas de conducción terrestres han utilizado la capacidad de los sensores
DVS para detectar la aproximación de equipos
pesados y han advertido sobre las actividades de
excavación y construcción que tienen lugar cerca
de sus líneas. Los sensores de vibraciones son
suficientemente sensibles para detectar las pisadas humanas. Las fugas de gas marinas o terrestres pueden ser detectadas inicialmente con los
sensores DVS, que identifican el ruido característico de la fuga de gas de alta presión y emiten una
alerta. Este tipo de evento puede ser seguido
mediante el proceso de detección, con sensores
DTS o DSTS, del efecto Joule-Thomson localizado
de enfriamiento. Las fugas de fluidos y los problemas de aseguramiento del flujo se identifican por
las anomalías de temperatura detectadas con los
sensores DTS o DSTS. El movimiento del suelo o
las deformaciones de las líneas de conducción
afectan la deformación de la línea óptica y pueden
ser detectadas con la tecnología de mallas reticulares de Bragg para fibra o con los sensores DSTS.
La tecnología DTS está siendo utilizada por
Total en el campo Dalia, en el área marina de
Angola (próxima página). Uno de los desafíos con
que se enfrentó Total para el desarrollo de este
campo de aguas profundas fue el mantenimiento
del flujo de fluidos producidos en los tubos ascendentes del conjunto de producción integrada
(IPB). La temperatura del petróleo relativamente viscoso (21 a 23º API) oscila entre 45°C y
50°C [113°F y 122°F] cuando sale del yacimiento.
Después de llegar al lecho marino, donde la temperatura del agua es de tan sólo 4°C [39°F], el
fluido se envía 1 650 m [5 413 pies] por tubería
hasta la unidad FPSO a través de los tubos ascendentes del IPB.
Oilfield Review
9/12/11 10:01 PM
El monitoreo preciso del conjunto de tubos es
esencial para el aseguramiento del flujo. Si la temperatura de los tubos ascendentes cae por debajo
de un nivel crítico, pueden formarse ceras e hidratos y producirse obturaciones, lo que se traduce en
un costoso tiempo inactivo. Para garantizar el éxito
de la transferencia, es necesario que los fluidos
producidos lleguen a la unidad FPSO con una temperatura superior a 34°C [93°F]. Aún en el caso de
efectuarse una parada, la temperatura del fluido
debe mantenerse por encima de 21°C [70°F].
Para admitir la fibra óptica, cada uno de los
ocho tubos ascendentes fue construido con un
tubo de acero inoxidable dispuesto en espiral
alrededor del conjunto de tubos, desde la superficie hasta el lecho marino, y que luego retorna a la
superficie para formar un circuito de gran longitud. Después de instalar los IPB en el área
marina, los ingenieros de Schlumberger bombearon la fibra óptica en uno de los extremos del
tubo en espiral para bajarla hasta el lecho marino
y de regreso hasta la unidad FPSO.
El sistema óptico de doble extremo interroga
a la fibra desde los dos extremos del enlace.
Este método proporciona mediciones de temperatura más precisas que los sistemas de un solo
extremo. Las lecturas precisas, obtenidas en tiempo
real, se registran a intervalos de 1 m [3,3 pies] a
lo largo del conjunto de tubos ascendentes. En el
caso improbable de rotura de la fibra, cada porción de la fibra seguirá funcionando como un sistema de un solo extremo, que provee cierta
redundancia hasta que se pueda bombear una
nueva fibra de reemplazo. Una interfaz gráfica de
usuario personalizada muestra las temperaturas
de operación normales del tubo de producción y
de la tubería de levantamiento artificial por gas,
y las alarmas indican la localización de cualquier
desviación de la temperatura. Además de ayudar
a evitar obturaciones, el sistema de fibra óptica
facilita el manejo eficiente del sistema eléctrico
de calefacción.
Statoil debió enfrentar un tipo diferente de
desafío en términos de temperatura en el campo
23.Det Norske Veritas: “Selection and Use of Subsea
Leak Detection Systems,” Høvik, Noruega, Práctica
Recomendada DNV-RP-F302, abril de 2010.
24.Para obtener más información sobre la tecnología DTS
de fibra óptica, consulte: Brown G: “Temperaturas de
fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield
Review 20, no. 4 (Primavera de 2009): 34–39.
Volumen 23, no. 1
42005schD4R1.indd 12
> Sistema de producción del campo Dalia. Este campo, operado por Total,
se encuentra ubicado a 135 km [84 mi] frente a la costa de Angola, en
tirantes de agua (profundidades del lecho marino) oscilantes entre 1 200 m
y 1 500 m [3 940 pies y 4 920 pies]. La producción proveniente de los tres
yacimientos principales es transportada a través de las líneas y los tubos
ascendentes hasta una unidad FPSO emplazada en la superficie.
(Ilustración, cortesía de Total.)
Gullfaks del Mar del Norte, donde la producción bearon un sensor de temperatura de fibra óptica
proveniente de los campos satelitales se conecta continua en el conducto. Esta tecnología ha ayua las plataformas mediante líneas de flujo subma- dado a optimizar la operación del sistema de
rinas de gran longitud. Para evitar obturaciones, calefacción y reducir las cantidades de inhibidolas líneas son calentadas hasta alcanzar una tem- res de ceras e hidratos requeridos. Además, el
peratura superior a la crítica para la depositación sistema ayuda a minimizar las operaciones prode ceras e hidratos. No obstante, operar a una blemáticas de limpieza con taco para eliminar las
temperatura superior a la necesaria es inefi- obturaciones, y cuando se detectan anomalías de
ciente y consume energía. A medida que las con- temperatura resultantes de cambios extremos prodiciones varían a lo largo de la línea de flujo, el ducidos en el flujo y la presión en las restricciones
conocimiento de la temperatura existente en de la línea de flujo, los datos del sistema pueden
cada punto del sistema de producción es invalo- ayudar a optimizar las operaciones de limpieza
rable para el aseguramiento del flujo y la minimi- con taco necesarias para eliminar cualquier obtuzación del consumo de energía.
ración, lo que se traduce en ahorros de dinero y en
Oilfield Review
Un sistema de monitoreo de las condiciones la reducción del tiempo inactivo.
SPRING 11
permitió a Statoil observar las temperaturas
PIPELINEdeFig. 13 Estos sistemas de monitoreo constituyen sólo
los conjuntos de tubos para que pudieran
ser ope- una Fig.
fracción
ORSPRG11-PIPLN
13 de las tecnologías altamente evolurados en forma eficiente justo por encima de la cionadas y especializadas, requeridas para instalar
temperatura crítica. El primer sistema fue insta- y operar un sistema submarino de transporte de
lado en un conjunto de líneas de flujo de 14 km petróleo y gas. Lejos de ser conductos insensibles
[8,7 mi], que comprende dos líneas de flujo, tres o meros tubos de hierro, las tuberías submarinas
líneas calefactoras de agua caliente, y un con- se construyen, por necesidad, con una metalurgia
ducto de diámetro pequeño, todos emplazados en especial, se fabrican con extremo cuidado, se
una camisa aislada. Después de instalar y conec- tienden prestando suma atención a la presión
tar el conjunto de líneas de flujo a la plataforma submarina y a la deformación, y se monitorean
Gullfaks C, los operadores de Schlumberger bom- atentamente. —MV
15
9/12/11 10:01 PM