ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “
BOLIVIA”
TRABAJO DE GRADO
DISEÑO CONCEPTUAL DE LOOPS EN EL GASODUCTO AL ALTIPLANO ENTRE LOS TRAMOS HUAYÑAKHOTA-PAROTANI Y PAROTANI-PONGO
KATERYN CAMARGO SEJAS
COCHABAMBA, 2012
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”
TRABAJO DE GRADO
DISEÑO CONCEPTUAL DE LOOPS EN EL GASODUCTO AL ALTIPLANO ENTRE LOS TRAMOS HUAYÑAKHOTA-PAROTANI Y PAROTANI-PONGO
KATERYN CAMARGO SEJAS
Modalidad: Proyecto de Diseño presentado como requisito parcial para optar al título de Licenciado en Ingeniería Petrolera
TUTOR: Ing. M.Sc. GASTON RIOJA CARDENAS
COCHABAMBA, 2012
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”
TRABAJO DE GRADO
DISEÑO CONCEPTUAL DE LOOPS EN EL GASODUCTO AL ALTIPLANO ENTRE LOS TRAMOS HUAYÑAKHOTA-PAROTANI Y PAROTANI-PONGO
KATERYN CAMARGO SEJAS
Modalidad: Proyecto de Diseño presentado como requisito parcial para optar al título de Licenciado en Ingeniería Petrolera
TUTOR: Ing. M.Sc. GASTON RIOJA CARDENAS
COCHABAMBA, 2012
El presente proyecto de grado lo dedico a mis padres Freddy Camargo Orrellana y Lily Sejas Ortega por brindarme su amor, confianza, sabiduría y valor, siendo la fuerza impulsora para culminar este proyecto, apoyándome en todo momento siendo mi motivación e inspiración para superarme cada día más y poder luchar para que la vida me depare un futuro mejor.
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por enseñarme el camino correcto de la vida, guiándome y fortaleciéndome cada día.
A mis padres, por todo el cariño brindado por la paciencia y apoyo incondicional. Muchas gracias por darme la oportunidad de crecer en el ámbito profesional.
A mis hermanas Tatiana y Dapne por crecer y confiar siempre en mí, apoyándome en todas mis decisiones, no concibo la vida sin su compañía, sus cuidados y su gran amor. Gracias por hacer de todas las situaciones siempre amenas.
A mis abuelitos Ángel y Josefina, por los consejos y palabras de aliento, a lo largo de mi vida.
A Miguel por ser mi apoyo, gracias por tu gran paciencia y amor, por tu ayuda, por haber creído en mí e impulsarme en el transcurso de esta etapa de mi vida.
A mis amigas que estuvieron a mi lado en las buenas y las malas (Cintia, Cristh, Lisbeth, Pamela y Sol) me brindaron su amistad, colaboraron, apoyaron y sobre todo me aconsejaron.
Mis más sinceros agradecimientos al Ing. Gastón Rioja Cárdenas, a mis revisores el Ing. Marco Paniagua Cisneros y el Ing. Edwin Maldonado Salazar por su colaboración, orientación y tiempo dedicado en el desarrollo y culminación del trabajo.
A la Escuela Militar de Ingeniería, a todos los catedráticos, oficiales y personal administrativo de esta casa superior de estudios, por haber impartido sus conocimientos y darme la oportunidad de culminar con mi formación académica.
RESUMEN EJECUTIVO TITULO
“Diseño Conceptual De Loops En El Gasoducto Al Altiplano
Entre Los Tramos Huayñakhota-Parotani Y Parotani- Pongo” ¿El diseño de Loops entre Huayñakhota –Parotani y Parotani –
PROBLEMA
Pongo, podrá atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los próximos cinco años?
MÉTODO DE ANÁLISIS
Formulada como Pregunta El proyecto básicamente es un diseño conceptual de Loops donde se desarrolla el cálculo de longitudes, diámetros óptimos
DESCRIPCIÓN
de transporte y espesores de tubería, para los tramos
DE LA
Huayñakhota-Parotani Y Parotani-Pongo, que responde al
PROPUESTA
objetivo general y a las justificaciones planteadas para ampliar la capacidad de flujo transportado y reduciendo caídas de presión atreves de la implementación de Loops. La implementación del proyecto tendrá un costo aproximado de
PRESUPUESTO APROXIMADO
CINCO MILLONES CUATROCIENTOS OCHENTA Y SEIS MIL TREINTA Y NUEVE dólares americanos (5’486,039 $us) de determinando que el metro lineal llega a costar CIENTO VEINTIDÓS dólares americanos (122 $us).
CONTENIDO GENERALIDADES En el capitulo de generalidades se contempla como problema el incremento anual del 8 % del consumo de Gas en los Departamentos de La Paz, Cochabamba y Oruro (Occidente del País) se plantea, diseñar conceptualmente Loops en el gasoducto al altiplano entre los tramos Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo para atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los próximos cinco años, por lo tanto se determino cinco objetivos específicos que permitirán el desarrollo del diseño .
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA En este capítulo se realizó la fundamentación teórica incluyendo conceptos, métodos y cuadros de diferentes autores, a fin de fundamentar la obtención de los diferentes resultados. INGENIERÍA DEL PROYECTO En el capitulo de la ingeniería del proyecto se hace referencia y se describen a detalle los pasos, métodos operacionales y procesos necesarios para determinar longitudes efectivas, obtención del diámetro óptimo y cálculo de los espesores de la tubería todos estos pasos contemplan el diseño de Loops. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Por último, en el capítulo se planteó las conclusiones y recomendaciones. De esta manera, se logró determinar Longitudes y Diámetros de la tubería con las características de la Materia prima y la Tecnología existente, que permitirá el transporte de Gas Natural al Occidente del País por los próximos cinco años dando por concluido el proyecto.
ÍNDICE DE CONTENIDO PÁG. 1.
GENERALIDADES .......................................................................................1
1.1
INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1
1.2
ANTECEDENTES ......................................................................................... 2
1.3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 4
1.3.1
Identificación del problema ........................................................................... 4
1.3.2
Formulación del problema............................................................................. 5
1.4
OBJETIVOS ..................................................................................................5
1.4.1
Objetivo General ........................................................................................... 5
1.4.2
Objetivos específicos y acciones del proyecto ..............................................5
1.5
JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 7
1.5.1
Justificación Técnica ..................................................................................... 7
1.5.2
Justificación Social........................................................................................ 7
1.6
ALCANCE ..................................................................................................... 7
1.6.1
Alcance Temático ......................................................................................... 8
1.6.2
Alcance Geográfico ....................................................................................... 8
1.6.3
Alcance Temporal ......................................................................................... 8
2.
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA...................................................................9
2.1
MÉTODOS DE PROYECCIÓN ................................................................... 10
2.1.1
Gas en Bolivia ............................................................................................. 10
2.1.2
Etapas del estudio de mercado................................................................... 13
2.1.3
Métodos de proyección ............................................................................... 13
2.2
GENERALIDADES DEL GAS NATURAL ................................................... 16
2.2.1
Gas natural .................................................................................................17
2.2.2
Composición del gas natural ....................................................................... 17
2.2.3
Propiedades del gas ................................................................................... 18
2.3
PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS .............................. 24
2.3.1
Pasos para el diseño de un gasoducto ....................................................... 24
2.3.2
Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación 26
2.3.3
Cargas sobre el gasoducto durante su operación ....................................... 27 i
2.4
TRANSPORTE DEL GAS NATURAL ......................................................... 29
2.4.1
Definición De Sistemas De Tubería ............................................................ 29
2.4.2
Sistemas de Tubería ................................................................................... 30
2.4.3
Términos de Presión ................................................................................... 31
2.4.4
Características de la tubería ....................................................................... 32
2.5
ECUACIONES DE DISEÑO........................................................................35
2.5.1
Formula general .......................................................................................... 36
2.5.2
Numero Reynolds ....................................................................................... 36
2.5.3
Ecuación Weymouth con pendientes hacia arriba ...................................... 37
2.5.4
Ecuación de Panhandle B...........................................................................38
2.5.5
Diseño de Loops ......................................................................................... 38
2.6
SIMULACIÓN.............................................................................................. 43
2.6.1
Simulador HYSYS....................................................................................... 43
2.7
COSTOS ..................................................................................................... 44
2.7.1
Descripción y análisis de sus componentes................................................ 45
2.7.2
Costos de los gasoductos ...........................................................................45
3.
INGENIERÍA DEL PROYECTO ..................................................................49
3.1
ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN BOLIVIA ...................................................................................................... 49
3.1.1
Recopilación del consumo anual de Gas Natural ....................................... 49
3.1.2
Proyección de la demanda.......................................................................... 54
3.2
REVISIÓN DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE TRANSPORTE DEL GAS ............................................................................................................55
3.2.1
Antecedentes del GAA ................................................................................ 55
3.2.2
Parámetros actuales ................................................................................... 56
3.3
EMPLEO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO PARA LOOPS .................. 60
3.3.1
Revisión de normas a utilizarse .................................................................. 60
3.3.2
Propiedades Del Fluido a Transportar ........................................................ 64
3.3.3
Parámetros De Diseño De Loops ............................................................... 71
3.3.4
Especificaciones Para Los Cruces Especiales ......................................... 106
3.3.5
Operación Y Mantenimiento Del Gasoducto ............................................. 108 ii
3.3.6
Integridad Del Gasoducto ......................................................................... 109
3.3.7
Costos básicos.......................................................................................... 109
3.4
SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS .............................................. 114
3.4.1
Datos de entrada ...................................................................................... 114
3.4.2
Actual Gasoducto al Altiplano ................................................................... 116
3.4.3
Implementación de los Loops al GAA ....................................................... 119
3.4.4
Resultados ................................................................................................ 121
4.
EVALUACIÓN .......................................................................................... 125
4.1.
EVALUACIÓN TÉCNICA .......................................................................... 125
4.1.1
Descripción general del proyecto .............................................................. 125
4.1.2
Tubería ..................................................................................................... 125
4.1.3
Mano de obra ............................................................................................ 127
4.1.4
Producto transportado .............................................................................. 128
4.1.5
Magnitud del proyecto ............................................................................... 129
4.2.
EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................... 130
4.2.1.
Propiedades del acero .............................................................................. 130
5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................132
5.1.
CONCLUSIONES ..................................................................................... 132
5.2.
RECOMENDACIONES ............................................................................. 134
BIBLIOGRAFÍA ANEXOS
iii
ÍNDICE DE FIGURAS PÁG. Figura 1.1: Red de Gasoductos en Bolivia ................................................................. 2 Figura 1.2: Gasoducto Al Altiplano (GAA) .................................................................. 3 Figura 1.3: Ubicación de los Loops ...........................................................................4 Figura 2.1: Demanda de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría (MMmcd y porcentaje) ............................................................................................. 11 Figura 2.2: Regresión lineal...................................................................................... 15 Figura 2.3: Esquema del incremento del Loop en un ducto ..................................... 39 Figura 3.1: Consumo de Gas en La Paz .................................................................. 50 Figura 3.2: Consumo de Gas en Cochabamba ........................................................ 52 Figura 3.3: Consumo de Gas en Oruro .................................................................... 53 Figura 3.4: Proyección de la demanda de Gas ........................................................ 55 Figura 3.5: Gasoducto al Altiplano ........................................................................... 56 Figura 3.6: Caída de Presión del Gasoducto Al Altiplano ....................................... 106 Figura 3.7: Insertar la composición del gas ............................................................ 116 Figura 3.8: Elección del paquete de fluidos ............................................................ 117 Figura 3.9: Entrar al simulador ............................................................................... 117 Figura 3.10: Datos de entrada ................................................................................ 118 Figura 3.11: Estación de compresión ..................................................................... 118 Figura 3.12: Huayñakhota-Parotani ........................................................................ 119 Figura 3.13: Parotani-Pongo .................................................................................. 119 Figura 3.14: Datos de entrada ................................................................................ 120 Figura 3.15: Loops instalados ................................................................................ 120 Figura 3.16: Presión vs Distancia tramo 1 .............................................................. 121 Figura 3.17: Presión vs Distancia tramo 2 .............................................................. 122
iv
ÍNDICE DE TABLAS PÁG. Tabla 1.1: Proyección de Demanda de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno (MMmcd)…………….……………………………….…………… ..…….3 Tabla 2.1: Consumo de GN en millones de metros cúbicos día (MMmcd) ….............13 Tabla 2.2: Composición del gas natural …………………………………… ..…………...18 Tabla 2.3: Ecuaciones del Factor z ………………………………….………………….…22 Tabla 2.4: Factor básico de diseño ………………………………………… .……....….…26 Tabla 2.5: Grados Normalizados para las tuberías …………………………………..…. 33 Tabla 2.6: Máximas Presiones y Temperaturas …………………………………….…… 35 Tabla 2.7: Costo total de un gasoducto …………………………………………….… ..…48 Tabla 3.1: Consumo anual d e gas en MMpcd de La Paz………………………... .…....50 Tabla 3.2: Consumo anual d e gas en MMpcd de Cochabamba…………… .……........51 Tabla 3.3: Consumo anual de gas en MMpcd de Oruro………………………....….….53 Tabla 3.4: Proyección de la demanda de gas en MMpcd ……………..………….…….54 Tabla 3.5: Programa de tuberías ………………………………………… ...………..…….64 Tabla 3.6: Composición del Gas Natural …………….…………………...……… .....…...65 Tabla 3.7: Presión y Temperatura de flujo tramo 1 …………………… ...………..….….66 Tabla 3.8: Presión y Temperatura de flujo tramo 2 ………………………...……. ..…….67 Tabla 3.9: Temperatura y Presión Promedio ………………………………...… .………..67 Tabla 3.10: Temperatura y Presión Pseudo-reducida …….………………………… .….68 Tabla 3.11: Factor de Compresibilidad …………………………………………………… 68 Tabla 3.12: Densidad Del Gas ………………………...……………………………… ..….69 Tabla 3.13: Viscosidad del gas ………………………... ...…………………… .……..……70 Tabla 3.14: Nueva capacidad de transporte tramo 1…………………………......……..79 Tabla 3.15: Nueva capacidad de transporte tramo 2………………………………..…..88 Tabla 3.16: Calculo del diámetro de Loops ……………… ..……………….. ..…...….…..94 Tabla 3.17: Calculo de Diámetro Requerido según Weymounth ……………… ......…..96 Tabla 3.18: Calculo del Diámetro Requerido según Panhandle B…...……….…….…98 Tabla 3.19: Resumen de Diámetros Calculados ………………………………….……...99 Tabla 3.20: Selección de Factor de Diseño …………………………………………….. 100 v
Tabla 3.21: Selección de Factor de Junta Longitudinal ……………………….. ..…….100 Tabla 3.22: Selección de Factor de Reducción de Temperatura …………..…..…….101 Tabla 3.23: Valores de Resistencia Mínima a la Tensión …………………… ....….....102 Tabla 3.24: Cálculo Del Espesor Por Corrosión ……………………………… .....…….103 Tabla 3.25: Condiciones para el Cál culo del Espesor Operativo……………….…….104 Tabla 3.26: Condiciones finales …………………………………………………….……10 5 Tabla 3.27: Caída de Presión Mediante las Alturas ………………………… ..........….105 Tabla 3.28: Costos de materiales ………………………………………….. .…….…..…110 Tabla 3.29: Costo s de equipos…………………………………………….….….…...…111 Tabla 3.30: Construcción civil ………………………………………………………...…..112 Tabla 3.31: Costos para el cruce de caminos ……………………………… ...…….…..112 Tabla 3.32: Costos de derecho de vía………………………………………………. .....113 Tabla 3.33: Otros costos ………………………………………………….… ..….…..…...113 Tabla 3.34: Costo Total ………………………………………………….…….… ..…..….114 Tabla 3.35: Composición inicial ……………………………….………………. ..…….....115 Tabla 3.36: Resultados del Loop Huayñakhota-Parotani…………………………...…123 Tabla 3.37: Resultados del Loop Parotani-Pongo……………………………….......…124 Tabla 4.1: Especificacio nes de la tubería………………………...……………… ....…..126 Tabla 4.2: Regímenes de ca udal transportado………………………...……...….…….128 Tabla 4.3: Costos de im plementación……………………........………..……………….1 30 Tabla 4.4: Características de la resistencia de los materiales ( X52 y X42) ….…......131
vi
ÍNDICE DE CUADROS PÁG. Cuadro 1.1: Objetivos específicos y acciones ............................................................ 6 Cuadro 2.1: Fundamentación Teórica ........................................................................9 Cuadro 3.1: Normas ASME ...................................................................................... 61
vii
ÍNDICE DE ESQUEMAS PÁG. Esquema 4.1: Organigrama Básico Mínimo para Construcción Loop GAA-G 12”x45km Huayñakhota-Pongo………………..………………….. ......127
viii
GLOSARIO TÉRMINOS: AGA: Asociacion Americana del gas ANSI: American National Standards Institute API: American Petroleum Institute ASME: American Society of Mechanical Engineers ASTM: American Society for Testing and Materials DDV: Declaratoria del Derecho de Vía EWR: Tubería de acero sin costura GAA: Gasoducto al Altiplano GCC: Gasoducto Carrasco Cochabamba GN: Gas Natural GNV: Gas Natural Vehicular Gr.: Grados de tubería GTC: Gasoducto Taquiperenda Cochabamba HYSYS: Simulador de procesos de Aspen Tech Loop: Tuberia Paralela MAOP: Presión de Operación Máxima Admisible MOP: Presión de Operación Máxima PIPESIN: Simulador de procesos de Schlumberger ROW: Derecho de vía RPM: Revoluciones por Minutó SYMS: Esfuerzo Mínimo Especificado de Resistencia YPFB-GNRGD: Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos-Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos.
UNIDADES: $us: Dólares Americanos Adm.: Factor Adimensional C: Grados Centígrados Cp.: Centipoises F: Grados Fahrenheit Ft: Pies Hr.: Horas Kg.: Kilogramos Km.: Kilómetros Lb.: Libras Lb-mol: Libras-mol m: Metros mm: Milímetros MMmcd: Millones de metros cúbicos MMpcd: Millones de pies cúbicos Mpcd: Miles de pies cúbicos Mpa: Miles de Pascales msnm: Metros Sobre el Nivel del Mar Pcf: Libras sobre Pie cuadrada Psia: Libras sobre Pulgadas cuadrada Absolutas Psig: Libras sobre Pulgadas cuadrada Manométricas R: Grados Ranking seg.: Segundos Tn: Toneladas
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 cuál 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 51.6 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 la ciudad de Cochabamba donde la capacidad de salida de la Estación de Huayñakhota es de 75 MMpcd.
1-134
1.2
ANTECEDENTES
El Gasoducto al Altiplano (GAA) es uno de los más importantes (Figura 1.1), en la actualidad forma parte del sistema de Transporte de la Empresa YPFB Transporte S.A. Figura 1.1: Red de Gasoductos en Bolivia
Fuente: Hidrocarburos Bolivia
Se pronostica que para el 2017 la demanda de Gas se incrementara hasta 16.56 millones de metros cúbicos día (MMmcd). Según registros de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (Tabla 1.1) la proyección del consumo de Gas en el mercado interno el 2010 y 2011 comprobó que existió un crecimiento en el consumo de Gas a nivel nacional donde se vio incrementado de 8.88 a 9.94 MMmcd por esta razón la Empresa YPFB Transporte S.A. esta prestando más atención al mercado local. Los trabajos que se realizan en el GCC (Gasoducto Carrasco-Cochabamba) y GAA (Gasoducto al Altiplano) son para reforzar la provisión de Gas.
2-134
Tabla 1.1: Proyección de Demanda de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno (MMmcd).
Fuente: Estrategia Bolivia de Hidrocarburos
El Gasoducto al Altiplano (GAA) permite el abastecimiento de Gas Natural al mercado occidental del País con un consumo 65 MMpcd. La demanda de Gas Natural en el mercado occidental tiene un crecimiento constante por lo tanto para satisfacerla, el GAA se ha expandido en varias fases o etapas (Figura1.2). Figura 1.2: Gasoducto Al Altiplano (GAA)
Fuente: YPFB Transporte
3-134
El 2006 empezó la construcción del GAA por fases en el presente año esta en proyección la licitación y la posterior implementación de dos Loops en el gasoducto principal, uno entre Huayñakhota y Parotani y Parotani-Pongo. (Figura 1.3). Figura 1.3: Ubicación de los Loops
Carretera Cochabamba – La Paz
LOOP GAA-G PROYECTO EXPANSIÓN GAA –FASE 3C
Coordenadas UTM Latitud -17.6783º
Longitud -66.4796º
Fuente: Google Earth
1.3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En esta sección se Identifica y se procede a la formulación del problema.
1.3.1 Identificación del problema El gasoducto al Altiplano (GAA) permite el abastecimiento de Gas Natural al mercado occidental del País. 4-134
La demanda de Gas Natural en el mercado occidental tiene un crecimiento constante. Por lo tanto el GAA tendrá que ser ampliado por etapas, para atender dicha demanda. Se requiere la expansión del gasoducto mencionado con la construcción de Loops debido a que existe una expansión de las redes de distribución domiciliaria, incremento de la generación de energía Termoeléctrica, y el incremento del parque de automotor.
1.3.2 Formulación del problema ¿El diseño de Loops entre Huayñakhota –Parotani y Parotani –Pongo, podrá atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los próximos cinco años?
1.4
OBJETIVOS
Para el avance del presente proyecto de grado, 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 Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo 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 Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo. 5-134
Simular el Sistema de Transporte con los resultados de las condiciones operativas reales del GAA y con el sistema de Loops a implementarse mediante HYSYS.
Estimar costos globales que presenta el Proyecto. Cuadro 1.1: Objetivos específicos y acciones
OBJETIVOS ESPEC FICOS Identificar
la
proyección
de
la
demanda de Gas en los próximos cinco años.
ACCIONES Recopilación de datos del consumo anual de Gas Natural en el occidente de país. Proyectar la demanda de Gas Natural para 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
Examinar antecedentes del GAA. Obtener parámetros operativos actuales de GAA. Revisar normas ASME 31.8, ANSI y API 5L para el empleo de las ecuaciones.
largo del Gasoducto en el tramo Definir Diámetro de Loops, con el cálculo Huayñakhota-Parotani y Parotani- de caídas de presión, diámetros nominales y presiones de operación
Pongo.
permitidas. Simular el Sistema de Transporte Determinar los parámetros operativos y con los resultados de las técnicos actuales, para el diseño del condiciones operativas reales del gasoducto y de Loops. GAA y con el sistema de Loops a Resumir los datos obtenidos por el implementarse mediante HYSYS. Estimar
costos
globales
presenta el Proyecto.
simulador.
que Describir costos básicos de Loops. Estimar costos operativos.
Fuente: Elaboración Propia
6-134
1.5
JUSTIFICACIÓN
Con el objetivo de avalar el nivel del Trabajo de Investigación, a continuación se presentan las diferentes Justificaciones.
1.5.1 Justificación Técnica Es importante tomar en cuenta las presiones de entrega del gas. En la Estación de Senkata se tiene una presión de contrato de 650 psi por consecuente para entregar a estas condiciones se debe reducir las caídas de presión en los tramos de Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo. Donde actualmente se tiene el mayor Diámetro y mayor Capacidad, el Sistema que se encuentra en Cochabamba. La realización de estos Loops en los tramos mencionados es para reducir estas caídas de presiones e incrementar su capacidad de transporte; mediante las ecuaciones de diseño de Panhandle, Ecuación American Gas Association (AGA) y de Spitzglass para el diseño de gasoductos. Se realizará los cálculos básicos, desarrollando un estudio, mediante simulaciones con el software HYSYS.
1.5.2 Justificación Social Con la construcción de estos Loops se podrá ampliar la capacidad de transporte actual, para abastecer las diferentes necesidades de consumo de Gas en el occidente del país. Donde existirá una demanda de Gas a largo plazo.
1.6
ALCANCE
A continuación se detallan las limitaciones en la realización del presente Trabajo de Investigación:
7-134
1.6.1 Alcance Temático El siguiente trabajo será realizado con la introducción al diseño de Gasoductos, y la revisión de normas internacionales para su elaboración. Tener conocimientos de las materias de Transporte de hidrocarburos y mecánica de fluidos.
1.6.2 Alcance Geográfico El trabajo se realizará en el tramo Huayñakhota-Pongo donde se encontraran los Loops a implementarse en el Gasoducto al Altiplano (GAA)
1.6.3 Alcance Temporal La elaboración del Proyecto de diseño se llevara acabo en la presente gestión 2012
8-134
2.
FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
A fin de sustentar el Trabajo de Investigación, a continuación se presenta el desarrollo de la Fundamentación Teórica. El cuadro 2.1 describe todo el contenido del capitulo, haciendo referencia a los fundamentos por acciones. Cuadro 2.1: Fundamentación Teórica OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ACCIONES
Recopilación de datos del consumo anual de Gas Identificar la proyección de Natural en el occidente de la demanda de Gas en los país. próximos cinco años. Proyectar la demanda de Gas Natural para los próximos cinco años. Examinar antecedentes del Analizar las condiciones GAA. operativas del Gasoducto al Altiplano (GAA). Obtener parámetros operativos actuales de GAA. Revisar normas ASME 31.8, Desarrollar el diseño de ANSI y API 5L para el empleo Loops basado en las caídas de las ecuaciones. de presión a lo largo del Gasoducto en el tramo Definir Diámetro de Loops, Huayñakhota-Parotani y con el cálculo de caídas de presión, diámetros nominales Parotani-Pongo. y presiones de operación permitidas. Simular el Sistema de Determinar los parámetros Transporte con los operativos y técnicos actuales, resultados de las para el diseño del gasoducto y condiciones operativas de Loops. reales del GAA y con el sistema de Loops a implementarse mediante Resumir los datos obtenidos por el simulador. HYSYS. Describir costos básicos de Estimar costos globales que Loops. presenta el Proyecto. Estimar costos operativos. Fuente: Elaboración propia
9-134
FUNDAMENTO TEÓRICO
Demanda de gas en Bolivia. Métodos de proyección.
Gas natural. Condiciones de transporte de Gas Natural. Parámetros de operación de gasoductos. Ecuaciones de diseño. Norma ASME B31.8 ANSI/ API 5 L. Presiones de operación. Loops.
Simulador HYSYS.
Descripción y análisis de costos. Costos de los gasoductos.
2.1
MÉTODOS DE PROYECCIÓN
A continuación se desarrollara la descripción de los métodos de proyección de demanda y las características sobre el consumo de Gas Natural en Bolivia.
2.1.1 Gas en Bolivia Una de las características del desarrollo energético del mercado interno ha sido la baja utilización de Gas Natural en términos relativos. En efecto, de acuerdo con datos del Balance Energético Nacional del año 1996, elaborado por la entonces Secretaría Nacional de Energía, el consumo de Gas Natural representaba el 12% del consumo total de energía. En los siguientes años el empleo de este energético se ha incrementado, alcanzando un 16.83% de participación para el año 2006 de acuerdo a información del Viceministerio de Desarrollo Energético. Asimismo, en el periodo 2000-2007 el consumo de gas destinado al mercado interno aumentó de 2.99 MMmcd a 5.89 MMmcd que corresponde a un incremento del 97%. (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2008).
2.1.1.1
Estructura del mercado interno de gas natural
En el periodo 2000-2007, la participación de consumo de gas destinado a la Generación Termoeléctrica ha registrado un comportamiento irregular con una fuerte tendencia a la baja, disminuyendo de 51% a 42% en dicho periodo.
10-134
Al contrario, la demanda de Gas para ser distribuida por redes, que incorpora el consumo del sector industrial, GNV, comercial y doméstico, se ha mantenido relativamente constante con un incremento marginal de 38% a 39% en el 2007, siendo el sector Otros el de mayor incremento desde un volumen de mandado en el año 2000 de 0.31 MMmcd, 10% sobre el total, a un 1.09 MMmcd en el 2007 que representa el 19% del consumo global (Figura 2.1). (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2008). Figura 2.1: Demanda de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría (MMmcd y porcentaje)
Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos
A continuación se especifica los puntos 1 y 2 de la grafica: 1.
Corresponde a las categorías Doméstico, Comercial, Industrial y GNV.
2.
Corresponde al consumo de Gas que toma directamente de la línea troncal en un punto ubicado fuera del área de las Distribuidoras de Gas por redes, el consumo propio de Gasoductos, Oleoductos, y de la Planta de Compresión Río Grande, consumo de refinerías y el gas consumido en venteo.
11-134
Actualmente el consumo de este energético se vio creciendo, la demanda de gas en Bolivia aumento considerablemente en el transcurso de estos años. En la estructura del mercado interno, el sector Eléctrico es el mayor consumidor de Gas Natural, registró en la gestión 2011 un consumo promedio de 4.22 MMmcd que representa el 50.05% del total. Le siguen los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de Transporte Vehicular que en conjunto tuvieron un consumo promedio 3.63 MMmcd lo que representa un 43.04% del total, según establece el Boletín Estadístico de YPFB 2011. El sector consumidores directos y otros tuvo un consumo promedio de 0,58 MMmcd, lo que representa un 6.91% del total. En promedio el Consumo del mercado interno durante la gestión 2011, alcanzó a 8.44 MMmcd, un 10% más en relación a la gestión 2010. En relación a la gestión 2010, el consumo promedio del sector Eléctrico fue mayor en 11%, el consumo promedio del sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular fue superior en 12% y el promedio del consumo directo y otros fue prácticamente el mismo. (Hidrocarburos Bolivia, 2012).
2.1.1.2
Comercialización del gas natural en el mercado interno
La principal diferencia que tiene el mercado interno de Bolivia con el resto de los países de la región es que en Bolivia la unidad de comercialización está expresada en unidades de volumen como se muestra en la tabla 2.1. Además el sistema de unidades empleado, contrariamente a lo establecido en la Ley de Metrología es el Sistema Anglo Sajón (ingles) la unidad de volumen se expresa en miles de píe cúbico (Mpc), corregido a 14.70 Psi y 60° F. (Garcia, 2011)
12-134
Tabla 2.1: Consumo de Gas Natural en millones de me tros cúbicos día (MMmcd) MMmcd AÑO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
M. INTERNO 3.40 3.20 3.10 2.72 2.73 3.36 3.53 4.31 4.69 5.70 6.29 6.95 8.01 8.61
CENTRALES TÉRMICAS 1.90 1.76 1.80 1.39 1.44 1.70 1.77 1.80 1.98 2.30 2.88 3.04 3.82 4.20
INDUSTRIALES DOMICILIARIOS 1.22 1.15 1.00 0.99 1.00 1.10 1.10 1.50 1.55 1.90 1.80 1.95 2.00 2.10
0.23 0.22 0.22 0.23 0.13 0.35 0.38 0.62 0.64 0.82 0.72 0.86 0.96 1.00
GAS VEHICULAR 0.05 0.07 0.08 0.11 0.11 0.20 0.27 0.39 0.52 0.68 0.88 1.09 1.23 1.31
Fuente: Héctor García
2.1.2 Etapas del estudio de mercado. Una de las más fáciles es aquella que esta en función del carácter cronológico de la información que se analiza. De acuerdo con este se definirá tres etapas:
Una análisis histórico del mercado
Un análisis de la situación vigente
Un análisis de la situación proyectada (Chain, 1991).
2.1.3 Métodos de proyección Existe una variedad de métodos, se debe analizar las variables de trabajo para la selección más adecuada del método a utilizarse. Los métodos son los siguientes:
Métodos subjetivos
Modelos causales
Modelos de series de tiempo 13-134
Se especificara los modelos causales donde se encuentran los métodos de regresión y econométrico los cuales se usaran en el presente trabajo, por las diferentes variables que se usaran. (Chain, 1991).
2.1.3.1
Modelos causales
A diferencia de los métodos subjetivos, intentan proyectar el mercado sobre la base de antecedentes cuantitativos históricos. Para ellos, suponen que los factores condicionantes del comportamiento histórico de algunas o todas las variables del mercado permanecerán estables. Los modelos causales de uso mas frecuente son el modelo de regresión, el modelo econométrico, el método de encuestas de intenciones de compra y el modelo de insumo producto, llamado también método de los coeficientes técnicos. A continuación se analiza cada uno de ellos por separado. Es frecuente encontrar en los estudios empíricos y en la teoría microeconómica la afirmación de que la demanda de un bien o servicio depende de muchas causas o factores que explicarían su comportamiento a través del tiempo en un momento especifico de él. Las causales explicativas se definen como variables independientes y la cantidad demandada, u otro elemento del mercado que se desea proyectar, se define como variable dependiente. La variable dependiente, en son consecuencia, se explica por la variable independiente. El análisis de regresión permite elaborar un modelo de pronóstico basado en estas variables, el cual puede tener desde una hasta n variables independientes. Existen dos modelos básicos de regresión: el modelo de regresión simple o de dos variables, y el modelo de regresión múltiple.
14-134
El primero indica que la variable dependiente se predice sobre la base de una variable independiente, mientras que el segundo indica la medición se basa en dos o mas variables independientes. En ambos casos, aunque los valores de la variable independiente pueden ser asignados, los de la variable dependiente deben obtenerse por medio del proceso de muestreo. De la observación de las variables se deriva un diagrama de dispersión que indica la relación entre ambas. Gráficamente, se representa la variable independiente, x, en relación al eje horizontal y el valor de la variable dependiente, y, en relación al eje vertical. Cuando las relaciones entre ambas no son lineales, es usual determinar un método de transformación de valores para lograr una relación lineal. El paso siguiente es determinar la ecuación lineal que mejor se ajuste a la relación entre las variables observadas. Para ello se utiliza el método de los mínimos cuadrados. Gráficamente, el diagrama de dispersión y la línea de regresión pueden representarse como se muestra en la figura 2.2. Figura 2.2: Regresión lineal
Fuente: Nassir y Reinaldo Sapa Chaina
Los puntos de la grafica representan las distintas relaciones observadas entre las variables x e y. 15-134
Matemáticamente, la forma de la ecuación de regresión lineal es expresada en la ecuación 2.1.
(2.1)
Donde YX es el valor estimado de la variable dependiente para un valor específico de la variable independiente X, a es el punto de intersección de la línea de regresión con el eje Y, b es la pendiente de la línea de regresión y X es el valor específico de la variable independiente. El criterio de los mínimos cuadrados permite que la línea de regresión de mejor ajuste reduzca al mínimo, la suma de las desviaciones cuadráticas entre los valores reales y estimados de la variable dependiente, para la información muestra. Las ecuaciones que se utilizan se muestran a continuación:
∑ ∑∑∑̅ ∑
(2.2) (2.3)
Al ser el modelo de regresión un método estadístico, es posible determinar la precisión y confiabilidad de los resultados de la regresión. El coeficiente de correlación r mide el grado de correlación que existe entre x e y. mas utilizado es, sin embargó, el coeficiente de determinación, r 2, que indica que tan correcto es el estimado de la ecuación de regresión. Mientras mas alto sea r 2, más confianza se podrá tener en el estimado de la línea de regresión. (Chain, 1991).
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. 16-134
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.
17-134
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 Metano Etano Propano n-Butano i-Butano n-Pentano i-Pentano Hexano Nitrógeno Dióxido de Carbono
Porcentaje 91.4 5.2 0.99 0.18 0.0899 0.0398 0.0498 0.0398 0.629 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.
2.2.3.1 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. 18-134
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).
2.2.3.2 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, P pc, y la temperatura crítica, T pc, 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, Ppc 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)
Sistema de Gas Natural
19-134
(2.4) (2.5)
Donde: = Temperatura pseudo-crítica, °R = Presión pseudo-crítica, psia
= Gravedad específica de la mezcla de gas. (Garaicochea, 1991)
2.2.3.3 Presión y Temperatura promedio
(2.6) (2.7)
Donde: = Temperatura promedio = Presión promedio
T= Temperatura de flujo, ºR P = Presión de flujo, psia. (Garaicochea, 1991)
2.2.3.4 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)
20-134
(2.8) (2.9)
2.2.3.5 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).
Método de Gopal (1977) Este método ajusta ecuaciones rectilíneas de diversas porciones del gráfico del
( )
factor z. Se utiliza una ecuación general de la siguiente forma:
21-134
(2.10)
Los valores de las constantes A, B, C y D para las diferentes combinaciones de se demuestran en la Tabla 2.3. Nótese que sobre
una forma diferente se utiliza. (Garaicochea, 1991)
y
de 5.4, una ecuación de
Tabla 2.3: Ecuaciones del Factor z Presión pseudoreducida , Rango entre
Temperatura pseudoreducida , Rango entre
0.2 y 1.2
1.2+y 2.8
2.8+y 5.4
5.4+y 15
1.05 y 1.2
P pr (1.6643T pr –2.2114) –0.3647Tpr +1.4385
1
1.2+ y 1.4
Ppr (0.5222T pr –0.8511) –0.0364Tpr +1.0490
2
1.4+ y 2.0
Ppr (0.1391T pr –0.2988)+0.0007T pr a+0.9969
3b
2.0+ y 3.0
Ppr (0.0295T pr –0.0825) –0.0009Tpr a+0.9967
4b
1.05 y 1.2
P pr (-1.3570Tpr +1.4942)+4.6315T pr –4.7009
5
1.2+ y 1.4
Ppr (0.1717T pr –0.3232)+0.5869T pr +0.1229
6
1.4+ y 2.0
Ppr (0.0984T pr –0.2053)+0.0621T pr +0.8580
7
2.0+ y 3.0
Ppr (0.0211T pr –0.0527)+0.0127T pr +0.9549
8
1.05 y 1.2
P pr (-0.3278Tpr +0.4752)+1.8223T pr –1.9036
9b
1.2+ y 1.4
Ppr (-0.2521Tpr +0.3871)+1.6087T pr –1.6635
10 b
1.4+ y 2.0
Ppr (-0.0284Tpr +0.0625)+0.4714T pr –0.0011 a
11
2.0+ y 3.0
Ppr (0.0041T pr +0.0039)+0.0607T pr +0.7927
12
1.05 y 3.0
Ppr (0.711+3.66Tpr )
Ecuaciones
.
-1.637/(0.319Tpr +0.522)+2.071
Número de ecuación
13
Fuente: (Garaicochea, 1991)
2.2.3.6 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:
22-134
(2.11)
Donde: = Densidad del Gas, lb/ft 3
= 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)
2.2.3.7 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).
Método de Lee-González-Eakin Lee, González, y Eakin (1966) presentaron una relación semi-empirica para calcular la viscosidad de gases naturales. Los autores expresaron la viscosidad del gas en términos de la temperatura del reservorio, la densidad del Gas, y el peso molecular
del Gas. Su ecuación propuesta (2.12) es dada por:
Donde:
23-134
(2.12)
(2.13) (2.14) (2.15)
= Densidad del Gas a presión y temperatura del reservorio, lb/ft 3
T = Temperatura del reservorio, °R La correlación propuesta puede predecir valores de la viscosidad con una desviación estándar de 2.7% y una desviación máxima de 8.99%. (Garaicochea, 1991).
2.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS 2.3.1 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.
2.3.1.1
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: 24-134
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 mas 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)
25-134
a) Localidad clase 4 Localidad clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios de varios pisos, donde el trafico 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).
2.3.1.2
Factores de Diseño F y la Clase de Localidades
Los factores de diseño en la tabla 2.4, deberán usarse para la Clase de Localidad designada. Todas las excepciones a los factores de diseño a ser usadas en la fórmula de diseño. (ASME, 1999) Tabla 2.4: Factor básico de diseño
Clase de Localidad Localidad Clase 1, División 1 Localidad Clase 1, División 2 Localidad Clase 2 Localidad Clase 3 Localidad Clase 4
Factor de Diseño, F 0.80 0.72 0.60 0.50 0.40
Fuente: ASME
2.3.2 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.
26-134
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).
2.3.3 Cargas sobre el gasoducto durante su operación El gasoducto durante su tendido y a lo largo de su vida útil presenta las siguientes cargas:
Cargas vivas
Cargas muertas
Cargas dinámicas
Efectos de incremento de presión por expansión del fluido
Cargas por expansión térmica y por contracción
Movimientos relativos de componentes conectados
Socavación, azolve y erosión de riberas
Interacción suelo-tubería
Cargas en elementos que soportan tuberías (ASME, 1999)
La descripción de todas estas cargas esta al detalle a continuación:
2.3.3.1
Cargas vivas
Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo tal como hielo o nieve que se encuentre adherido al gasoducto. 27-134
2.3.3.2
Cargas muertas
Incluyen el peso propio del gasoducto, componentes o accesorios, recubrimientos y relleno de la zanja.
2.3.3.3
Cargas dinámicas
El diseño debe considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos que estas producen en la tubería. Estas incluyen sismo, impacto, movimiento del suelo, vibración debida a los vórtices generados por corriente, oleaje.
2.3.3.4
Efectos de incremento de presión por expansión del fluido
En el diseño deben tomarse medidas para proveer la resistencia suficiente o aliviar el incremento de presión ocasionado por el calentamiento del fluido transportado.
2.3.3.5
Cargas por expansión térmica y por contracción
Se deben tomar las medidas necesarias para prevenir los efectos por expansión térmica y por contracción en los sistemas de tuberías.
2.3.3.6
Movimientos relativos de componentes conectados
El efecto del movimiento relativo de componentes conectados, deben tomarse en cuenta en el diseño del gasoducto y en aquellos tramos que, debido a su disposición, se encuentren soportando ciertos elementos que ocasiones movimientos.
2.3.3.7
Socavación, azolve y erosión de riberas
Los efectos debidos a la socavación y erosión de riberas así como el azolve deben considerarse en el diseño de cruzamientos subfluviales. (ASME, 1999). 28-134
2.3.3.8
Interacción suelo-tubería
En el diseño de gasoductos enterrados debe considerarse la interacción entre el suelo y la tubería, para determinar los desplazamientos longitudinales y las deformaciones de esta ultiman, principalmente en suelos no homogéneos.
2.3.3.9
Cargas en elementos que soportan tubería
Se deben diseñar y evaluar mecánicamente los elementos estructurales que soporten al gasoducto cuando se requieran para obras especiales, considerando las cargas y momentos presentes. (ASME, 1999).
2.4 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)
2.4.1 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.
29-134
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) .
2.4.2 Sistemas de Tubería Un sistema de tuberías es un conjunto de elementos que describiremos al detalle en los siguientes párrafos:
2.4.2.1
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. 30-134
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)
2.4.2.2
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)
2.4.3 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.
31-134
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).
2.4.4 Características de la tubería Se describirá las diferentes características según las normas existentes para las tuberías.
32-134
2.4.4.1
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 muestran en la tabla 2.5. (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
33-134
2.4.4.2
Fórmula del Diseño de Tubería de Acero
La presión de diseño para los sistemas de tuberías de gas o el espesor nominal de pared para una presión de diseño dada, se deberá determinar mediante la siguiente ecuación anteriormente mencionada para ver las limitaciones de la misma.
Donde:
(2.16)
D = Diámetro nominal exterior de la tubería, pulgadas. 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.
El factor de diseño para las líneas de ductos en Localidades Clase 1, División 1, se basa en la experiencia operativa de los gasoductos a niveles de operación que exceden aquellos de las recomendaciones anteriores. (ASME, 1999).
2.4.4.3
Programa de tubería (Schedule)
Norma ANSI para las clases 150, 300, 600, 900, 1,500 y 2,500 tuberías de acero, Bridas y Conexiones con Bridas de cobre:
Las presiones y temperaturas.
Los tamaños y el método de designación de las aberturas de la reducción de los accesorios.
El marcado.
Los requisitos mínimos para los materiales. 34-134
Las dimensiones y tolerancias.
Tornillos, tuercas, y las dimensiones de la junta y las pruebas.
A continuación se vera en la tabla 2.6 donde se observa la variación del material según las presiones y temperaturas. (The Engineering Tool Box, 1998). Tabla 2.6: Máximas Presiones y Temperaturas
MÁXIMA PRESIÓN PERMITIDA (Psig) 150 300 400 600 900 1,500 Test Presión Hidrostática (Psig) TEMPERATURA (F) 450 1,125 1,500 2,225 3,350 5,575 de -20 a 100 285 740 990 1,480 2,220 3,705 200 260 675 900 1,350 2,025 3,375 300 230 655 875 1,315 1,970 3,280 400 200 635 845 1,270 1,900 3,170 500 170 600 800 1,200 1,795 2,995 600 140 550 730 1,095 1,640 2,735 650 125 535 715 1,075 1,610 2,685 700 110 535 710 1,065 1,600 2,665 750 95 505 670 1,010 1,510 2,520 800 80 410 550 825 1,235 2,060 850 65 270 355 535 805 1,340 900 50 170 230 345 515 860 950 35 105 140 205 310 515 1,000 20 50 70 105 155 260 Fuente: The Engineering Tool Box
2.5
ECUACIONES DE DISEÑO
A continuación se verán las ecuaciones a ser usadas para el proyecto.
35-134
2,500 9,275 6,170 5,625 5,470 5,280 4,990 4,560 4,475 4,440 4,200 3,430 2,230 1,430 860 430
2.5.1 Formula general
Donde:
( )
(2.17)
Q = Caudal de gas, ft 3/día P1= Presión de entrada, psia P2= Presión de salida, psia Psc= Presión base, psia Tm= Temperatura base, °R Tsc= Temperatura de flujo del gas, °R D = Diámetro interno de la cañería, pulgadas L = Longitud de la cañería, millas Ɣ = Gravedad especifica del gas, adimensional
Zm = Factor de compresibilidad del gas, adimensional f = Coeficiente de fricción de la cañería, 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. (Garaicochea, 1991).
2.5.2 Numero Reynolds
Donde:
36-134
(2.18)
d= Diámetro interno de la cañería, pulgadas Ɣ= Gravedad especifica del Gas, adimensional
Tsc= Temperatura base, °R. Psc= Presión base, psia. Q = Caudal del gas, Mpcd µ = Viscosidad del gas, Cp. (Garaicochea, 1991).
2.5.3 Ecuación Weymouth con pendientes hacia arriba
(2.19)
(2.20)
Diferencia en altura, ft, y cuando la tubería tiene pendiente uniforme, se puede modificar la ecuación con el uso de longitud efectiva L donde e=2.781.
(2.21)
Corrección por altura aplicada a la ecuación de Weymouth:
(2.22)
Esta fórmula es usada para largas tuberías (con interior limpio y suave) mayores de 24”, y con presiones de 1 000 a 1 500 psi. Flujos totalmente turbulentos con 4.0x106≥Re ≤ 40.0x106 (Garaicochea, 1991)
37-134
2.5.4 Ecuación de Panhandle B
*() +
Para pendientes uniformes
(2.23)
(2.24) (2.25) (2.26)
Esta fórmula es usada para largas tuberías (con interior limpio y suave) mayores de 24”, y con presiones de 1 000 a 1 500 psi. Flujos totalmente turbulentos con 4.0x106≥Re≤ 40.0x106 (Garaicochea, 1991)
2.5.5 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) 38-134
Figura 2.3: Esquema del incremento del Loop en un ducto P1
La ; Da
P2
q_actual
La q_nuevo
q_a P2
P1 q_b Lb ; 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.
(2.27)
(2.28)
Determinar la velocidad del fluido en la tubería.
Donde: V= Velocidad del flujo, ft/seg. Q= Caudal del flujo, ft 3/seg. d= Diámetro, ft.
Calculo de numero de fanning “f”
Donde:
39-134
f= Fricción de la tubería, adimensional d= Diámetro de la tubería, pulgadas
Capacidad
Donde:
(2.29)
ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado). ρ= Densidad del gas, lb/ft 3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado). g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diametro de la tubería, ft. µ= Viscosidad del gas, lb/ft-seg.
Determinar el factor de velocidad
(2.30)
Verificar en grafica el factor de velocidad.
(2.31)
Este valor será obtenido por la grafica para ver el factor de velocidades. Siendo la velocidad igual a:
40-134
(2.32)
(2.33)
(2.34)
Para el cálculo del área tenemos:
Donde: A= Área de la sección, ft2 d= Diámetro, ft.
Calculo del caudal
Donde: Q= Caudal de gas, ft 3/seg A= Área de la sección, ft2 v= Velocidad, ft/seg.
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
(2.35) (2.36)
Determinar la capacidad de transporte
(Campbell, 1992)
41-134
(2.37) (2.38)
2.5.5.1
Caídas De Presión
a) Tubería Pequeña
Donde:
(2.39)
Q= Caudal, ft 3/seg.
ρ= Densidad, lb/ ft 3.
µ= Viscosidad, cp. d= Diametro, ft. ΔP/L= Caída de presión, Psi/milla.
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2.
b) Tubería Larga
Donde:
Q= Caudal, ft 3/seg. ρ= Densidad, lb/ ft 3.
µ= Viscosidad, cp. d= Diametro, ft. ΔP/L= Caída de presión, Psi/milla
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2. (Campbell, 1992)
42-134
(2.40)
2.5.5.2
Longitudes De Loop
Para las longitudes se tiene que tomar en cuenta las caídas de presión, tienen que se las mismas en la salida, la ecuación 2.43 es la descripción de este caso:
(Campbell, 1992)
2.6
(2.41) (2.42)
SIMULACIÓN
La simulación de procesos es definida como una técnica para evaluar en forma rápida un proceso con base a una representación del mismo, mediante modelos matemáticos. Las etapas de la simulación son:
Formulación del problema
Recolección de datos
Introducción de información y ejecución
Análisis de salidas
Verificación de resultados (Balcazar, 2008).
2.6.1 Simulador HYSYS HYSYS es un programa interactivo enfocado a la ingeniería de procesos y la simulación, que se puede utilizar para solucionar toda clase de problemas relacionados con procesos químicos.
43-134
El desarrollo de modelos de balances de materia y energía es la base para la evaluación de procesos y la toma de decisiones en el diseño de nuevas plantas o modificaciones de las ya existentes. El modelo del diagrama de flujo comprende un conjunto grande de ecuaciones no lineales que describen las condiciones de las unidades del proceso mediante corrientes de proceso:
Las ecuaciones específicas de cada unidad (leyes de conservación y ecuaciones de diseño específicas)
Los datos y relaciones de éstos con las propiedades físicas de las sustancias procesadas (Rodriguez, 2005).
Entre las aplicaciones más importantes de la simulación tenemos:
Predicción de los efectos de cambio en las condiciones de operación y capacidad.
Detección de cuellos de botella en la producción.
Evaluación de alternativas de proceso para reducir el consumo de energía.
Investigación de la factibilidad para la automatización de un proceso.
Este simulador cuenta con una interfaz fácil de usar para el usuario, además de permitir el empleo de operadores lógicos y herramientas que facilitan la simulación de diversos procesos. (Balcazar, 2008).
2.7 COSTOS Se describirá los costos más importantes a tomarse en cuenta en el diseño de un gasoducto.
44-134
2.7.1 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)
2.7.2 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).
45-134
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)
2.7.2.1
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.
46-134
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)
2.7.2.2
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.
47-134
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)
2.7.2.3
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 t abla 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 Materiales Instalación Terreno y Derecho de Vía Otros (Ingeniería, supervisión, administración, financiamiento y contingencia) Costo Total Fuente: (Azcona, 2006)
48-134
Proporción 33% 43% 6% 18% 100%
3.
INGENIERÍA INGENIERÍ A DEL PROYECTO
En este capítulo se presentan los resultados de la parte caracterizada por los aspectos técnicos y prácticos que permitirán el avance, el desarrollo y la obtención del diseño final de Loops acorde a las acciones propuestas en el trabajo.
3.1
ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN BOLIVIA
Para saber hasta cuanto se tiene que incrementar el caudal con los nuevos Loops se hará el desarrollo de la estimación futura hasta el 2017.
3.1.1 Recopilación del consumo anual de Gas Natural Según los datos recolectados por YPFB Corporación el consumo anual de gas al occidente del País esta dividido en tres sectores:
La Paz
Cochabamba
Oruro
A continuación se describirá el consumo anual de cada Departamento.
3.1.1.1
La Paz
El consumo de Gas Natural en este Departamento, incluye el efectuado en la ciudad de La Paz y El Alto. De acuerdo a estadísticas históricas, el único sector que no muestra importante crecimiento es el comercial, en el caso del Doméstico, GNV e Industrial, el crecimiento del consumo es notorio gestión a gestión. Como se muestra en la tabla 3.1.
49-134
Tabla 3.1: Consumo anual de gas en MMpcd de La Paz Departamento
LA PAZ
Sector de Consumo
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
% Total
Industrial
7.00
7.29
8.30
9.63
10.66
10.26
12.85
14.11
15.06
17.68
16.91
19.38
64.35
Comercial
0.24
0.26
0.30
0.34
0.41
0.45
0.52
0.58
0.73
0.85
0.94
1.21
4.02
Domestico
0.03
0.04
0.06
0.16
0.22
0.23
0.24
0.31
0.59
1.09
1.27
2.00
6.63
GN V
0.40
0.81
1.04
0.98
1.18
1.65
2.57
3.31
4.13
5.24
6.16
7.53
25.00
Total
7.67
8.40
9.69
11.10
12.47 12.47
12.59
16.18
18.30 18.30
20.51
24.86
25.28 25.28
30.12
100.00
Fuente: YPFB Corporación
En el Departamento de La Paz, el sector Industrial representa alrededor del 64.35% del total, con 19.38 MMpcd, seguido del GNV, Doméstico y Comercial, con volúmenes de 7.53, 2 y 1.21 MMpcd respectivamente como se muestra en la figura 3.1 y en el Anexo A. Figura 3.1: Consumo de Gas en La Paz
CONSUMO LA PAZ 30.117 30.000
25.000
19.379
20.000 a í d / 3 t f M15.000 M
TOTAL Industrial Comercial Domestico
10.000
GNV
7.53 5.000
1.996 1.212
.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Periodo
Fuente: Elaboración propia según YPFB Corporación
50-134
3.1.1.2
Cochabamba
El consumo de Gas Natural en el Departamento de Cochabamba incluye el consumo de la ciudad de Cochabamba, Cliza y Punata, poblaciones donde existe estructura de Redes de Distribución. La tabla 3.2 muestra el consumo anual de gas en Cochabamba. Tabla 3.2: Consumo anual de gas en MMpcd de Cochabamba Departamento
COCHABAMBA
Sector de Consumo
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
% Total
Industrial
9.55
8.71
10.13
9.27
9.97
11.06
11.26
12.40
13.22
13.60
13.93
14.71
45.25
Comercial
0.11
0.17
0.25
0.30
0.33
0.39
0.42
0.42
0.45
0.48
0.58
0.62
1.89
Domestico
0.09
0.16
0.24
0.30
0.38
0.45
0.48
0.43
0.49
0.56
0.68
0.61
1.87
GN V
1.57
2.52
3.61
4.95
6.46
8.30
10.04
11.97
13.41
14.92
15.62
16.58
50.99
Total
11.32
11.57
14.23
14.81
17.14
20.19
22.20
25.22
27.57
29.55
30.82
32.51
100.00
Fuente: YPFB Corporación
Cochabamba incrementó su consumo de Gas Natural en todos los sectores de consumo, a una tasa promedio de 10% anual. Del volumen total Departamental, el sector con mayor participación en el consumo es el GNV con 51%, seguido del Industrial con el 45.25%; los sectores Doméstico y Comercial concentran alrededor del 1.87% y 1.89% respectivamente. Mostrado en la figura 3.2 y en el Anexo A, se puede identificar el crecimiento anual del consumo de Gas.
51-134
Figura 3.2: Consumo de Gas en Cochabamba
CONSUMO COCHABAMBA 32.51 30.000
25.000
20.000 a í d / 3 t f M15.000 M
16.58
TOTAL Industrial Comercial
14.71
Domestico
10.000
GNV
5.000
0.62 .000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
0.61
Periodo
Fuente: Elaboración propia según YPFB Corporación
3.1.1.3
Oruro
El consumo de Gas Natural en el Departamento de Oruro, durante la gestión 2003 tuvo un crecimiento negativo del 23% en comparación a la gestión 2002; a partir de entonces se nota un crecimiento moderado a una tasa promedia del 8% anual. Como se muestra en la tabla 3.3
52-134
Tabla 3.3: Consumo anual de gas en MMpcd de Oruro Departamento
ORURO
Sector de Consumo
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
% Total
Industrial
3.970
4.210
4.337
3.021
3.055
3.049
3.184
3.697
3.827
3.990
4.110
4.160
69.437
Comercial
0.063
0.065
0.076
0.084
0.105
0.114
0.137
0.167
0.229
0.283
0.277
0.343
5.725
Domestico
0.003
0.005
0.009
0.071
0.118
0.133
0.140
0.196
0.273
0.361
0.385
0.548
9.147
GN V
0.003
0.016
0.038
0.054
0.044
0.069
0.093
0.166
0.253
0.457
0.788
0.940
15.690
Total
4.039
4.296
4.460
3.230
3.322
3.365
3.554
4.226
4.582
5.091
5.560
5.991
100.000
Fuente: YPFB Corporación
Los sectores Industrial y GNV son los de mayor consumo en el Departamento de Oruro, concentrando el 85% del total Departamental, el sector Doméstico concentra el 9% y el Comercial el 6% restante con 0.343 MMpcd, mostrado en la figura 3.3 y en el Anexo A, se nota el incremento anual del Consumo de Gas. Figura 3.3: Consumo de Gas en Oruro
CONSUMO ORURO 6.000
5.991
5.000
4.160 4.000 a í d / 3 t 3.000 f M M
TOTAL Industrial Comercial Domestico
2.000
GNV
0.940
1.000
0.548 0.343
0.000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Periodo
Fuente: Elaboración propia según YPFB Corporación
53-134
3.1.2 Proyección de la demanda Se realizo un análisis de contenido de los diferentes datos recolectados hasta la gestión 2011, como indica en las ecuaciones 2.1, 2.2 y 2.3 (pag.15) del modelo causal. 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 Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo. Tabla 3.4: Proyección de la demanda de gas en MMpcd
AÑO
LA PAZ
COCHABAMBA
ORURO
TOTAL
2,012 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017
28.86 30.64 32.42 34.19 35.97 37.74
34.55 36.42 38.30 40.17 42.05 43.92
5.33 5.48 5.77 5.92 6.06 6.21
68.74 72.54 76.48 80.28 84.08 87.88
Fuente: Elaboración Propia según YPFB Corporación
Las tablas detallas del cálculo de a y b que son los parámetros necesarios para la obtención de la tabla 3.4 según los consumos desde el 2,000 hasta el 2,011 se especifican en el Anexo B utilizando una regresión lineal simple por el método del modelo causal.
54-134
Figura 3.4: Proyección de la demanda de Gas
PROYECCION DEL CONSUMO ANUAL 87.875 83 73 63 a í d 53 / 3 t f 43 M M 33
La Paz
43.921
Cochabamba Oruro Total
37.74
23
Series5
13
6.21
3 2012
2013
2014
2015
2016
2017
Periodo
Fuente: Elaboración propia según YPFB Corporación
3.2 REVISIÓN DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE TRANSPORTE DEL GAS 3.2.1 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 tenia 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. 55-134
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. En la figura 1.2 del capítulo de generalidades (pág. 3) se puede observar detalladamente las diferentes fases de Construcción del Gasoducto y sus Loops. A continuación en la figura 3.5 veremos actualmente en que condiciones esta situado el GAA. Figura 3.5: Gasoducto al Altiplano
Fuente: YPFB Transporte
3.2.2 Parámetros actuales Se podrá observar las diferentes características de operación que tiene el gasoducto al altiplano, también se puede notar en el Anexo C un poco más de las características de los compresores.
56-134
3.2.2.1
Caudal de operación
El GAA opera en forma continúa, el caudal promedio de 65 MMpcd. Este caudal está en función a la cantidad de Gas consumido por los usuarios de Cochabamba, Oruro y La Paz.
3.2.2.2
Parámetros operativos
El conocimiento de Parámetros, como Presión, Temperatura y Gravedad específica se ven a continuación:
MAOP 1,440 Psig.
MOP 1,420 Psig.
Temperatura Máxima. 120°F.
Gravedad Específica 0.597.
3.2.2.3
Recepción de gas en planta de Río Grande
El Gas Natural que se transporta en el gasoducto al altiplano GAA es recibido de la planta de Repsol YPFB en Río Grande. El caudal esta en función a los consumos en el área Cochabamba – Oruro – La Paz. La presión de entrega promedio es de 1,420 Psig y un volumen promedio de 65 MMpcd
3.2.2.4
Estación de compresión Samaipata
La operación de esta planta es descrita a continuación:
Capacidad de transporte 75 MMpcd
Presión de llegada 670 Psig 57-134
RPM 850 a 1,150
Presión de descarga 1,420 Psig
3.2.2.5
Estación de compresión Oconi
Se describe los parámetros de operación de la estación a continuación:
Capacidad de transporte 75 MMpcd
Presión de llegada 670 Psig
RPM 850 a 1,150
Presión de descarga 1,420 Psig
3.2.2.6
Estación de compresión Chilijchi
La operación de la estación se describe a continuación:
Capacidad de transporte 75 MMpcd.
Presión de llegada 670 Psig
Presión de descarga 1,420 Psig
3.2.2.7
Nodo Huayñakhota
Están derivadas a la Empresa Eléctrica Valle Hermoso y a la Terminal Cochabamba.
3.2.2.8
Recepción de gas en Huayñakhota
El gasoducto GTC se interconecta con el GAA en este punto, en el cual el GTC puede inyectar o tomar gas de acuerdo a los requerimientos de la programación.
58-134
3.2.2.9
Terminal Cochabamba
En este punto se entrega a:
YPFB Refinación con una presión de salida de 100 Psig
Encogas Sacaba con una presión de salida 470 Psig
Encogas Sumumpaya con una presión de salida de 650 Psig
3.2.2.10 Estación de compresión Parotani En este punto se entrega a:
Compresión hacia Oruro con una capacidad de transporte de 51.6 MMpcd y una presión de salida de 1,420 Psig.
Entrega a usuarios Cochabamba (Parotani, YPFB Redes de Gas) con una presión de salida de 480 Psig.
Entrega a Coboce y Calco con una presión de salida de 700 Psig.
3.2.2.11 Estación de compresión Oruro Procede de Parotani con una presión de llega de 900 Psi. La compresión hacia Senkata (solo en emergencia) se la realiza con una presión de descarga de 1,100 Psig, también entrega a YPFB-GNRD (Oruro) con una presión de salida de 370 Psig.
3.2.2.12 Estación de compresión Sica Sica Procede de Parotani con una presión de llega de 650 Psig y una capacidad de transporte de 51.6 MMpcd. La compresión hacia Senkata se la realiza con una presión de descarga de 1,420 Psig.
59-134
3.2.2.13 Terminal Senkata Con una máxima presión de llegada de 700 psig entrega a:
3.3
Entrega a usuarios La Paz con presión de salida de 355 Psig
Entrega a Coboce con presión de salida de 500 Psi
EMPLEO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO PARA LOOPS
3.3.1 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:
3.3.1.1
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 3.1 se analizará el contenido más importante de la norma en cuestión, resumiendo los capítulos tomados en el proceso del diseño.
60-134
Cuadro 3.1: Normas ASME
CAPÍTULO
CARACTERÍSTICAS MATERIALES Y EQUIPO
CALIFICACIÓN DE MATERIALES Y EQUIPO
CAPÍTULO I
MATERIALES PARA USO EN CLIMAS FRÍOS
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
OBSERVACIONES Parte permanente del sistema de tuberías construido bajo el presente código y seguro para las condiciones bajo las cuales se usen. Se clasifican en 6: (a) ítems que conforman con los 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. 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.
Tubería de acero, tubería de hierro dúctil, tubería plástica y componentes.
61-134
CARACTERÍSTICAS
OBSERVACIONES
Ciertos detalles de diseño y fabricación, se refieren necesariamente al equipo, tales como los colgadores de tubería, CAPÍTULO ESPECIFICACIONES amortiguadores de vibración, instalaciones eléctricas, motores, compresores, etc. Se DE EQUIPO I dan aquí, especificaciones parciales para tales ítems de equipo, particularmente si es que afectan la seguridad del sistema en el cual van a instalarse. 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 TRANSPORTE DE LA es que se instala en una localidad de TUBERÍA DE LÍNEA 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. 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 encuentran en la industria del gas. Los DISEÑO, gasoductos construidos antes de la INSTALACIÓN Y PRUEBAS publicación de la presente edición y diseñados en conformidad con las clases de localidades establecidas en CAPÍTULO cumplimiento con ediciones previas del IV 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. 62-134
CAPÍTULO IV
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.
CONTROL Y LIMITACIÓN DE LA PRESIÓN DEL GAS
VÁLVULAS
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 tubería y accesorios, y todo el equipo especial, si se halla conectado a un 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 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 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
63-134
3.3.1.2
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 3.5 las diferentes presiones con las diferentes temperaturas para el transporte del gas. Tabla 3.5: Programa de tuberías
Presión Máxima Permitida clase 600 Temperatura F
Presión de prueba hidrostática 2,225 (psig)
de -20 a 100 200 300 400 500 600 650 700 750 800 850 900 950 1,000
1,480 1,350 1,315 1,270 1,200 1,095 1,075 1,065 1,010 825 535 345 205 105
Fuente: Elaboración propia en base a las normas ANSI
3.3.2 Propiedades Del Fluido a Transportar El fluido que va a ser transportado por el GAA es gas natural y su composición y propiedades se muestran en la tabla 3.6. Para los cálculos se dividirá en dos tramos, el primer tramo es de HuayñakhotaParotani y el segundo tramo es Parotani-Pongo. 64-134
Tabla 3.6: Composición del Gas Natural COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL COMPONENTE
RÍO GRANDE
SIRARI
VIVORA
CARRASCO
SAN ROQUE
VUELTA GRANDE
COMPOSICIÓN PROMEDIO
PORCENTAJE MOLAR N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ TOTAL
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
0.31 5.79 86.11 7.23 0.51 0.02 0.1 0.1 0.1 0 0 100
1.54 0.01 86.15 7.33 3.2 0.4 0.83 0.19 0.18 0.1 0.07 100
1.79 0.06 88.01 9.14 0.93 0.03 0.03 0.01 0 0 0 100
1.45 0.997 87.219 6.937 2.237 0.322 0.47 0.131 0.125 0.071 0.042 100
Peso Molecular
17.283
19.042
19.276
18.880
19.010
17.849
18.658
Gravedad Espec.
0.597
0.6575
0.665
0.652
0.656
0.616
0.644
0.112
1.564
1.540
0.157
1.479
0.279
1.009
1,022.68
1,159.61
1,125.98
1,012.26
1,143.8
1,076.4
1,101.69
GPM Propano Valor C. Bruto
H2S NO EXISTE H2S EN NINGUNO DE LOS CAMPOS Fuente: Elaboración Propia a partir de información de la ANH
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.
65-134
3.3.2.1
Factor de compresibilidad
El factor de compresibilidad, representado habitualmente como Z, es un parámetro que mide la desviación de un gas real respecto del comportamiento que tendría como gas ideal. Para el cálculo del factor de compresibilidad usaremos las ecuaciones corregidas para propiedades pseudo-criticas 2.4 y 2.5 (pág. 19) para gas natural.
Sustituyendo el valor de la gravedad especifica de 0.597
Tpc=
Ppc=
357.48 R
672.59
Psia
Para sustituir estos valores de Presión y Temperatura de flujo, se tiene que encontrar un promedio de ambas, para sustituir en las ecuaciones pseudo-reducidas. Para este caso se cuenta con dos tramos, podemos observar la variación de estas propiedades en la tabla 3.7 para el primer tramo y la tabla 3.8 para el segundo tramo. Tabla 3.7: Presión y Temperatura de flujo, primer tramo
Temperatura T1= T2= Presión P1= P2=
C 29 29
F 84.2 84.2 Psia 1,014.7 794.7
Fuente: Elaboración Propia
66-134
R 544.2 544.2 Psig 1,000 780
Tabla 3.8: Presión y Temperatura de flujo, segundo tramo
Temperatura T1= T2= Presión P1= P2=
C 29 29
F 84.2 84.2 Psia 1,434.7 914.7
R 544.2 544.2 Psig 1,420 900
Fuente: Elaboración Propia
Como se tiene un intervalo de datos se procede a sacar promedio de temperatura y presión para ambos tramos con indican las siguientes ecuaciones 2.6 y 2.7 (pág.20):
Tramo 1
544.2
Tramo 2
544.2
1,193.88
Tabla 3.9: Temperatura y Presión Promedio
Promedio
(R)
909.16
Fuente: Elaboración Propia
Sustituyendo los valores de la tabla 3.9 se tiene las presiones y temperaturas promedio de los dos tramos. Con estos datos se procede a encontrar las propiedades pseudo-reducidas con las siguientes ecuaciones 2.8 y 2.9 (pág. 20)
67-134
Sustituyendo los valores obtenemos la tabla 3.10. Tabla 3.10: Temperatura y Presión Pseudo-reducida
Propiedades pr
Ppr
Tpr
Tramo 1
1.35
1.52
Tramo 2
1.77
1.52
Fuente: Elaboración Propia
Para poder sustituir los datos de la tabla 3.10 se verifican que Ppr y Tpr mostrada en la tabla 2.3 del capitulo de fundamentación teórica (pág. 22) estén dentro del rango de alguna ecuación, concluyendo que la ecuación siete (pág. 22) es la más recomendada para los parámetros obtenidos, donde se sustituirán los datos de la tabla 3.10. La ecuación es la siguiente:
Sustituyendo estos valores obtenemos el factor de compresibilidad del gas para ambos tramos como se puede ver en la tabla 3.11. Tabla 3.11: Factor de Compresibilidad
Tramo
Z
Tramo 1
0.877
Tramo 2
0.854
Fuente: Elaboración Propia
Concluyendo con la obtención del factor de compresibilidad para ambos tramos 1 y 2 se obtiene 0.877 y a.854 respectivamente, que es importante para el desarrollo del diseño de Loops.
68-134
3.3.2.2
Densidad del gas
Para la densidad se usara la siguiente ecuación 2.11 (pág. 22), todos los datos necesarios se obtendrán de las tablas 3.6, 3.9 y 3.11 para que su cálculo sea mas fácil, se resumirán todos los datos en la tabla 3.12.
Tabla 3.12: Densidad Del Gas
Tramo Tramo 1 Tramo 2
(lb/ft3)
(Lb/Lb-mol)
Z
(R)
0.048
909.158
17.283
0.877
544.2
0.066
1,193.882
17.283
0.854
544.2
Fuente: Elaboración Propia
Con estos valores se obtendrá la viscosidad del fluido en ambos tramos.
3.3.2.3
Viscosidad del Gas
En el caso de la viscosidad del gas se emplea el método de Lee-González-Eakin que hace referencia en la ecuación 2.12 (pág. 23)
*()+ Para encontrar K, X y Y usaremos las ecuaciones 2.13, 2.14, y 2.15 (pág. 24) respectivamente.
69-134
Sustituyendo valores obtenemos la tabla 3.13.
Tabla 3.13: Viscosidad del gas
Tramo
(Lb/Lb-mol)
(R)
(lb/ft3)
Tramo 1
17.283
544.2
114.39
5.485 1.303
0.0483
0.00127
Tramo 2
17.283
544.2
114.39
5.485 1.303
0.0663
0.00134
Fuente: Elaboración Propia
La viscosidad del gas esta en función de la temperatura, por lo tanto no se debe exceder los 120 F, para evitar el aumento a la resistencia del flujo.
3.3.2.4
Número de Reynolds
Mediante la ecuación 2.18 (pág. 36) se obtendrá el régimen de flujo.
Donde:
d= Diámetro interno de la cañería, pulgadas. Ɣ= Gravedad especifica del Gas, adimensional
Tsc= Temperatura base, °R. Psc= Presión base, psia. Q = Caudal del Gas, Mpcd µ = Viscosidad del Gas, Cp Este resultado nos indica que el flujo que se transportara es turbulento ya que es mayor a 3,100 según el número de Reynolds.
70-134
3.3.2.5
Factor de fricción
Mediante la ecuación 2.28 (pág. 39) se obtendrá factor de fricción de la tubería.
Donde:
f= factor de fricción, adimensional. d= Diámetro, pulgadas
3.3.3 Parámetros De Diseño De Loops Para continuar con el diseño se determinarán las propiedades mecánicas y capacidades óptimas que soportara el ducto.
3.3.3.1
Capacidad De Transporte Tramo 1
La capacidad actual del gasoducto es de 75 MMpcd se incrementará hasta 100 MMpcd de su capacidad total esto implica que se aumentara 25 MMpcd, que cubriría la demanda de los sectores Domiciliario, Industrial y Comercial. Para transportar toda esta capacidad y observar la distribución de cuanto circulará en cada tubería se realizará los siguientes cálculos antes de determinar el porcentaje de circulación en ambas tuberías.
a) Capacidad de diez pulgadas Se calculara la capacidad de la tubería de 10 pulgadas que llegaría a ser el ramal principal, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 40) se usa para obtener la capacidad de transporte.
71-134
Sustituyendo:
ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado) ρ= Densidad del Gas, lb/ft3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diámetro de la tubería, ft µ= Viscosidad del Gas, lb/ft-seg
b) Determinar el factor de velocidad Para el factor de velocidad se usa la ecuación 2.30 (pág. 40).
Sustituyendo:
72-134
Verificar en gráfica (Anexo D) el factor de velocidad esta dado por la ecuación 2.31 (pág. 40).
Este valor será obtenido por la gráfica y nos permitirá utilizar en la ecuación 2.32 (pág. 40) para encontrar la velocidad del flujo.
Sustituyendo:
c) Área para diez pulgadas Con la ecuación 2.33 (pág. 41) obtendremos el área de la tubería de 10 Pulgadas de diámetro.
Sustituyendo:
A= Área de la sección, ft2
d= Diámetro, ft 73-134
d) Cálculo del caudal Con los cálculos anteriormente y como indica la ecuación 2.34 (pág. 41) se podrá obtener el caudal de flujo.
Sustituyendo:
Q= Caudal de Gas, ft 3/seg A= Área de la sección, ft2 v= Velocidad, ft/seg
e) Capacidad de doce pulgadas Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop de 12 pulgadas, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 40) se usa para obtener la capacidad de transporte.
Sustituyendo:
ΔP= Diferencial de perdida de Presión, lb/ft2 (Adoptado) ρ= Densidad del Gas, lb/ft3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) 74-134
g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diámetro de la tubería, ft µ= Viscosidad del Gas, lb/ft-seg
f) Determinar el factor de velocidad Para el factor de velocidad se usa la ecuación 2.30 (pág. 40).
Sustituyendo:
ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado) ρ= Densidad del gas, lb/ft 3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diámetro de la tubería, ft Verificar en gráfica (Anexo D) el factor de velocidad esta dado por la ecuación 2.31 (pág. 40).
Este valor será obtenido por la gráfica y nos permitirá utilizar en la ecuación 2.32 (pág. 40) para encontrar la velocidad del flujo. 75-134
Se obtiene la velocidad del fluido.
g) Área para doce pulgadas Con la ecuación 2.33 (pág. 41) obtendremos el área de la tubería de 12 Pulgadas de diámetro.
Sustituyendo:
A= Área de la sección, ft2
d= Diámetro, ft
h) Cálculo del caudal Con los cálculos anteriormente y como indica la ecuación 2.34 (pág. 41) se podrá obtener el caudal de flujo.
76-134
Sustituyendo:
Q= Caudal de Gas, ft 3/seg A= Área de la sección, ft2 v= Velocidad, ft/seg
Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularán en las dos tuberías de 10 y 12 pulgadas respectivamente como indica las ecuación 2.35 y 2.36 (pág. 41).
Sustituyendo:
Y para la tubería de 12 pulgadas tenemos:
Sustituyendo:
Se cálculo la cantidad de flujo que tiene que circular por ambas tuberías.
77-134
i) Determinar la capacidad de transporte Teniendo ya en cuenta las capacidades porcentuales se procede con el cálculo de los caudales que circularan a través de ambas tuberías como indica las ecuaciones 2.37 y 2.38 (pág. 41)
Sustituyendo:
Y para 12 pulgadas tenemos:
Sustituyendo:
El cálculo del caudal que circulará con las nuevas capacidades de transporte se resume en la tabla 3.14.
78-134
Tabla 3.14: Nueva capacidad de transporte tramo 1
Nueva Capacidad
Caudal
Porcentaje
Q10
38.07
440.67
Q12
61.93
716.74
(Ft3 /Seg)
Fuente: Elaboración Propia
3.3.3.2
Caídas De Presión tramo 1
Cuando circulamos un fluido a través de una tubería, se observa que existe una pérdida de energía debida a la fricción existente entre el fluido y la tubería. Esta pérdida de energía se manifiesta como una disminución de la presión del fluido. Para las caídas de presión se tienen dos distintas ecuaciones una para Loops y otra para la tubería larga (ramal principal).
a) Tubería Pequeña (Loop) Para el Loop se tiene la siguiente ecuación 2.39 (pág. 42) donde no se conoce la longitud, para ello simplemente se remplazará todos los datos y se analizara las caídas de presión total para el cálculo de la longitud.
Sustituyendo:
79-134
Q= Caudal, ft 3/seg ρ= Densidad, lb/ ft 3
µ= Viscosidad, cp d= Diámetro, ft ΔP = Caída de Presión, Psi
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2
b) Tubería Larga Para el tramo original se tiene la siguiente ecuación 2.40 (pág. 42) donde se conoce la longitud de 23.22 km.
Sustituyendo:
Q= Caudal, ft 3/seg
ρ= Densidad, lb/ ft 3
µ= Viscosidad, cp d= Diámetro, ft ΔP= Caída de Presión, Psi
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2
3.3.3.3
Determinar Las Longitudes De Los Loops Tramo 1
Como indica la ecuación 2.41 (pág. 43) se debe cumplir que ambas caídas de
presión en el momento de la unión deben ser las mismas.
80-134
Si ambas caídas de presión tienen que ser iguales, entonces despejando ambas ecuaciones se obtiene la ecuación 2.42 (pág. 43) para determinar la longitud total del Loop. En el Anexo G se pude ver a detalle los planos del tramo 1 que llegaría ser Huayñakhota- Parotani.
Los 15.58 km de tubería fueron calculados para que las caídas de presión sean las mismas y que en el sistema no existe el reflujo.
3.3.3.4
Capacidad De Transporte Tramo 2
La capacidad actual del gasoducto es de 51.6 MMpcd queremos incrementar hasta 100 MMpcd de su capacidad total esto implica que se aumentara a 48.4 MMpcd, que cubriría la demanda de los sectores Domiciliario, Industrial y Comercial. Para transportar toda esta capacidad y observar la distribución de cuanto circulara en cada tubería se realizará los siguientes cálculos antes de determinar el porcentaje de circulación en ambas tuberías.
a) Capacidad de ocho pulgadas Se calculará la capacidad de la tubería de 8 pulgadas que llegaría a ser el ramal principal, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 39) se usa para obtener la capacidad de transporte.
81-134
Sustituyendo:
ΔP= Diferencial de perdida de Presión, lb/ft2 (Adoptado) ρ= Densidad del Gas, lb/ft3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diametro de la tubería, ft µ= Viscosidad del Gas, lb/ft-seg
b) Determinar el factor de velocidad Para el factor de velocidad se usa la ecuación 2.30 (pág. 40).
Sustituyendo:
Verificar en gráfica (Anexo D) el factor de velocidad esta dado por la ecuación 2.31 (pág. 40).
82-134
Este valor será obtenido por la gráfica y nos permitirá utilizar en la ecuación 2.32 (pág. 40) para encontrar la velocidad del flujo.
Sustituyendo:
c) Área para ocho pulgadas Con la ecuación 2.33 (pág. 41) obtendremos el área de la tubería de 10 Pulgadas de diámetro.
Sustituyendo:
A= Área de la sección, ft2
d= Diámetro, ft
83-134
d) Cálculo del caudal Con los cálculos anteriormente y como indica la ecuación 2.34 (pág. 41) se podrá obtener el caudal de flujo.
Sustituyendo:
Q= Caudal de gas, ft 3/seg
A= Área de la sección, ft2 v= Velocidad, ft/seg
e) Capacidad de doce pulgadas Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop de 12 pulgadas, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 39) se usa para obtener la capacidad de transporte.
Remplazando los datos tenemos:
ΔP= Diferencial de perdida de Presión, lb/ft2 (Adoptado) ρ= Densidad del Gas, lb/ft3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) 84-134
g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diámetro de la tubería, ft µ= Viscosidad del Gas, lb/ft-seg
f) Determinar el factor de velocidad Para el factor de velocidad se usa la ecuación 2.30 (pág. 40).
Remplazando los datos tenemos:
ΔP= Diferencial de perdida de Presión, lb/ft 2 (Adoptado) ρ= Densidad del Gas, lb/ft3
L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado) g= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2 d= Diámetro de la tubería, ft Verificar en gráfica (Anexo D) el factor de velocidad esta dado por la ecuación 2.31 (pág. 40).
Este valor será obtenido por la gráfica y nos permitirá utilizar en la ecuación 2.32 (pág. 40) para encontrar la velocidad del flujo. 85-134
Se obtiene la velocidad del fluido.
g) Área para doce pulgadas Con la ecuación 2.33 (pág. 41) obtendremos el área de la tubería de 12 Pulgadas de diámetro.
Remplazando los datos tenemos:
A= Área de la sección, ft2 d= Diámetro, ft
h) Cálculo del caudal Con los cálculos anteriormente y como indica la ecuación 2.34 (pág. 41) se podrá obtener el caudal de flujo.
86-134
Remplazando los datos tenemos:
Q= Caudal de Gas, ft 3/seg A= Área de la sección, ft2
V= Velocidad, ft/seg
i) Porcentajes De Transporte Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularan en las dos tuberías de 8 y 12 pulgadas respectivamente como indica las ecuación 2.35 y 2.36 (pág. 41).
Remplazando los datos tenemos:
Y para el Loop se considera la siguiente ecuación.
Remplazando los datos tenemos:
Se cálculo la cantidad de flujo que tiene que circular por ambas tuberías. 87-134
j) Determinar la capacidad de transporte Teniendo ya en cuenta las capacidades porcentuales se procede con el cálculo de los caudales que circularan a través de ambas tuberías como indica las ecuaciones 2.37 y 2.38 (pág. 41)
Remplazando los datos tenemos:
Y para 12 pulgadas tenemos:
Remplazando los datos tenemos:
El cálculo del caudal que circulara con las nuevas capacidades de transporte se resume en la tabla 3.15 los datos obtenidos.
88-134
Tabla 3.15: Nueva capacidad de transporte tramo 2
Nueva Capacidad
Caudal
Porcentaje
Q8
25.94
300.19
Q12
74.06
857.22
(Ft3 /Seg)
Fuente: Elaboración Propia
3.3.3.5
Caídas De Presión Tramo 2
Cuando circulamos un fluido a través de una tubería, se observa que existe una pérdida de energía debida a la fricción existente entre el fluido y la tubería. Esta pérdida de energía se manifiesta como una disminución de la presión del fluido. Para las caídas de presión se tienen dos distintas ecuaciones una para Loops y otra para la tubería larga (ramal principal).
a) Tubería Pequeña Para el Loop se tiene la siguiente ecuación 2.39 (pág. 42) donde no se conoce la longitud, para ello simplemente se remplazará todos los datos y se analizara las caídas de presión total para el cálculo de la longitud.
Remplazando los datos tenemos:
89-134
Q= Caudal, ft 3/seg ρ= Densidad, lb/ ft 3
µ= Viscosidad, cp d= Diámetro, ft ΔP = Caída de Presión, Psi
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2
b) Tubería Larga Para el tramo original se tiene la siguiente ecuación 2.40 (pág. 42) donde se conoce la longitud de 41.22 km.
Remplazando los datos tenemos:
Q= Caudal, ft 3/seg
ρ= Densidad, lb/ ft 3
µ= Viscosidad, cp d= Diámetro, ft ΔP= Caída de Presión, Psi
gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg 2
90-134
3.3.3.6
Determinar Las Longitudes Del Tramo 2
Como indica la ecuación 2.41 (pág. 43) se debe cumplir que ambas caídas de presión en el momento de la unión deben ser las mismas.
Si ambas caídas de presión tienen que ser iguales, entonces despejando ambas ecuaciones se obtiene la ecuación 2.42 (pág. 43) para determinar la longitud total del Loop. En el Anexo G se pude ver a detalle los planos del tramo 1 que llegaría ser Huayñakhota- Parotani.
Los 28.97 km de tubería fueron calculados para que las caídas de presión sean las mismas y que en el sistema no existe el reflujo.
3.3.3.7
Cálculo De Las Condiciones Operativas De Gasoducto Al Altiplano (GAA)
Se realizó una evaluación técnica de las condiciones del GAA con el fin de obtener las condiciones operativas.
91-134
a) Cálculo Del Diámetro Del Gasoducto Tramo Huayñakhota-Pongo Con los datos referenciales que se cuenta, realizamos el cálculo del diámetro del gasoducto desde la Estación de Huayñakhota hasta Pongo en la cual es el punto de donde se colocaran ambos Loops con una longitud total de 45 km. Con la ecuación 2.17 (pág. 36) se determinara el diámetro óptimo de diseño para ambos tramos:
( ) Donde: Q = Caudal de gas, ft 3/día. P1= Presión de entrada, psia. P2= Presión de salida, psia. Psc= Presión base, psia. Tm= Temperatura base, °R. Tsc= Temperatura de flujo del gas, °R. D = Diámetro interno de la cañería, pulgadas. L = Longitud de la cañería, millas. Ɣ = Gravedad especifica del gas, adimensional.
Zm = Factor de compresibilidad del gas, adimensional. f = Coeficiente de fricción de la cañería, 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 intermedias. E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación.
92-134
Despejando el diámetro (D), se tiene la siguiente ecuación:
( )
Se remplazaran los datos anteriormente obtenidos del fluido, para encontrar el diámetro óptimo de transporte para ambos tramos, con la siguiente ecuación se determinara el diámetro de trabajo: Tramo 1
Tramo 2
El diámetro de los tramos Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo se describirá en la tabla 3.16:
93-134
Tabla 3.16: Cálculo del diámetro de Loops
Calculo Del Diámetro Del Gasoducto Al Altiplano Tramo Huayñakhota-Pongo DATOS Huayñakhota-Parotani Parotani-Pongo Tb (R) 520 520 Pb (Psia) 14.7 14.7 T (R) 544.2 544.2 3 Q (ft /día) 61’926,000 74’064,000 P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7 L (milla) 9.740 18.107 P2 (Psia) 794.7 914.7 f 0.014 0.014 Z 0.877 0.854 D (Pulgadas) 11.863 11.467 Fuente: Elaboración Propia
Normalizando el diámetro y teniendo en cuenta que la proyección futura tienden a incrementarse, debido a esto se tomara un diámetro mayor que llegaría ser NPS =
D= 12 Pulg 3.3.3.8
Determinación Del Diámetro Óptimo Del Loop
Para hallar el diámetro que se ajusta al requerimiento del flujo y a la caída de presión calculados, utilizamos la ecuación de Weymounth y Panhandle B (modificada) con correcciones de tipo estática y de flujo. En la tabla 3.16, se muestra los valores de las variables y el resultado del cálculo del diámetro requerido, con las ecuaciones 2.22 y 2.23 (pág. 37 y 38 respectivamente) se realizará el cálculo corregido según las elevaciones:
94-134
Ecuación de Weymounth: La ecuación 2.20 (pág. 37) es la corrección de alturas, la ecuación 2.25 (pág. 38) es la diferencia de elevaciones y la ecuación 2.21 (pág. 37) es la longitud equivalente corregida por las elevaciones. Con estas correcciones
obtenemos la ecuación 2.22 (pág. 37).
Despejando el diámetro D obtenemos:
Donde:
( )
Q= Caudal volumétrico ft 3/día Tb= Temperatura estándar (R) Pb= Presión estándar (Psia) P1= Presión en 1 (Psia) P2=Presión en 2 (Psia) D= Diámetro interno del tubo (pulgadas) Ɣ= Gravedad especifica del Gas
Le= Longitud del tubo (milla) 95-134
f= Factor de fricción T= Temperatura promedio del flujo (R) Z= Factor de compresibilidad a P y T promedio E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería 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 intermedias. (Se usa este factor) E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación ΔH= Diferencia de alturas, ft
Sustituyendo todos los datos en las respectivas ecuaciones tenemos la tabla 3.17 como resultado. Tabla 3.17: Cálculo de Diámetro Requerido según Weymounth
Calculo Del Diámetro Del Gasoducto Al Altiplano Tramo Huayñakhota-Pongo DATOS Huayñakhota-Parotani Parotani-Pongo Tb (R) 520 520 Pb (Psia) 14.7 14.7 T (R) 544.2 544.2 Q (ft3/día) 61’926,000 74’064,000 P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7 Le (milla) 9.740 19.392 L (milla) 9.740 18.107 P2 (Psia) 794.7 914.7 f 0.014 0.014 E 0.92 0.92 S 2.37772E-05 0.136 ΔH (ft) 1.017 5,647.012 Z 0.877 0.854 D (Pulgadas) 9.747 9.7585 Fuente: Elaboración Propia
96-134
Ecuación de Panhandle B: La ecuación 2.24 (pág. 38) es la corrección de alturas, la ecuación 2.25 (pág. 38) es la diferencia de elevaciones y la ecuación 2.26 (pág. 38) es la longitud equivalente corregida por las elevaciones. Con estas correcciones obtenemos la ecuación 2.23 (pág. 38). La tabla 3.18, muestra este cálculo.
*()+
Para pendientes uniformes
Donde se despeja D, obteniendo:
() Q= Caudal volumétrico ft 3/día Tb= Temperatura estándar (R) Pb= Presión estándar (Psia) P1= Presión en 1 (Psia) P2=Presión en 2 (Psia) D= Diámetro interno del tubo (pulgadas) Ɣ= Gravedad especifica del gas
Le= Longitud del tubo (milla) f= Factor de fricción T= Temperatura promedio del flujo (R) Z= Factor de compresibilidad a P y T promedio 97-134
E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería 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 intermedias. (Se usa este factor) E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación ΔH= Diferencia de alturas, ft
Tabla 3.18: Cálculo del Diámetro Requerido Según Panhandle B
Calculo Del Diámetro Del Gasoducto Al Altiplano Tramo Huayñakhota-Pongo DATOS Huayñakhota-Parotani Parotani-Pongo Tb (R) 520 520 Pb (Psia) 14.7 14.7 T (R) 544.2 544.2 3 Q (ft /día) 61’926,000 74’064,000 P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7 Le (milla) 9.740 19.392 L (milla) 9.740 18.107 P2 (Psia) 794.7 914.7 S 2.37772E-05 0.136 ΔH (ft)
Z D (Pulgadas)
1.017 0.877
5,647.012 0.854
7.994
7.987
Fuente: Elaboración Propia
Comparando los resultados de los cálculos realizados, se puede apreciar que todos los valores son cercanos. Debido a esta proximidad se elije el diámetro calculado por la ecuación de Weymounth argumentado que en esta ecuación se ingresan valores reales y además no difieren mucho del valor calculado por la ecuación de Panhandle B. La tabla 3.19, demuestra el resumen de los valores hallados y resalta la selección del diámetro para el diseño del GAA.
98-134
Tabla 3.19: Resumen de Diámetros Calculados RESUMEN DE DIÁMETROS CALCULADOS VARIABLE
MAGNITUD
UNIDAD
dwey1
9.747
Pulgadas Weymounth
dwey2
9.758
Pulgadas
Dphab 1
7.994
Pulgadas Panhandle B
Dphab 2
7.987
ECUACI N DE CALCULO
Pulgadas
( ) ()
Fuente: Elaboración Propia
3.3.3.9
Diseño mecánico de la tubería
En el recorrido se deben adecuar a condiciones operativas según la norma ASME B31.8. Los Loops muestran diferentes condiciones de clase de localización elegida para cada sección, los factores de diseño, temperatura y junta, la presión de diseño, el diámetro de la tubería y el espesor de pared de la cañería de cada sección. La presión de diseño P considerada para el cálculo del espesor de pared corresponde a la MOP utilizada por la empresa YPFB Transporte cual es MOP = 1,420 psig. Para poder calcular el espesor mínimo seguiremos con la breve descripción de los diferentes factores que afectan en su cálculo, se debe tener en cuenta:
a)
Factor de diseño (F)
En esta sección se considera el número de viviendas que están cerca del recorrido del gasoducto. El objetivo de la determinación de la cantidad de viviendas es brindar mayor seguridad en el diseño y construcción de los gasoductos.
99-134
Para determinar el número de viviendas cercanas al gasoducto, la norma ASME B31.8 indica que se divide el gasoducto en secciones de 1 milla (1,609.34 m) de largo por ¼ de milla (402.34 m) alrededor del gasoducto, quedando este en el centro. Se establece el número de casas contempladas dentro de esta área (1 mi x ¼ mi) y se procede a seleccionar la localización según los datos mostrados en la tabla 3.20. En la selección del tipo de localización se debe considerar el crecimiento demográfico a futuro que pueda tener la zona en la cual se está evaluando el factor de diseño. Tabla 3.20: Selección de Factor de Diseño
Clase de Localización Localización 1, División. 1 Localización 1, División. 2
FACTOR DE DISEÑO, F Número Factor de de Observaciones Viviendas Diseño, F (NV) Desiertos, montañas, campos 0.80 NV<10 con población esparcida. 0.72
Localización 2
0.60
Localización 3
0.50
Localización 4
0.40
NV<10
Ídem.+ Tubería probada.
Suburbios, pueblos, zonas industriales. Áreas industriales, shopping, NV>46 residenciales. Edificios multi-plantas (cuatro o Multifamiliar más pisos), tráfico denso, servicios enterrados. 10
Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII
b) Factores de Junta y Temperatura Estos factores están en función de la especificación de tubería que se vaya a utilizar en la construcción del gasoducto. En la tabla 3.21 se muestra diferentes factores de junta longitudinal. Para la selección del factor “E” se debe tener los datos del núm ero
de especificación y la clase de tubería. 100-134
El cual dichos factores son utilizados en el calculo del espesor ya sea por presión para tubería API 5L o EWR, de acuerdo a norma el factor E = 1. Tabla 3.21: Selección de Factor de Junta Longitudinal
FACTOR DE JUNTA LONGITUDINAL, E Factor de Junta Especificación Clase de Tubo Longitudinal, E Sin costura 1.00 Soldado por resistencia ASTM A 53 1.00 eléctrica Soldado a tope en horno 0.60 ASTM A 106 Sin costura 1.00 Sin costura 1.00 ASTM A 333 Soldado eléctricamente 1.00 Soldado por doble arco ASTM A 381 1.00 sumergido Soldado por fusión ASTM A 671 1.00 eléctrica Soldado por fusión ASTM A 672 1.00 eléctrica Soldado por fusión ASTM A 691 1.00 eléctrica Sin costura 1.00 Soldado por resistencia 1.00 eléctrica API 5L Soldado por destello 1.00 eléctrico Soldado a tope en horno 0.60 Tubería mayor de 101 0.80 mm. OTROS Tubo de 101 mm. o menor 0.60 Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII.
c)
Factor de temperatura (T)
En el caso del factor de temperatura T, se considera la temperatura de transporte del gas, la cual es consistentemente la misma que la temperatura ambiental del lugar en el que va a estar construido el gasoducto. 101-134
La tabla 3.22 muestra valores del factor de temperatura T. Factor T para temperaturas menores a 250 °F es uno se tomara ese dato. Tabla 3.22: Selección de Factor de Reducción de Temperatura
FACTOR DE TEMPERATURA, T TEMPERATURA ºC 121 o menos 149 177 204 232
ºF 250 o menos 300 350 400 450
FACTOR DE REDUCCIÓN DE TEMPERATURA, T 1.00 0.97 0.93 0.90 0.87
Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII.
d) Tensión de fluencia mínima especificada Para obtener el espesor de la tubería, generalmente se utiliza una presión de diseño (P) que es igual a la Máxima Presión de Operación (MOP) y que no exceda el 60% de la presión de la prueba de molino en tuberías de soldado a tope en horno y 85% en las demás tuberías. El valor (S) se lo obtiene de las especificaciones de la tubería que se vaya a utilizar. En la tabla 3.23 se muestra algunos valores de (S) según la tubería. Tabla 3.23: Valores de Resistencia Mínima a la Tensión
ESPECIFICACIONES TUBERÍAS API 5L Grado Resistencia Mínima a la Tensión S [PSI] A25 25,000 A 30,000 B 35,000 X-42 42,000 X-46 46,000 X-52 52,000 X-56 56,000 Fuente: Norma API 5L, Especificaciones .
102-134
e) Espesor por Corrosión El cálculo del espesor por corrosión se obtiene de datos estadísticos, que indican el espesor que se pierde por acción del flujo del fluido o algún tipo de corrosión en la tubería durante un año. Si no se tiene información estadística para el diseño de gasoductos, el valor recomendado es de 0.16 mm/año. En la tabla 3.24 se verán el espesor por corrosión. Tabla 3.24: Cálculo Del Espesor Por Corrosión CÁLCULO DEL ESPESOR POR CORROSIÓN Perdida de Espesor por Año 0.16 mm/año
Años de Proyección 20 años
Espesor por Corrosión Proyectado 0.12 pulgadas
Fuente: Elaboración Propia
f) Espesor por Presión de Diseño Para determinar el espesor nominal de las paredes de la tubería, la norma ASME B31.8 indica utilizar la ecuación 2.16 (pág. 34). En la cual las distintas constantes son adquiridas de las tablas 3.20, 3.21, 3.22, y 3.23.
Donde: D =
Diámetro nominal exterior, pulgadas
E =
Factor de junta longitudinal, 1 por tubería sin costura
F
Factor de diseño clase 3
=
P = S =
Presión de diseño, psia Tensión de fluencia mínima especificada, psi (especificación API 5L X-52) Anexo D 103-134
T
=
Factor de temperatura uno por ser menor a 250 F
t
=
Espesor nominal de la pared, pulgadas
Los factores de diseño establecidos en la norma son detallados a continuación en la tabla 3.25.
Resolviendo se obtiene:
Tabla 3.25: Condiciones para el Cálculo del Espesor Operativo
CALCULO DEL ESPESOR OPERATIVO Presión de diseño Tensión de Fluencia Diámetro nominal exterior de la tubería Factor de diseño básico Factor de Junta Longitudinal Factor de Temperatura Espesor Calculado
P (Psia)
1,420
SYMS (Psia)
52,000
D (pulgadas)
12
F (adimensional)
0.50
E (adimensional)
1.00
T (adimensional)
1.00
t (pulgadas)
0.33
Fuente: Elaboración Propia
g) Espesor Mínimo Requerido Finalmente, el espesor mínimo requerido ( t m ) es la sumatoria del espesor calculado por presión de diseño (t p ) más el espesor calculado por corrosión ( t c ).
104-134
Sustituyendo los datos de la tabla 3.24 y 3.25 tenemos:
Según el calibre de la tubería existe un diámetro y espesor nominal, que se muestra en el Anexo D. En resumen se puede notar en la tabla 3.26. Tabla 3.26: Condiciones finales CONDICIONES FINALES DIÁMETRO ESPESOR (pulgadas) (pulgadas) CALCULADO
11.86 11.47
0.45
NOMINAL
12
0.69
Fuente: Elaboración Propia
3.3.3.10 Análisis De Caída De Presión Del Gasoducto Al Altiplano (GAA) Para fines de cálculo, se realizan simplificaciones en cuanto a los cambios de nivel más significativos del recorrido del gasoducto GAA. En la figura, se muestra la tabla 3.27 simplificación de todo el recorrido del gasoducto sobre los cuales se desarrolla el diseño matemático del Loop. Tabla 3.27: Caída de Presión Mediante las Alturas
Estación
Alturas
Distancia
msnm
Km
Puntos
Huayñakhota
2,599.70
0
1
Parotani
2,600.01
23.22
2
Pongo
4,275.59
41.22
3
Fuente: Elaboración propia
105-134
Convirtiendo estos datos en una curva de elevación tenemos la figura 3.6 donde se observan las caídas de presión por la diferencia de alturas. Figura 3.6: Caída de Presión del Gasoducto Al Altiplano
Caida de presion 4800
4300
41.22
m n 3800 s m a r u t 3300 l A
Caida de presion
2800 0
23.22
2300 0
10
20
30
40
50
Distancia Km
Fuente: Elaboración propia
3.3.4 Especificaciones Para Los Cruces Especiales La supervisión impartirá las instrucciones para la instalación de la tubería y en tal sentido para introducir sus modificaciones en el trazado de la zanja de acuerdo a las necesidades de la obra. El replanteo a realizar comprende:
a)
Por una parte la Fijación de la distancias que respecto al bordillo, borde de pavimento, acera o línea municipal, guardará la tubería de distribución y por otra, la ubicación definitiva de la línea de servicio o acometida, para que de acuerdo a las mismas y los planos correspondientes pueda procederse a la colocación de estacas y/o puntos de referencia para una correcta alineación y permitir en cualquier momento el control y aprobación por parte de la Supervisión de la Obra. 106-134
b)
La recopilación de todos los datos que permitan determinar los posibles obstáculos enterrados (cables, caños, etc.) para la ejecución de la zanja, en este caso el ejecutor de la obra realizará los sondeos y averiguaciones respectivas. El ejecutor deberá recabar información referida a servicios enterrados con las correspondientes empresas (agua, luz, teléfonos, alcantarillado, etc.). En base a los datos anteriores la supervisión podrá determinar alguna modificación en el trabajo.
c)
La zona de trabajo, definida en este caso como la franja o área objeto del derecho de paso, deberá ser despejada de todo material u obstáculos. Los cruces deben considerarse como una obra especial debido a que requieren de consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea regular, por lo que deben cumplirse los requisitos señalados a continuación para cada caso particular. Para todo los cruces especiales se deberá contar con la señalización de advertencia adecuada, tanto enterrada (0.6 m. sobre la tubería) como superficial, asegurando que los ductos no sean objeto de malos tratos.
3.3.4.1
Cruce De Carreteras
Para estos cruces se realizan perforaciones horizontales desde los extremos de la carretera hasta el extremo opuesto, para estos cruces se implementara el espesor de las paredes de la tubería de (tubería para cruces especiales). El cruce de carretera será realizado incrementando la profundidad de enterramiento a 2 m y en todos los casos se contará con la respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de pared). El cruce de caminos será realizado incrementando la profundidad de enterramiento a 1.5 m y en todos los casos se contará con la respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de pared) para poder observar como se realiza este diseño en el Anexo F se podrá ver la imagen del plano.
107-134
3.3.4.2
Cruce Con Ríos
Los cruzamientos de los ductos con ríos, requieren de un análisis y diseño para disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga. Estos cruzamientos pueden realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales, para observar las medidas de los cruces se especificara con más detalle en el Anexo F. Para el primer caso se debe construir un sistema de soportería para la tubería por medio de pilas, armaduras y cables (similar a un puente). Debe evitarse la colocación de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de tubería sea recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras que para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una profundidad mínima, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión del agua a todo lo ancho del cauce en este caso se realizará por debajo del río.
3.3.5 Operación Y Mantenimiento Del Gasoducto Las condiciones de operación del gasoducto ya se determinan desde el momento de su diseño. Es en esta etapa donde se detectan las condiciones riesgosas para el gasoducto. Según estas condiciones se debe considerar la construcción de facilidades para poder prevenir fallas durante su operación. Los requerimientos básicos para la operación de gasoductos según la norma ASME B 31.8 son:
Tener un plan de mantenimiento y operación escrito de acuerdo a este código.
Tener un plan de emergencia en caso de fallas
Operar y mantener las facilidades de acuerdo al plan
Modificar periódicamente estos planes según la experiencia lo mande o existan cambios de las condiciones de operación.
Propiciar capacitación a los empleados para establecer sus funciones. 108-134
Mantener registro de los planes y de la capacitación.
3.3.6 Integridad Del Gasoducto Después de su instalación, los ductos se someten a las condiciones del medio ambiente que los rodea. En general, se encuentran con enemigos naturales como la corrosión, movimientos de terreno que provocan fuerzas de tensión en el ducto, daños realizados por terceras personas e incluso daños no reportados de construcción. Estas condiciones pueden provocar fallas en el ducto, las cuales se ven reflejadas en pérdidas económicas. Por estas razones, es importante implementar un Programa de Integridad el cual sea capaz de analizar, detectar, evaluar y eliminar o reducir los riesgos que enfrenta el ducto.
3.3.7 Costos básicos Se describirán los diferentes costos.
3.3.7.1
Costos de materiales
Para conocer el costo de implementación de la obra se presenta una estimación de costos, estos se basan en los costos de materiales y equipos de construcción del Gasoducto. La descripción de los materiales y equipos se describirán en la tabla 3.28 y tabla 3.29:
109-134
Tabla 3.28: Costos de materiales
16 32 5 32 5 16 32 5 16 5 16 5 32 16 32 5 100 100 61 6 16 6
Precio unitario ($us) 13.92 9.57 6.96 16.31 21.75 304.5 150 500 28.5 1.01 4.39 200 0.05 19 19 7.89 2.45 2.03 520 680 150 25,000
222.72 306.24 34.8 521.92 108.75 4,872 4,800 2,500 456 5.05 70.24 1,000 1.6 304 608 39.45 245 203 31,720 4,080 2,400 150,000
1
20,000
20,000
Pieza
6,429
300
1’928,700
Global
1
Dólares
2’153,198.77
Descripción
Unidad
Cantidad
Cepillo Disco De Corte Disco De Desgaste Oxigeno Acetileno Amoladoras Toldos Para Soldadura Materiales Varios Varilla Inoxidables Materiales P/ Acero Al Carbono Materiales P/ Acero Inoxidable Calibración De Instrumentos Material De Radiograma Pintura Epoxica Pintura Poliuretano Scotchkote Kit Bitubo Fibra Óptica Cámaras De Paso Empalmes Para Fibra Papel, Tinta, Otros Listado De Válvulas Material Mecánico (Bridas, Acc, Etc) Cañería 12" Sch-40 Api 5l X42. Material
Pieza Pieza Pieza Botellones Global Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Global Global Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza Pieza
Fuente: Elaboración propia
110-134
Total
Tabla 3.29: Costos de equipos
60 160 160 2 3 16 60 4 4 100 20 16 32 5 16 32 10 16 32 16 32 16 32 5 16 20 16 32
Precio unitario ($us) 80 50 50 1,750 3,500 30 150 3,000 1,500 18 32.4 450 18 18 100 50 35 150 50 15 42 18 18 18 15 850 18 18
4,800 8,000 8,000 3,500 10,500 480 9,000 12,000 6,000 1,800 648 7,200 576 90 1,600 1,600 350 2,400 1,600 240 1,344 288 576 90 240 17,000 288 576
día
16
32
512
día Global
32 1
100 Dólares
3,200 104,498
Descripción
Unidad
Cantidad
Camión Con Grúa De 3 Tn Micro Camioneta Doble Cabinas Camioneta De Radiografía Ambulancia Con Medico Equipo De Topografía Equipo De Computación Generador De Luz Nro. 1 Generador De Luz Nro. 2 Herramientas Menores Maquina De Soldar Grúa De 15 Tn Biselador Oxiacetileno Detector De Gases Torquimetro Bomba De Presión Compresor Equipo De Radiografía Camioneta Herramientas Varias Equipo De Arenado Vibradora Mezcladora Compactador Saltarín Herramientas Eléctricas Grúa De 45 Tn Equipo De Corte Juego De Gatos Hidráulico Maquina De Soldar Inoxidable Instrumentos Maquinaria Y Herramienta
día día día mes mes día día mes mes día día día día día día día día día día día día día día día día día día día
Total
Fuente: Elaboración propia
3.3.7.2
Costos de Instalación
Para el costo de instalación se toma en cuenta las construcciones civiles y cruces de camino para la implementación del Loop. En la tabla 3.30 y 3.31 se observa la separación de estos costos respectivamente. 111-134
Tabla 3.30: Construcción civil Descripción Pre-curvado y curvado en frio de tubería Soldado de tubería Inspección NDT de juntas soldadas (Rx, Gamma, etc.) Colocación mantas termocontraibles Instalación Superficial Trampa lanzadora de chancho (Parotani) Instalación Superficial Trampa receptora de chancho (Parotani) Instalación Superficial Trampa receptora de chancho (Pongo) Instalación Superficial válvulas bloqueo o línea Instalación juntas monolíticas Conexión tipo Hot Tap 8" Restauración DDV Construcción de puente con torres (incluye materiales) (16+680; 24+470; 27+164) Construcción de cámaras para válvula tronquera de bloqueo Construcción de cámaras para interconexión Loop 12" con Loop 8" Construcciones Civiles Loop 12"
Unidad Cantidad
Precio Total unitario ($us) 10 270,000 32.4 129,081.6
m juntas
27,000 3,984
juntas
910
35
31,850
juntas
3,984
14
55,776
gl
1
200
200
gl
1
200
200
gl
1
200
200
gl
1
2,500
2,500
juntas puntos ha
3 1 92
89 120 34
267 120 3,128
pieza
3
57
171
pieza
1
35
35
pieza
1
89
89
Global
1
Dólares
493,617.6
Fuente: Elaboración propia
Tabla 3.31: Costos para el cruce de caminos Descripción Cruce camino nacional HDD (18+325; 22+150; 26+419; 32+164) Cruce de FFEE Cruce de áreas pobladas Cruce de quebradas menores Cruce de quebradas mayores Cruce aéreo sobre soportes H (opcional) Cruces caminos secundarios, 25 mts. Cruces caminos de acceso, 12 mts. Construcciones Cruces Especiales Loop 12"
Unidad
Cantidad
Precio unitario ($us)
Total
gl
5
500
2,500
m m cruces cruces
12 900 11 7
68 90 68 73
816 81,000 748 511
m
200
68
13,600
cruces cruces
10 25
35 48
350 1,200
Global
1
Dólares
100,725
Fuente: Elaboración propia
112-134
3.3.7.3
Costos de derecho de vía
Los costos de derecho de vía se describen detalladamente en la tabla 3.32. Tabla 3.32: Costos de derecho de vía Descripción Desfile y alineado de tubería al DDV Replanteo y topografía Adecuación DDV Construcción DDV Nuevo Construcciones Mecánicas Loop 12"
45,000 45,000 40,500 32,000
Precio unitario ($us) 7 9 10 12
315,000 405,000 405,000 384,000
1
Dólares
1’509,000
Unidad
Cantidad
m m m m3 Global
Total
Fuente: Elaboración propia
3.3.7.4
Otros costos
Para este punto se tomara en cuenta la puesta en marcha de los Loops, en la tabla 3.33 podemos ver el detalle de los costos. Tabla 3.33: Otros costos Descripción
Unidad
Prueba hidráulica y secado Empaquetado de la línea Puesta en Marcha Loop 12"
m m Global
Precio unitario ($us) 45,000 10 45,000 15 1 Dólares
Cantidad
Total 450,000 675,000 1’125, 000
Fuente: Elaboración propia
3.3.7.5
Costo total
Para el costo total de la instalación y montaje de las tuberías, se procedió con la suma de los costos de materiales, maquinarias, construcciones y puesta en marcha obteniendo la tabla 3.34, donde nos describirá el total de la obra en construcción, constatando en los porcentajes que los materiales llegarían a ser la mas fuerte inversión que se realizará en la implementación de Loops. 113-134
Tabla 3.34: Costo Total Descripción Material Maquinaria Y Herramienta Construcciones Civiles Loop 12" Construcciones Cruces Especiales Loop 12" Construcciones Mecánicas Loop 12" Puesta en Marcha Loop 12" Total
Unidad Cantidad Moneda Global 1 $us Global 1 $us
Porcentaje 39.249 2’153,198.77 1.905 104,498 Total
Global
1
$us
493,617.6
8.998
Global
1
$us
100,725
1.836
Global
1
$us
1’509,000
27.506
Global
1
Global
1
$us Dólares ($us)
1’125,000 5’486,039.37
20.507 100
Fuente: Elaboración propia
Para mas detalle de la construcción por metro instalado, se dividirá el monto global por la cantidad de metros que se construirán:
Habiendo encontrado el costo total del proyecto, con un total de 5’486,039 dólares americanos, obteniendo un costo de 122 dólares americanos el costo del metro lineal.
3.4 SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS En el siguiente punto se puede observar la simulación de todo el gasoducto tanto con las condiciones operativas actuales y con los datos ya encontrados en el anterior punto.
3.4.1 Datos de entrada Para el uso del simulador se procederá a introducir los datos que se necesita para el cálculo del resto del proceso. 114-134
3.4.1.1
Composición del gas
La composición del gas es muy importante para la simulación, ya que esta condiciona todo el proceso por el cálculo de sus propiedades físicas y químicas. En la tabla 3.35 se puede observar la composición inicial. Tabla 3.35: Composición inicial
N2 CO2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ TOTAL
RIO GRANDE (% en masa) 1.85 0.941 92.316 4.502 0.349 0.002 0.01 0.005 0.007 0.003 0.015 100
Peso Molecular
17.283 Lb/Lb-mol
COMPONENTE
Fuente: Elaboración Propia a partir de información de la ANH
3.4.1.2
Presiones de operación
Para las presiones usaremos el MOP (Presión de Operación Máxima) que es 1,420 Psig. Este dato es muy importante ya que si se excede las condiciones del gasoducto se verán afectadas.
115-134
3.4.2 Actual Gasoducto al Altiplano El actual gasoducto al altiplano presenta 779.28 km que parte desde Santa Cruz donde se encuentra la planta de Río Grande hasta la estación de recolección en Senkata (La Paz). Se inyecta al gasoducto según el requerimiento de la demanda, actualmente varia desde 40-50 MMpcd, también se inyecta gas desde Percheles con 17-20 MMpcd. Las presiones de transporte están entre 1,420 psig de MOP y 1,440 psig de MAOP en la figura 3.7 se mostrara las condiciones que requiere el simulador para empezar con los cálculos. Figura 3.7: Insertar la composición del gas
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Después se pasa a introducir el paquete de fluidos que se encargara de todos los cálculos correspondientes, en la figura 3.8 se observa que se usara Peng Robinson.
116-134
Figura 3.8: Elección del paquete de fluidos
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Después de tener todos los datos insertados se procede a ingresar al simulador para procesar la información que aun falta colocar (figura 3.9). Figura 3.9: Entrar al simulador
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Empezar con la primera corriente, sale de Río grande a una presión reducida, para proceder con la simulación se rellenan los espacios como temperatura, presión, flujo molar y composición el gas (figura 3.10). Luego se incorpora la estación de compresión para mandar el gas a 1,420 psig, se necesita realizar la compresión en etapas es por eso que se usa tres compresores (figura 3.11).
117-134
Figura 3.10: Datos de entrada
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Figura 3.11: Estación de compresión
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
En el proceso de introducir todos los datos en el simulador se realiza la corrida de todo el gasoducto sin los Loops que se implementaran, todos los datos obtenidos por el simulador están en el Anexo E es un reporte completo con las caídas de presión. En la figura 3.12 se puede observar el primer tramo que llegaría a ser HuayñakhotaParotani, el tramo es alrededor de 23.222 km.
118-134
En la figura 3.13 se puede observar el segundo tramo que es Parotani-Pongo que tiene una longitud de 41.22 km. Figura 3.12: Huayñakhota-Parotani
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Figura 3.13: Parotani-Pongo
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
3.4.3 Implementación de los Loops al GAA Para este punto simplemente se modifica el flujo molar que se quiere incrementar hasta un 50 % del actual caudal, con estos datos se procede a la nueva simulación en la figura 3.14 se puede ver el cambio en el flujo. 119-134
Figura 3.14: Datos de entrada
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
Al implementarse los nuevos Loops se realiza un balance de entrada para que las presiones lleguen a ser las mismas en la salida, con este método se evitara que exista un reflujo entre los Loops. En la figura 3.15 se puede observar ambos Loops el primero que va desde Huayñakhota-Parotani que tiene una longitud de 15.58. km. El segundo Loop que va desde Parotani-Pongo con una longitud de 28.97 km. Figura 3.15: Loops instalados
Fuente: Elaboración propia basada en Hysys
120-134
3.4.4 Resultados Para poder observar los resultados del simulador, se tiene que analizar la figura 3.16 3.17. Que son extraídas de las tuberías del ramal principal. En la figura 3.16 se puede observar la caída de presión en el primer tramo Huayñakhota-Parotani. Se nota que a medida que el fluido avanza este va perdiendo presión. Figura 3.16: Presión vs Distancia tramo 1
Fuente: Simulador HYSYS
En la figura 3.17 se puede observar la caída de presión en el segundo tramo Parotani-Pongo. Se nota que a medida que el fluido avanza este va perdiendo presión.
121-134
Figura 3.17: Presión vs Distancia tramo 2
Fuente: Simulador HYSYS
En la tabla 3.36 del tramo 1 se puede notar que a medida que la distancia va incrementándose la presión tiende a disminuir, la temperatura se incrementa por la transferencia de calor y la velocidad también se incrementa.
122-134
Tabla 3.36: Resultados del Loop Huayñakhota-Parotani
Fuente: Simulador HYSYS
En la tabla 3.37 del tramo 2 se puede notar que a medida que la distancia va incrementándose la presión tiende a disminuir, la temperatura se incrementa por la transferencia de calor y la velocidad también se incrementa.
123-134
Tabla 3.37: Resultados del Loop Parotani-Pongo
Fuente: Simulador HYSYS
124-134
4.
EVALUACIÓN
En el presente capítulo se determinó la viabilidad técnica y la viabilidad económica, estimada para el diseño de Loop.
4.1.
EVALUACIÓN TÉCNICA
Para determinar la valoración técnica del proyecto se tomaron en cuenta varios aspectos, los cuales se detallan a continuación.
4.1.1 Descripción general del proyecto Las longitudes de los Loops para el gasoducto al altiplano (GAA) que se encuentra conformada por los siguientes tramos: Huayñakhota-Parotani de 15.585 km y Parotani-Pongo de 28.971 km. Tomando en cuenta como inicio del proyecto el año 2012 proyectando un promedio de 68.744 MMpcd. y se determinó un crecimiento de la demanda para el año 2017 que será de 87.875 MMpcd. Manejando una presión máxima de descarga de 1,420 psig y una temperatura máxima de 120 F.
4.1.2 Tubería Se trata de un material fabricado con el máximo grado de cumplimiento de las normas de calidad. Como referencia, se utiliza la norma API. Los Loops se construirán con una tubería de acero al carbón de 12 pulgadas las cuales constan con las siguientes características:
Permite responder a requisitos especiales, tales como resistencia al agrietamiento inducido por el hidrógeno (HIC) o ductilidad elevada a bajas temperaturas.
Elevada resistencia a la tracción y excelente tenacidad a temperaturas muy bajas y en grandes espesores. 125-134
Además, estas calidades presentan buena aptitud a la soldadura, gracias a su composición química especial, bajo en carbono.
En la tabla 4.1 se puede observar las características mecánicas de la tubería, según especificaciones de la API 5L. Tabla 4.1: Especificaciones de la tubería Especificación de la tubería
Material
API 5L Gr. X-52M
Diámetro nominal (pulgadas)
12
Diámetro externo (pulgadas)
12 ¾
Diámetro interno (pulgadas)
11.376
Espesor de pared (pulgadas)
0.687
Peso (kg * m)
131.717
Fuente: Elaboración propia
YPFB Transporte se encarga de realizar el pedido de la tubería con las especificaciones anteriormente mencionadas en la tabla 4.1. Los pedidos se los realizan en empresas Argentinas y/o Chinas, se puede mencionar como una de las distribuidoras a TENARIS ARGENTINA, para el caso de las empresas Chinas se efectúa el pedido a diferentes distribuidoras. Cuando los pedidos llegan bajo especificaciones, se lo almacena en los galpones de YPFB Transporte.
126-134
4.1.3 Mano de obra Para poder determinar la mano de obra necesaria tanto directa como indirecta, se realizó el organigrama del área. (Ver esquema 4.1). Esquema 4.1: Organigrama Básico Mínimo para Construcción Loop GAA- G 12” x 45 km Huayñakhota–Pongo Jefe de Obra (1) Coordinador Calidad (1)
Coordinador SSS (1)
Inspector Nivel II Soldadura (1)
Encargado Social (1)
Inspector Nivel II Rx (1) Inspector Nivel II Ultrasonido (1)
Encargado Salud (1)
Inspector Pruebas hidrostaticas (1)
Coordinador Medio Ambiente (1) Encargado Medio Ambiente (1 para para cada fase)
Encargado Seguridad (1 para cada fase)
Encargado Planificacion (1)
Encargado Ducto (1)
Encargado DDV (1) Encargado Desfile tuberia (1) Encargado Curvado tuberia (1) Encargado Revestimiento (1)
Jefe Topografia (1)
Encargado Excavacion, Bajado y Tapado (1)
Control Calidad Tubos y Trazabilidad (1)
Encargado HDD (1)
Inspector de calidad (1 para cada fase)
Encargado Prueba Hidrostatica (1 para cada frente)
Operadores Equipo Pesado (24)
Soldadores (12) Mecanicos / Cañistas (2) Choferes (14)
Ayudantes (70) (70)
Encargado Especiales (1)
Fuente: Elaboración propia
127-134
En este organigrama podemos apreciar el personal mínimo requerido para la obra y deberá ser ajustado según los requerimientos de las distintas áreas, en sus diferentes fases.
4.1.4 Producto transportado Por el sistema de tuberías (Loops y red troncal) diseñadas se transportara Gas Natural en régimen continuo según presión de contrato a la planta de Senkata-La Paz. La capacidad de transporte equivalente obtenido en la proyección por año se observa en la tabla 4.2. Tabla 4.2: Regímenes de caudal transportado
En este organigrama podemos apreciar el personal mínimo requerido para la obra y deberá ser ajustado según los requerimientos de las distintas áreas, en sus diferentes fases.
4.1.4 Producto transportado Por el sistema de tuberías (Loops y red troncal) diseñadas se transportara Gas Natural en régimen continuo según presión de contrato a la planta de Senkata-La Paz. La capacidad de transporte equivalente obtenido en la proyección por año se observa en la tabla 4.2. Tabla 4.2: Regímenes de caudal transportado
AÑO Volúmenes MMpcd
Regímenes de Volúmenes ft3 /hr
2012
68.74
2’864,333.33
2013
72.54
3’022,541.67
2014
76.48
3’186,833.33
2015
80.28
3’345,041.67
2016
84.08
3’503,25
2017
87.88
3’661,458.33
Fuente: Elaboración propia
Para el 2017 se proyecta tener un consumo de 87.875 MMpcd de consumo, donde se toma en cuenta que los requerimientos proyectados de Gas Natural abastecerán a los Departamentos de La Paz, Cochabamba y Oruro (Mercado interno del Occidente del País)
128-134
4.1.5 Magnitud del proyecto La magnitud del proyecto se entiende como la dimensión física del mismo, en términos de capacidad por unidad de tiempo. Para determinar el tamaño del proyecto se consideraron como factores los siguientes:
Magnitud vs Tecnología
Magnitud vs Mercado
Magnitud vs Materia prima
4.1.5.1
Magnitud vs Tecnología
Para poder transportar un cierto volumen de Gas natural mediante un sistema de tuberías paralelas (Loops) es necesario ciertas cantidades de accesorios, maquinas y equipos los cuales pueden ser adquiridos evaluando y analizando catálogos de diferentes empresas como ser Americanas, Argentinas, Brasileras y Chinas, en su variedad la empresa Matreq Ferreyros es una de las mayores distribuidoras de maquinaria pesada en Bolivia. Lo cual significa que la tecnología con la cuál contará el proyecto no es un factor limitante para par a el desarrollo del mismo
4.1.5.2
Magnitud vs Mercado
El mercado en este caso no es un factor limitante ya que el fin del proyecto es transportar volúmenes de Gas Natural, para los cuales se determino una proyección durante un periodo de cinco años lo que significa que se tiene un mercado constante, uniforme y creciente.
129-134
4.1.5.3
Magnitud vs Materia prima
La materia prima para el desarrollo del proyecto no es una limitante debido a que la planta de Río Grande esta conectada a un sistema de ductos donde numerosos campos aportan con la producción y quienes suministraran el Gas Natural que viene a ser la materia prima del proyecto.
4.2.
EVALUACIÓN ECONÓMICA
Como costo preliminar que implica la construcción de Loops se obtuvo la tabla 4.3, donde se describe el costo global de $us 5’486,039 (Cinco millones Cuatrocientos ochenta y seis mil treinta y nueve dólares americanos). Usando una tubería de grado X52 con un precio unitario de 300 $us. Tabla 4.3: Costos de implementación Descripción Material Maquinaria Y Herramienta Construcciones Civiles Loop 12" Construcciones Cruces Especiales Loop 12" Construcciones Mecánicas Loop 12" Puesta en Marcha Loop 12" Total
Unidad Cantidad Moneda Global 1 $us Global 1 $us
Total 2’153,198.77
104,498
Global
1
$us
493,617.6
Global
1
$us
100,725
Global
1
$us
1’509,000
Global
1
Global
1
$us Dólares ($us)
1’125,000 5’486,039.37
Fuente: Elaboración propia
4.2.1.
Propiedades del acero
En la tabla 4.4 se muestra que la diferencia de grado de una tubería X42 y X52, donde el límite elástico y la carga de rotura son mayores, por esta razón en el empleo del grado de la tubería se usa con grado X52.
130-134
Tabla 4.4 Características de la resistencia de los materiales (X52 y X42)
Fuente: Hidrocantábrico
Usando la tubería X52 se incrementa en un 30 porciento (%) del costo por metro a comparación de una tubería con grado X42. La diferencia se encuentra que la X52 tiene mayor resistencia a los agrietamientos, concluyendo que para la tubería es recomendable la utilización de un material más resistente.
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5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES A partir de los objetivos planteados en el trabajo, a continuación se presentan las conclusiones y las recomendaciones que se determinaron en base a los resultados obtenidos tras del diseño.
5.1.
CONCLUSIONES Con la Utilización de la Regresión Lineal usando el modelo causal, se identificó la proyección de la demanda de Gas Natural en el Occidente del País a partir de datos del consumo anual. Dicha proyección se realizó hasta el 2017, se obtuvieron los siguiente resultados para los Departamentos de: La Paz, Cochabamba y Oruro con los valores de 37.74 MMpcd, 43.92 MMpcd y 6.21 MMpcd respectivamente con un total de 87.87 MMpcd, este dato se empleará para la realización del cálculo de la nueva capacidad de flujo transportado para el diseño de los Loops.
Analizando las variables de operación se determino las siguientes condiciones operativas:
La presión según la norma se maneja MOP 1,420 psig y MAOP 1,440 psig.
La temperatura normal y la recomendada va de 80 a 95 F y la máxima es de 120 F.
Caudal transportado llega a los 65 MMpcd, que varia según la demanda del mercado occidental.
La composición del gas evidencia que se transporta Gas seco.
Con estos parámetros se concluye que se procederá a su utilización para el cálculo del diseño de los Loops.
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Mediante el desarrollo de las ecuaciones y los respectivos cálculos para el diseño de Loops se obtuvieron los siguientes datos:
Longitudes de Huayñakhota-Parotani de 15.59 km y Parotani-Pongo de 28.97 km.
Calculando los diámetros óptimos para transportar 100 MMpcd, se saco un diámetro nominal de doce pulgadas.
Un espesor de 0.45 pulgadas, para un diámetro de doce pulgadas según tablas de API 5L, para transportar Gas natural con una presión de 1,420 psig.
Concluyendo que los datos obtenidos son óptimos para el diseño de Loops.
Mediante el uso del software HYSYS se realizó la simulación del transporte de Gas Natural, introduciendo las longitudes, indicándonos que las caídas de presión son las mismas que en la unión, de las tuberías donde se descarta el reflujo del proceso.
Mediante el cálculo de costos se obtuvo un estimado de 5’486,039.37 de dólares americanos determinando que el metro lineal llegaria a costar 121.91 dólares americanos que está dentro de los parámetros de construcción en zona montañosa.
Finalmente con el cumplimiento de todos los objetivos se concluyo con el diseño de Loops para el gasoducto al altiplano (GAA) en los tramos Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo, se logró obtener todos los parámetros necesarios para su implementación y así garantizar el abastecimiento de Gas Natural al Occidente del País por los próximos cinco años.
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5.2.
RECOMENDACIONES Se recomienda que el presente proyecto se implemente en la gestión 2013 debido a la alta demanda del consumo de Gas Natural en el Occidente del País.
Se recomienda que para futuros diseños de Loops se deben tener actualizadas las condiciones operativas del GAA.
Se recomienda que para el mantenimiento de ductos se utilice las normas de estandarización de Bolivia.
Se recomienda la utilización de otro software para verificar la precisión de los resultados obtenidos en el presente trabajo.
Se recomienda un estudio ambiental previo conforme a la ley 1333 aplicado el Reglamento Ambiental del Sector de Hidrocarburos capitulo cinco normando el transporte de Gas Natural a través de ductos.
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