167 art fsl[1]

XXII CONGRESO NACIONAL DE HIDRÁULICA

AMH

ACAPULCO, GUERRERO, MÉXICO, NOVIEMBRE 2012

AMH

METODOLOGÍA PARA DETECCIÓN DE FUGAS EN TUBERÍAS DE GAS NATURAL
Fragoso Sandoval Lucio, Ruiz y Zurvia Flores y *Uribe Hernández Omar
Profesores y *alumno de la Maestría en Ingeniería Civil, de la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura
Unidad Zacatenco, del Instituto Politécnico Nacional, Av. Juan de Dios Batis s/n, Colonia Lindavista, México
D. F., México, C.P. 07300.
lfragoso@ipn.mx, jaruizz@ipn.mx y ommuribdelah@hotmail.com

Introducción
En México uno de los energéticos más importantes es el Gas
Natural, siempre se debe tener cuidado en el manejo de este
combustible, el descuido o el mal trato de las redes de
distribución pueden ocasionar accidentes que generen tanto
pérdidas humanas cómo materiales. Al ser el Gas Natural un
material explosivo, es necesario tener cuidado en su
distribución, por tal motivo es importante realizar pruebas de
hermeticidad a las tuberías antes de que estás se encuentren en
operación.
El gas natural es la fuente de energía más ventajosa porque,
además de ser un combustible limpio y de bajo costo, compite
con todas las otras fuentes de energía. En la generación
eléctrica el gas compite con el petróleo, el carbón y las
centrales hidroeléctricas; en el uso industrial compite con el
petróleo pesado (fuel oil), el diesel y la electricidad; en el área
doméstica compite con el kerosene, la electricidad, el gas
licuado y otros combustibles y finalmente en el sector
transportes compite con la gasolina y el diesel, (Cáceres,
2002).
A pesar de que sólo pasa en raras ocasiones, una fuga de gas
natural puede algunas veces ocurrir. Una fuga de gas natural
puede ser peligrosa porque aumenta los riesgos de un incendio
o explosión.
Entre las causas que pueden generar una fuga podemos
encontrar:
Originadas por efectos del hombre, estas son por un
descuido en el momento que se esté construyendo
algún tipo de estructura cerca de estas tuberías.
Originadas por daños en los materiales de
construcción, generalmente al momento de estar
colocando los materiales y accesorios para el
tendido de las tuberías a simple vista es difícil
detectar algún daño en estos, pero al aplicar una
prueba de hermeticidad con un termomanómetro se
puede detectar las fugas.
La Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) precisa que
21 empresas dan servicio a 1.6 millones de tomas domesticas,
(10 millones de personas), a cerca de 200 mil usuarios
industriales y entre 180 mil y 200 mil comerciales.
La razón de que su presencia en el mercado sea bastante
limitada es la falta de una red de ductos que lo transporte,
situación que puede cambiar si se aprueba la iniciativa
presidencial que plantea abrir al sector privado la exploración
y explotación de gas natural. Esto significara crear un negocio
para este energético más allá de la estructura actual
estrechamente ligada a la organización de Petróleos
Mexicanos (UNAM, 2005).

La inmensa red de tubería de acero en México incluye
conductos con más de 20 años. Estos conductos tienen que ser
revisados periódicamente para poder verificar que no
presentan fugas en ellos mismos, para lo cual se está
desarrollando un método mediante experimentación en dos
moldeos físicos a escala de líneas igual a uno, construido con
tubería de acero y los accesorios requeridos, para estudiar el
comportamiento de la caída de presión a lo largo del modelo,
al simular una fuga en cinco diferentes secciones del mismo, y
poder detectar en que tramo presente una fuga en una tubería
de gas en servicio. Para que de una manera rápida y eficiente
se pueda reparar evitando accidentes y contribuyendo de esta
forma a una distribución de gas favorable; actualmente sólo
falta la experimentación del segundo modelo.
Los modelos de este trabajo se realizaron en particular con una
tubería de acero de 4 pulgadas, que generalmente son las
líneas que transportan el gas natural en el Distrito Federal y
zona metropolitana.

Objetivos
Los objetivos de este trabajo son: desarrollar una metodología
para detección de fugas en tuberías de gas natural, a través del
estudio de dos modelos físicos de tuberías a presión,
empleando el método de caída de presión; y proponer utilizar
este método en campo para así poder determinar las posibles
fugas en tuberías de gas natural más rápidamente.

Método y Materiales
Para alcanzar los objetivos antes anotados se consideró la
siguiente metodología:
Recopilación bibliográfica sobre el tema en estudio y análisis
de los métodos existentes para determinar fugas en tuberías de
gas. Diseño, construcción, calibración y operación de dos
modelos hidráulicos de una tubería a presión, con base en, las
instalaciones, equipo e instrumentación existentes y
disponibles en el Laboratorio de Ingeniería Hidráulica de la
Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura, Unidad
Zacatenco (ESIA-UZ), del Instituto Politécnico Nacional.
Análisis de resultados y establecimiento de conclusiones.

Desarrollo
Existen diversos métodos para la detección de fugas en
conductos, todos son importantes para detectar y ubicar, lo
más pronto y preciso como sea posible una fuga, de tal manera
que estos sistemas permitan a los operadores de conductos,
tomar las acciones necesarias para controlar, reducir y detener
la fuga. Todas las técnicas de detección están basadas en
medir parámetros específicos, ya sea continuamente o en
intervalos. Conocer la relación entre las fugas reales y las
falsas alarmas, determinará la sensibilidad del sistema de
detección de fugas que dependerá de muchos factores, presión

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de operación del conducto, la longitud y el diámetro del
conducto, etcétera.
El estudio de la detección de fugas de gas natural en tuberías
es de vital importancia ya que al ser un gas altamente
explosivo provoca un gran riesgo tanto a la población como a
la economía.
Según la Norma Oficial Mexicana NOM-009-SECRE-2002,
Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural,
en ductos. Nos dice que: Se debe investigar en forma
inmediata cualquier notificación o aviso de terceros en el que
se reporte olor a gas, fuga, incendio o explosión que pueda
involucrar a tuberías de gas. Si la investigación confirma una
fuga, ésta se debe clasificar inmediatamente y tomar la acción
que corresponda.
El permisionario puede aplicar para la detección de fugas en
sus instalaciones, individualmente o combinados, los métodos
siguientes:
a) Con indicadores de gas combustible;
Sobre la superficie del suelo
Debajo de la superficie del suelo
b) Inspección visual de la vegetación;
c) Caída de presión;
d) Burbujeo;
e) Ultrasonido;
f) Fibra óptica;
g) Termo grafía infrarroja terrestre o aérea, y
h) Perros adiestrados.
a) Detección con indicadores de gas combustible.
El equipo para realizar esta inspección puede ser portátil o
móvil. El indicador debe ser del tipo y sensibilidad adecuados,
de acuerdo con las instrucciones del fabricante, para el método
de detección de gas natural que se aplique en la instalación
inspeccionada.
Detección sobre la superficie de suelo.
Para instalaciones arriba del nivel del suelo, se debe tomar un
muestreo continuo de la atmósfera adyacente a dicha
instalación.
i) Para instalaciones subterráneas, se deben tomar muestras de
la atmósfera a no más de cinco centímetros de la superficie del
suelo, cuando sea posible, y en todas aquellas irregularidades
del terreno que faciliten que el gas aflore. En áreas donde la
tubería está debajo de piso terminado, entre otras: banquetas y
calles pavimentadas, se deben tomar muestras del aire cercano
a discontinuidades e irregularidades del piso, tales como:
aberturas, ranuras, rupturas y grietas que faciliten que el gas
aflore. Asimismo, se debe analizar el aire dentro de recintos
cerrados alojados en aberturas del piso debajo de su nivel,
cercanos a la tubería, pozos de visita, registros de drenaje, de
instalaciones eléctricas, telefónicas y otros servicios.
ii) El muestreo de la atmósfera superficial con indicador de
gas se debe realizar a la velocidad y en condiciones
atmosféricas adecuadas para que dicho muestreo sea correcto.
La operación del indicador de gas debe realizarse de acuerdo
con las instrucciones del fabricante. Se deben analizar
muestras en los lugares especificados en el párrafo anterior.

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Detección debajo de la superficie de suelo
El muestreo de la atmósfera debajo del piso se debe realizar en
aberturas existentes y/o sondeos arriba y/o adyacentes a la
tubería. Los pozos de muestreo se deben perforar lo más cerca
posible a la tubería y lateralmente a no más de 5 metros del eje
de la misma. A lo largo de la tubería los puntos de prueba se
deben localizar a no más del doble de la distancia entre la
tubería y la pared de edificio más cercana a 10 metros, la que
sea más corta, pero en ningún caso el espaciamiento debe ser
menor a 3 metros. El patrón del muestreo debe incluir puntos
de prueba adyacentes a las conexiones de las líneas de
servicio, acometidas a los edificios, cruzamientos de calles y
conexiones de ramales.
b) Detección por inspección visual de la vegetación.
Este método tiene por objeto detectar indicaciones anormales
o inusuales en la vegetación que puedan haber sido causadas
por la migración de gas. Dichas indicaciones de fugas de gas
deben confirmarse usando un indicador de gas combustible.
La inspección debe ser realizada por personal experto que
tenga una buena visión del área que está inspeccionando y sus
alrededores.
Para determinar la velocidad de recorrido se debe considerar
lo siguiente: i) trazo del sistema de transporte o distribución;
ii) cantidad y tipo de vegetación, y c) condiciones de
visibilidad tales como: alumbrado, reflejo de luz, distorsiones
u obstrucciones del terreno.
El método de inspección visual del estado de la vegetación
sólo se puede aplicar en áreas en donde el crecimiento de la
vegetación está bien definido. No se debe emplear cuando el
grado de humedad del suelo sea anormalmente alto, cuando la
vegetación está inactiva, o cuando está en periodo de
crecimiento acelerado, como en el comienzo de la primavera.
d) Detección por burbujeo
Este método consiste en cubrir totalmente la tubería con una
solución tensa activa que forme burbujas, entre otras, agua
jabonosa para señalar las fugas sobre la superficie expuesta de
la instalación. La solución utilizada no debe dañar ni debe
dejar residuos que posteriormente puedan producir corrosión
en los materiales de la instalación probada.
e) Detección por ultrasonido
Este método consiste en la instalación de sensores ultrasónicos
espaciados a lo largo de la tubería que pueden detectar la
ocurrencia de una fuga en tiempo real, por la energía
ultrasónica que se genera desde el momento en que ocurre.
Las ondas viajan en todas direcciones del sitio de la fuga, lo
que permite detectarlas a grandes distancias. Este método se
puede acoplar a un sistema de geo posicionamiento (GPS).
Para probar una instalación de gas por ultrasonido se debe
tomar en consideración lo siguiente:
i) Presión en la tubería. Dado que al incrementarse la presión
en la tubería, la magnitud de la energía ultrasónica generada
por la fuga aumenta, los sensores deben ser adecuados para la
presión de trabajo de la instalación;
ii) Localización de la instalación. Los objetos alrededor de la
instalación bajo prueba pueden reflejar o atenuar la energía
ultrasónica generada dificultando la detección de la fuga;

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iii) Cantidad de fugas. La capacidad de detección de este
método se reduce conforme se incrementa el número de fugas
en un área determinada, ya que pueden producir un nivel alto
de ruido ultrasónico debido al aumento de la energía
ultrasónica liberada por cada fuga, y
iv) Tipo de instalación. Los equipos neumáticos y los
operados con gas, entre otros: compresores, motores y
turbinas, generan energía ultrasónica. Se debe conocer la
localización, cantidad y características de dichos equipos cerca
de la instalación para determinar si el ruido ultrasónico que
producen puede causar interferencia al equipo de detección de
fallas. El área de prueba, se debe recorrer para verificar la
posible presencia de interferencias.
El permisionario debe confirmar los resultados obtenidos por
ultrasonido aplicando los métodos adecuados para detectar
fugas en sus instalaciones.
f) Detección por fibra óptica
Consiste en la instalación de detectores de masa de aire, de
fluido y de cable de fibra óptica en los conductos para
monitorear, detectar y diagnosticar el desempeño de dichas
instalaciones. Principalmente se utiliza para la detección de
fugas en tiempo real.
g) Detección por termo grafía infrarroja terrestre ó aérea
Este método se usa en tuberías superficiales y subterráneas.
Mide la energía térmica del gas natural o el gas LP mediante
un espectrómetro de banda infrarrojo como elemento primario
de detección. El instrumento puede acoplarse a un sistema de
geo-posicionamiento para ubicar las fugas.
h) Detección por medio de perros adiestrados
La raza labrador es la más comúnmente usada ya que puede
detectar el olorizante adicionado en la corriente del fluido. El
perro localiza y rastrea el olor que sale por la fuga hasta el
punto de máxima concentración.
Comparación de volumen de entrada con el de salida
Comparar los volúmenes de entrada y salida, no solo es medir
el volumen y compararlo, depende del tipo de producto y
condiciones muy particulares de la operación, es decir, si la
condiciones del producto fueran perfectamente constantes, el
volumen bombeado dentro de la línea, sería igual al volumen
de salida, una diferencia entre estos números, significaría una
fuga, sin embargo, las condiciones para que se presenta este
caso, son meramente ideales; en la realidad, las condiciones
del producto dentro del conducto, están sujetas a variaciones
debido a cambios de temperatura, presión y por lo tanto de
densidad del producto.
Análisis de la presión y/o la tasa del flujo dentro del
conducto
El análisis de la presión dentro del conducto se refiere a que,
de un líquido a través de un conducto produce una caída de
presión a lo largo de éste y está directamente relacionado con
la velocidad del flujo. Observar variaciones entre la velocidad
de flujo que se espera y la caída de presión en una operación
normal de envío, puede ser indicativo de una fuga. Aunque
pequeñas variaciones en la medición como las condiciones del
terreno y los cambios de temperatura pueden variar la
precisión del sistema, dependiendo ésta última, del tamaño de
la fuga. Para esto, existen modelos matemáticos que a través,

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de ellos se determinan aquellas variaciones, permitiendo así,
hacer un ajuste a las mediciones.
Otra modalidad de éstas técnicas de precisión, consiste en un
análisis estático de la presión en el conducto, es decir, con el
conducto lleno de líquido se mide la presión al inicio de una
sección, sin el complejo de modelo dinámico y después, se
mide en una sección al final de la línea, donde la presión debe
permanecer constante, obviamente se compensan nuevamente
las variaciones debido a la temperatura. Ésta técnica,
generalmente no localiza la ubicación de la fuga además,
resultado resientes con la técnicas de modelación, indican que
estos sistemas podrían no ser tan confiables para detectar
fugas en sistemas de ingreso o envió múltiple, es decir,
sistemas de conductos donde se trasportan múltiples
productos, (Martin, 1988).
Monitoreo de señales características generadas por fugas
En algunas ocasiones, se generan fugas de ocurrencia
temporal en los conductos, éstas generan una onda sonora de
presión negativa la cual, viaja a través del conducto desde la
fuga en ambas direcciones. Utilizando detectores ultrasónicos
a intervalos regulares a lo largo del conducto, se determina
inmediatamente la onda de precisión negativa generada. Sin
embargo, la carga y descarga del producto en las instalaciones
pueden generar niveles de precisión transitoria, causando
falsas alarmas, así que se requiere además un sistema para
eliminar éstas señales espurias. Algo importante a considerar
con ese método, son además, los objetos que generan reflexión
o atenúan señales ultrasónicas, así como otros que las generan,
lo cual altera la precisión del sistema. Otra desventaja es que
no pueden ser detectadas fugas pequeñas y menos con salida
lenta (Staff subcommitte of pipeline safety, 2005).
Detección por cable
Los cables de detección para fugas se diseñan para alertarse
después de entrar en contacto con el producto en cualquier
punto a lo largo de su longitud. La presencia de hidrocarburos
crea un círculo entre dos alambres de detección y acciona una
alarma.
Detección de fugas por PIGS
Generalmente para evaluar las condiciones de los conductos,
se emplean equipos avanzados llamados “diablos
instrumentados” o PIGS. Estos tienen forma cilíndrica y
viajan por la tubería para registrar las posibles fracturas.
Cuando el líquido escapa a presión a través de un defecto en
los conductos, genera un ruido ultrasónico, este ruido puede
ser medido y registrado por un PIG. Pequeñas fugas pueden
ser detectadas y localizadas con un buen nivel de precisión. Es
claro que este método no alerta inmediatamente la ocurrencia
de la fuga ni tampoco indicará el tamaño de esta, se usa
principalmente para localizar y avalar una sospecha de fuga o
bien para confirmar la integridad de la línea. En caso de
encontrarse alguna anomalía se procede a reparar la tubería o
en caso extremo a sustituirla en el tramo afectado.
Se pueden emplear otros métodos siempre y cuando se
apliquen de acuerdo con los procedimientos escritos que
prueben que dichos métodos son tan eficaces como los de la
lista anterior. La aplicación del método adecuado es
responsabilidad del permisionario, quien debe determinar que
no existe fuga o en caso de que exista, ésta se debe detectar,
localizar, clasificar y controlar inmediatamente.


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Caso de estudio: Detección de fugas por caída de Presión.

La cual se puede escribir como:

Este método se aplica para determinar si en una sección
aislada de la instalación de gas pierde presión por fugas. La
sección seleccionada debe tener solamente una presión de
operación y dicha sección debe aislarse antes de efectuar la
prueba de caída de presión. Para determinar los parámetros de
la prueba de caída de presión, se deben tomar en cuenta los
criterios siguientes:

La ley del gas perfecto comprende las leyes de Charles y de
Boyle. La ley de Charles expresa que, para una presión
constante, el volumen de una masa dada de gas varía según su
temperatura absoluta. La ley de Boyle, ley isotérmica expresa
que, para temperatura constante, la densidad varía
directamente según varía su presión absoluta.

Presión de prueba. Si la prueba se realiza únicamente con el
propósito de detectar fugas en la sección aislada, se debe hacer
cuando menos a la presión de operación.

Construcción del modelo.
La construcción del modelo se realizó de la siguiente manera:

Medio de prueba. El medio debe ser compatible con los
materiales de la tubería, debe estar libre de materiales
sedimentarios y no debe dejar residuos que puedan dañar la
instalación. El medio para realizar la prueba no debe ser
inflamable, puede ser agua, aire o gas inerte, excepto cuando
se utiliza el gas natural que conduce la tubería, y

a)

Duración de la prueba. El tiempo de la prueba debe ser
suficiente para detectar la caída de presión debida a fugas.
Para determinar el tiempo necesario para realizar la prueba se
deben considerar los factores siguientes:

c)

i) El tiempo y volumen requerido para que el medio de prueba
alcance la presión de prueba;

d)

b)

ii) El tiempo necesario para que el medio de prueba estabilice
su temperatura, y
iii) La sensibilidad del instrumento de prueba.

e)

El método de caída de presión no localiza las fugas, por lo que
se requiere una evaluación posterior con otro procedimiento
que permita localizar las fugas para evaluarlas y clasificarlas.

f)

Modelo físico de una tubería a presión.
Generalidades. Para la obtención de los objetivos de este
trabajo se construyó uno de dos modelos de una tubería a
presión, en el que se estudió el comportamiento de la pérdida
de presión, mediante la simulación de una fuga a través de una
serie de cinco válvulas ubicadas a lo largo de la tubería, ver
figura 1; (en el modelo se utilizó aire en lugar de gas natural).

g)

Para la construcción de estos modelos fue necesario emplear
materiales como son: Tubo de 4” de acero, TaponCap 4”,
Bridas 4”-300 lbs, Coples de ½”, Niples de ½”, Codos de ½”,
Válvulas de esfera de ½” y ¾”, Manómetros con rango de 0-7
kg/cm2 y 0-2 kg/cm2, Reducciones Bushing de ½” a 3/4”, Tee
de ¾”, Regulador de Presión y de Medidores de Gas Natural.
Todo esto con el fin de simular una tubería a presión que
cotidianamente se encuentra dentro de las Redes de
Distribución de Gas Natural.

i)

Gas perfecto. Se define como una sustancia que satisface la
ley del gas perfecto, ecuación (1).

h)

Se cortó un tubo de 4” en dos partes, esto fue para la
unión de las bridas en un extremo de cada tubo
mediante soldadura, con esto al unir las dos tuberías
se pudo calcular y así descartar la pérdida de presión
por accesorios.
Se prosiguió a unir los tapones Cap en los dos
extremos faltantes.
Como paso siguiente se colocaron Coples a una
distancia de 0.60 m a lo largo del tubo, y un Cople
en cada tapón Cap, con el fin de permitir la entrada
de flujo y la salida del mismo.
Al tener la unión de las bridas y los tapones Cap en
los dos tramos de tubería se prosiguió a la unión de
estos, mediante tornillos, colocando en esta unión un
empaque para evitar la posible pérdida de presión
entre las dos bridas.
Al tener armado el tubo se prosiguió a pintar el
mismo.
Teniendo el tubo listo se colocaron los Niples en
cada Cople instalado a lo largo de la tubería, ver
figura 1, y en estos Niples se colocaron las Válvulas
de Esfera.
En los Coples restantes se colocaron las
Reducciones Bushing para poder unir a estas los
Manómetros.
En los Coples de los extremos se colocaron los
Medidores de Gas Natural, que previamente se
armaron.
En el arreglo que se hizo a un medidor de Gas
Natural se colocó una conexión de un compresor
para poder realizar la calibración del modelo que a
continuación se describe.

Figura 1. Vista del modelo.

Calibración del modelo.
Y que tiene valores específicos constantes; donde:
,

,

El gas perfecto debe distinguirse cuidadosamente de un flujo
ideal, ya que el flujo ideal carece de fricción y es
incompresible. El gas perfecto tiene viscosidad y puede, por lo
tanto, desarrollar esfuerzos cortantes y es compresible de
acuerdo a la ecuación 2, (Streeter y Wyle, 2000) .

La calibración consistió en verificar el buen funcionamiento
de los manómetros, colocando cada uno de ellos en una
balanza de pesos muertos, aunque estos son nuevos, la idea era
checar que no se encontraran fuera de rango y que las
mediciones efectuadas a través de ellos fueran correctas.
El proceso consiste en colocar cada manómetro en la balanza,
en la que se encuentra un manómetro previamente certificado
ante un laboratorio. Una vez colocado los 2 manómetros en la


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balanza se prosiguió a incrementar la presión para poder ver
el grado de exactitud de cada uno.

periodo de 2.5 minutos para poder pasar a la siguiente válvula,
esto se realizó para las 5 válvulas de la tubería (ver figura 1).

Terminando este paso se realizó la calibración del regulador
que se encuentra en la entrada de la tubería, se colocó un
manómetro con un rango de 0-7 kg/cm2, esto porque el
compresor inyecta aire hasta una presión de 6.5 kg/cm2
aproximadamente, al pasar por este regulador se calibró la
presión a 0.5 kg/cm2, que es la presión que soportan los
medidores de flujo tanto de entrada como de salida.

Se realizaron un total de 25 ensayos esto con el fin de tener
una buena interpretación de los resultados.
Teniendo como información los datos como son el gasto de
entrada, presión manométrica 1 y 2, temperatura, así como el
área. Se prosiguió a calcular la velocidad 1, con la ecuación de
continuidad, ecuación 3.

Ensayos
Una vez armado el modelo y verificado que la tubería se
encontrara hermética se prosiguió a efectuar los ensayos bajo
las siguientes condiciones:
1.

Se presurizo la tubería a una presión de 0.5 kg/cm2
ya que los medidores con los que se cuenta para este
modelo son la presión máxima a la que pueden
trabajar, y para evitar que estos sufran desperfectos
se optó por manejar presiones de ese rango. Una vez
presurizada se cerraron todas las válvulas para evitar
que perdiera presión y se dejo que se estabilizara
durante 5 minutos, esto fue porqué el compresor
inyecta aire caliente y como menciona la Ley de
Gay-Lussac (Streeter y Wyle, 2000), que establece
la relación entre la presión (P) y la temperatura (T)
de un gas cuando el volumen (V) se mantiene
constante, y dice textualmente:

“La presión del gas es directamente proporcional a su
temperatura.”

Dónde:
Resultando:
Después de calcular la Velocidad 1, se continúo con el cálculo
de la temperatura absoluta, utilizando la ecuación (4) para la
temperatura absoluta en el Sistema Internacional de unidades.
Dónde
Continuando con el cálculo de la presión absoluta empleando
la ecuación (5) para calcular la presión absoluta.
Dónde:
Teniendo la Presión Absoluta y la Temperatura Absoluta se
calculó el peso específico con la ecuación (6).

Esto significa que:
Si aumentamos la temperatura, aumentará la presión.
Si disminuimos la temperatura, disminuirá la presión
Una vez pasado los 5 minutos se tomaron las lecturas de los 6
manómetros que se encuentran a lo largo de la tubería, ver
figura 1; y se nombro a este proceso “Ensayos de forma
Estática”.
Teniendo las lecturas de los manómetros se procede a inyectar
presión de nuevo con el compresor, pero en esta ocasión se
abren las válvulas de entrada y salida 4 mm (ver figura 1), esto
para simular el flujo de un gasto que pasa a través de la
tubería.
Esta forma de ensayo es considerada como: “Ensayos de
forma Dinámica”, después de la abertura de las válvulas se
dejo estabilizar la presión durante 2 minutos y medio, esto fue
porqué al tenerse un flujo la presión baja consideradamente.
Pasando estos dos minutos y medio se tomaron las lecturas de
los manómetros colocados en la tubería así como en los
medidores se tomo el gasto de entrada y de salida en un
periodo de tiempo de 10 segundos cada uno.
Como paso siguiente se continuo con la simulación de las
fugas, en esta etapa es dónde se abren las válvulas que fueron
instaladas a lo largo de la tubería (para simular dichas fugas),
la forma en que se llevo a cabo este proceso, consistió en que
se fue abriendo cada una de las válvulas 4 mm (en el ensayo
1.1, la válvula 1, en el ensayo 1.2 se cerró la 1 y se abrió la 2 y
así consecutivamente, hasta el 1.5) y en cada uno de ellos se
tomó la lectura de los manómetros y de los medidores, los
datos de gasto de entrada y de salida, al tener estos valores se
cerraba la válvula y se dejaba estabilizar el modelo por un

Dónde:

(29.2 N)
Continuando con el cálculo de la Densidad 1 y 2 con la
ecuación (7).
Donde
De la ecuación 7, se despeja a la densidad para poder
calcularla:

Una vez calculados estos datos se prosiguió a calcular la
velocidad 2, con la ecuación de la continuidad (3).
De donde se despeja a la Velocidad 2.
Teniendo los valores del Área 2 y la Velocidad 2 con la
ecuación (3) antes presentada, se calcula el Gasto 2.
Y con esto se conoce la cantidad de gasto que entra al modelo
y la cantidad de gasto que sale del mismo.
A continuación en las figuras 2 y 3, se presenta un resumen de
los datos antes descritos correspondientes al ensayo 1, en
operación dinámica y con fuga en la sección 1, de la tubería.


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3

GASTO DE ENTRADA
GASTO DE SALIDA
FECHA:

09/01/2012
ENSAYO 1
FORMA DINÁMICA

MANÓMETRO

m3/seg
m3/seg

DATOS
0.40
16.37
0.00
1.25
19.62
0.30
15.28
0.00
1.34
4
0.01
0.01

LECTURAS

1
2
3
4
5
6

0.01
0.01

0.40
0.40
0.30
0.30
0.30
0.30
Área=

Kg/cm2 = 39.227 Kpa

0.20

0.40

0.42

0.20

0.26

0.10

0.14

0.32

0.39

0.20

0.39

0.40

0.19

0.25

0.11

0.13

0.31

0.3

0.4

0.20

041

0.42

0.20

0.28

0.10

0.13

0.32

6

Se desarrollaron seis gráficas que más adelante se presentan,
para lo cual se realizó lo siguiente.

0.4

0.3

5

Interpretación de los resultados de los ensayos.

0.3

4

El resto de los resultados no se presentan por razones de
espacio.

0.3

0.39

0.20

0.39

0.40

0.19

0.26

0.11

0.12

0.31

Además, en la última columna de las tablas 2 a 6, se obtuvo la
relación de cada valor promedio total de presión de cada una
de las secciones con el valor correspondiente a la condición
dinámica y estos resultados se multiplicaron por 100 para
obtener la pérdida de presión en porcentaje (%), para cada
manómetro o sección; graficándose estos valores contra la
longitud de la tubería y presentándose en las figuras 5 a la 9.

m
m/seg
Kg/cm2 = 29.420 Kpa
m
m/seg
"
= 0.008 m2
m3/seg
m3/seg

Figura 2. Resultados ensayo 1, en operación dinámica sin fuga.
Figura 4. Variación de presión a lo largo de la tubería, sin fuga.
GASTO DE ENTRADA
GASTO DE SALIDA

0.01
0.01

m3/seg
m3/seg

Tabla 2. Sistema en operación con fuga en sección 1.
Ensayo/

1

2

3

4

5

6

7

25

FECHA:

09/01/2012
ENSAYO 1
VÁLVULA 1

MANÓMETRO

Total
%

0.24
0.25
0.20
0.19
0.15
0.15
Área=

1

0.34

0.41

0.48

0.25

0.25

0.13

0.27

72.62

0.25

0.50

0.35

0.45

0.50

0.25

0.26

0.15

0.28

70.81

0.20

0.45

0.28

0.35

0.41

0.20

0.21

0.5

0.22

69.24

4

0.19

0.40

0.25

0.34

0.40

0.18

0.20

0.7

0.20

65.76

5

0.15

0.44

0.29

0.36

0.42

0.19

0.19

0.06

0.21

64.38

6

m
m/seg

0.48

3

Kg/cm2 = 23.536 Kpa

0.24

2

0.24
14.59
0.00
1.25
19.62
0.15
13.47
0.00
1.35
4
0.01
0.01

LECTURAS

1
2
3
4
5
6

DATOS

Total
promedio

Manómetro

0.15

0.40

0.25

0.34

0.40

0.19

0.19

0.07

0.20

63.95

Kg/cm2 = 14.710 Kpa
m
m/seg
"
= 0.008 m2
m3/seg
m3/seg

Figura 3. Resultados ensayo 1, con fuga en la sección 1.
RAPIDEZ DE FLUJO DE

ECUACIÓN DE CONTINUIDAD

Se consideraron las lecturas de VOLUMEN ensayo realizados,
todos los
Figura 5. Variación de presión a lo largo de la tubería, en kg/cm2
presentándose las lecturas de presión en las tablas
y en porcentaje % de pérdida, con fuga en la sección 1.
correspondientes solo de 9 ensayos, en [
, después se PARA CALCULO DE 3. Sistema en operación con fuga en sección 2.
Tabla
despejando V
obtuvo el valor promedio total de estas presiones; y en la
Total
Ensayo/
1
2
3
4
5
6
7
25
Total
promedio
última columna de las tablas, se presenta en porcentaje la
Manómetro
%
pérdida de presión, positiva o negativa, de cada sección.
0.01 m3/seg
0.01
1 m3/seg
0.23

0.0080
m2
totales de presión
1.25 m/seg

Se graficaron los valores promedio
contra la
longitud de la tubería (dividida en seis secciones), presentados
en cada una de las tablas (tabla 1 a la 6), y se presentan dichas
gráficas en la figuras 4 FORMULA PARA LA
a 9; las cuales presentan el
TEMPERATURA ABSOLUTA EN
comportamiento de la presión a lo largo de la tubería, según la
S.I.
sección en que se tenga la fuga de gas.
Tabla 1. Sistema en operación dinámica, sin fuga.
Ensayo/

1

2

3

4

5

6
7
293.00

295.00
0.24
0.31
20.00
22.00
0.28
o.35

Manómetro
1

0.4

0.45

0.35

0.46

0.48

2

0.4

0.40

0.39

0.50

0.50

°8K
°K
0.17
°C
°C
0.19

FORMULA PARA CALCULAR
LA PRESIÓN ABSOLUTA
124.84
116.01
101.30

Kpa
Kpa
Kpa

25

Total
Promedio

0.17

0.37

0.20

0.40

0.008
1.35

0.19

0.31

0.45

0.25

0.25

0.29

0.17

0.24

64.29

0.20

0.33

0.49

0.27

0.25

0.30

0.19

0.25

63.99

0.15

0.26

0.40

0.21

0.20

0.25

0.12

0.19

60.63

4

0.16

0.12

0.24

0.39

0.20

0.20

0.24

0.10

0.18

58.07

5

0.13

0.10

0.26

0.40

0.20

0.19

0.24

0.10

0.18

55.38

6

0.13

0.12

0.24

0.38

0.20

0.19

0.20

0.10

0.17

54.13

2
3

m2 0.24
m/seg
0.17


AMH



Ensayo/

Total

1

2

3

4

5

6

7

25

promedio

%

1

0.15

0.19

0.19

0.35

0.19

0.20

0.18

0.09

0.21

56.06

2

0.15

0.20

0.23

0.37

0.20

0.20

0.19

0.11

0.22

55.97

3

0.08

0.14

0.17

0.30

0.20

0.15

0.14

0.05

0.16

51.65

4

0.07

0.14

0.14

0.29

0.15

0.14

0.14

0.05

0.18

50.13

5

0.05

0.12

0.13

0.30

0.14

0.11

0.10

0.05

0.14

44.75

6

0.05

0.12

0.14

0.26

0.14

0.10

0.10

0.04

0.14

44.32

Manómetro

Total

AMH


Discusión de Resultados.
Al momento, este es el avance del proyecto aquí tratado,
restando solo la experimentación del segundo modelo de la
tubería a presión, a través de la cual se espera afinar los
resultados actuales, mismos que ya permiten localizar una
fuga a lo largo de una tubería de gas natural a presión (tramo
en que estaría la fuga), si de antemano se dispone de cierta
información de la tubería en cuestión, tal como: la variación
de la presión a lo largo de la tubería en operación dinámica,
antes y después de la fuga; a través de una comparación del
comportamiento de las presiones a lo largo de la tubería con
fuga, con el comportamiento de las presiones a lo largo de la
tubería aquí simulada, con la fuga en diferentes secciones de
la misma.

Conclusiones.
Ensayo/

1

2

3

4

5

6

7

25

Total

Total

promedio

Manómetro

%

1

0.29

0.16

0.24

0.38

0.25

0.20

0.25

0.14

0.22

59.74

2

0.30

0.20

0.25

0.30

0.26

0.24

0.25

0.15

0.23

57.87

3

0.24

0.12

0.20

0.34

0.20

0.16

0.20

0.09

0.17

53.80

4

0.23

0.12

0.18

0.30

0.20

0.19

0.20

0.09

0.17

55.21

5

0.23

0.10

0.16

0.34

0.20

0.15

0.19

0.09

0.16

48.75

6

0.20

0.10

0.15

0.30

0.20

0.15

0.18

0.07

0.15

47.93

Las conclusiones derivadas del presente trabajo son las
siguientes.
Se cumplen en forma parcial con los objetivos del presente,
pues ya se podría determinar en qué tramo, de una tubería se
presenta una fuga, tal como se explicó en el apartado anterior.
Faltando, poder afinar estos resultados, a través del estudio del
modelo 2, el cual está por ser realizado.
Los resultados del presente estudio, contribuirán en detectar
más rápidamente una fuga en una tubería de gas natural a
presión, lo cual resulta satisfactorio, por reducir el riesgo de
un accidente.

Referencias.
Cáceres G. L. F., 2002. “El Gas Natural”, Corporación Aceros
Arequipa S.A., Perú.
Martin D. E., 1988.“Methods of Prevention, Detection and
Control of Spillages in Europan Oil Pipelines”, CONCAWE´s
oil Pipeline Management group.
Streeter V. y Wyle B., 2000 “Mecánica de Fluidos”, 9a
edición, México.

Ensayo/

2

3

4

5

6

7

25

Total

Total

promedio

1

Manómetro

%

1

0.25

0.18

0.26

0.45

0.30

0.26

0.31

0.20

0.26

70.67

2

0.25

0.20

0.30

0.47

0.30

0.29

0.33

0.21

0.27

68.91

3

0.17

0.20

0.22

0.39

0.25

0.20

0.25

0.14

0.21

66.58

4

0.20

0.18

0.21

0.36

0.23

0.21

0.24

0.14

0.20

65.63

5

0.15

0.20

0.22

0.39

0.24

0.20

0.25

0.14

0.20

61.88

6

0.15

0.20

0.20

0.36

0.23

0.20

0.25

0.14

0.19

61.89

Staff Subcommitte on Pipeline Safety, 2005.“Training Guide
for Operators of small LP Gas systems”, Chapter 10, National
Association of Regulatory Utility.
UNAM, 2005. La jornada económica No. 78, “Flama en el
bolsillo”.

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