Sistema para detectar fugas y tomas clandestinas en ductos, en tiempo real

Desde una ubicación remota y en tiempo real se pueden detectar fugas y tomas clandestinas en ductos de transporte terrestre, gracias a la integración de seis sistemas desarrollados por científicos del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), del Centro de Investigación Científica y de Educación Superior de Ensenada (CICESE) y de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM).

De acuerdo con el informe anual sobre la situación operativa, programática y financiera de Petróleos Mexicanos (Pemex), en 2013 incrementaron 75 por ciento las tomas clandestinas al pasar de mil 744 detectadas en 2012, a tres mil 52; asimismo, creció en 13.4 por ciento el volumen de combustible sustraído ilícitamente, al pasar de 8.2 millones de barriles en 2012 a 9.3 millones de barriles.

Este problema es preponderante no solo por el costo del volumen sustraído sino por los riesgos que las tomas clandestinas conllevan, dado que pueden causar graves daños a las personas involucradas en el robo, a las comunidades, a las instalaciones petroleras y al medio ambiente.

Como una alternativa de solución, los investigadores sumaron esfuerzos en distintas áreas para que este sistema no intrusivo combine y ponga en función diferentes principios físicos de detección y localización, adicionalmente se puede incorporar al Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA) de Pemex.

Financiado por el Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía en materia de Hidrocarburos, el proyecto Sistema para la detección de fugas y tomas clandestinas en ductos de transporte de gas y líquidos se conformó con la implementación de seis subsistemas: acústico, fibra óptica, cálculo de balance con método de Lazo Cerrado, cálculo de balance con el método de Vigilantes Virtuales y los sistemas de procesamiento integral y comunicación.

Aportar una solución

La investigación surgió de la necesidad de Pemex de proteger sus ductos, detectar tomas clandestinas y la intrusión de terceros, para lo cual el IMP respondió a la convocatoria con un equipo de especialistas, liderados por el doctor Sergiy Sadovnychiy, comprometidos en brindar una solución vinculada con el sistema SCADA y que cumpliera la normatividad de la paraestatal.

Dr. Sergiy Sadovnychiy.

“Actualmente se aplican diversos métodos para detectar fugas, desde satélites hasta los recorridos a pie con ayuda de perros entrenados, pero ninguno cumple en su totalidad los requerimientos de Pemex con seguridad, precisión de localización y determinación de fugas, por eso nuestra idea fue integrar los diferentes métodos no intrusivos y en tiempo real”, dice a la Agencia Informativa Conacyt el responsable técnico del proyecto.

Detalla que a lo largo de sus 50 años de historia, el IMP ha apoyado a Pemex con servicios de inspección y mantenimiento de los ductos, pero en la actualidad los requerimientos son más estrictos y se requiere, además, predicción y evaluación de riesgos a fin de implementar programas que contemplen la seguridad de las personas, la protección al medio ambiente y a la infraestructura.

Fue así que al determinar los métodos que deberían integrar el sistema se buscó a los investigadores que fueran expertos en cada una de las áreas. El Instituto Mexicano del Petróleo cuenta con vasta experiencia en sistemas acústicos, desarrollo de equipos y determinación de fugas e inspección en derechos de vía con ayuda de cámaras de video e infrarrojo y otros, pero carece de especialistas en fibra óptica, por ello se convocó a un grupo de investigación muy sólido y con gran experiencia en el CICESE, bajo la dirección del doctor Mikhail Shlyagin; al tiempo que sumaron el esfuerzo del Instituto de Ingeniería de la UNAM para que contribuyera en el cálculo de balance por método de Vigilantes Virtuales por conducto de la doctora Cristina Verde Rodarte.

La conjunción de estos esfuerzos les permitió integrar la propuesta que resultó ganadora de la convocatoria del Fondo Sectorial Conacyt-Sener-Hidrocarburos 2010-1. El proyecto concluyó formalmente en octubre de 2014 e integró pruebas de campo a petición de Petróleos Mexicanos.

Sistemas de detección

El sistema está integrado por cuatro métodos de detección (acústica, fibra óptica, cálculo de balance por método de Lazo Cerrado y cálculo de balance por método de Vigilantes Virtuales), cada uno funciona de manera independiente y detecta distintos fenómenos con respecto a la ocurrencia de un evento. La riqueza y variedad de datos es lo que permite diagnósticos más confiables por medio de los sistemas de procesamiento y comunicación.

De acuerdo con el doctor Edgar Canul García, responsable del método computacional de procesamiento integral de datos, cada módulo envía una notificación del evento las cuales se complementan entre sí debido a la variedad de fenómenos detectados en su conjunto (ya que ninguno puede detectar la totalidad de los fenómenos).

“Cuando ocurre un evento cada módulo envía notificaciones (si las hay) a través del sistema de comunicación, el cual las unifica en una entrada única que va hacia el sistema de procesamiento integral. Este módulo analiza la entrada global y, mediante agentes expertos (redes neuronales, sistemas expertos y lógica difusa) se emite un diagnóstico basado en sus propias reglas, teorías y algoritmos”, detalla en entrevista.

El investigador del IMP concluye que de esta forma, con base en cuatro diagnósticos individuales, se obtiene un diagnóstica global, pues cada módulo de detección envía una notificación informando del evento, la confiabilidad de ocurrencia y otros parámetros.

Estas notificaciones son recibidas por el sistema de comunicación y enviadas al sistema de procesamiento integral, el cual las pondera y emite un solo diagnóstico integral; dicha información puede ser consultada por un sistema SCADA.

Acústico

El Instituto Mexicano del Petróleo fue el responsable del sistema acústico. A cargo del doctor Juan Manuel López Carreto, este método se conforma por sensores a los extremos de la tubería, a través de los cuales se recopila información sobre las vibraciones que se están generando en el ducto, así como golpes en el derecho de vía. Con base en las mediciones de estos sensores se hace una correlación matemática, se dictaminan los tiempos y a partir de ello se determina la localización aproximada de un posible evento de perturbación.

“En las pruebas experimentales que realizamos pudimos comprobar su efectividad. Localizamos siete eventos, cuatro de ellos se encontraban en un área muy reducida con una exactitud o proximidad de 200 metros, menor a lo que dictamina la norma en estos casos”, asegura el especialista.

Explica que este sistema trabaja por sí solo y brinda resultados en tiempo real, pero al momento de conjuntarse con los otros métodos a través de redes neuronales ofrece datos con mayor exactitud.

En el proyecto se realizó un prototipo del equipo y un software llamado IMP Acústico Fuga Detector. Este sistema se probó en campo con ductos LPG de 14 pulgadas y 18 kilómetros de longitud.

Fibra óptica

El sistema de fibra óptica fue desarrollado por científicos del CICESE, centro público de investigación del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (Conacyt), y consta de sensores distribuidos con base en fibra óptica que permite detectar y localizar vibraciones, deformaciones dinámicas y cambios de temperatura en el área de cobertura del cable que puede tener una longitud de unas decenas de kilómetros.

Bajo la dirección del doctor Mikhail Shlyagin, investigador del Departamento de Óptica, se creó una red de sensores ópticos distribuidos en un cable de fibra óptica que está enlazado con varios componentes de equipo optoeléctrico, como láseres, fotodetectores, amplificadores, filtros ópticos y modulares de luz que, a su vez, están conectados a una computadora que procesa por medio de un software diseñado en el CICESE. El sistema puede determinar eventos en tiempo real con un margen de error menor a cinco metros.

“El sistema con el que trabajamos no fue de mucha novedad científica, pero es el primer prototipo de sensor distribuido hecho en México y es un prototipo funcional que no solo se pudo mostrar en laboratorio, sino que fue instalado en campo comprobando que funciona muy bien”, destaca en entrevista.

Las pruebas, organizadas por el IMP y Pemex, se realizaron en campo en un ducto de gas líquido y muestran que el sistema puede detectar una excavación realizada manualmente con una pala, a una distancia de 10 kilómetros.

En laboratorio los ensayos se aplicaron en tramos de 25 kilómetros, pero asevera que teóricamente pueden abarcar mayores longitudes porque un solo sistema optoeléctrico tiene la capacidad para cubrir hasta 50 kilómetros.

De acuerdo con el investigador, este sistema aplicado a la industria petrolera es seguro porque no conlleva peligro de que provoque chispas cerca de los ductos.

Cálculos de balance

Sergiy Sadovnychiy explica que el subsistema de cálculo de balance de Lazo Cerrado, desarrollado en el IMP por un equipo encabezado por el maestro Ricardo Lopezlena, contabiliza con un modelo matemático los flujos que ingresan al ducto y los que salen, tomando en cuenta las características del flujo como viscosidad y densidad y también el perfil topográfico del mismo ducto. A partir de esa contabilidad detecta si la cantidad inicial de fluidos es igual a la final en un periodo de tiempo.

“También tenemos modelos matemáticos y datos de sensores de presión, flujo y temperatura. Cuando hay diferencia entre el modelo matemático y de sensores no necesariamente significa que hay pérdida, este sistema primero detecta y diagnostica la pérdida y después puede calcular cuánto se ha perdido. Con un método especial y un algoritmo específico puede localizar dónde está la fuga y envía esos datos al sistema de procesamiento integral. El sistema de procesamiento integral combina estas notificaciones con las de los otros módulos de detección, y a partir de ellos se determinan los eventos que ocurren”, abunda.

El investigador explica que cuando el modelo matemático encuentra la correspondencia exacta entre los datos del ducto real (por acústica y fibra óptica) con los que maneja el simulador matemático, puede diagnosticarse si en realidad hay una fuga, además de su localización y magnitud.

El cálculo de balance por método de Vigilantes Virtuales opera por un algoritmo que calcula una serie de datos que indican el comportamiento de los ductos de gas o líquido en condiciones normales de operación. Desarrollado por los investigadores del Instituto de Ingeniería de la UNAM, aplica un modelo matemático de mecánica de fluidos cuyos datos resultantes se comparan con el registro de mediciones de presión que la propia tubería genera, y de la diferencia entre ellos se obtienen los síntomas de la presencia de las fugas.

Conexión con SCADA

Este sistema integral —que tiene el registro de diez derechos de autor y una solicitud de patente— puede ser consultado por cualquier sistema SCADA (en particular el de Pemex) para monitorear el estado del ducto.

En esta fase del proceso, explica el maestro Fernando Real Gómez, del IMP, se plantea que las notificaciones generales se pueden enviar vía mensajes de texto a usuarios específicos o ser almacenadas en bases de datos, incrementando así las alternativas de conectividad.

Este proyecto es la primera etapa cuyo objetivo fue desarrollar métodos de detección. Se espera que en una segunda fase haya recursos para realizar un prototipo industrial que sea instalado en un ducto de transporte de hidrocarburos.

Por Ana Luisa Guerrero

México, DF. 11 de enero de 2016 (Agencia Informativa Conacyt)