RESUMEN El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el petróleo fueron formados hace millones de años. Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la presión en el subsuelo, éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas, migrando hacia las partes superiores del subsuelo, alcanzando en algunos casos la superficie. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas, estos hidrocarburos quedaron atrapados, dentro de los poros de la roca, a la cual se le denomina reservorio. Uno de los principales componentes del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano. Según su composición podemos decir que hay gas rico y gas pobre (compuesto exclusivamente por metano, en un 90%), en el presente trabajo se describirá el gas pobre que es transportado en el actual gasoducto “GAA” (Gasoducto Al Altiplano). Las propiedades más importantes del Gas, así como las correlaciones utilizadas en el presente trabajo serán:
Gravedad específica del gas Factor de compresibilidad del gas Factor volumétrico de formación del gas Densidad y viscosidad del Gas.
Para el diseño de gasoductos se debe conocer:
El caudal a transportar, características físicas y químicas del fluido. Clases de localidad para diseño y construcción.
La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones localizadas en esta área unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o sección de una construcción destinada para fines de ocupación humana o habitacional se considera como una construcción por separado. (ASME, 1999) Todos los gasoductos deben diseñarse para soportar una presión de diseño la cual debe ser igual a 1.1 veces la Presión de Operación Máxima (MOP). En caso de gasoductos sumergidos, debe considerarse en el diseño el diferencial positivo máximo posible entre la presión externa y la presión interna. La condición más severa de presión y temperatura coincidente, es aquella condición que resulte en el mayor espesor requerido y en la clasificación más alta de los
componentes del sistema de tuberías. Se debe excluir la pérdida involuntaria de presión, externa o interna, que cause máxima diferencia de presión. La temperatura de operación será la mayor temperatura la cual pueda presentarse en la tubería bajo condiciones de operación normal. (ASME, 1999).
Gasoducto son todas las partes de las instalaciones físicas a través de las cuales se mueve el Gas en su Transporte, incluyendo tuberías válvulas, accesorios, bridas (incluyendo el empernado y las empaquetaduras), reguladores, recipiente a presión, amortiguadores de pulsación, válvulas de desfogue, y otros accesorios instalados en la tubería, unidades de compresión, estaciones de medición, estaciones de regulación, y conjuntos fabricados. (ASME, 1999). Consta de los siguientes efectos:
Derecho de Vía privado, son los derechos de vía que no estén ubicados en caminos, calle o carreteras usadas por el público o en los derechos de vía de
ferrovías. Salidas a presión (hot taps) son conexiones secundarias de tubería o ramales, que se hacen en las líneas de ductos operativos o líneas principales u otras
instalaciones, mientras las mismas se hallan en operación. Cámara es una estructura subterránea a la cual puede ingresarse y que está diseñada para contener tubería y componentes de tubería (tales como válvulas y reguladores de presión).
Un sistema de tuberías es un conjunto de elementos que describiremos al detalle en los siguientes párrafos:
Sistema de transporte Sistema de distribución Términos de presión Características de la tubería Especificación de la tubería según api 5l
Se utilizaran varias ecuaciones para el diseño de gasoductos entre las cuales podremos mencionar las siguientes:
Ecuación general de flujo Numero Reynolds Factor de transmisión de Colebrook Factor de compresibilidad Ecuación de Barlow
Actualmente la mayor parte de nuestro país se encuentra abastecido de gas natural mediante el transporte por ductos, ya que esta fuente energética es muy importante y tiene un uso variado desde las industrias más grandes hasta el consumo particular en cada domicilio. Los departamentos con mayor demanda de este producto son Santa Cruz y La Paz ya en estas urbes va en crecimiento el área industrial y paulatinamente existe un aumento poblacional tanto en esos departamentos como a nivel nacional. Uno de los ductos más importantes del país es el gasoducto al altiplano GAA es uno de los ramales principales de nuestro país, ya que transporta gas natural al occidente del país, abasteciendo a su población. Este gasoducto fue construido en su primera fase en 1984-1988 solo abarca el ramal principal. Tiene una longitud total de 779.28 km. Después de unos años se evidencio que se tenía un incremento en la demanda de dicho compuesto, por lo tanto se observe que la capacidad que se mandaba no era suficiente, entonces se empezó a construir tuberías paralelas que al mismo modo de incrementar la capacidad también mejora las caídas de presión de los tramos donde era instalada. Hoy en día el actual Gasoducto se encuentra lupeado (existencia de varias tuberías paralelas) y hasta la fecha para adelante son pocas las zonas donde no existen este tipo de tuberías. Este gasoducto consta con las siguientes estaciones de compresión:
o Estación de Compresión Samaipata o Estación de Compresión Oconi o Estación de Compresión Chilijchi o Estación de Compresión Huayñakhota o Estación de Medición Cochabamba o Estación de Compresión Parotani o Estación de Compresión Totoroco
o Estación de Medición Oruro o Estación de Compresión Sica o Estación de Medición Senkata Actualmente el Gasoducto al Altiplano abastece las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz y en el tramo correspondiente a la ciudad de La Paz va existiendo un aumento ya por lo anteriormente mencionado, y es por eso que el presente proyecto plantea la implemetacion de un nuevo Loop en el tramo Totoroco – Sica Sica.
El diseño de Loops es un conjunto de tuberías que se plasman en un término del idioma inglés que refiere una técnica que puede ser utilizada para incrementar la capacidad de transporte de un ducto, mediante la construcción de una tubería paralela que nace en un punto de un ducto principal para volver a unirse luego de una determinada distancia. Muchas veces es necesario instalar ductos paralelos o también llamados “Loops”. Es instalada por muchas razones por ejemplo disminuir la caída de presión en ciertos tramos, o incrementar el caudal de flujo en dichos tramos. El tramo mencionado para la aplicación del presente proyecto se extiende desde la estación de compresión de Totoroco en Cochabamba hasta la estación de compresión en Sica- Sica en La Paz este tramo tiene una extensión de 153 km, y con el aumento poblacional que se va teniendo y el crecimiento de las industrias se debe prevenir el abastecimiento
futuro
para
satisfacer
la
futura
demanda
y
así
evitar
un
desabastecimiento. Se realizara un análisis y cálculos para la implementación de loop basándonos en las normas existentes para el diseño de los mismos
sintetizando la información más
conveniente ya que las normas son muy extensas. Para recopilar la información relevante de las normas en el proceso de diseño de gasoductos se contempla las normas ASME B31.8 y ANSI.
Y a la vez se realiza un análisis de costos estimado del proyecto considerando
COSTOS DE MATERIALES
COSTOS DE INSTALACIÓN COSTOS DE INGENIERÍA Los costos de construcción de ductos mayores son casi directamente proporcionales a su longitud.
Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también resultan mucho más altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio.
Los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y los costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud. Un aspecto a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a veces en el término de unos cuantos meses. (Azcona, 2006)
El presente proyecto llega a un costo de 92 millones de dólares, ya que este también depende de la distancia que tendrá el loop a implementar que es de 46 millas.
AMPLIACION DE CAPACIDAD POR UN LOOP PARA EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL EN EL TRAMO TOTOROCO-SICA SICA DEL GASODUCTO GAA CAPITULO 1 EL PROBLEMA 1. GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCIÓN El Gas Natural se convirtió en la fuente de energía mas ventajosa porque, es un combustible limpio y de bajo costo, compite con otras fuentes de energía. Este es el motivo por el cual se convierte en un servicio público de gran demanda en el desarrollo de los centros urbanos.
El Gas Natural contiene elementos orgánicos importantes como materias primas para la industria petrolera y petroquímica. De allí radica la importancia de su extracción y transporte.
El Gas es transportado a través de tuberías denominados gasoductos, también conocidos como líneas de Distribución y Recolección de Gas, cuyos diámetros dependen del volumen de Gas a ser transportado y una caída de presión admisible.
La demanda de Gas Natural en Bolivia se ve incrementada debido al creciente consumo en las Industrias y los hogares del occidente del país. El gasoducto al Altiplano (GAA) tiene una capacidad de transporte de 80 millones de pies cúbicos día [MMpcd] esta capacidad debe ser ampliada.
El GAA es uno de los más importantes, proporciona Gas al mercado Occidental del País. Actualmente para poder cubrir el incremento de la demanda se realizan ampliaciones de este Proyecto donde se ve necesaria la instalación de nuevos LOOPS. El Proyecto a estudiarse se encuentra en Cochabamba de
donde la capacidad de salida de la Estación de TOTOROCO es de 100[ MMpcd].
1.2. ANTECEDENTES El Gasoducto al Altiplano (GAA) es uno de los más importantes, en la actualidad forma parte del sistema de Transporte de la Empresa YPFB Transporte S.A. En el año 2017 la demanda de Gas se incrementó en un rango 11 a 14 millones de pie cúbicos día [MMpcd].
A continuación se detalla los volúmenes de transportados para el mercado externo y el mercado interno Informe estadístico de volúmenes de mercado interno y externo
TRANSPORTE DE GAS POR GASODUCTOS
MUTUN
SAN MATIAS
GIJA
MERCADO EXTERNO
MERCADO INTERNO
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Debido al incremente de población en el occidente, crece la demanda de gas natural lo que ocasiona que los gasoductos estén operando actualmente a su máxima capacidad, con el tiempo su capacidad de transporte será insuficiente para satisfacer las necesidades energéticas de la población. Se ve la necesidad la construcción de un “LOOP” en el gasoducto “GAA” para incrementar la capacidad de gas transportado y asegurar el abastecimiento de gas natural en el occidente a mediano y largo plazo. 1.4. OBJETIVOS
Para el avance del presente proyecto, se determinó objetivos y acciones que ayudarán a direccionar el trabajo, siendo estos los siguientes.
1.4.1. OBJETIVO GENERAL Diseñar LOOPS en el Gasoducto al Altiplano entre los tramos TOTOROCO y SICA-SICA para atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los próximos cinco años.
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y ACCIONES DEL PROYECTO •
Identificar la proyección de la demanda de Gas en los próximos cinco años.
•
Analizar las condiciones operativas del Gasoducto al Altiplano (GAA).
•
Desarrollar el diseño de LOOPS basado en las caídas de presión a lo largo del Gasoducto en el tramo TOTOROCO- SICA-SICA. Simular el Sistema de Transporte con los resultados de las condiciones operativas reales del GAA y con el sistema de Loops.
• •
Estimar costos globales que presenta el Proyecto.
Cuadro 1.1: Objetivos específicos y acciones OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACCIONES Identificar la proyección de la Recopilación de datos del consumo anual demanda de Gas en los próximos de Gas Natural en el occidente de país. cinco años. Proyectar la demanda de Gas Natural para los próximos cinco años. Analizar las condiciones operativas Examinar antecedentes del GAA. del Gasoducto al Altiplano (GAA). Obtener parámetros operativos actuales de GAA. Desarrollar el diseño de LOOPS Revisar normas ASME 31.8, ANSI y API basado en las caídas de presión a lo 5L para el empleo de las ecuaciones. largo del Gasoducto en el tramo Definir Diámetro de LOOPS, con el TOTOROCO SICA-SICA cálculo de caídas de presión, diámetros nominales y presiones de operación permitidas. Estimar costos globales presenta el Proyecto.
que Describir costos básicos de LOOPS. Estimar costos operativos.
Fuente: Elaboración Propia
CAPITULO 2 EL GAS NATURAL
2. MARCO TEORICO 2.1. CONSUMO DE GAS NATURAL El consumo de gas natural se fue incrementando a lo largo de los años a continuación se detalla el consumo de gas natural hasta septiembre del 2016
2.2. GENERALIDADES DEL GAS NATURAL
A continuación se describirán las propiedades y las correlaciones utilizadas implementadas en los cálculos del presente Trabajo de Grado.
2.2.1. GAS NATURAL
El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el petróleo fueron formados hace millones de años, cuando plantas y animales principalmente microscópicos, conocidos como fitoplancton y zooplancton se depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos.
Las capas de sedimentos fueron acumulándose, originando un incremento de la presión y temperatura, lo cual convirtió la materia orgánica en compuestos de hidrógeno y oxígeno.
Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la presión en el subsuelo, éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas, migrando hacia las partes superiores del subsuelo, alcanzando en algunos casos la superficie. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas, estos hidrocarburos quedaron atrapados, no como en un lago sino dentro de los poros de la roca, a la cual se le denomina reservorio.
Los reservorios de gas natural, al igual que los reservorios de petróleo, están formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de reservorios similares constituye un yacimiento. (Graziani, 2002).
2.2.2. COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL
Uno de los principales componentes del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.
Según su composición podemos decir que hay gas rico y gas pobre, en el trabajo se describirá el gas pobre que es transportado en el actual gasoducto (GAA). Gas pobre esta compuesto casi exclusivamente por metano, generalmente más del 90% y los líquidos están presentes en pequeñas cantidades. En la tabla 2.2 podemos ver esta composición. (YPFB Transporte S.A., 2011)
Tabla 2.2: Composición del Gas Natural Compuestos Porcentaje Metano 91.4 Etano 5.2 Propano 0.99 n-Butano 0.18 i-Butano 0.0899 n-Pentano 0.0398 i-Pentano 0.0498 Hexano 0.0398 Nitrógeno 0.629 Dióxido de Carbono 1.37 Fuente: YPFB Transporte 2.2.3. PROPIEDADES DEL GAS
Las propiedades más importantes del Gas, así como las correlaciones utilizadas en el Trabajo de Grado serán descritas a continuación: La Gravedad Específica del Gas, el Factor de Compresibilidad del Gas, el Factor Volumétrico de Formación del Gas, la densidad y la viscosidad del Gas.
2.2.4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DE UNA MEZCLA DE GASES
Se denota como . La gravedad específica de un Gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. La gravedad específica del Gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del Gas se aproxima a la idealidad. Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.97 (peso molecular del aire). La
gravedad específica también se usa para correlacionar otras propiedades físicas de los gases como las propiedades críticas. (Garaicochea, 1991).
2.2.5. PROPIEDADES CRÍTICAS Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura y volumen, a las cuales la densidad y otras propiedades del líquido y Gas se vuelven idénticas, es decir, es un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede diferenciarse si se trata de Gas o Líquido. Estas propiedades críticas son únicas (una sola presión, una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la determinación de otras propiedades de la sustancia. La presión crítica, Ppc, y la temperatura crítica, Tpc, son medidas en el laboratorio y usualmente son desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciones, para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del Gas.
En caso de que la composición de un gas natural no esté disponible, las características pseudo-críticas, es decir, P pc y Tpc, se pueden predecir solamente de la gravedad específica del gas mostrado en las ecuaciones 2.4 y 2.5. Brown y otros (1948) presentó un método gráfico para una aproximación conveniente de la presión pseudo-crítica y de la temperatura pseudo-crítica de gases cuando solamente la gravedad específica del Gas está disponible. (Garaicochea, 1991)
2.2.6. SISTEMA DE GAS NATURAL
Donde: = Temperatura pseudo-crítica, °R = Presión pseudo-crítica, psia = Gravedad específica de la mezcla de gas. (Garaicochea, 1991)
2.2.7. PRESIÓN Y TEMPERATURA PROMEDIO
Donde: T = Temperatura promedio P= Presión promedio T= Temperatura de flujo, ºR P = Presión de flujo, psia. (Garaicochea, 1991)
2.2.8. PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDO-REDUCIDAS
Donde: = Temperatura pseudo-crítica, °R = Presión pseudo-crítica, psia T= Temperatura de flujo, ºR P = Presión de flujo, psia. (Garaicochea, 1991)
2.2.9. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS
En la realidad no existen gases ideales o perfectos; sin embargo, muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosféricas se aproximan a la idealidad. El Gas ideal puede definirse como el Gas cuyo volumen se reduce a la mitad al duplicarse la presión, cuya presión se dobla si se duplica la
temperatura manteniendo el volumen constante. Esto no es más que los enunciados de las leyes de Boyle y Charles Mariotte.
En muchos gases en particular los gases naturales de interés para los Ingenieros de Petróleos, se ha observado que si el volumen del gas, se comprime a la mitad, la presión resulta ser menor del doble de la presión inicial; es decir, el Gas es más compresible que el Gas ideal.
Debido a que el volumen de un Gas se reduce a menos de su mitad, si se dobla la presión se dice que el gas es supercompresible. Al valor numérico que representa una medida de la desviación del comportamiento ideal del gas se denomina factor de supercompresibilidad, o más frecuentemente factor de compresibilidad. También se le conoce como factor de desviación del gas y se denota por la letra Z, éste valor adimensional generalmente varía entre 0.7 y 1.2. El valor de 1 representa el comportamiento ideal.
Matemáticamente, Z es obtenido mediante complejas correlaciones empíricas, que arrojan resultados con exactitud. Entre las correlaciones más usadas se destaca la de Gopal. (Garaicochea, 1991).
2.2.10.
DENSIDAD DEL GAS
Partiendo de la ecuación de los gases ideales, puesto que la densidad se define como la masa por el volumen de unidad de la sustancia, la ecuación 2.11 y 2.12 se puede cambiar para estimar la densidad del gas en cualquier presión y temperatura:
Donde: = Densidad del Gas,[ lb/ft3 ] = Gravedad específica del Gas = Peso molecular aparente de la mezcla de gas = Peso molecular aparente de la mezcla de aire = 28.96. Z= Factor de compresibilidad del gas. Adimensional P= Presión. [Psia]
T= Temperatura del flujo. R. (Garaicochea, 1991)
2.2.11.
VISCOSIDAD DEL GAS
Se denota como . Es una propiedad importante para determinar la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte. Generalmente, la viscosidad del gas aumenta con los incrementos de presión. A presiones bajas la viscosidad del gas (al contrario que los líquidos) se incrementa con la temperatura. Sus unidades son los centipoises (cp).
La viscosidad del gas también se determina por medio de correlaciones empíricas con un margen de error inferior al 2 %. (Garaicochea, 1991).
CAPITULO 3 DISEÑO Y CONSTRUCCION DE GASODUCTOS 3. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS
3.1.1. PASOS PARA EL DISEÑO DE UN GASODUCTO
Para seguir con el diseño de gasoductos se debe conocer:
• El caudal a transportar, características físicas y químicas del fluido. • Clases de localidad para diseño y construcción.
3.1.2. CLASIFICACIÓN DE LOCALIDAD
La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones localizadas en esta área unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o sección de una construcción destinada para fines de ocupación humana o habitacional se considera como una construcción por separado. (ASME, 1999)
a) Localidad clase1
•
•
Corresponde a cualquier sección de una milla de longitud que tiene 10 o menos construcciones destinadas a ocupación humana: a su vez se subdividen en: Clase1, División 1, donde el factor de diseño de la tubería es mayor a 0.72 y el ducto ha sido probado hidrostáticamente a 1.25 veces la máxima presión de operación. Clase 1, División 2, donde el factor de diseño de la tubería es igual o menor a 0.72 y el ducto ha sido probado a 1.1 veces la máxima presión admisible de operación. (ASME, 1999)
b) Localidad clase 2
Corresponde a aquella tubería que en su área unitaria se tienen más de 10 pero menos de 46 construcciones destinadas a ocupación humana, en una sección de 1 milla.
Los gasoductos que cumplan con las clases 1 o 2, pero que dentro de su área unitaria se encuentren al menos un sitio de reunión o concentración publica de más de 20 personas, tales como iglesias, escuelas, salas de espectáculos,
cuarteles, hospitales o áreas de recreación, se deben considerar dentro de los requerimientos de las clase de localización 3. (ASME, 1999)
c) Localidad clase 3
Una localidad de clase 3 es cualquier sección de 1 milla que tiene 46 o mas edificios destinados a la ocupación, excepto cundo prevalece una localidad de clase 4.
Se tiene la intención de que una localidad clase 3 refleja áreas tales como los desarrollos de viviendas suburbanas, centros de compras, áreas residenciales, áreas industriales y otras áreas pobladas que no cumplen con los requerimientos de una localidad de clase 4. (ASME, 1999)
a) Localidad clase 4
Localidad clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios de varios pisos, donde el tráfico es pesado o denso, y donde pudiera haber numerosas otras construcciones o servicios subterráneos de varios pisos quiere decir cuatro o mas pisos por encina del suelo, incluye el primer piso o planta baja. La profundidad o número de los sótanos o subsuelos no se toma en cuenta. (ASME, 1999).
3.1.3. PRESIÓN Y TEMPERATURA EN CONDICIONES NORMALES Y MÁXIMAS DE OPERACIÓN
Todos los gasoductos deben diseñarse para soportar una presión de diseño la cual debe ser igual a 1.1 veces la Presión de Operación Máxima (MOP). En caso de gasoductos sumergidos, debe considerarse en el diseño el diferencial positivo máximo posible entre la presión externa y la presión interna. La presión de diseño no será menor que la presión a las condiciones mas severas de presión y temperatura coincidentes, externa o internamente, que se espere en operación normal.
La condición más severa de presión y temperatura coincidente, es aquella condición que resulte en el mayor espesor requerido y en la clasificación más alta de los componentes del sistema de tuberías. Se debe excluir la pérdida involuntaria de presión, externa o interna, que cause máxima diferencia de presión.
La temperatura de operación será la mayor temperatura la cual pueda presentarse en la tubería bajo condiciones de operación normal. (ASME, 1999).
3.2. TRANSPORTE DEL GAS NATURAL Transporte de Gas es la recolección, Transporte o Distribución de Gas por Gasoducto o el almacenamiento de Gas. Gasoducto son todas las partes de las instalaciones físicas a través de las cuales se mueve el Gas en su Transporte, incluyendo tuberías válvulas, accesorios, bridas (incluyendo el empernado y las empaquetaduras), reguladores, recipiente a presión, amortiguadores de pulsación, válvulas de desfogue, y otros accesorios instalados en la tubería, unidades de compresión, estaciones de medición, estaciones de regulación, y conjuntos fabricados. (ASME, 1999)
3.3. DEFINICIÓN DE SISTEMAS DE TUBERÍA
El Gas tal como se muestra en el trabajo, para unos como combustible doméstico o industrial y transportado o distribuido al usuario a través de un sistema de tuberías. Los tipos comunes son el Gas Natural, Gas Manufacturado y Gas Licuado de petróleo, distribuido como un vapor, con mezcla de aire o sin ella. Consta de los siguientes efectos: •
Derecho de Vía privado según se usa en el presente Código, son los derechos de vía que no estén ubicados en caminos, calle o carreteras usadas por el público o en los derechos de vía de ferrovías.
•
Salidas a presión (hot taps) son conexiones secundarias de tubería o ramales, que se hacen en las líneas de ductos operativos o líneas principales u otras instalaciones, mientras las mismas se hallan en operación. La tubería de ramal se conecta a la tubería principal, y se hace la unión de toma o derivación de la línea de operación mientras ésta se halla bajo presión.
•
Cámara es una estructura subterránea a la cual puede ingresarse y que está diseñada para contener tubería y componentes de tubería (tales como válvulas y reguladores de presión).
Se incluyen en esta definición las líneas de transporte y recolección de gas, incluyendo sus complementos o accesorios que se halla instalados costa fuera para el transporte de gas desde las instalaciones de producción a localidades en tierra y equipo s de almacenamientos de gas del tipo de tubería cerrada, que se fabrican o se forjan de tubería o se fabrican con tubería y accesorios. (ASME, 1999).
3.4. SISTEMAS DE TUBERÍA
Un sistema de tuberías es un conjunto de elementos que describiremos al detalle en los siguientes párrafos:
3.5. SISTEMA DE TRANSPORTE
•
Es uno o más segmentos del Gasoducto, usualmente interconectados para conformar una red, que transportan Gas de un sistema de recolección, desde la salida de una planta de procesamiento, o un campo de almacenamiento, hacia un sistema de distribución de alta o baja presión, un cliente que compra un gran volumen, ú otro campo de almacenamiento. Línea de transporte es un segmento de gasoducto instalado en un sistema de transporte entre campos de almacenamiento.
•
Campo de almacenamiento es un campo geográfico que contenga un pozo o grupo de pozos interconectados que están terminados y dedicados al almacenamiento subterráneo de grandes cantidades de gas.
•
Línea de servicio de gas es la tubería instalada entre una línea principal u otra fuente de provisión o abastecimiento de Gas y un sistema de medición. (ASME, 1999)
3.6. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
•
Sistema de distribución de baja presión es un sistema de tuberías para distribución de gas, en el cual la presión del Gas en las líneas principales y las de servicio, es substancialmente la misma que la de entrega en los
implementos del cliente. En estos sistemas, no se necesita un regulador en cada línea de servicio individual. •
Sistema de Distribución de Alta Presión es un sistema de tuberías de distribución de Gas que opera a una presión mayor a la presión de servicio estándar que se entrega al cliente. En tales sistemas, se requiere un regulador de servicio para cada línea de servicio para controlar la presión entregada al cliente. (ASME, 1999)
3.7. TÉRMINOS DE PRESIÓN
La Presión, a menos que se indique de otra manera, se expresa en libras por pulgada cuadrada, por encima de a presión atmosférica (es decir, presión manométrica) y se abrevia [psig]. Se detallara algunas de las características de las presiones manejadas en el diseño. •
Presión de diseño es la máxima presión permitida, según se la determina mediante los procedimientos aplicables a los materiales y las localidades de las que se trate.
•
Máxima Presión de Operación (MOP), algunas veces se hace referencia a ella como la máxima presión de operación actual o real; es la presión más alta a la cual se opera un sistema de tuberías durante un ciclo normal de operación.
•
Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) es la presión máxima a la cual un sistema de gas puede operarse. Máxima presión admisible de prueba es la máxima presión interna del fluido permitida, para una prueba de presión, basada en el material y la localidad de que se trate.
•
Presión de servicio estándar, llamada a veces la presión normal de utilización, es la presión de Gas que se mantiene en una instalación para aplicarla a los medidores de sus clientes domésticos.
•
La protección contra sobre-presiones se provee mediante un dispositivo o equipo instalado para evitar la presión excesiva en un recipiente de presión, un gasoducto o un sistema de distribución, excediendo un valor predeterminado. Puede obtenerse esta protección instalando una estación de desahogo o alivio de presiones o una estación limitadora de presión.
•
La prueba de retención de presión demuestra que los tubos o el sistema de tubería no tiene fugas, según se evidencia por la no caída de presión durante un período de tiempo especificado después de que la fuente de presión ha sido aislada. (ASME, 1999).
3.8. CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA
Se describirá las diferentes características según las normas existentes para las tuberías. 3.8.1. ESPECIFICACIÓN DE LA TUBERÍA SEGÚN API 5L Según la especificación tenemos que considerar: a) Esbeltez
La esbeltez de la tubería se define como la relación entre el espesor y el diámetro nominal de la tubería. En el transporte de hidrocarburos se utilizan tuberías con esbeltez menor o igual a 0.1:
b) Niveles de especificación del fabricante Según el código API 5L, existen dos niveles de tuberías (PSI, Producto Specificstion Level): •
PSL-1: Especificación menos exigente, con menos pruebas mecánicas de control de calidad.
•
PSL-2: Mayor cantidad de pruebas de control de calidad, generalmente utilizada para redes troncales
c) Grados de tubería Los grados de la tubería, seguidos por los primeros dos dígitos del Specified Minimum Yield Strength (SMYS) en Psi, son los grados estandarizados según los Niveles de especificación del fabricante de la tubería. Dichos valores se F = Factor de junta longitudinal P = Presión de diseño psig. S = Tensión mínima de fluencia especificada, psi, estipulada en la especificación bajo la cual se compró la tubería del fabricante. T= Factor de disminución de temperatura. t = Espesor nominal de pared, pulgadas.
muestran en la tabla . (American Petroleum Institute (API Specification 5 L), 2000)
Tabla 2.5: Grados Normalizados para las tuberías PSL-1 A25 A PSL-2 B
B
X42 X46 X52 X56 X60 X65 X70
X42 X46 X52 X56 X60 X65 X70 X80
Fuente: American Petroleum Institute
3.9. ANTECEDENTES DEL GAA
El gasoducto al altiplano es uno de los ramales principales de nuestro país, ya que transporta gas natural al occidente del país, abasteciendo a su población. Este gasoducto fue construido en su primera fase en 1984-1988 solo abarca el ramal principal. Tiene una longitud total de 779.28 km.
Después de unos años se evidencio que se tenía un incremento en la demanda de dicho compuesto, por lo tanto se observe que la capacidad que se mandaba no era suficiente, entonces se empezó a construir tuberías paralelas que al mismo modo de incrementar la capacidad también mejora las caídas de presión de los tramos donde era instalada.
Figura
Fuente: YPFB Transporte
:
Gasoducto al Altiplano
3.9.1. PARÁMETROS ACTUALES
-
SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS MERCADO INTERNO OCCIDENTE o Gasoducto Al Altiplano (GAA)
-
SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS MERCADO INTERNO OCCIDENTE o Estación de Compresión Samaipata o Estación de Compresión Oconi o Estación de Compresión Chilijchi o Estación de Compresión Huayñakhota o Estación de Medición Cochabamba o Estación de Compresión Parotani o Estación de Compresión Totoroco o Estación de Medición Oruro o Estación de Compresión Sica o Estación de Medición Senkata
3.9.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO A TRANSPORTAR
COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL COMPONENTE
N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ TOTAL Peso Molecular Gravedad Espec. GPM Propano Valor C. Bruto H2S
RÍO GRANDE
SIRARI
VIVORA
CARRASCO
PORCENTAJE MOLAR 0.31 1.54 5.79 0.01 86.11 86.15 7.23 7.33 0.51 3.2 0.02 0.4 0.1 0.83 0.1 0.19 0.1 0.18 0 0.1 0 0.07 100 100
1.85 0.941 92.316 4.502 0.349 0.002 0.01 0.005 0.007 0.003 0.015 100
0.583 0.079 87.047 7.134 3.088 0.431 0.842 0.222 0.233 0.184 0.117 100
2.546 0.623 85.38 6.343 3.103 0.372 0.919 0.215 0.225 0.141 0.106 100
17.283
19.042
19.276
18.880
0.597
0.6575
0.665
0.112
1.564
1.540
1,022.68
SAN VUELTA ROQUE GRANDE
COMPOSI PROME
1.79 0.06 88.01 9.14 0.93 0.03 0.03 0.01 0 0 0 100
1.45 0.997 87.21 6.937 2.237 0.322 0.47 0.131 0.125 0.071 0.042 100
19.010
17.849
18.65
0.652
0.656
0.616
0.644
0.157
1.479
0.279
1.009
1,159.61 1,125.98 1,012.26 1,143.8 1,076.4 NO EXISTE H2S EN NINGUNO DE LOS CAMPOS
El fluido que va a ser transportado por el GAA es gas natural y su composición y propiedades se muestran en la siguiente tabla. .
1,101.6
3.10.
ECUACIONES DE DISEÑO
A continuación se verán las ecuaciones a ser usadas para el proyecto.
3.10.1.
Q=38,774 ∙
ECUACION GENERAL DE FLUJO
TB ∙F∙ PB
( )
[
SG ∙ P 2m ∙ ( H 2−H 1 ) P −P −0.0375 ∙ Z∙Tm 2 1
(
2 2
SG ∙ L∙ Z ∙T m
)
0,5
]
∙ d 2,5 ∙ E
Donde:
Q = Caudal de gas, [ft3/día] P1= Presión de entrada, [psia] P2= Presión de salida, [psia] PB= Presión base, [psia] TB= Temperatura base, [°R] Tm= Temperatura de flujo del gas, [°R ] d = Diámetro interno de la cañería, [plg] L = Longitud de la cañería [ millas] SG = Gravedad especifica del gas [ adimensional] Z = Factor de compresibilidad del gas[ adimensional] F = factor de transmisión [adimensional] E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería, adimensional E = 1.0 para cañerías nuevas y limpia E = 0.95 para cañerías en buenas condiciones de operación E = 0.92 para cañerías en condiciones operativas ni buenas, ni malas
E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación
Esta ecuación es aplicable para flujos constante con variación de factor de compresibilidad. 3.10.2.
NUMERO REYNOLDS
ℜ=0,0004778∙
P B SG ∙Q ∙ TB μ∙d
( )(
)
Donde: d= Diámetro interno de la cañería, [plg] SG= Gravedad especifica del Gas [adimensional] TB= Temperatura base, [°R.] PB= Presión base,[ psia.] Q = Caudal del gas, [pcd] µ = Viscosidad del gas [Lb/Ft-s]
3.10.3. F=−4 ∙ log
FACTOR DE TRANSMISION DE COLEBROOK
(
εa 1,413∙ F + 3,7 ∙ d ℜ
)
Donde ε a =rugosidad absoluta [plg] d =diámetro interno [plg] ℜ =numero de Reynolds [adimensional] F =factor de transmisión [adimensional] 3.10.4.
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD
Mide la desviación del comportamiento ideal de un gas
1+344400∙
1.785∙≥¿∙ Pm
10
z=
T 3.825 m 1 ¿
Donde: Pm= presion promedio(Psig) T m=temperatura de flujo(ºR) ¿=gravedad especifica( adimensional)
z=factor de compresibilidad ( adimensional )
P=
3.10.5.
ECUACION DE BARLOW
3.10.6.
PARA CÁLCULO DE DIÁMETRO Y PRESIÓN REAL.
2∙ t ∙ s ∙ FET D
Donde: t=espesor de latuberia ( plg ) s=tension de fluencia minima especificada smys (Psig)
D=diametro externo de latuberia ( plg ) F=factor de diseñoo factor de construccion ( adimensional ) T =factor de temperatura ( adimensional ) E=factor de juntalongitudinal ( adimensional )
3.10.7.
TABLAS PARA EL FACTOR DE DISEÑO “F”
CLASE DE LOCALIDAD Localidad 1, Clase 1 Localidad 1, Clase 2 Localidad, Clase 2 Localidad, Clase 3 Localidad, Clase 4 3.10.8.
ESPECIF. Nº ASTM A 53
ASTM A 106 ASTM A 134 ASTM A 135 ASTM A 139 ASTM A 211 ASTM A 333 ASTM A 381 ASTM A 671
ASTM A 672
API 5L
Factor de diseño, F 0.8 0.72 0.6 0.5 0.4
FACTOR DE JUNTA LONGITUDINAL
CLASE DE TUBERIA Sin costura Soldado por resistencia electrica Soldado a tope de horno, soldadura continua Sin costura Soldadura por electrofusion con arco Soldado por resistencia electrica Soldado por electrofusion Tuberia de acero, soldadura con espiral Sin costura
FACTOR “E” 1.00 1.00 0.6
Soldada por resistencia electrica Soldadura por arco, doble sumergible Soldado por electrofusion Clases 13,23,33,43,53 Clases 12,22,32,42,52 Soldado por electrofusion Clases 13,23,33,43,53 Clases 12,22,32,42,52
1.00 1.00
Sin costura Soldado por resistencia electrica Soldado por electrofulguracion Soldado por arco sumergido Soldado a tope en horno
1.00 1.00 1.00 1.00 0.60
3.10.9. TEMPERATURA ºF
1.00 0.80 1.00 0.80 0.80 1.00
0.80 1.00 0.80 1.00
FACTOR DE TEMPERATURA FACTOR DE DISMINUCION TEMPERATURA, T
DE
250 o menos 300 350 400 450
1.000 0.967 0.933 0.900 0.867
3.10.10.
DISEÑO DE LOOPS
El diseño de Loops es un conjunto de tuberías que se plasman en un término del idioma inglés que refiere una técnica que puede ser utilizada para incrementar la capacidad de transporte de un ducto, mediante la construcción de una tubería paralela que nace en un punto de un ducto principal para volver a unirse luego de una determinada distancia.
Muchas veces es necesario instalar ductos paralelos o también llamados “Loops” como se muestra en la Figura 2.3. Es instalada por muchas razones por ejemplo disminuir la caída de presión en ciertos tramos, o incrementar el caudal de flujo. Se deben considerar dos principios para estos cálculos:
1. El primero la conservación del flujo en los empalmes. 2. El segundo que la presión es común en ambas líneas paralelas. (Mott, 2006) Figura2.3:
Esquema del
P1
incremento del Loop en un ducto La ; Da
P2
q_actual
La q _ n u e vo
q _a P2
P1 q _b L b ; Db
Fuente:( Garaicochea,1991)
Con los caudales, longitud de la tubería (La), y tomando un diámetro para los Loops, es posible determinar la longitud equivalente (Lb) en la cual existirá la misma caída de presión que en el ducto inicial.
Para el cálculo de las longitudes equivalentes, adecuadas para que se cumpla ΔPa=ΔPb tenemos las siguientes ecuaciones. Determinando las capacidades de transporte.
Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop. Su capacidad será medida en porcentaje. Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularan en las dos tuberías
Determinar la capacidad de transporte
3.16
CALCULO DE LA LONGITUD DEL LOOP 2 Q1 −1 Q2 X= ∙L 2 1 −1 d 2 83 1+ d1
( )
[( ( ) ) ]
Donde X =longitud del LOOP [milla] Q1 =caudal que se transporta por el ducto existente [pcd ] Q2 =caudal final que se transporta considerando el ducto existente y el LOOP
d 1 =diámetro interno de la tubería del ducto existente [plg] d 2 =diámetro interno de la tubería de la línea paralela y/o LOOP [plg] L =longitud original del ducto existente [milla]
CAPITULO 4 NORMAS DE CONSTRUCCION DE DUCTOS
4. REVISIÓN DE NORMAS A UTILIZARSE
El análisis del contenido nos permite reducir y sintetizar la información más conveniente ya que las normas son muy extensas. Para recopilar la información relevante de las normas en el proceso de diseño de gasoductos se contempla las normas ASME B31.8 y ANSI. Desarrolladas en los siguientes puntos:
4.1. ASME B31.8 Son normas específicas, que caracterizan las diferentes etapas del transporte de un gas a través de tuberías, ya que el gas es un poco más complejo que los líquidos debido al manejo de presiones y su composición volátil.
En el cuadro se analizará el contenido más importante de la norma en cuestión, resumiendo los capítulos tomados en el proceso del diseño.
Cuadro : Normas ASME CAPÍTULO CAPÍTULO I
CARACTERÍSTICAS
OBSERVACIONES Parte permanente del sistema de tuberías MATERIALES Y construido bajo el presente código y seguro EQUIPO para las condiciones bajo las cuales se usen. CALIFICACIÓN DE Se clasifican en 6: MATERIALES Y (a) ítems que conforman con los EQUIPO estándares o especificaciones referenciados en este Código. (b) ítems que son importantes desde el punto de vista de la seguridad. (c) ítems de un tipo para el cuál los estándares o especificaciones se referencian en este Código, pero que no se conforman a los estándares y son de importancia relativamente menor desde el punto de vista de la seguridad debido a su pequeño tamaño o debido a las condiciones bajo las cuales se los debe utilizar. (d) ítems de un tipo para el cuál no hay referencia a ningún estándar o especificación en este código, por ejemplo, compresores de gas. (e) ítems propietarios. (f) tubería no identificada o usada.
MATERIALES PARA USO EN CLIMAS FRÍOS
Impacto que causa la baja temperatura sobre las propiedades de los materiales que se usan para las instalaciones que estén expuestas a temperaturas de suelo inusualmente bajas o temperaturas atmosféricas muy bajas.
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
Tubería de acero, tubería de hierro dúctil, tubería plástica y componentes.
CARACTERÍSTICAS
OBSERVACIONES
ESPECIFICACIONES DE EQUIPO
Ciertos detalles de diseño y fabricación, se refieren necesariamente al equipo, tales como los colgadores de tubería, amortiguadores de vibración, instalaciones eléctricas, motores, compresores, etc. Se dan aquí, especificaciones parciales para tales ítems de equipo, particularmente si es que afectan la seguridad del sistema en el cual van a instalarse.
TRANSPORTE DE LA TUBERÍA DE LÍNEA
La tubería deberá ser probada hidrostáticamente durante por lo menos dos horas a por lo menos 1.25 veces la máxima presión admisible de operación si es que se instala en una localidad de Clase 1, o por lo menos a 1.5 veces la máxima presión admisible de operación si se instala en una localidad de Clase 2, 3 ó 4.
CAPÍTULO I
CAPÍTULO IV
CAPÍTULO
Se tiene la intención de que los requerimientos de diseño del presente Código sean adecuados para la seguridad pública bajo todas las condiciones que se DISEÑO, encuentran en la industria del gas. Los INSTALACIÓN Y gasoductos construidos antes de la PRUEBAS publicación de la presente edición y diseñados en conformidad con las clases de localidades establecidas en cumplimiento con ediciones previas del presente Código. Limitaciones a la presión de Diseño, limitaciones a la tensión mínima de fluencia específica, requerimientos TUBERÍA DE ACERO adicionales para el espesor nomina de pared, factores de diseño y la clase de la localidad. Requerimientos de los sistemas de ductos OTROS MATERIALES de Hierro dúctil. CARACTERÍSTICAS
OBSERVACIONES
ESTACIONES DE COMPRESIÓN
Ubicación del edificio de compresores, construcción del edificio, salidas o escapes, áreas cerradas con verjas o alambradas, instalaciones eléctricas, dispositivos de seguridad y requerimientos de limitación de presión en estaciones de compresión.
Requerimientos básicos para la protección contra la sobre presión accidental, Todo ducto, línea principal, sistema de distribución, medidor del cliente, e instalaciones conexas, estación de compresión, depósito de tipo tubo, depósito de tipo botella, recipientes fabricados con CONTROL Y tubería y accesorios, y todo el equipo LIMITACIÓN DE LA especial, si se halla conectado a un PRESIÓN DEL GAS compresor o a una fuente de Gas donde la falla del control de la presión u otras causas pudieran dar por resultado una presión que exceda la máxima presión IV admisible de operación de la instalación, deberá estar equipada con dispositivos adecuados para aliviar la presión. Exceptuando las instalaciones de costa afuera, se deberán instalar válvulas de cierre sección alisadoras en los ductos nuevos de transporte al tiempo de efectuar VÁLVULAS la construcción. Al determinar el espaciamiento de las válvulas seccionadoras, se deberá brindar principal atención a las ubicaciones que proveen acceso permanente a las válvulas. Fuente: Elaboración propia en base a las normas ASME B31.8
4.2. ANSI (PROGRAMA DE TUBERÍAS) Para el programa de tuberías se identificó la clase 600 porque las presiones de operación permitidas están dentro de este rango, se muestra en la tabla las diferentes presiones con las diferentes temperaturas para el transporte del gas.
Tabla : Programa de tuberías
Presión Máxima Permitida clase 600 Temperatura F
Presión de prueba hidrostática 2,225 (psig)
de -20 a 100 200 300 400 500 600 650 700 750
1,480 1,350 1,315 1,270 1,200 1,095 1,075 1,065 1,010
800 825 850 535 900 345 950 205 1,000 105 Fuente: Elaboración propia en base a las normas ANSI La composición de Río Grande nos indica que estamos en presencia de Gas seco, con una gravedad específica de 0.597 se tiene como peso molecular 17.28 lb/lb-mol, estos datos recopilados se utilizarán para encontrar ciertas propiedades del Gas, como ser densidad, factor de compresibilidad y viscosidad.
CAPITULO 5 ANALISIS DE COSTOS
5. COSTOS
El costo total de un gasoducto por es 1000000 $us por cada 500 [m] que viende de un análisis que se detalla a continuación.
Se describirá los costos más importantes a tomarse en cuenta en el diseño de un gasoducto.
5.1. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE SUS COMPONENTES
Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor conveniencia por pulgada y milla, pulgada y kilómetro o por centímetro y kilómetro. Los costos de construcción de ductos mayores son casi directamente proporcionales a su longitud. Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también resultan mucho más altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio. Los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y los costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud. Un aspecto a tener en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a veces en el término de unos cuantos meses. (Azcona, 2006)
5.2. COSTOS DE LOS GASODUCTOS
El costo de un gasoducto está constituido predominantemente de los siguientes componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales, costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales. La mayor porción del total consiste en los costos de materiales e instalación, .cuando se estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debe ser considerado. a. Costos de derecho de vía (right of way ROW). Los costos de derecho de vía consisten en el pago de los derechos del suelo tomado y el pago de daños y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos realizados.
Los dos factores que más afectan el costo ROW son:
•
Densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general cuánto más alta sea la densidad poblacional, los costos ROW son más altos;
•
Factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El paso por áreas ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la longitud del ducto, lo cual, a su turno, puede resultar en el agregado de gastos devenidos por el cruce de más inmuebles (parcelas). (Azcona, 2006)
5.3. COSTOS DE MATERIALES Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías, revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se incrementa con el diámetro del ducto planificado.
La tubería usualmente será el ítem más costoso y la misma es producida en un rango de diámetros discretos en diferentes materiales. El material principal que se emplea para la construcción de gasoductos de transporte es el acero al carbono de alta resistencia debido a que puede soportar altas presiones.
Su fabricación se basa en la norma norteamericana API 5L que define sus características. El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos de la tubería. Los factores que afectan el costo de los materiales son:
• •
La velocidad de flujo de diseño y la presión de operación máxima permisible (MAOP) del gasoducto. Densidad de población encontrada a lo largo del trayecto propuesto, y disponibilidad de materiales.
La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante en la velocidad de flujo o en el MAOP puede afectar sensiblemente el costo del gasoducto.
La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases de localización del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una
relación directa con el espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el peso de la tubería y, en consecuencia, el costo.
La disponibilidad de material está relacionada al número de proyectos de ductos que se están llevando a cabo simultáneamente. (Azcona, 2006)
5.4. COSTOS DE INSTALACIÓN
Los costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las características del terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano de obra.
•
La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los costos de instalación en comparación con las áreas rurales.
•
Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ríos, restauración de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios arqueológicos o históricos.
•
El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la construcción debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos, boscoso en lugar de áreas abiertas, tierras húmedas en lugar de áridas, o zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados.
•
Si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno tiene directa relación con los costos de los trabajos. En general, la construcción en primavera e invierno implica menores costos.
•
La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente las licitaciones de contratistas. (Azcona, 2006)
5.5. COSTOS DE INGENIERÍA
Los costos de ingeniería varían con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los gastos generales usualmente los establece cada empresa en particular y se expresan como un porcentaje del costo total del proyecto.
Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto. La tabla 2.7 muestra la participación porcentual promedio de cada ítem en el costo total de un gasoducto. (Azcona, 2006)
Tabla 2.7: Costo total de un gasoducto Item
Proporción
Materiales
33%
Instalación
43%
Terreno y Derecho de Vía
6%
Otros (Ingeniería, supervisión, administración, financiamiento y 18% contingencia) Costo Total 100% Fuente: (Azcona, 2006)
5.6. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA
Se realizo un análisis de contenido de los diferentes datos recolectados hasta la gestión 2011,.Se pudo obtener la proyección del consumo de Gas al Occidente del País del 2012-2017 como se puede observar en la tabla 3.4, se aprecia un incremento del consumo.
Después de haber realizado los diferentes cálculos, se evidenció la necesidad de incrementar el caudal, justificando por qué realizar e implementar los Loops de TOTOROCO- SICA SICA
Tabla 3.4: Proyección de la demanda de gas en [MMpcd] AÑO LA PAZ COCHABAMBA ORURO TOTAL 2,012 28.86 34.55 5.33 68.74 2,013 30.64 36.42 5.48 72.54 2,014 32.42 38.30 5.77 76.48 2,015 34.19 40.17 5.92 80.28 2,016 35.97 42.05 6.06 84.08 2,017 37.74 43.92 6.21 87.88 Fuente: Elaboración Propia según YPFB Corporación
CAPITULO 6 APLICACIÓN DEL PROYECTO 6. UBICACIÓN DEL TRAMO TOTOROCO- SICA-SICA
El tramo mencionado se extiende desde la estación de compresión de TOTOROCO en COCHABAMBA hasta la estación de compresión en SICASICA en la paz este tramo tiene una extensión de 153 km
6.1. UBICACIÓN DEL LOOP
El proyecto de construcción de LOOP se aplicara en el tramo TOTOROCOSICA SICA con una longitud de 50 KM aplicado la salida de la estación de compresión de TOTOROCO
6.2. DISEÑO DEL LOOP
La capacidad máxima del gasoducto GAA es 88 [MMPCD] el diámetro es de 10 [PLG] para el 2018 el caudal que se necesitara será de 100[MMPCD]. La longitud del tramo TOTOROCO-SICA SICA es de 153 [Km] con una presión de operación de 1420 [Psia] compuesto de 4 unidades compresoras Waukesha-Ariel de 1500 [HP] Este ducto transporta gas natural de viscosidad de 0,000008121 [lb/pie-s] La composición del gas transportado es el siguiente
FRACCI COMPONE ON NTE MOLAR METANO 98,9
PESO MOLECU XI*PM LAR 16,043 15,8665
ETANO
6,57
PROPANO 0,99
44,097
N-BUTANO 0,18
58,124
I-BUTANO
0,0899
58,124
0,0398
72,151
0,0498
72,151
0,0398
78,114
NPENTANO IPENTANO HEXANO
SG=
30,07
27 1,97559 9 0,43656 03 0,10462 32 0,05225 348 0,02871 61 0,03593 12 0,03108 937 18,5312 996
18,531 =0,63 28,96
La eficiencia del LOOP al ser nueva es 1, su rugosidad absoluta para ambas tuberías es de 0,0018 [Plg] -
calculo de la longitud del LOOP
X=
Q1 2 −1 Q2
( )
∙ L=
80 2 −1 100
( )
[ ( ( ) ) ] [( ( ) ) ] 1 d2 1+ d1
2
8 3
−1
1 10 1+ 10
2
8 3
∙ 95,09=45,64[mi]
−1
El LOOP proyectado deberá tener una extensión de 46 [mi]
6.3. CALCULO DE COSTOS
Considerando que el costo por cada milla es 2000000 [$us] 2000000×46=92 [MM$us] ITEM
PROPORCIÓ N
COSTO [MM$US]
Materiales
33%
30,36
Instalación Terreno y Derecho de Vía Otros (Ingeniería, supervisión, administración, financiamiento y contingencia) Costo Total
43%
39,56
6%
5,52
18%
16,56
100%
92
El costo total será de 92 millones de dólares.
CAPITULO 7 CONCLUSIONES Y BIBLIOGRAFIA 7. CONCLUSIONES
-
-
Debido al aumento de la demanda de gas natural, se hace necesario la construcción de un LOOP para incrementar la cantidad de gas que se pueda transportar para evitar el racionamiento de este energético. El mantenimiento e inspección de las tuberías es importante para evitar desabastecimiento de gas
7.1. RECOMENDACIONES
-
Se recomienda que el presente proyecto se implemente en la gestión 2018 debido a la alta demanda del consumo de Gas Natural en el Occidente del País.
-
Se debe hacer seguimiento de la producción, consumo de gas natural para poder realizar proyectos de construcción nuevos de LOOP`s y ductos.
7.2. BIBLIOGRAFÍA
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