DISEÑO DE GASODUCTOS CONSIDERANDO ECUACIONES DE FLUJO DE GASES

2020OPERACIONES UNITARIAS I
20
20
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
FACULTAD DE INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
OPERACIONES UNITARIAS I

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS
FACULTAD DE INGENIERÍA
CARRERA INGENIERÍA INDUSTRIAL

PROYECTO:
DISEÑO DE GASODUCTOS CONSIDERANDO ECUACIONES DE FLUJO DE GASES

La Paz – Bolivia
2017

DISEÑO DE GASODUCTOS CONSIDERANDO ECUACIONES DE FLUJO DE GASES
ÍNDICE GENERAL

Página

ÍNDICE GENERAL…………………………………………………………………..
2

1.CAPITULO I CONSIDERACIONES GENERALES: 4
1.1 INTRODUCCIÓN: 4
1.2. ANTECEDENTES: 4
1.3. IDENTIFICACION DEL PROBLEMA 5
1.4. OBJETIVOS: 5
1.4.1. Objetivo general: 5
1.4.2. Objetivos específicos: 5
2. CAPITULO II MARCO TEORICO: 6
2.1. ¿Qué es el caudal?: 6
2.2. Flujo horizontal de gas 6
2.3. Presion promedio: 21
2.4. Ecuacion de Panhandle A 22
2.5. Ecuacion de Panhandle B 23
2.6. Ecuacion de Weymouth 23
2.7 Factor de compresibilidad 24
CAPÍTULO III: APLICACIÓN PRACTICA 28
3.1 Datos Tecnicos 31
3.2 Calculos 31

CAPÍTULO IV: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 44
4.1 Conclusiones 44
4.2 Recomendaciones 45

BIBLIOGRAFIA 45

CAPÍTULO I: CONSIDERACIONES GENERALES
INTRODUCCIÓN.
En Bolivia uno de los recursos energéticos fundamentales a nivel económico y socio – cultural es el gas natural dada su abundancia como recurso no renovable en el país. La distribución de este recurso se lo hace mediante el Transporte de hidrocarburo el cual es destinado tanto a la venta a países vecinos tales como Argentina y Brasil, además de la distribución del mismo al mercado interno. Este transporte se lo realiza a través de tuberías tanto red primaria y secundaria, la cual se distinguen en el diseño fundamentalmente en el diámetro ya que un mayor diámetro conduciría un mayor caudal, además de la presión de operación de la misma.
ANTECEDENTES.
Antecedentes de la distribución de gas natural
El gas natural proviene de los diferentes campos gasíferos con que cuenta el país, es transportado a través de gasoductos llegando asi a las ciudades para su distribución permanente a los centros de consumo, a través de una red de tuberías enterradas que no alteran el paisaje urbano, llegando finalmente a las viviendas, establecimiento comerciales e industrias.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Identificación del Problema.
Debido a la creciente demanda del gas natural tanto a nivel internacional además de ser considerado como servicio publico en nuestro país este debe llegar a todos los puntos necesarios en el país, abasteciendo en cantidades y calidades aceptables de acuerdo a normativo. Dada esta creciente demanda se ve a la necesidad de instalar mas gasoductos tanto de red primaria y secundaria, siendo importante en esta el diseño para determinar el diámetro de la misma de acuerdo las condiciones de operación.
OBJETIVOS.
Objetivo General.
Realizar el diseño de un gasoducto teniendo en cuenta datos técnicos como ser las presión del gas, densidad, viscosidad, etc.
Objetivos Específicos.
Analizar las ecuaciones de flujo para el gas natural además de aplicarlas en el diseño correspondiente del ducto
Analizar el procedimiento tanto de las obras mecánicas y civiles para la construcción del ducto
Analizar el impacto y la importancia de las ecuaciones descritas en la materia de operaciones unitarias,

CAPÍTULO II: MARCO TEORICO

En el presente Capítulo se pretende realizar una descripción teórica general de los aspectos operativos que se pueden observar en el transporte de hidrocarburos:

2.1 Caudal.

El caudal volumétrico o tasa de flujo de fluidos es el volumen de fluido que pasa a través de una superficie dada en un tiempo determinado usualmente es representado por la letra Q en la industria petrolera este es expresado en MMSCFD es decir en (millones de pies cúbicos a condiciones estándar en un día )

2.2 Composición del gas natural.
El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está constituido por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado gaseoso, en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. Se encuentra generalmente en depósitos subterráneos profundos formados por roca porosa, o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo.
Como medida de seguridad, en la regulación se estipula que los distribuidores deberán adicionar un odorizante al gas natural para que se pueda percibir su presencia en caso de posibles fugas durante su manejo y distribución al consumidor final (mercaptanos).
El gas natural ocupa el tercer lugar en el mundo entre las fuentes de energía primarias, y ocupa la quinta parte del consumo tanto en Europa, como en el resto del mundo. Sus amplios beneficios tanto ambientales como energéticos y económicos son puntos clave en el desarrollo y utilización del mismo. Es una fuente de energía que está en plena carrera ascendente.
La composición del gas natural varía según el yacimiento:

TABLA 1 COMPOSICION DEL GAS NATURAL

2.3 Características del gas natural.
Nombre comercial: gas natural
Nombre químico: metano y más pesados
Peso molecular: 16
Estado físico: gaseoso, incoloro e inodoro
Temperatura de ignición: 530 oF
Poder calorífico: 9.300 Kcal/MMBTU @ 60 oF y 14.7 psig (lb/plg2 )
Odorización: adición de ciertos compuestos sensibles al olfato llamados mercaptanos.
Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Internet
¿Cómo se transporta?
El gas natural se transporta y distribuye principalmente a través de gasoductos y como gas natural licuado en los llamados camiones criogénicos, asimismo se puede transportar en cilindros de alta presión (como gas natural comprimido).
¿Cómo se mide?
El gas natural se mide en metros cúbicos (a una presión de 75'000 Pascal y una temperatura de 15ºC) o en pies cúbicos (misma presión y temperatura). Normalmente, la producción de gas a partir de los pozos y los repartos a las centrales eléctricas se miden en millares o en millones de pies cúbicos (Mcf y MMcf). Los recursos y las reservas son calculados en billones de pies cúbicos (Bcf).\+
Factor de rugosidad para tubos de acero
La rugosidad de las paredes de los canales y tuberías en función del material con que están construidos, el acabado de la construcción y el tiempo de uso, los valores son determinados en mediciones tanto de laboratorio como en el campo, la variación de este parámetro es fundamental para el cálculo hidráulico, La irregularidad puede expresarse por la altura media de las asperezas (rugosidad absoluta), como un promedio obteniendo del resultado de un calculo con las características del flujo, mas no propiamente por el obtenido como la media de las alturas determinadas físicamente de la pared, en cada conducción, es mas importante la relación que la rugosidad absoluta guarda con el diámetro del tubo, esto es la relación E/D que se conoce como rugosidad relativa

RUGOSIDAD ABSOLUTA DE MATERIALES

Material
ε
(mm)

Material

ε (mm)
Plástico (PE, PVC)
0,0015

Fundición asfaltada
0,06-0,18
Poliéster reforzado con fibra de vidrio

0,01

Fundición

0,12-0,60
Tubos estirados de acero
0,0024

Acero comercial y soldado
0,03-0,09
Tubos de latón o cobre
0,0015

Hierro forjado
0,03-0,09
Fundición revestida de cemento
0,0024

Hierro galvanizado
0,06-0,24
Fundición con revestimiento bituminoso

0,0024

Madera

0,18-0,90
Fundición centrifugada
0,003

Hormigón
0,3-3,0

Sistema de medición. -
Un sistema de medición son los equipos requeridos e instalaciones necesarias para una operación segura, confiable y eficiente y lo más importante económica
Esta labor depende o está conformada de lo siguiente:
ESTACION DE MEDICION DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA.- Constituida por un sistema de análisis de calidad de gas y un patín de medición a base de dos medidores ultrasónicos

ESTACION DE MEDICION Y REGULACION DE TRANSFERENCIA DE CUSTODIA.- Constituida por un sistema de análisis de calidad de gas y un patín de medición a base de medidores ultrasónicos y control de flujo y presión

MEDIDORES
Un medidor es un instrumento utilizado para cuantificar el volumen de los hidrocarburos que fluye a través de un ducto.
TRANSPORTE DE GAS
Es la recolección, transporte o distribución de gas por gasoducto o 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. 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.
CRITERIOS DE SELECCIÓN
La ASME B31.8 refiere las siguientes consideraciones:
No se debe usar medidores que tengan carcasas o cuerpos de hierro o de aluminio cuando la MOP sea mayor a la MOP especificada para el medidor.
Los medidores con caja de acero estañado no se deberán usar a una presión que exceda el 50 % de la presión de prueba del fabricante.
Los medidores de caja de acero estañado reacondicionadas no se deberán usar a una presión que exceda el 50% de la presión usada para probar el medidor después de su reacondicionamiento
Tecnología y eficiencia
Precisión de medición
Estabilidad operativa
Rango
Exactitud requerida, debiendo ser dentro del 5% la exactitud del flujo real
Perdida de presión
Calibración
Tipo de fluido

TIPOS DE MEDIDORES DE GAS.- los medidores más utilizados son:
Medidores ultrasónicos
Medidores de placa de orificio
Medidores de diafragma
Medidores de turbina

MEDIDORES ULTRASONICOS.-
Los medidores ultrasónicos miden el flujo de gas, su operación consiste en que a travez de su dispositivo utiliza la velocidad del sonido para medir el flujo, donde las ondas recorren en sentido contrario al flujo, por tanto las ondas cuando llegan a propagarse miden la diferencia de señales en el tiempo de tránsito con y contra el flujo de gas a través de una o más trayectorias de medición

El que se muestra en la figura anterior corresponde al Medidor Ultrasónico MPU 1200, el último en cuanto a tecnología.
Hay dos tipos de medidores ultrasónicos
DOPLER.- miden los cambios de frecuencia causados por el flujo del líquido
TRANSITO.- tienen como objetivo la medición del caudal a través de la cuantificación de la velocidad de flujo, transductores colocados a ambos lados del flujo, la combinación es tal que las ondas de sonido viajan entre los dispositivos con una inclinación de 45 grados respecto de la dirección de flujo
Montaje del sensor
La instalación del sensor es realmente sencilla. Existen sensores que integran tanto la medición de la profundidad como la de la velocidad y que pueden ser montados en la parte inferior de canales o tuberías de cualquier tipo, tamaño y forma. Además, existen sensores de inserción para montar en tuberías de acero o materiales sintéticos. Los costes de instalación son realmente bajos

Ventajas:
Procesamiento de señales digitales
Medición de densidad y el calculo de la tasa de flujo
Compensación de la presión y la temperatura, asegura datos precisos independientemente de las condiciones de operación
Electrónica avanzada las cuales permiten el funcionamiento a distancia
Ahorran hasta un 60 % de ahorro de costos, espacio y peso en comparación con los dispositivos de medición
Su diseño no intrusivo elimina la caída de presión
Amplio rango de operación

Desventajas
Fallas por medio de inducción de frecuencias de ultrasonido
Des calibración de la sonda, se lo calibra mediante el instrumento "detector ultrasónico de fallas UFD 100"
Coste alto para tuberías de diámetro bajo
PRESION MAXIMA 10 Bar
RANGO 30 m/seg.

PLACA DE ORIFICIO
La placa de orificio consiste en una placa perforada que se instala en la tubería, el orificio que posee es una abertura cilíndrica o prismática a través de la cual fluye el fluido.
El orificio es normalizado, la característica de este borde es que el chorro que éste genera no toca en su salida de nuevo la pared del orificio. El caudal se puede determinar por medio de las lecturas de presión diferenciales. Dos tomas conectadas en la parte anterior y posterior de la placa captan esta presión diferencial.

La disposición de las tomas se pueden observar con mas claridad en la figura,

El orificio de la placa, como se muestra en la figura, puede ser: concéntrico, excéntrico y segmentada.

La placa concéntrica sirve para líquidos.

Excéntrica para los gases donde los cambios de presión implican condensación. Cuando los fluidos contienen un alto porcentaje de gases disueltos.

Segmentada, partículas en suspensión implican turbulencias que limpiarán (para que no se aglomeren partículas) el lado de alta presión evitando errores en la medición.

Con el fin de evitar arrastres de sólidos o gases que pueda llevar el fluido, la placa incorpora como se menciona anteriormente un orificio de purga. Entre los diversos perfiles de orificio que se utilizan, según se muestra en la figura Nº4, se pueden destacar los siguientes: de cantos vivos, de cuarto de círculo y de entrada cónica

Ventajas
Procedimientos de funcionamiento sencillos
Todas las piezas son sustituibles sin quitar la válvula de la línea
El diseño del sistema de cierre evita que el porta placa salga disparado en caso de que la línea no haya sido despresurizada.
Diseñado para dar la máxima seguridad al operario durante el funcionamiento, servicio e inspección.
Probado para un sellado positivo, integridad de la toma de presión, protuberancias del sello y excentricidad.
No aumenta mucho el coste al aumentar el diametro.

Desventajas
Produce perdidas de presión.
Poca variación del rango
Perdidas de carga
Erosion del orificio
Solidos en suspensión

MEDIDOR DE TURBINA
Consiste de un juego de paletas o aspas acopladas a un eje, las cuales giran cuando pasa un fluido a través de ellas. La velocidad a la cual giran estas aspas es proporcional a la velocidad del flujo, y si tenemos la velocidad y el área del conducto se puede determinar el caudal. Las turbinas deben instalarse de tal modo que no se vacíe cuando cesa el caudal ya que el choque del agua a alta velocidad contra el medidor vacío lo dañaría seriamente.
Para captar la velocidad de la turbina existen dos tipos de convertidores:
Reluctancia: La velocidad esta determinada por el paso de las palas individuales de la turbina a través del campo magnético, esta variación cambia el flujo induciendo una corriente alterna en la bomba captadora.
Inductivo: El rotor lleva incorporados un imán permanente y el campo magnético giratorio que se origina produce una corriente alterna en una bobina captadora exterior.

VENTAJAS
Alta presicion
Alta repetibilidad
Lineal en un rango de temeperaturas y presiones
Integración en sistemas de suspensión
DESVENTAJAS
Desgaste de piezas movibles
Instrumento delicado
Mantenimiento caro
No utilizable cuando la viscosidad aumenta
Presenta problemas cuando incrementa demasiado la velocidad
CAÍDA DE PRESIÓN:
En flujo máximo del rango de flujo normal en agua de 4 psi

RANGO DE PRESIONES:
ANSI 150 - nº 1500 dependiendo del tamaño

MEDIDOR DE DIAFRAGMA

Son medidores de tipo de desplazamiento positivo, los cuales operan con un par de diafragmas que cíclicamente se forma para tomar y expulsar el gas a través del medidor

Ventajas
Diseño compacto
Alta excatitud y confiabilidad en la medición
Adecuada resistencia a ambientes corrosivos debido a la carcasa de alumio fundido, previniendo la fuga de gas
Provisto de un mecanismo de bloqueo en contra flujo
Disponibles para dos tipos de sentidos de flujo, izquierdo derecho y derecho izquierdo.

Desventajas

Las variaciones de densidad producen errores en la medición
Son sensibles al cambio de temperatura

Rango de medida 2.4 m3/h

Presión máxima.- 9.8 Kpa

DIFERENCIAS ENTRE ELLOS

Las diferencias son apreciables, cuando utilizamos medidores de placa de orificio el mismo sufre un desgaste en el orificio produciéndose perdida de presión y carga, a diferencia del ultrasónico este no tiene esta deficiencia, más al contrario el que se mencionó en el presente trabajo asegura datos precisos independientemente de las condiciones de operación y es de bajo costo al no tener mucho mantenimiento y es pero mayor recomendable en tuberías de diámetros superiores, el medidor de diafragma es más utilizado en las redes de gas natural en residenciales

2.2 Flujo Horizontal de Gases

La ecuación general de flujo de gas a través de tubería circular de longitud L y de diámetro D se expresan en función de la presión para poder integrar una expresión diferencial, en este sentido consideraremos que av lo largo de la tubería ocurre lo siguiente:
FIGURA 1

P1P2z1z2N.RLDP1P2z1z2N.RLD
P1
P2
z1
z2
N.R
L
D
P1
P2
z1
z2
N.R
L
D

El Flujo es isotérmico por lo tanto la energía interna no varía U= 0

No existe una diferencia de nivel por lo tanto la energía potencial no varía a lo largo del tramo es decir se mantiene el peso de la columna hidrostática

Es despreciable la variación de la energía cinética siempre que la longitud de la tubería sea suficientemente grande respecto del diámetro (L >>>>D)

Solo se considera la variación de de la energía de la presión la cual es única que balancea el trabajo de fricción realizado por el gas

Cambio de Energía Interna del fluidoCambio de Energía Cinética del fluidoCambio de Energía Potencial del fluidoTrabajo realizado sobre el fluidoCalor cedido al fluidoTrabajo de eje realizado por el fluido++++-= 0Cambio de Energía Interna del fluidoCambio de Energía Cinética del fluidoCambio de Energía Potencial del fluidoTrabajo realizado sobre el fluidoCalor cedido al fluidoTrabajo de eje realizado por el fluido++++-= 0
Cambio de Energía Interna del fluido
Cambio de Energía Cinética del fluido
Cambio de Energía Potencial del fluido
Trabajo realizado sobre el fluido
Calor cedido al fluido
Trabajo de eje realizado por el fluido
+
+
+
+
-
= 0
Cambio de Energía Interna del fluido
Cambio de Energía Cinética del fluido
Cambio de Energía Potencial del fluido
Trabajo realizado sobre el fluido
Calor cedido al fluido
Trabajo de eje realizado por el fluido
+
+
+
+
-
= 0

Por otra parte hacer notar que la ecuación general de flujo de gas se puede obtener a partir de la ecuación general de Bernoulli tomando en cuenta los principios hidrodinámicos para un fluido que produce factor de fricción sin embargo de lo anterior, dicha expresión dicha ecuación de flujo de gas también se puede obtener partiendo de la ecuación de EULER asi como de la primera ley de la termodinámica.

Por otra parte en transporte de fluidos se produce la fricción en este entendido la ecuación anterior se transforma como sigue:

; Tds = -dQ + dwf ; Tds = -dQ + dwf
; Tds = -dQ + dwf
; Tds = -dQ + dwf

Pf =dwf = Caída de presión por fricción

Integrando para Z constante

Régimen Permanente Flujo Horizontal Flujo isotérmico Se desprecia energía cinética Régimen Permanente Flujo Horizontal Flujo isotérmico Se desprecia energía cinética
Régimen Permanente
Flujo Horizontal
Flujo isotérmico
Se desprecia energía cinética
Régimen Permanente
Flujo Horizontal
Flujo isotérmico
Se desprecia energía cinética
Finalmente

Donde:
Qsc= Caudal volumétrico, Mscfd
Z=Factor de compresibilidad a P y T promedio
P1=Presión en 1(psia)
P2=Presión en 2 (psia)
G=Gravedad específica del gas
Tsc=Temperatura estándar (oR)
Psc=Presión estandar (psia)
T=Temperatura promedio de flujo (oR)
L=Longitud del tubo (ft)
D=Diámetro interno del tubo (in)
fm=Factor de fricción de Darcy

2.3 PRESION PROMEDIO
La presión promedio es aquella presión a la cual opera el ducto a lo largo de su tramo esta es función de la presión de recepción y de la presión de entrega que son la presión al inicio del ducto y la presión final con la que llega el gas al final del tramo y está dada por la siguiente ecuación.
FIGURA 2
P1P2z1z2N.RLDLxP1P2LP1P2z1z2N.RLDLxP1P2L
P1
P2
z1
z2
N.R
L
D
Lx
P1
P2
L
P1
P2
z1
z2
N.R
L
D
Lx
P1
P2
L
O bien:

2,4 ECUACIÓN DE FLUJO DE PANHANDLE A

Esta ecuación de flujo se ha considerado una de las fórmulas que mayor uso ha tenido en la industria del gas natural, sobre todo en el diseño de tuberías de transporte de gas. La ecuación de flujo de Panhandle se emplea para el diseño de tuberías de alta presión y gran diámetro, en donde la tasa de flujo puede tener una alta variabilidad. Luego se da origen a la siguiente ecuación:

(A)

Donde:
SG=Gravedad específica del gas
Tb=Temperatura base (oR)
Pb=Presión base (psia)
L=Longitud del ducto (ft)
D=Diámetro interno del ducto (in)
E= eficiencia
Ecuación (A) de Panhandle(A), para la determinación del caudal de gas en una tubería. Utilizando, los factores de conversión para unidades de campo

2,5 ECUACION DE PANHANDLE B

La ecuación de Panhandle B es también conocida como la ecuación revisada de Panhandle, es usada para diámetros grandes de tubería, alta presión en las líneas.

(B)

Donde:
Tb=Temperatura base (R)
T=Temperatura promedio de flujo (R)
E=Eficiencia
2,6 ECUACIÓN DE FLUJO DE WEYMOUTH

La ecuación de Weymouth es usada para presiones altas, altos flujos de gas y diámetros grandes en el sistema .La siguiente formula calcula directamente el flujo de gas a través dela tubería

Donde:

Tb=Temperatura base (oR)
E=Eficiencia

2,7 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD

Basándose en el concepto de propiedades pseudo-reducidas, Stnding Katz presentaron un gráfico generalizando el factor de compresibilidad del gas como se muestra en la figura.
El grafico representa factores de compresibilidad del gas natural dulce como función de Ppr y Tpc.
Este grafico es generalmente confiable para gas natural con menor cantidad e hidrocarburos. Es una de las correlaciones más ampliamente aceptadas en la industria de petróleo y gas.
FIGURA 3
Grafico de factores de compresibilidad de Standing y Katz. (Cortesia de GPSA y GPA Engineerring Data Book, EO Edicion, 1987)
Para determinar el factor de compresibilidad existen varias correlaciones como ser Standing - katz Peng Robinson, etc. No obstante de ello para nuestro caso utilizaremos este método:

Donde:

Tm=Temperatura promedio de flujo (R)
Pm= Presión promedio del gas (PSIG)

2,8 Eficiencia de Gasoductos
Todas las ecuaciones para calcular los flujos de gas a través de ductos se desarrollaron para líneas perfectamente limpias. Los ductos de gas en operación pueden acumular agua, condensados y en algunos casos crudo en las partes bajas.
Para corregir este cálculo "teórico" se utiliza el factor de eficiencia que expresa la capacidad de flujo real como una fracción de la taza de flujo teórica.Tabla 1.5 Valores típicos del factor de eficiencia.

Tipo de Línea
Contenido Liquido (gal/MMcf)
Eficiencia [E]
Gas seco en yacimiento
0.1
0.92
Gas en cabeza-casing
7.2
0.77
Gas y condensado
800
0.6
TABLA 2 alores típicos del factor de eficiencia.
Fuente: Elaboración Propia en base al libro Chi U. Ikoku, "Natural Gas Production Engineering", Florida, Krieger Publishing Company, 1984.
Adicionalmente a la eficiencia E del gasoducto, el factor de transmisión 1f es usado para monitorear las ecuaciones teóricas de flujo. El factor de transmisión es sin duda el mas difícil de evaluar; Por este motivo, existen valores empíricos del mismo. En la tabla siguiente se presenta los más significativos y que han probado su validez.
Ecuación de Flujo
Factor de transmisión
Tubería Lisa (Flujo laminar)
2logfNRe+0.3
Weymouth
1.10×5.6D0.167
Panhandle A
0.92×3.44NRe0.073
Panhandle B
0.90×8.25NRe0.0196
Tubería Rugosa (Flujo Turbulento)
2log 3.7eD
TABLA 3 Factores de Transmisión para ecuaciones de flujo.
Fuente: Elaboración Propia en base al libro Chi U. Ikoku, "Natural Gas Production Engineering", Florida, Krieger Publishing Company, 1984

CAPÍTULO III: APLICACIÓN PRACTICA

3.1 Datos técnicos

DATOS TECNICOS DEL DUCTO

Temperatura Base(R)
520
Presión Base (psia)
14.7
Temperatura de la línea (R)
520
Gravedad Especifica
0.66
Presión de Entrada (psia)
500
Diámetro interno (in)
10.75
Presión de llegada (psia)
350
Longitud (Millas)
9.322
Eficiencia
0.92
Caudal (MMPCD)
76.3 Max.
Rugocidad del ducto
0.0006
DATOS DEL GAS

Gravedad especifica
0.66
Viscocidad del gas (lb/ft-s)
0.00000826
TABLA 4

UBICACIÓN

FIGURA 4 trayectorias del ducto

DETALLE TÉCNICO

El proyecto GAA inició el año 2010 y consistió en la Ingeniería Procura y Construcción de dos loops (parelelas) de cañería de doce pulgadas de diámetro con una extensión de 15 kilómetros en el tramo Sica Sica – Senkata y de 36 kilómetros en el segmento Huayñakota – Parotani.
El tramo Parotani-Pongo fue realizado por la empresa IST, mientras que el tramo Sica-Sica - Senkata fue ejecutado por la empresa Servipetrol. La supervisión del tramo de 36 kilómetro estuvo a cargo de la empresa Bolpegas mientras que el tramo de 15 kilómetros fue realizada por la empresa DESC, todas empresas bolivianas.
Las ampliaciones realizadas en el GAA, promueven el desarrollo de los sectores industriales, domiciliarios, GNV y la generación termoeléctrica, para los departamentos de Oruro y La Paz y garantizan el suministro de gas natural en este parte del mercado nacional.
El Gasoducto al Altiplano ha costado $us 29 millones. Desde mediados de julio el Gasoducto Al Altiplano tiene una nueva capacidad de transporte de 76,3 millones de pies cúbicos día para entregas de volúmenes de gas al mercado interno, tras la conclusión y habilitación del proyecto de expansión "GAA Fase IV-Etapa 2" de YPFB Transporte, subsidiaria de YPFB Corporación.
Capacidad vs. Demanda Con respecto a la demanda, la capacidad de transporte del Gasoducto Al Altiplano sigue por encima de lo que demanda el mercado interno. El nivel máximo de la demanda conjunta de los departamentos de La Paz y Oruro y la ciudad de El Alto es inferior a los 60 millones de pies cúbicos día, en tanto que el gasoducto puede transportar hasta 76,3 millones de pies cúbicos día.
El Gasoducto Al Altiplano opera en conexión con el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC) y es el que suministra el gas natural a los departamentos de La Paz y Oruro y la ciudad de El Alto. Asegura el abastecimiento de gas para los requerimientos de sus diversos sectores: domiciliario, vehicular, industrial y termoeléctrico.

TABLA 5

TABLA 6
3.2 CALCULOS
3.2.1 DATOS DEL DUCTO
DATOS TECNICOS DEL DUCTO

Temperatura Base(R)
520
Presión Base (psia)
14.7
Temperatura de la línea (R)
520
Gravedad Especifica
0.66
Presión de Entrada (psia)
500
Diámetro interno (in)
10.75
Presión de llegada (psia)
350
Longitud (Millas)
9.322
Eficiencia
0.92
Caudal (MMPCD)
76.3 Max.
Rugocidad del ducto
0.00005
DATOS DEL GAS

Gravedad especifica
0.66
Viscocidad del gas (lb/ft-s)
0.00000826

3.2.2 DISEÑO MECANICO DEL DUCTO
Para poder diseñar un ducto a construir primero debemos conocer cuál será el diámetro de este a partir de los requerimientos que se tiene como objetivos.
Ecuación general de flujo
Q=38,774*TbPb*F*E*P12-P22-0,0375*GE*Pm2Zm*T*H2-H1GE*L*Zm*T0,5*d2,5
1.- Calculo de Reynolds. Suponiendo d = 12 cm

Re=0,0004778(PbTb)(GE*Qμ*d)
Re=0,0004778(14,7520)(0,66*76,3*1068,26*10-6*12)
Re=6862262,34
2.- Calculo de la rugosidad relativa.
εr=εd
εr=0,00612
εr=5*10-5
2.- Calculando F
F=-4log (εr3,7+1,4125*FRe)
F=-4log5,00*10-53,7+1,4125*F6862262,34
F supuesta
F real
18
19,056
19,056
19,034
19,034
19,034

F=19,034
3.- Calculo de la presión promedio.
Pm=23P1+P2-P1*P2P1+P2
Pm=23500+350-500*350500+350
Pm=429,412 psia
Pm'=429,412-14,7
Pm'=414,682 psig
4.- Calculo de z.
Z=11+3,444*105*Pm'*101,785*GET3,825
Z=11+3,444*105*414,682*101,785*0,665203,825
Z=0,9198
5.- Calculo del diámetro con la ecuación general:
d=2,5Qb38,774*TbPb*F*E*P12-P22-0,0375*GE*Pm2Zm*T*H2-H1GE*L*Zm*T0,5
d=2,576,3*10638,774*52014,7*19,034*1*5002-35020,66*0,87*L*5200,5
d=10,50

d supuesto
Re
Er
F
D calculado
10,50
6862262,34
5*10-5
19,034
10,251
10,251
6539390,82
4,17*10-5
18,89
10,220
10,220
6321001,3
3,91*10-5
18,75
10,219
10,219
63351262,31
3,86*10-5
18,73
10,219

d=10,219 in
Normalizado a 10 in

CALCULOS MEDIANTE LA ECUACION DE COO
3.3 Proceso de construcción.
3.3.1 Apertura del derecho de vía.
Consiste en aclarar una ruta de aproximadamente 25 metros de ancho a ambos lados del trazo del ducto, para después intervenir los tractores para nivelar el terreno y así preparar el camino para las operaciones de construcción del ducto.
Trazo preliminar del Derecho de Vía. Retraso y verificación de su caso.
Documentación legalizada de la franja que constituye el DDV.
Dimensionar el Derecho de Vía conforme a la normatividad establecida.

TABLA 7 Dimensionamiento del Derecho de Vía según los diámetros de la tubería
Construcción de terracerías
Conformación del ancho de la franja del DDV.
Aéreas de almacenamiento de tuberías y materiales.
Caminos de accesos hacia carreteras principales, vías férreas, fluviales.

3.3.2 Nivelación del terreno.
La nivelación del terreno permite proveer un área de trabajo lisa y pareja con cambios de dirección suaves, que eviten doblar sus tuberías más allá de sus especificaciones.

FIGURA 5 Nivelación del terreno
Para lograr estas características del terreno es necesario desbastar áreas y rellenar otras para obtener un nivel uniforme en la tubería.
3.3.3 Excavación.
En esta operación, se requieren como primera medida, la elección del equipo de zanja (pala, retroexcavadora, zanja de rueda, etc.) el suelo debe ser extraído con el equipo antes señalando.
La apertura de la zanja debe hacerse en tiempo y forma ya que influye en el pasaje de animales, vehículos y personas, por lo tanto debería estudiarse el transito en el área.
La profundidad debe ser de acuerdo al tipo de terreno, por donde cruce de tal forma que quede una capa de tierra sobre la tubería de mínimo 60 cm, en el terreno desértico de aproximadamente 1.25 m, el ancho de la zanja debe ser como mínimo de 30 cm, más que el diámetro exterior de la tubería. Se debe colocar un colchón de aproximadamente 10 cm de arena para evitar abolladuras y desperfectos en la tubería.

FIGURA 6 Excavación de una zanja
Una mala canalización plantearía un sistema de trampa para los animales, y dificultaría el traslado del ganado en establecimientos agropecuarios etc.
Por otra parte existe en esta operación acciones particulares que deben estudiarse en forma especial como por ejemplo el cruce de caminos, vías férreas, cursos de agua etc.
Otro aspecto que debe tenerse en cuenta, son los tiempos máximos de permanencia de zanjas abiertas (la norma señalada que no debe ser mayor de 20 días).
3.3.4 Transporte, manejo y tendido de la tubería de la zona terrestre.
Es imprescindible ordenar la tubería con gran antelación para que se pueda recibir en diversos puntos a lo largo del ducto varios meses antes de iniciarse los trabajos. En esta operación, la tubería se descarga cuidadosamente de los camiones para evitar daños y es colocada extremo con extremo a lo largo de la zanja. Algunos tubos pueden haber sido doblados en las fábricas de acuerdo con las especificaciones establecidas en los contratos y algunos tubos deberán doblarse sobre el terreno conforme se requiera, esto se hace con una máquina dobladora especial.
El tendido de los tubos consiste en la carga en los centros de distribución; el transporte, la descarga y el acomodo de los tubos a lo largo del Derecho de Vía, paralelos a la zanja del lado de transito del equipo.
Para el transporte, manejo y almacenamiento de la tubería, válvulas, conexiones y demás materiales para la obra deberá tenerse el máximo cuidado a fin de evitarles daños.
Cuando la tubería sea recubierta en plata, se debe tomar las precauciones adecuadas para evitar daños al descubrimiento durante el transporte y maniobras para colocar sobre el derecho de vía.
Cuando existan daños a la tubería y a los componentes, estos deberán ser reparados o sustituidos de acuerdo a las normas vigentes.

FIGURA 7 Tendido de la tubería
3.3.5 Alineación.
Se alinea y coloca la tubería sobre calzas. En esta labor, la habilidad de los operadores de grúas es muy importante, pues debe subir y bajar largas secciones de tubería con gran precisión. Además todos los participantes deben de estar alerta, ya que cualquier error puede ser fatal.
Limpieza de los tubos: antes de proceder a soldar los tramos de tubería, deberán inspeccionarse.
Alineado de los tubos: antes de alinear los tramos a soldar, deberán nuevamente inspeccionarse, removiendo todas las sustancias extrañas de los biseles.
Los tubos se alinearan, si estos son de costura longitudinal, traslapando su costura longitudinal, dentro de un ángulo de 300 a cada lado del eje vertical.
El biselado deberá efectuarse solamente mediante maquinas biseladora, no deberá efectuarse a mano.
El espacio entre biseles de dos tramos para soldar debe ser de aproximadamente 1/16". Para fijar los extremos del tubo y poder iniciar la soldadura debe usarse un alineador exterior en diámetros hasta de 6", en diámetros mayores debe ser alineador interior y deberán removerse solamente al terminar al 100% el fondeo. La tubería se coloca sobre apoyo dejando un claro de 0 cm mínimo entre la pared baja del tubo y el terreno a fin de tener espacio para efectuar la soldadura. Si la tubería ya está protegida los apoyos deben estar acolchonados a fin de evitar dañar el recubrimiento.
3.3.6 Soldadura.
Es el núcleo de cualquier trabajo de construcción de ductos. Comprende la labor de fondeo realizada por los mejores soldadores que han sido sometidos a pruebas muy exigentes, un 6G. El fondeador debe ser muy cuidadoso porque si las uniones de las tuberías no son solidas, todo lo demás que se añada posteriormente será inútil.
Después del fondeo viene el "paso caliente" y el relleno realizados por equipos de soldadores de la "línea de fuego". Los inspectores de soldaduras analizaran cada centímetro tanto visualmente como con la ayuda de un aparato de rayos X, suponiendo que la tubería, las válvulas y otros accesorios del ducto sean de la calidad adecuada, la eficiencia de todo el sistema dependerá del nivel de calidad que se consiga en las soldaduras. Si se descubre una mala soldadura esta se corta y se suelda, porque la línea debe probarse mas allá de las presiones ordinarias de trabajo; esta es la demostración del trabajo realizado. El soldador debe compensar con éxito las imperfecciones de la alineación, el bisel, la redondez del tubo, etc.
3.3.8 Recubrimiento y envoltura
Antes de colocar el tubo dentro de la zanja debe limpiarse externamente y aplicársele una capa protectora especial, para después envolverlo y preservarlo así de la corrosión. La limpieza y aplicación de una capa anticorrosiva se hace con una dotada con cepillos rotatorios de alambre y pistolas de aire; tras ella avanza la máquina que aplica el esmalte protector y la máquina envolvedora. Esta ultima aplica una capa uniforme de esmalte caliente y cubra el tubo con capas sucesivas de fibra de vidrio, filtro de esbelto y de papel kraft, todo ello en la misma operación.

FIGURA 8 Recubrimiento y envoltura de la tubería
3.3.9 Prueba hidrostática.
La primera parte de la prueba hidrostática debe consistir en una prueba de resistencia mecánica de 4 horas, la cual servirá para verificar la integridad estructural y resistencia mecánica de la tubería, así como también aliviar tensiones que surgen a la hora del montaje.
La presión en el punto más bajo no deberá sobrepasar la presión de ensayo de fábrica
La velocidad de aumento de la presión no deberá exceder 2 bares por minuto
El ramal de la línea primaria de Distribución de Gas natural extendida hasta los Predios del Aeropuerto operará entre 300 y 350 PSI, sin embargo la máxima presión a la que podrá trabajar esta tubería será de 350 PSI, por lo que la presión mínima de prueba para este sector definido con u Tipo de Construcción Clase 4 debe de ser de 1.5 veces la presión máxima de operación (1.5 x 350 = 525 PSI presión de prueba mínima si los equipos lo permiten se realizara la prueba con una presión superior a 525 PSI).
La segunda parte será la prueba de fugas o estanqueidad de 24 horas.
Los siguientes dos puntos serán cumplidos:
La presión en el punto más alto del tramo a probar debe ser igual o mayor que la mínima presión especificada de prueba.

La presión en el punto más bajo del tramo debe ser igual o menor que la máxima Presión especificada de prueba

Las presiones de prueba en cualquier punto del tramo probado, deben estar limitadas a los valores máximos y mínimos indicados en el proyecto.
La presión de prueba debe ser 1.5 veces la presión de operación, sin embargo, esto puede varía en función de la clase, localización, etc. Indicada en la ASME B31.8.
Secuencia de presurización
- La línea será llenada de agua y deberá ser mantenida a una presión del 50% de la presión de prueba 0.5 hora antes del inicio de la misma. Durante este periodo de estabilización se debe esperar a que la temperatura del agua del interior de la tubería tienda a igualarse con la temperatura ambiente o del subsuelo, para evitar con esto que la presión sufra variaciones substanciales; por este motivo este tiempo de estabilización podrá variar para más o para menos hasta que se consiga aproximar esta diferencia de temperatura.
- Posteriormente la presión debe ser elevada hasta el 75% de la presión de prueba, la elevación de debe ser de forma moderada aprox. en 15 minutos. Una vez alcanzado el 75% se debe mantener por 0.5 hora.
- Luego la presión debe ser elevada de forma moderada y a una variación constante hasta alcanzar el100% de la presión de prueba y mantenida durante 4 horas, en este periodo se realiza la prueba de resistencia mecánica.
- Luego se debe purgar la cantidad de agua necesaria para que la presión baje nuevamente al 75% de la presión de prueba. Esto con el propósito de sacar bolsones de aire en el tramo, y dar inicio a la prueba de hermeticidad por 24 horas.

FIGURA 9 PRUEBA HIDROSTATICA

3.3.10 Estaciones de Compresión
La función de una estación compresora de gas es elevar la presión del fluido en la línea, con el fin de suministrar la energía necesaria para su transporte. Para la estación se cuenta con una línea de succión donde el flujo inicia su recorrido, pasando luego por unos medidores de flujo computarizados que son los encargados de medir y almacenar minuto a minuto toda la información referente a la corriente de entrada, datos de presión, temperatura, volumen y caudal. El gas continúa su recorrido hacia los compresores, pasando antes por los "scrubbers", que se encargan de extraer el posible contenido de líquido. Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras, pasando por los medidores de flujo de esta línea.
Toda estación cuenta, también, con un suministro de potencia para la puesta en marcha de los compresores, un motor por cada compresor, un ventilador para el sistema de enfriamiento, un sistema de válvulas que regulan el paso de gas tanto para el funcionamiento de los compresores como para el sostenimiento de la presión de trabajo deseada, un pequeño compresor para el accionamiento de dichas válvulas, filtros que se encargan de extraer las impurezas que pueda contener el gas para cumplir con los requerimientos del mercado y toda la instrumentación necesaria para el control del proceso de compresión.
Además, dentro de la estación se cuentan con tanques de almacenamiento para los lubricantes y refrigerantes que son utilizados en los motores, y para los condensados drenados en la operación, esto último, con el propósito de proteger y conservar el entorno natural. Es importante señalar que en cada estación compresora de gas natural, se cuenta con el plan de manejo ambiental dando cumplimiento a las disposiciones legales nacionales sobre la materia.Tres métodos pueden ser usados para mantener la presión requerida en un punto existente de descarga cuando hay un incremento en la razón de flujo.
Añadiendo tramos suplementarios (ejemplo añadiendo un gasoducto paralelo, conectado al existente gasoducto). Este reduce el flujo en cada línea, así de este modo disminuye la velocidad y de aquí en adelante las pérdidas de presión debido a la fricción.
Añadiendo una estación de compresión para impulsar la presión suficiente para mantener la presión requerida en el punto de descarga.
Una combinación de tramo paralelo y compresión.
. Aumento de la caída de presión por cambio de la rata de flujo.

FIGURA 10
Fuente: Elaboración Propia en base a apuntes de la materia de Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos.
Aumento de la caída de presión por adicion de un tramo paralelo (Loop).

FIGURA 11 Elevación de la presión por adición de compresión.

La eficiencia de los motores de compresión se encuentra en el rango de 80 a 92 %, además que operan en un rango de 90 a 120 HP (Hourse Power).
Un sistema de transmisión de gas natural comprende tuberías de alta presión que transportan gas entre puntos de abastecimiento y puntos de distribución a las áreas de consumo (de mercado). El gas distribuido en las áreas de mercado ingresa al sistema de distribución a presión más baja para ser distribuida a los consumidores finales. El gas también puede ser transportado para su almacenaje o bien para su conexión a otros sistemas de transmisión.
Los sistemas de transmisión consisten de secciones de tubería interconectados y frecuentemente incluyen estaciones compresoras ubicadas a intervalos conforme a las necesidades de variación de presión del flujo de gas a través de las tuberías. La distancia entre estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48 km a más de 241 km, dependiendo de las condiciones del flujo como así también de los requerimientos económicos y las condiciones del terreno por donde se desarrolla el sistema. Las presiones de operación máximas de los sistemas de transmisión son generalmente mayores a 3.450 kPa y pueden llegar a los 10.340 kPa.

CAPÍTULO IV: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES.
Se pudo obtener un diámetro de 10 plg, el cual es un valor adecuado de acuerdo a los datos adquiridos de la obra, considerando para el cálculo del mismo las presiones de operación, las características de la tubería, en nuestro caso acero como ser la rugosidad además de las propiedades físicas de fluido como ser su densidad, viscosidad, temperatura de flujo
Debido a la complejidad de las ecuaciones se tuvo que utilizar iteracionaciones de manera tal que podamos obtener el valor adecuado de diámetro.
Se puede observar que las ecuaciones para el flujo de gas natural provienen de la forma base de la ecuación de Bernoulli para líquidos, pero que con análisis diferencial se pudo adaptar a flujo de gases
Se observa de que una variación como ser en la presión tanto de entrada como de salida, afectaría las dimensiones finales. Como conclusión se podría variar estas variables a fin de obtener un tamaño de ducto adecuado de acuerdo a catalogo
En el caso de que haya una diferencia de nivel muy marcada se puede considerar la energía potencial en la ecuacion base de Bernoulli a fin de poder introducir la función altura. La altura se podría obtener mediante relevamiento del terreno o mediante perfiles topográficos.

RECOMENDACIONES.
Se recomienda por comodidad utilizar las ecuaciones según su caso correspondiente. La ecuación de Panhandle es la más apropiada pero por simplicidad y analizando el caso se podría utilizar otra alternativa.
Se podría complementar el diseño con un análisis nodal mediante software como ser CYPECAD o PIPESYM, los cuales nos dan buenas aproximaciones a los resultados además de poder simular con mas precisión detalles del terreno,

BIBLIOGRAFIA

NORMA ASME B31.8
DOCUMENTOS OBRAS MECANICAS Y CIVILES Y.P.F.B.
WIKIPEDIA
PREZI

DISEÑO DE GASODUCTOS CONSIDERANDO ECUACIONES DE FLUJO DE GASES

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