tesis espansion delgasoducto de tarabuco.docx

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TITULO DE LICENCIATURA EN INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO POSTULANTE: JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA TUTOR: ING. MARIO AVALOS SALAZAR ING. CARLOS ROJAS SANTA CRUZ DE LA SIERRA – BOLIVIA 2014



INDICE CAPITULO 1

7

1.1. INTRODUCCIÓN

7

1.2. ANTECEDENTES

7

1.3. DELIMITACIÓN

8

1.3.1 Límite Geográfico

8

1.3.2 Límite Temporal

8

1.3.3 Límite Sustantivo

8

1.4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

9

1.5. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

9

1.7.

OBJETIVOS

11

1.7.1 Objetivo General

11

1.7.2 Objetivos Específicos Específic os

11

1.8. JUSTIFICACIÓN

11

1.8.1 Justificación Justifica ción Científica Científic a

11

1.8.2 Justificación Justifica ción Económica

11

1.8.3 Justificación Justifica ción Ambiental

12

1.8.4 Justificación Justifica ción Social

12

1.8.5 Justificación Justifica ción Personal

12

1.9. METODOLOGÍA METODOLOGÍ A

12

1.9.1 Tipo de Estudio

12

1.9.2 Método de Investigación Investigaci ón

13

1.9.3 Fuentes de Información

13

1.9.4 Técnicas para la Recolección y Tratamiento de Información

13

CAPITULO 2

14

2.1 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL

14

2.1.1 FUNDAMENTOS DEL GAS NATURAL

14

2.1.2. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

15

JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 1

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.2.1. DENSIDAD 2.1.2.2. GRAVEDAD GRAVEDAD ESPECÍFICA 2.1.2.3. VISCOSIDAD 2.1.2.5. GAS REAL 2.1.2.6. MEZCLA DE GASES NATURALES 2.1.2.8. IMPACTO DE LOS GASES ÁCIDOS EN LA MEZCLA DEL GAS 2.1.2.9. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD COMPRESIBIL IDAD DEL GAS “Z” 2.1.2.9.1. MÉTODO DE STANDING-KATZ 2.1.2.9.2. MÉTODO DE DRANCHUK, PURVIS, ROBINSON 2.1.2.9.3. MÉTODO DE LA ASOCIACIÓN AMERICANA DE GAS (AGA) 2.1.2.9.4. MÉTODO DE LA ASOCIACIÓN CALIFORNIANA DE GAS NATURAL

2.1.3. FLUJO DE FLUIDOS: 2.1.4. CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS 2.1.4.1. ECUACIONES DE FLUJO 2.1.4.2. ECUACIÓN GENERAL DE FLUJO 2.1.4.2.1. EFECTO DE FRICCIÓN 2.1.4.2.2. EFECTO DE ELEVACIÓN EN LA TUBERÍA 2.1.4.2.3. PRESIÓN MEDIA 2.1.4.2.4. VELOCIDAD DEL GAS 2.1.4.2.5. VELOCIDAD DE EROSIÓN 2.1.4.2.6. REGÍMEN DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS 2.1.4.2.7. NÚMERO DE REYNOLDS 2.1.4.3. ECUACIÓN COLEBROOK-WHITE COLEBROOK-WHIT E 2.1.4.5. ECUACIÓN DE WEYMOUTH 2.1.4.6. ECUACIÓN DE PANHANDLE“A” 2.1.4.7. ECUACIÓN DE PANHANDLE “B” 2.1.4.8. ECUACIÓN (IGT) 2.1.4.9. ECUACIÓN ECUACIÓN DE SPITZGLASS 2.1.4.10. ECUACIÓN MUELLER 2.1.4.11. ECUACIÓN FRITZSCHE

15 15 16 19 20 22 23 24 26 27 27

28 29 29 30 31 34 35 35 36 37 38 39 40 42 43 45 46 48 48 49

2.1.5. TUBERIAS EN SERIE Y PARALEO

50

2.1.6. GRADIENTE DE PRESIÓN HIDRÁULICA HIDRÁULIC A

58

2.1.7. PRESIÓN DE DISEÑO DE TUBERÍAS DE ACERO

59

2.1.8. CLASE DE LOCALIDAD PARA DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN

62

2.1.9. FACTORES PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN

63

2.1.10. PRUEBAS REQUERIDA PARA PROBAR LA RESISTENCIA DE LOS GASODUCTOS

64

2.1.11. CLASIFICACIÓN CLASIFIC ACIÓN DEL DUCTO DE ACERO PARA ESTABLECER LA MAOP65 2.1.12. COMPRESORES 2.1.12.2. 2.1.12.3. 2.1.12.4. 2.1.12.5. 2.1.12.6.

COMPRESIÓN ISOTÉRMICA COMPRESIÓN ADIABÁTICA COMPRESIÓN POLITRÓPICA POLITRÓPI CA TIPOS DE COMPRESORES COMPRESORES POTENCIA RECQUERIDA


67 69 70 71 71 73

Página 2

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.13. VALVULAS Y MEDIDORES DE FLUJO

75

2.1.13. 2.1.1 3. 1. VALVULAS

75

2.1.14. 2.1.1 4. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN DE LA TUBERÍA

77

2.1.14. 1 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA

77

2.2. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL 2.3. MARCO TEÓRICO NORMATIVO CAPITULO 3 INGENIERÍA DEL PROYECTO

81 81 84

3.1. INTRODUCCIÓN INTRODUCCI ÓN

84

3.2. FACTORES A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE LA EXPANSIÓN DEL GASODUCTO

84

3.3. DESCRIPCIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE TARABUCO-SUCR E

85

3.3.1 Perfil Topográfico del Gasoducto

87

3.4. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PARA LA REGIÓN SUR OESTE DEL PAÍS. 88 3.4.1. Determinación del Caudal de Gas a Transportar en el Gasoducto TarabucoSucre. 90

3.5. FORMAS DE EXPANSIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE

92

3.6. EXPANSIÓN DEL GASODUCTO MEDIANTE LOOPS

93

3.6.1. Bases de Diseño de la Expansión

93

3.6.2. Parámetros de Operación del Gasoducto

94

3.6.3. Propiedades Propiedad es del Gas Natural

95

3.6.3.1. 3.6.3.2. 3.6.3.3. 3.6.3.4.

Cálculo del peso molecular del gas natural (M) Cálculo de la Gravedad Específica del Gas G Cálculo del Factor de Compresibilidad del Gas Z Calculo de la Viscosidad del Gas

95 96 96 97

3.6.4. Ecuaciones de Diseño Hidráulico de Gasoductos Aplicadas a Cada Tramo98

3.6.4.1. Ecuación de Colebrook-White Modificada Aplicada a cada Tramo 99 3.6.4.2. Calculo de la Presión en el nodo Yamparaez Ya mparaez (B), Ubicado en el Tramo con Loo p 100 Tarabuco-Yamparaez (tramo AB) 3.6.4.3. Calculo de la Presión en la terminal Sucre (nodo ( nodo C), ubicado en el Tramo 101 Yamparaez-Sucre (tramo BC)

3.6.5. Diseño Mecánico de las Cañerías de los Loops del Gasoducto TarabucoSucre. 104 3.6.5.1. Presión de Diseño de Cañerías de Acero

104

3.6.5.2. Espesor de pared de las Cañerías del Lazo

105

3.7. SELECCIÓN Y UBICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE FLUJO, VÁLVULAS TRONQUERAS Y TRAMPAS DE SCRAPER

106

3.8. PROTECCIÓN CATÓDICA DE LA TUBERÍA

107


Página 3

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 3.9. ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE

108

CAPITULO 4 4.1. INTRODUCCIÓN

110 110

4.2 COSTOS DE INVERSIÓN

110

4.2.1. 4.2. 1. Inversión de Capital Fijo

111

4.2.2. 4.2. 2. Inversión de Capital de Trabajo

111

4.2.3. Estimación de Costos Inversión

111

4.3. COSTOS DE OPERACIÓN 4.3.1. Estimación de Costos de operación operació n

4.4. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO

112 113

114

4.4.1. Valor Actual Neto

114

4.4.2. Tasa Interna de Retorno (TIR)

115

4.4.3. Ingresos

115

4.4.4 Egresos

115

4.4.5. Flujo de Caja Proyectado

116

4.4.5.1. Indicadores económicos de la expansión

116

CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES

118 118

5.2. RECOMENDACIONES

119

BIBLIOGRAFIA ANEXO A GLOSARIO

120 122 123


Página 4

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE LISTA DE FIGURAS

CAPITULO I 1.1 SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA 2 CAPITULO II 3 2.1.FACTOR DE COMPRESIBILIDAD COMPRESIBILIDAD 4 2.2. FACTOR DE FRICCION DIAGRAMA DE MOODY 5 2.3. TUBERIA EN SERIE 6 2.4. TUBERIA EN PARALELO 7 2.5. LINEAS DE TRANSPORTE CON LOOPS 8 2.6. CAIDA DE PRESION HIDRAULICA PARA FLUJO UNIFORME 9 2.7. CAIDA DE PRESION HIDRAULICA HIDRAULIC A POR ENTREGAS E INYECCIONES 10 2.8.TIPOS DE COMPRESORES

10 25 33 50 53 57 58 59 72

11 INGENIERIA DEL PROYECTO 11 12 13 14 15

CAPITULO III 86 3.1. MAPA GASODUCTO TARABUCO-SUCRE TARABUCO-SUC RE 3.2.ESQUEMA DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 87 88 3.3. PERFIL TOPOGRAFICO GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 3.4.ESQUEMA DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE TRAMO CON LOOPS PARA SU EXPANSION 101 16 11LISTA DE TABLAS

17 MARCO TEORICO 18 19 20 21

CAPITULO II 2.1. FACTOR DE DISEÑO F 2.2. FACTOR FACTOR DE JUNTA LONGITUDINAL LONGITUDINAL 2.3. FACTOR DE D E TEMPERATURA TEMPERATURA


60 60 61

Página 5

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 22 INGENIERIA INGENIERI A DEL PROYECTO 23 3.1. DEMANDA PROYECTADA DE GAS NATURAL EN BOLIVIA BOLIVIA 89 90 24 3.2. DEMANDA PROYECTADA DE GAS NATURAL EN CHUQUISACAYPOTOSI 25 3.3. CAUDALES DE INYECCIONES Y RETIRO DE GAS NATURAL DEL 92 GASODUCTOTARABUCO-SUCRE 26 3.4. CAUDALES DE GAS GAS NATURAL TRANSPORTADO POR DIFERENTE TRAMO DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 92 94 27 3.5.PARAMETRO 3.5.PARAMETR O DE OPERACIÓN 28 3.6.CROMATOGRAFIA PONDERADA DEL 95 DEL GAS GAS INYECTADO INYECT ADO EN TARABUCO 29 3.7.ESPESORES DE PARED Y PRESIONES DE DISEÑO DE CAÑERIA PARA DIFERENTE LOCALIZACION LOCALIZACI ON DEL NUEVO LOOPS 106

ANALISIS ECONOMICO FINANCIERO 30 4.1. ESTIMACION COSTOS DE INVERSION CAPITAL 31 4.2. ESTIMACION COSTOS ANUALES DE OPERACIÓN 32 4.3. FLUJO DE CAJA


112 114 117

Página 6


CAPITULO 1 INTRODUCCIÓN

1.1. INTRODUCCIÓN Bolivia cuenta con una red fundamental de gasoductos, oleoductos y poliductos que permiten el transporte de diferentes tipos de hidrocarburos para abastecer el mercado interno y cumplir sus compromisos de exportación a los mercados externos de las repúblicas de Argentina Argentina y Brasil. Un gasoducto es un sistema de tuberías, equipos y accesorios que transporta gas natural tratado desde desde los centros de de producción producción hasta los centros de consumo, consumo, está compuesta por una cabecera por donde se alimenta el gas y una descarga en el punto de entrega, además según los requerimientos y necesidades podrá contar con estaciones de compresiones, compresiones, estaciones reductoras de presión y líneas laterales laterales para inyecciones inyecciones o retiros de gas a lo lo largo del ducto, en consecuencia consecuencia un óptimo diseño, diseño, será importante para garantizar la operación y mantenimiento del transporte de gas en condiciones eficientes y seguras.

1.2. ANTECEDENTES Actualmente la ciudad de Sucre y sus áreas de influencia se abastece de gas natural mediante el Gasoducto Tarabuco - Sucre, el mismo que es una derivación del gasoducto Taquipirenda -Tarabuco. Este gasoducto además de abastecer a la ciudad de Sucre y su área de influencia, influencia, también abastece a la ciudad de de Potosí y su área de influencia, ya que que se extiende hasta la ciudad de potosí a través del gasoducto Sucre-Potosí. Sucre-Potosí. 1

1

www.ypfbtransporte.com.bo


Página 7

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE El gasoducto Tarabuco-Sucre, fue construido el año 1974, este gasoducto tiene las siguientes características: capacidad de transporte 21 MMpcSd, longitud 39,244 km, diámetro de la tubería de 6.5/8”.

1.3. DELIMITACIÓN

1.3.1 Límite Geográfico Geográfi co El proyecto de “diseño y selección de la mejor alternativa de la expansión del Gasoducto

Tarabuco - Sucre” se realizara en:

País: Bolivia Departamento: Chuquisaca Provincias: Zudáñez, Yamparaez, Oropeza del departamento de Chuquisaca. Municipios: Tarabuco, Yamparaez, Sucre del departamento de Chuquisaca .

1.3.2 Límite Temporal El tiempo estimado para la realización del proyecto de grado abarcara desde abril hasta julio 2013

1.3.3 Límite Sustantivo El trabajo del proyecto de grado está sustentado en los fundamentos teóricos de la termodinámica y mecánica de fluidos e hidráulica principalmente de la ingeniería de transporte transport e de gas natural aplicado en la expansión del gasoducto Tarabuco - Sucre, y en los conocimientos adquiridos en la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE DE L PROBLEMA 1.4. PLANTEAMIENTO DEL La demanda de gas natural de la ciudad de sucre y su área de influencia ha crecido considerablemente considerablem ente en en los últimos años como consecuencia al crecimiento de la Población y el incremento de las actividades industriales (fábrica de cemento), transporte, comercio, turismo, y la dinamización de la economía chuquisaqueña. Actualmente el gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre está operando al límite de su capacidad de transporte, razón por la cual no podrá transportar volúmenes adicionales requeridos por la demanda futura de la industria, industria , transporte, comercio, y población general general tanto de la ciudad de Sucre como la ciudad de Potosí y sus sus áreas áreas de influencia, corriendo el riesgo de desabastecimiento y afectada las economías regionales de los departamentos de Chuquisaca y Potosí. Potosí.

1.5. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA De no realizarse la expansión del gasoducto Tarabuco - Sucre, los volúmenes adicionales requeridos de gas natural no podrán ser transportados y no podrá ser atendida la futura demanda de la industria cementera chuquisaqueña y otras industrias potosinas. ¿Cuál será la forma óptima y eficiente de la expansión del Gasoducto Tarabuco - Sucre?


Página 9


1.6. SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA

E-1

E-2

E-3

F-1

F-2

Caudal de gas transportado no garantiza el abastecimiento de gas a Sucre y

Sucre y Potosí desabastecido por falta de gas natural

Inseguridad energética no ermite el desarrollo de actividades industriales

Caudal de gas transportado cubre demanda de la industria y comercio Chuquisaqueño y

Industria chuquisaqueña y potosina abastecida de gas natural

PROBLEMA Capacidad limitada del gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre

C-1 Creciente demanda futura de gas natural de Sucre y Potosí

C-2 Gasoducto Tarabuco - Sucre operando al límite de su capacidad de transporte


F-3 Seguridad energética y desarrollo de las actividades industriales

SOLUCIÓN Realizar el diseño conceptual de la expansión del gasoducto Tarabuco - Sucre Sucre

A-1 Estimar la futura demanda de gas natural para la industria chuquisaqueña y potosina

A-2 Estudiar las alternativas de expansión del gasoducto

A-3 Determinar los parámetros óptimos de operación del gasoducto

Página

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 1.7.

OBJETIVOS

1.7.1 Objetivo General Diseñar y seleccionar

la mejor alternativa de la expansión del gasoducto Tarabuco -

Sucre.

1.7.2 Objetivos Específicos Específic os -Determinar la demanda futura del gas natural a transportar para la expansión del gasoducto Tarabuco - Sucre. -Determinar la mejor alternativa para la expansión del gasoducto Tarabuco – Sucre. -Dimensionar -Dimensionar los componentes componentes principales de la expansión del gasoducto (tuberías, diámetros, espesor, longitudes etc.) -Determinar los costos de inversión y operación del gasoducto Tarabuco – Sucre.

1.8. JUSTIFICACIÓN 1.8.1 Justificación Científica El estudio a realizarse realizarse en este proyecto de grado está dirigido dirigido a aplicar los conocimientos conocimientos y fundamentos teóricos de la mecánica de los fluidos e hidráulica, y principalmente la ingeniería del transporte de gas natural aplicado a la expansión del gasoducto Tarabuco – Sucre.

Económica 1.8.2 Justificación Económica El proyecto aportará beneficios económicos a la región chuquisaqueña y del país, ya que al garantizar el abastecimiento abastecimiento de gas natural, se incrementará y

garantizará

las

actividades industriales industriales y económicas de Chuquisaca y el país y de la propia población


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE boliviana en general lo que se traducirá en mayores ingresos y desarrollo económico para Chuquisaca y el país.

Ambiental 1.8.3 Justificación Ambiental Se cumplirá la la normativa vigente vigente en materia materia ambiental ambiental en cuanto al diseño diseño y construcción construcción y operación del gasoducto, respetando y protegiendo protegiendo los recursos abióticos y bióticos.

1.8.4 Justificación Social La ejecución del proyecto traerá consigo la generación de empleos directos e indirectos. Por otro lado, se dispondrá de mayores volúmenes de gas transportados, para satisfacer las necesidades energéticas de la industria cementera chuquisaqueña y garantizar el abastecimiento del mercado regional chuquisaqueño.

1.8.5 Justificación Personal Con el Proyecto de Grado a realizar sobre el Diseño del gasoducto, voy a cumplir con el requisito para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.

1.9. METODOLOGÍA

1.9.1 Tipo de Estudio El proyecto de grado a realizar será de diseño no experimental, experimental , porque es un proyecto que ya ya se ha investigado investigado en el pasado. pasado. El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo vamos a recolectar la información del campo en un solo periodo de tiempo, y esta a su vez será de tipo transversal descriptivo porque luego se estudiara los resultados obtenidos de la cromatografía cromatografía y propiedades propiedades de la corriente de gas natural.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 1.9.2 Método de Investigación Investigaci ón Para la realización de este proyecto de grado se utilizaran métodos de investigación lógicos, deductivos y analíticos de los posibles problemas que puedan emerger.

1.9.3 Fuentes de Información Se recurrirá a técnicas de investigación investigación como como la revisión bibliográfica, bibliográfica, entrevista personal a personas especializadas especializadas en el tema, pág páginas inas de Internet, etc.

1.9.4 Técnicas para la Recolección Recolecci ón y Tratamiento Tratamient o de Información Informaci ón La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre el tema para mejorar la investigación. El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información del tramo a estudiar, con el fin de ser objetivos con la información que se obtendrá.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE CAPITULO 2 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL 2.1 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL Para realizar el presente trabajo, es necesario describir y explicar los términos que serán utilizados, de tal manera que éstos sean claros para evitar interpretaciones diferentes a las expuestas. Por otro parte, se pretende justificar y respaldar teóricamente, las calificaciones y pasos considerados para

el

estudio

y

elaboración del proyecto.

2.1.1 FUNDAMENTOS DEL GAS NATURAL El gas gas natural natural es una una de las varias fuentes de energía no renovable además el gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos con predominio de metano y otros compuestos compuestos indeseables como el nitrógeno, oxigeno,

helio,

mercurio, arsénico, además de apreciables cantidades de agua y los denominados gases ácidos (dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno). Normalmente en los yacimientos el gas natural se encuentra asociado junto al petróleo (gas asociado), pero también se puede encontrar en forma libre (gas no asociado), su principal uso y aplicación es como energético, pero también es una materia prima fundamental de la industria petroquímica. El gas natural una vez adecuado en las plantas de gas ubicadas en los campos productores para su trasporte y comercialización es llevado a los centros de consumo a través de un sistema de tuberías, conexiones, válvulas y compr esores.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.2. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL En este capítulo hablaremos de las propiedades de los gases que influyen en el flujo de gas a través de una tubería. Vamos a explorar la relación entre presión, volumen y temperatura de un gas, y como las propiedades del gas tales como la densidad, viscosidad y compresibilidad cambian con la temperatura y presión. A partir de los gases ideales o perfectos que obedecen a la ecuación del gas ideal, vamos a examinar como los gases reales difieren de los gases ideales.

2.1.2.1. DENSIDAD Es la propiedad intensiva intensiva de la materia que relaciona relaciona la masa de una sustancia sustancia y su volumen a través, del cociente cociente entre 2 cantidades dada. (Ec. 2.1) Donde =Densidad del gas lb/pie 3 m=masa del gas v =volumen del gas

2.1.2.2. GRAVEDAD ESPECÍFICA La gravedad específica es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia dada. Para efectuar la relación de ambas sustancia, es necesario que ambas se encuentren en la misma presión y la temperatura. (Ec. 2.2) Donde G =gravedad del gas

=densidad del gas


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE =densidad del aire 2

2.1.2.3. VISCOSIDAD La viscosidad es la propiedad de un fluido que ofrece resistencia al movimiento relativo de sus moléculas. Cuanto mayor sea la viscosidad, es más difícil que fluya el líquido. Los líquidos de baja viscosidad fluyen con facilidad en la tubería y causan menos caída caída de presión.

VISCOSIDAD ABSOLUTA La viscosidad es una medida de resistencia al movimiento del fluido y está definida como la relación entre el esfuerzo cortante por unidad de área y el gradiente de presión presión de velocidad de un punto determinado. ∆

(Ec.2.3)

∆

Donde: =Viscosidad dinámica lb/ft-s = Fuerza requerida para deslizar una capa de área (N/m2, lb/pie2) ∆

= Rapidez del corte

∆

VISCOSIDAD CINEMATICA Es el cociente entre la viscosidad dinámica y la densidad.

La

viscosidad

cinemática en el Sistema Internacional (SI) presenta su unidad de viscosidad cinemática es el m 2/s. la unidad CGS” es un sistemacegesimal de unidadesbasado en el centímetro grado y segundo “correspondiente es el stoke (St), con 2


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE dimensiones de cm 2/s. y el centistoke (cSt), 10-2Stokes, que es el submúltiplo más utilizado. (Ec. 2.4) Donde: =viscosidad cinemática,ft 2/s =Viscosidad dinámica lb/ft-s =densidadlb/ft3 Unidades en leSI =viscosidad cinemática,St =viscosidad dinámica,P =densidad,kg/m3 Así si el gas contiene impurezas, impurezas, como H2S, CO2 y/o N2, la viscosidad viscosidad se corrige de la siguiente manera: !

"!#

$!

(Ec.2.5)

Donde: = Viscosidad del gas a 1 atm y T corregida por impurezas, cp = Viscosidad del del gas a 1atm 1atm y T, sin corregir, corregir, cp ! , "!# , $!

= correcciones por presencia

! , "!# , $!

y/o N2 estos

valores se obtienen de la figura anterior.

CORRELACION DE LEE, A.L., GONZALES, M.H. Y EAKIN,B.E. Lee y Cols midieron experimentalmente la viscosidad de 4 gases naturales con

impurezas

! , "!# , $!

a temperaturas desde 100 hasta 340 `F y presiones


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE desde 100 hasta 8000 lpca a partir de los datos experimentales obtuvieron la siguiente ecuación.

'

()

+

(Ec.2.6)

,- .

Donde: 5.6

0.23-.-!

/

(Ec. 2.6.1)

4 !-03,0 34

0.01>

0:;

7

3.5

?

2.4B 0.27

4

(Ec. 2.6.2) (Ec. 2.6.3)

G

1.4935 10EF = Viscosidad del g H4as cp ∗

(Ec. 2.6.4)

= Densidad del gas grs/cc M =peso molecular del del gas Z = factor de compresibilidad del gas adm.

2.1.2.4. GAS IDEAL Un gas ideal es un fluido en que: El volumen ocupado por las moléculas es pequeño con respecto al volumen ocupado por el gas. Las colisiones intermoleculares son enteramente elásticas, sin pérdida de energía en la colisión. Los gases

ideales no tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre las

moléculas. La base para describir el comportamiento ideal de los gases viene dada de la combinación de las llamadas leyes de los gases ideales. La ecuación de estado JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE para un gas ideal se reduce de la combinación de las leyes de Boyle, Charles, Gay y Lussac y Abogadro. IJ KLM Donde:

(Ec. 2.7)

P = presión absoluta (psia) V =volumen del gas,ft 3 n =número de moles lb/mol R =constante universal, psiaft3/lbmole °R T =temperatura absoluta de gas, °R

2.1.2.5. GAS REAL Básicamente la magnitud de desviación de los gases reales con respecto a los gases ideales incrementa cuando incrementamos la presión presión y

temperatura,

variando también con la composición del gas .El comportamiento de un gas reales diferente aun gas ideal, la razón para esto es que la ley de los gases perfectos fue derivada bajo la sumisión que el volumen volumen de moléculas es insignificante y no existe atracción o repulsión entre las moléculas, lo cual no es el caso para gases reales. En la práctica los gases no se comportan de acuerdo con la ley definida por la ecuación para las presiones y temperaturas de trabajo .Para expresar de forma más real la relación entre las variables P, V y T ,un ,un factor de corrección, denominado factor de compresibilidad de gas Z,es introducido introducido en la ecuación. IJ OKLM

Donde para un gas ideal Z = 1

(Ec. 2.8)

Otros símbolos son definidos en la anterior ecuación.


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2.1.2.6. MEZCLA DE GASES NATURALES Las propiedades de la mezcla de gases gases naturales pueden ser determinadas a partir de las propiedades propiedades de los componentes componentes puros. Cuando el gas se compone de una mezcla de diferentes dif erentes componentes, la temperatura crítica y la presión crítica de la mezcla gaseosa se llaman temperatura pseudo-critica y presiónpseo-critica, respectivamente. si conocemos la composición de la mezcla del gas, se puede calcular estos valores pseudocritico de las mezclas, utilizando la presión crítica y temperatura critica de los componentes puros de las mezclas del gas. Así mismo mi smo la temperatura reducida y presión reducida de de unas mezclas gaseosa gaseosa se llaman temperatura pseudo reducida y presión pseudo reducida, se define define de la siguiente manera: MG

IG

4 4PQ

PQ

(Ec. 2.9) (Ec. 2.10)

Donde: P = presión absoluta (psia)

T = Temperatura absoluta °R pseudo-reducida °R MGTemperatura pseudo-reducida IG =Presión pseudo-reducida (psia) MG =Temperatura pseudo-critica °R IG =Presión pseudo-critica (psia)

En m ezclas de de hidroc arburos, frecuent em ente nosotros nos referim os a com ponentes de gas como C1, C2, C3, etc. Éstos son equivalentes a CH4 (metano), C2H6 (etano), C3H8 (propano), etc. Una m ezcl a de gas natural que se compone de los com ponentes tal com o C1, C2, C3, etc. Para JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 20

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE determinar el peso molecular de la mezcla m ezcla se define por. M =∑ ?S>S

(Ec. 2.11)

Donde: M = Peso molecular de la mezcla y i i= fracción molar del componente i M i = Peso molecular del componente i

En una m anera similar, de las fracci ones dadas de los componen tes de gas, estas pueden ser calculadas a través de m edia ponderada de las coordenadas críticas crít icas de cada component e y su fracción

molar

en

la

mezcla T pc =∑ ?SMT P pc = ∑ ?SIT

Donde:

(Ec. (Ec.

2.12) 2.13)

Tc y Pc = temper atura y la presión críticas respect ivam ente, del com ponente puro (C1, C2, etc.) yi = fracción m olar del componente.

T pc y P pc = temperatura pseudo-crítica y presión pseudo-crítica de la mezcla del gas.

2.1.2.7. PROPIEDADES PSEUDO CRÍTICAS COMO FUNCION DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA Si los porcentajes de varios componentes en la mezcla del gas natural no están disponibles, podemos calcular los valores aproximados de las propiedades pseudocríticas de la mezcla del gas si sabemos sabemos la gravedad del gas. Las JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 21

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE propiedades pseudo-críticas se calculan, aproximadamente de las ecuaciones siguientes.

307.344

MG

170.491

IG

709.604 B 58.718

(Ec. 2.14) (Ec. 2.15)

Donde: G

=gravedad del gas (aire =1.00)

T pc = temperatura pseudo-critica, °R

presió n pseudo-cri pseudo-critica,p tica,psia sia P pc = presión

2.1.2.8.. IMPACTO DE LOS GASES ÁCIDOS EN LA MEZCLA DEL GAS 2.1.2.8 El grafico de Standing-Katz usado para determinar el factor de compresibilidad de una mezcla de gas es exacto sólo si la cantidad de componentes no hidrocarburos son pequeños. Desde que que gases gases ácidos ácidos contienen sulfuro de de hidrogeno, hidrogeno, bióxido de carbono e hidrógeno, los ajustes se deben hacerse para tener en cuenta estos componentes en cálculos cálculos de de la temperatura pseudo-crítica y presión

pseudo-

crítica. Este método se describe abajo. Dependiendo de las cantidades del bióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno presentes en el gas agrio, nosotros calculamos un factor de ajuste como como sigue. X =120( A A0.9 - A A1.6)+15(B0.5 –B –B4.0)

(Ec. 2.16)

Donde: Y=factor de ajuste, °R

f racciones molares de CO2 yH2S A=la suma de las fracciones B=fracción molar de H 2S


Página 22

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE La temperatura pseudo-crítica se modifica para obtener la temperatura t emperatura pseudocrítica ajustada T p c de la ecuación siguiente: M′

[T

MG

BX

(Ec. 2.17)

Donde: ajustada ,°R T p c = temperatura pseudo-crítica ajustada, pseudo-crítica,°R T pc = temperatura pseudo-crítica, = factor f actor de ajuste, ajuste,°R

X

Semejantemente, la presión pseudo-crítica se ajusta como sigue:

I′[T Donde:

PQ∗

4

4\G

(Ec. 2.18)

3] ,E] ^ PQ

I′[T =Presión pseudo-critica ajustada, psia IG =Presión pseudo-critica, psia M

\

[T = Temperatura pseudo-critica pseudo-crit ica ajustada, °R

MG = Temperatura pseudo-critica, °R B=fracción molar de H2S

2.1.2.9. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS

“Z”

El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si si la temperatura temperatura es mucho más alta que que la del del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también también se puede puede tomar como ideal. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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El Factor de Compresibilidad (Z). Este es de fácil aplicación práctica práctica y se basa en el principio de los estados correspondientes. correspondientes. El factor f actor Z, por definición, es la razón del volumen que realmente ocupa un gas a determinada presión y temperatura con con respecto al volumen que ocuparía ocuparía ese mismo gas si se comportara como ideal. _

`

`

(Ec. 2.19)

2.1.2.9.1. MÉTODO DE STANDING-KATZ El método de Standing- Katz se usa usa para calcular calcular el factor de de compresibilidad “Z” se basa en el uso de un gráfico gráfic o que se ha construido para mezclas binarias y vapor saturado de hidrocarburos. Este método se usa generalmente para mezclas naturales de gases dulces que contienen varios componentes de hidrocarburos. Cuándo la mezcla de gas natural contiene las cantidades apreciables de no hidrocarburos tal como nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y el bióxido de carbono, ciertas correcciones deben ser solicitadas de estos componentes. Son aplicados a las temperaturas y las presiones reducidas. reducidas. Como se muestra en la figura f igura siguiente:


Página 24


Fig.2.1 Factor de compresibilidad compresibilidad

Fuente: Gas Pipeline Hydraulics


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2.1.2.9.2. 2.1.2.9 .2. MÉTODO DE DRANCHUK, PURVIS, ROBINSON Este método se basa basa en la ecuación ecuación de estado desarrollada por por Benedicto, Web y Rubín, para representar el comportamiento de hidrocarburos leves. Utilizando la ecuación, conteniendo ocho constantes características de cada sustancia. Los coeficientes A 1, A2 etc., son usados en una función poligonal para deducir la densidad. Dranchuk, Purvis Purvis y Robinson Robinson obtuvieron obtuvieron una ecuación ecuación explicita explicita de la siguiente forma z

1 bc

de ,3 4

P

df

g f

4P

bc 2

d6 4P

g

!

d6 dh 6 4P

di 4Pf ,3d j e

f

(Ec. 2.20) e k l j )

Donde: -.!m P

n4P

(Ec. 2.21)

Donde: A1 = 0.31506237 A2 = -1.04670990 A3 =-0.57832729 A4 =0.53530771 A5 = -0.61232032 A6 = -0.10488813 A7 = 0.68157001 A8 =0.68446549 P pr = presión pseudo-reducida


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE T pr = Temperatura pseudo-reducid

2.1.2.9.3. 2.1.2.9 .3. MÉTODO DE LA ASOCIACIÓN AMERICANA DE GAS (AG A) El método AGA para el factor de compresibilidad utiliza un complicado algoritmo matemático, por lo tanto, no se presta fácilmente a los cálculos manuales. Por lo general, un programa de computadoras se utiliza para calcular el factor de compresibilidad. Matemáticamente, el método AGA está representado por la siguiente función: Z= función (propiedades de los gases, presión, temperatura) Donde las propiedades del gas incluyen la temperatura crítica, la presión crítica, y la gravedad de gas.

2.1.2.9.4. 2.1.2.9 .4. MÉTODO DE LA ASOCIACIÓN CALIFORNIANA DE GAS GAS NATURAL Esta es una ecuación es bastante sencilla para calcular rápidamente el factor de compresibilidad cuando se sabe la gravedad del gas, temperatura y la presión. La ecuación siguiente siguiente se usa para calcular el factor Z compresibilidad: ,

_ o,3

p q

∗

j j6* f .. ..,.rr 5r 5.i j . e6 s f ∗

t

(Ec. 2.22) u

La fórmula para el factor de compresibilidad es válida cuando la presión del gas promedio, Pavg, Pavg, es más de 100 psi. psi. Para presiones presiones de menos de 100 psig. Z es de aproximadamente aproximadamente igual a 1, 00 Donde: =presión promedio, psig P avg avg =presión


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE T f

=temperatura promedio, °R

G

=gravedad del gas gas (aire=1.00)

2.1.3. FLUJO DE FLUIDOS: El método más común para transportar fluidos de un punto a otro es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes, ya que esta forma ofrece no sólo mayor resistencia estructural sino también mayor sección transversal para el mismo perímetro exterior que cualquier otra forma.

ECUACIÓN DE BERNOULLI La ecuación ecuación de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la conservación de la energía al flujo de fluidos en tuberías. La energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal fijado como referencia, es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debido a la presión y la altura debido a la velocidad. Sin embargo en la realidad existen pérdidas o incrementos de energía que son incluidos en la ecuación. La ecuación de Bernoulli se expresa como sigue.

_v

`e

l

w !

xG

_ ]3

y

`5

w!

z{

(Ec. 2.23)

Donde: Z = Elevación de la cabeza, pie. = Densidad del fluido, lb/pie³. V = Velocidad, pie/s. P = Presión a lo largo de las líneas de corrientes. g = Aceleración gravitatoria. Hf = Pérdida total de presión por fricción. Hp = Carga equivalentes de un compresor.


Página


2.1.4. CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN EN TUBERÍAS La caída caída de presión por fricción en tubería es es un aspecto muy importante por lo cual se analizan los factores que intervienen en la ciada de presión de fluidos que aumenta a medida que la velocidad de flujo sube, por esta razón es necesario mantener la velocidad baja para que el gas pueda ser transportado a través de tuberías, ya que una alta velocidad puede causar erosión de la tubería. Para calcular el factor de fricción para gases, existen varias ecuaciones, como la de Colebrook y White, otras ecuaciones específicas como Panhandle

para

gas

natural, Pitglass para caída de presión pequeña, Babcock para vapor de agua y Weymouth cuando los gases se encuentran a altas presiones y el flujo es isotérmico.

2.1.4.1.. ECUACIONES DE FLUJO 2.1.4.1 Existen varias ecuaciones que relacionan el flujo con las propiedades de gas, el diámetro y la longitud del tubo, presión aguas arriba y presiones aguas abajo. Estas ecuaciones ecuaciones son: 1. Ecuación Ecuación General General de flujo fl ujo 2. Ecuación Colebrook-White 3. Ecuación Modificada Modificada Colebrook-W Colebrook-W hite 4. Ecuación AGA 5. Ecuación Weymouth 6. Ecuación Panhandle A 7. Ecuación Panhandle B 8. Ecuación IGT 9. Ecuación Spitzglass


Página 29

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 10. Ecuación Mueller 11. Ecuación Fritzsche

2.1.4.2. ECUACIÓN GENERAL DE FLUJO La ecuación General del Flujo por muchos años fue fundamental para flujos isotérmicos temperatura contante. La ecuación General del Flujo toma en consideración el diámetro, las propiedades del gas, presión y temperatura la ecuación es como sigue. |

e E e -.‚ 5 e

77.54} 77.54}4~• b ~

€

4t • n {

g ƒ!.‚

(Ec. 2.24)

Donde: Q=Caudal del gas en condiciones estándar,ft 3/días(SCFD) f =factor de fricción, a dimensionales P b=presión base, psia T b =temperatura base, °R P 1=presión aguas arriba, psia P 2=presión aguas abajo, psia G=gravedad del gas, T f =temperatura de flujo, °R L = longitud de la tubería, mi Z =factor de compresibilidad del gas, a dimensionales D=diámetro interno de la tubería, in.

Se debe notar que para el segmento del tubo de la sección 1 a la sección 2, la temperatura de gas T f se asume constante (flujo isotérmico). En unidades de SI, la ecuación General del Flujo se expresa como como seguir:


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE |

1.1494 10EF ∗

e E e -.‚ 5e

}4~ • b ~

gƒ

!.‚

4t • n {

€

(Ec. 2.25)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándar m 3/días f =factor de fricción, a dimensionales P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas. T f = temperatura de flujo,K L = longitud de la tubería,km Z = factor de compresibilidad del gas, a dimensionales D= diámetro interno de la tubería, mm

2.1.4.2.1. EFECTO DE FRICCIÓN El efecto de fricción en un fluido es consecuencia de la viscosidad del fluido f luido y la rugosidad de la tubería. Es similar en el flujo de gas y en líquido. La magnitud de la caída de presión debido a la fricción en una tubería de gas se considera que son más pequeños en comparación con las tuberías de líquidos. Tanto la rugosidad interna de la tubería, como así también el factor de fricción y el factor transmisión se calculan utilizando las ecuaciones de Colebrook-White, AGA, y otras señaladas anteriormente.

FACTOR DE FRICCIÓN El factor de fricción para para condiciones de de flujo laminar (Re< 2000) 2000) es función solo del número de Reynolds, mientras que para el flujo turbulento (Re> 4000) es también función del del tipo de pared de la tubería. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 31


La región que se conoce como la zona critica aparece entre los números de Reynolds de 2000 a 4000 en esta zona el flujo puede ser tanto laminar como turbulento dependiendo de varios factores; estos incluyen cambios de sección de dirección de flujo, el factor de fricción en esta región es indeterminado indeterminado y tiene límites más bajos si el flujo es laminar y más altos el flujo es turbulento. Para números de Reynolds Reynolds superiores a 4000 4000 las condiciones condiciones de flujo vuelven a ser ser más estables y pueden pueden establecerse establecerse factores de razonamiento definitivos. Si el flujo es laminar el factor de fricción se puede puede determinar a partir de la ecuación siguiente „

;2 …

(Ec. 2.26)

Cuando el flujo es turbulento el factor f actor de fricción depende no solo del número de Reynolds, sino también de la rugosidad relativa de las paredes de la tubería X/‡ es decir la rugosidad de las paredes de la tubería X comparada con el diámetro de la tubería (d). Para tuberías muy lisas como las de vidrio el factor de fricción disminuye más rápidamente con el aumento del número de Reynolds que para tuberías más rugosas, como el tipo de la superficie interna de la tubería comercial es prácticamente independiente del diámetro, la rugosidad de las paredes tiene t iene mayor efecto en el factor factor de fricción para para diámetros pequeños. pequeños. En consecuencia consecuencia en tuberías de pequeño diámetro se acercan a la condición de gran rugosidad y en general tiene mayor factor de fricción que tuberías t uberías del mismo material pero de mayores diámetros.


Página 32


Fig. Nº 2.2 Factor de fricción diagrama de Moody

Fuente: Fuente: Mecánica de fluidos (Robert L. Mott)

FACTOR DE TRANSMISIÓN El factor de transmisión t ransmisión F se considera el inverso del factor de fricción f . Mientras que el factor de fricción indica cuán difícil será mover una cierta cantidad cantidad de gas por una tubería, el factor de transmisión F es una medida directa de cuánto gas se puede transportar por la tubería. Cuando el factor de fricción aumenta, el factor de la transmisión disminuirá

por lo tanto la tasa del flujo de gas disminuye. La

relación es como indica la ecuación. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 33


ˆ

!

(Ec. 2.27)

‰{

Por lo tanto „

2

(Ec. 2.28)

Še

Donde: f =factor fricción =factor de transmisión F =factor Se debe notar que el factor de la fricción f en la ecuación anterior es el factor de la fricción de Darcy. Para el factor de fricción de Fanning se tiene. ˆ

,

(Ec. 2.29)

‰{ t

Donde f f ffactor f actor de fricción de Fanning.

2.1.4.2.2. 2.1.4.2 .2. EFECTO DE ELEVACIÓN EN LA TUBERÍA Cuándo se incluye diferencia de elevación entre los f ines de un segmento de tubo, la ecuación General del Flujo es es modificada como como sigue:

|

78,54 }

4~

• ~

b

eE

e -.‚

5

e

€

4t • n

g

,

b g ƒ!.‚

(Ec. 2.30)

‰{

Donde: ‹

•

E,

(Ec. 2.3 1)

Œ

La longitud equivalente L e y el término •

Œ

tienen en cuenta la diferencia de la

elevación entre los puntos aguas arriba y aguas abajo del segmento del tubo. El parámetro s depende de la gravedad del gas, el factor de compresibilidad, temperatura de flujo y la diferencia de la elevación.


Página 34


Ž 0.0375

"eE"5

(Ec. 2.32)

4tn

Donde: s

=parámetro de ajuste de elevación, elevación, a dimensionales

H 1 = altura aguas arriba,ft

aguas abajo,ft H 2 = altura aguas e

=logaritmo natural ( e=2.718…)

2.1.4.2.3. PRESIÓN MEDIA En una tubería de gas, la presión varía por la longitud de la tubería y el factor de compresibilidad Z. Por lo tanto debe ser calculado la presión media en cualquier ubicación de la tubería. Si dos puntos por la tubería están entre las presiones P1y P2, nosotros podríamos usar una presión media de (P1+P2)/2. Sin embargo, la ecuación siguiente es usada para un valor más exacto de la presión media:

I

!

f E f

5

e

F e E5e

e

(Ec. 2.33)

Se debe notar que las presiones usadas en la ecuación General del Flujo son todo en unidades unidades absolutas. Por lo tanto las unidades unidades de la presión del del manómetro deben ser convertidas a la presión absoluta agregando la presión despreciable.

2.1.4.2.4. VELOCIDAD DEL GAS La velocidad del gas en una tubería representa la velocidad en que l as moléculas del gas se mueven de un punto a otro, a diferencia de un l íquido. Debido a la compresibilidad, la velocidad de gas depende de la presión, la presión variara aunque el diámetro de la tubería sea constante. La velocidad más alta estará


Página 35

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE aguas abajo, donde la presión es la menor. La menor velocidad estará en aguas arriba, donde la presión presión es más alta. La ecuación ecuación es las siguientes: u

0.002122 }• ‘ • }”‘• } – •• ²

’

•‘

”

(EC.2.22)

Donde: u= velocidad del gas en condiciones de operación, pie/s Qb=Caudal del gas medido en condiciones normales, pies³/día. Pb=Presión de base, psia. Tb=Temperatura =Temperat ura de base, °R. D=Diámetro interno de la tubería, pulgadas Z=Factor de compresibilidad a condiciones de entrada P=Presión de operación psia. T=Temperatura de operación, °R.

2.1.4.2.5. VELOCIDAD DE EROSIÓN Hemos visto en la sección anterior que la velocidad del gas está directamente relacionada con la velocidad del fluido. A medida que aumenta el caudal, lo mismo ocurre con la velocidad del gas. A medida que la velocidad aumenta, la vibración y ruido son evidentes. A demás, el aumento de la velocidad hará que la erosión del interior de la tubería tubería aumente durante durante un largo periodo de tiempo. El límite superior de la velocidad del gas se suele calcular aproximadamente de la siguiente ecuación: ,--

— ˜

‰

(Ec. 2.34)

Donde: U max. max. = velocidad máxima de erosión,ft/s

=densidad del gas a temperatura de flujo,lb/ft 3 JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 36

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE La ecuación siguiente se puede calcular en los gases perfectos como sigue. —

˜

100™ n…4

!0€

(Ec. 2.35)

Donde: Z = compresibilidad del gas, a dimensionales

=Constante universal de gas10.73ft 3 psia/lb-mol R =Constante T =temperatura gas, °R G=gravedad del gas (air=1.00)

=presión del gas,psia P =presión

2.1.4.2.6. 2.1.4.2 .6. REGÍMEN DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS Es cuando un fluido fluye dentro de un tubo sus partículas siguen su trayectorias dependiendo en las condicione en que se encuentra el fluido ya sea laminar, transición o turbulento.

FLUJO LAMINAR En flujo laminar ocurre cuando las partículas del fluido se mueven a lo largo de trayectorias más o menos rectas se han llamado líneas hidrodinámicas y se deslizan suavemente unas sobre otras y paralelas al tubo.TambiénExiste a velocidades más baja que la crítica, se caracteriza por deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otra de manera ordenada. Se determina que hay flujo laminar cuando el número de Reynolds es menor a 2000

FLUJO TURBULENTO El flujo turbulento ocurre cuando la velocidad promedio es muy grande en este tipo de flujo no existe líneas hidrodinámicas bien definidas, el fluido se está mesclando continuamente y la velocidad velocidad a lo largo del tubo tiene una una distribución más plana. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 37

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE También existe a velocidades mayores que la crítica cuando hay un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido en direcciones transversales a la dirección transversal del flujo. Es determinado cuando el número de Reynolds tiene valores mayores mayores a 4000.

2.1.4.2.7. NÚMERO DE REYNOLDS El número número de Reynolds permite caracterizar la naturaleza del escurrimiento es decir si se trata de un flujo laminar o de un flujo turbulento; además indica la importancia relativa de la tendencia del flujo hacia un régimen turbulento respecto de uno laminar y la posición relativa de este estado a lo largo de determinada longitud. El número de Reynolds está en función del flujo del gas, diámetro interno, densidad de y viscosidad viscosidad y se calcula de la ecuación ecuación siguiente: El Número de Reynolds está dado por la siguiente ecuación, dónde la viscosidad está en cP.  P  Q G  P b  N Re

710390 

 D  T b  D 

(EC 2.36)

 

Donde: Nre=número Reynolds, Pb= presión base de la tubería psia

Tb= temperatura base de la °R D =diámetro interno de tubería

Q= caudal del gas MMpsSd G= gravedad especifica µ = viscosidad CP


Página 38


2.1.4.3. ECUACIÓN COLEBROOK-WHITE La ecuación de Colebrook-white, se refirió simplemente como la ecuación de Colebrook, es una relación entre el factor de fricción y el número de Reynolds, rugosidad, diámetro interior del tubo. La ecuación de Colebrook sirve para calcular el factor de fricción para el cálculo de caudales utilizando la ecuación general en flujo turbulento. , ‰{

!.‚,

B2‹š›,-

… ‰{

(Ec. 2.37)

F.mœ

Donde: f =factor de fricción, a dimensionales D =diámetro interno del tubo,in. E = rugosidad del tubo,in.

núm ero de Reynolds, a dimensionales Re = número

2.1.4.4. ECUACIÓN MODIFICADA COLEBROOK-WHITE La ecuación Colebrook-white discutida en la sección anterior ha estado en uso por muchos años tanto en el fluido de líquido y el fluido de gas. El resultado que modifica un factor de fricción más alto y por lo tanto el valor es menor del factor de transmisión. Debido a esto un valor conservador de velocidad de flujo de obtiene debido a la mayor fricción y la caída de presión. La ecuación modificada colebrook- white para el flujo turbulento es las siguientes: , ‰{

!.:!‚

B2‹›,-

… √{

(Ec. 2.38)

F.mœ


Página 39


Recibiendo la ecuación anterior en términos del factor de transmisión, se obtiene la siguiente.

ˆ

B4‹›,-

,.2,!‚Š F. mœ

…

(Ec. 2.39) Donde Re, f, y F son a dimensionales, siempre y cuando las unidades se utilizan para la constante E Y D, la ecuación modificada de Colebrook es el mismo, independientemente independientemente de las unidades empleadas

2.1.4.5. ECUACIÓN DE WEYMOUTH La ecuación de Weymouth se usa para presiones altas en grandes flujos, y para sistemas de diámetros grandes. Esta ecuación calcula directamente el caudal de la tubería, con los valores dados de la gravedad, Compresibilidad de gas, presión de entrada y la salida, el diámetro y la longitud del tubo.

La ecuación de

Weymouth se expresa expresa como seguir: e 5E

|

g

433.5ž}4~• b

Donde:

~

e -.‚ e

€

ƒ!.;;m

(Ec. 2.40)

4t • n

Q=Caudal del gas en condiciones estándar, ft3/días(SCFD) E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b=presión base,psia T b =temperatura base, °R P 1=presión aguas arriba, psia P 2=presión aguas abajo, psia G=gravedad del gas, JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 40

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE T f =temperatura de flujo, ‹

=longitud equivalente de la tubería, mi

Z =factor de compresibilidad del gas, a dimensionales D=diámetro interno de la tubería,in.

Dónde la longitud equivalente L e, s se definieron en las ecuaciones anteriores. Comparando la ecuación ecuación de Weymouth con con la ecuación General del del

Flujo,

nosotros podemos podemos calcular un factor equivalente equivalente de la transmisión como sigue: 11.189 ƒ ,/; En unidades de SI, de la ecuación ecuación de Weymouth es es como seguir:

ˆ

|

3.7435 10EF ∗

e ž } 4~ • b 5 E ~

€

4t • n

e -.‚ e

g ƒ !.;;m

(Ec. 2.41) (Ec. 2.42)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándar m 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K ‹

= longitud equivalente de la tubería,km

Z = factor de compresibilidad del gas, a dimensionales D= diámetro interno de la tubería,mm t ubería,mm

El factor de la transmisión de Weymouth en unidades unidades de SI es ˆ

6.521 ƒ ,/;


(Ec. 2.43)

Página 41


2.1.4.6. ECUACIÓN DE

PANHANDLE“A”

El Panhandle Panhandle A es la ecuación de desarrollo desarrollo para su uso en tuberías de gas natural que ha incorporado incorporado de un factor de eficiencia para números de Reynolds Reynolds en el rango de 5 a 11 millones. En esta ecuación la rugosidad de la tubería no es utilizada. La forma general de la ecuación de Panhandle A se expresa con un sistema ingles de la siguiente siguiente manera:

|

435 .87ž }4~•

,.-m::

e5E

b

j . 6f Ÿ € r

~

ee

4t • n

-.‚F02

g

394 ƒ !.;,:!

(Ec. 2.44)

Donde: Q=Caudal del gas en condiciones estándar,ft 3/días(SCFD) E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b=presión base,psia T b =temperatura base, °R P 1=presión aguas arriba,psia P 2=presión aguas abajo,psia G=gravedad del gas, T f =temperatura de flujo, ‹

=longitud equivalente de la tubería,mi


En unidades en el SI, la ecuación ecuación de Panhandle Panhandle A

|

4.5965 10EF ∗

e5E

4~ ,.-m::

ž} •

~

b

. 6f Ÿ j € r

ee

4t • n

-.‚F02

g

394 ƒ !.;,:!

(Ec. 2.45)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándar m 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página 42

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K ‹


Z = factor de compresibilidad del gas, a dimensionales D= diámetro interno de la tubería,mm t ubería,mm

Debido a los exponentes implicados en esta ecuación, toda presión debe estar en kPa. Comparando en una ecuación Panhandle con la ecuación General del Flujo, nosotros podemos calcular un factor equivalente de transmisión como sigue.

ˆ

7.2111 ž

€

-.-mF-‚

(Ec. 2.46)

œ

En unidades del SI ˆ

11.85ž

€

-.-mF-‚

(Ec. 2.47)

œ

A veces el factor de transmisión transmisión se usa para comparar comparar los resultados de cálculos cálculos que usa la ecuación ecuación General del Flujo y una ecuación de Panhandle.

2.1.4.7. ECUACIÓN DE PANHANDLE

“B”

La ecuación de Panhandle B, también es conocido como la ecuación revisada de Panhandle. Es usado para diámetros más grandes, presiones altas, caudal alto. Número de Reynolds en un rangos de 4 a 40 millones. Esta ecuación es como seguir:

|

4~

737 ž } •

,.-!

b

~

eE 5 r . Ÿ h5 € 4t •

e

n

e -.‚,

g

ƒ


!.‚F

(Ec. 2.48)

Página 43

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Donde: Q=Caudal del gas en condiciones estándar, ft3/días (SCFD) E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b=presión base,psia T b =temperatura base, °R P 1=presión aguas arriba,psia P 2=presión aguas abajo,psia G=gravedad del gas, T f =temperatura de flujo, ‹



En unidades en el SI, la ecuación ecuación de Panhandle Panhandle B. |

1.002 10E! ž }4~ •,.-! b ∗

~

eE 5 €r .Ÿh5 4t •

e

n

e -.‚,

g

ƒ

!.‚F

(Ec. 2.49)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándarm 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K ‹


Z = factor de compresibilidad del gas, a dimensionales

t ubería,mm D= diámetro interno de la tubería,mm


Página 44

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE El factor equivalente de la transmisión para la ecuación de Panhandle B es dado por. ˆ

16.7ž

€

-.-,0;,

(Ec. 2.50)

œ

Unidades en el SI. ˆ

19.08ž

€

-.-,0;,

(Ec. 2.51)

œ

2.1.4.8. ECUACIÓN (IGT) La ecuación propuesta por el Instituto I nstituto de Tecnología de Gas

IGT se expresa

como sigue:

|

136.9ž }4~• b ~

eE ee 5 j . 4 • r .e € r t

-.‚‚‚

g

ƒ!.;;m

(Ec. 2.52)



D=diámetro interno de la tubería,in.

= viscosidad del gas lb/ft-s En unidades en el SI, la ecuación ecuación de Panhandle Panhandle B.


Página 45


-.‚‚‚

eE ee 5 . 4 • r .e j €r t

1.2822 10EFž }4~• b ∗

~

g

ƒ!.;;m

(Ec. 2.53)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándar m 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K ‹


t ubería,mm D= diámetro interno de la tubería,mm = viscosidad del gas Poise.

2.1.4.9. ECUACIÓN DE SPITZGLASS La ecuación de fue usada por muchos muchos años originalmente en cálculos cálculos de tubería de gas. Hay dos versiones de la ecuación de Spitzglass. S pitzglass. Una ecuación es para la presión baja (menor o igual que a 1 psig) y otro es para la presión alta (más de 1 psig). Estas ecuaciones se han modificado para incluir una eficiencia y factor de compresibilidad en la tubería. Para una presión baja baja (menor o igual igual que a 1 psig) la ecuación es como como sigue.

|

3.839 10 ∗

F

ž

-.‚

5E e

4~ ¡ ~

4t • n , 3

€

5... ¢

3-.--,!œ

£ ƒ!.‚

(Ec. 2.54)

Donde: Q=Caudal del gas en condiciones estándar ,ft 3/días(SCFD)


Página 46

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b=presión base,psia T b =temperatura base, °R P 1=presión aguas arriba,psia P 2=presión aguas abajo,psia G=gravedad del gas, T f =temperatura de flujo, ‹



El de presión alta (más de 1 psig) psig) la ecuación es como como sigue.

|

729.6089ž

eE e e -.-Fœ ~ € 4t • n5 ,3 ¢ 3 f .h

4~

¡

£

-.‚

ƒ!.‚

(Ec. 2.55)





Página 47

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.4.10. ECUACIÓN MUELLER La ecuación de Mueller es otra forma f orma de flujo vs.

Presión que relaciona en

tuberías de gas la ecuación ecuación es como sigue:

|

eE 5

85.7368ž 4~ b ~

€ r .if Ÿ5 4t •

e e

ƒ

r .ehr Ÿ

g

-.‚ m‚

!.m!‚

(Ec. 2.56)




= viscosidad del gas lb/ft-s En unidades en el SI, la ecuación ecuación de Panhandle Panhandle B. |

3.0398 10E! ∗

eE 5

ž}4~• b ~

€r .if Ÿ5

4t •

e e

ƒ r .ehr Ÿ

g

-.‚m‚

!.m!‚

(Ec. 2.57)

Donde: Q= Caudal del gas en condiciones estándarm 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa

aguas abajo,kPa P 2= presión aguas JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

Página

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K ‹


D= diámetro interno de la tubería,mm t ubería,mm

= viscosidad del gas Poise.

2.1.4.11. ECUACIÓN FRITZSCHE La ecuación de Fritzsche, desarrollado en la Alemania en 1908, ha encontrado el uso extenso en las tuberías de aire comprimido comprimido y gas:

|

e e 5E e

410.1688ž 4~ b ~

. j j 6ji €r

ƒ

4t •

g

-.‚ F:

!.!;0

(Ec. 2.58)




En unidades en el SI, la ecuación ecuación de Panhandle Panhandle B.

|

2.827ž }4~• b ~

eE 5 . j 6ji 4t • j € r

e -.‚F: e

ƒg

!.;0

(Ec. 2.59)

Donde:


Página 49

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Q= Caudal del gas en condiciones estándarm 3/días E = la eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual que a 1.0 P b= presión base,kPa T b = temperatura base,K P 1= presión aguas arriba,kPa P 2= presión aguas abajo,kPa G=gravedad del gas T f = temperatura de flujo,K

= longitud equivalente de la tubería,km D= diámetro interno de la tubería,mm t ubería,mm

2.1.5. TUBERIAS EN SERIE Y PARALEO a)

TUBERIAS EN SERIE

Es cuando dos tubos de diferente diámetro o distinta rugosidad se conectan de tal manera que el fluido pasa pasa por uno de ellos después después de haber haber pasado el otro se dice que los tubos están conectados conectados en serie. En la figura ilustra un ejemplo

Fig. Nº 2.3 Tuberias en serie

Fuente; Fuente; Gas Pipeline Hydraulics


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Esto es especialmente verdad cuando en diferentes segmentos del tubo se requieren transportar a volúmenes diferentes de gas. Es usado sólo cuando el mismo flujo que entra a la tubería se entrega también al final de la tubería, sin inyecciones o entregas intermedias. Sin embargo, en la realidad realidad no hay hay manera de determinar los volúmenes futuros de entrega. De aquí aquí en adelante, adelante, es difícil difícil determinar determinar el tamaño de diferentes tubos para cada segmento. Por lo tanto, en muchos casos usted encontrará que el diámetro del tubo se usa el mismo a través de la longitud total de la tubería aunque hay las entregas intermedios. Aún con el mismo diámetro nominal del tubo, las secciones diferentes de tubo pueden tener los espesores diferentes de pared. Por lo tanto, tanto, tenemos diámetros diámetros interiores distintos. La presión requerida requerida a transportar transportar gas en una una tubería en serie de un punto a otro es calculada en cada segmento de tubo tal como AB y BC y aplicar la ecuación apropiada de flujo, tal como la l a ecuación General de Flujo, para cada segmento. Otro enfoque a calcular las presiones en sistemas de tubería en serie deberá usar el concepto equivalente de la longitud. Este método se puede aplicar cuando el mismo flujo es uniforme a través de la tubería, sin entregas o inyecciones intermedias. Explicaremos este método del cálculo para un sistema de tuberías en serie con el mismo caudal por todo el segmento del tubo. Suponga que el primer segmento de tubo tiene un diámetro interior D1 y la longitud L1, seguido por el segundo segmento segmento del diámetro interior D2 y la longitud longitud L2 etc. ‹

‹,

‹!

‹F

(Ec. 2.60)

La presión requerida en la toma de este sistema de tubería en serie se puede calcular basada en el diámetro D1 y la longitud Le. Le. A examinar la Ecuación General del Flujo, vemos que para el mismo caudal y propiedades de gas, los JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE efectos de la elevación, la diferencia de la presión es lo inverso proporcional al diámetro del tubo y directamente proporcional a la longitud del tubo. Por lo tanto, nosotros podemos expresar. ¥•

∆IŒ¤

(Ec. 2.61)

œ6

Donde: –P 22) ∆P sq= sq= diferencia de presiones para el segmento del tubo ( P 12 –P C

=constante

L

=longitud del tubo

D

=diámetro interno del tubo

“C” depende del caudal, las propiedades del gas, temperatura de gas, la presión base, y la temperatura base. Por lo tanto, “C” será el m ismo para todos los

segmentos del tubo en una tubería en serie con el caudal constante. De aquí en adelante, consideramos consideramos C como como una constante para para todos segmentos del tubo. Por lo tanto, en tuberías en serie la longitud equivalente del segundo segmento de tubo es: ¥• e œ6 e

¥•

e

(Ec. 2.62)

œ6 5

Donde: 5 ‚

‹! œ

‹• !

(Ec. 2.63)

œe

Semejantemente, para el tercer segmento de tubo tubo del diámetro D3 y la longitud L3, la longitud equivalente es.

‹•F

œ5 ‚

(Ec. 2.64)

‹ F œf

Por lo tanto, la longitud equivalente total Le para segmentos de tres tubo en términos del diámetro D1 es ‹

‹,

‹!

œ5

œe

‚

‹F

œ5 ‚

(Ec. 2.65)

œf


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Se puede ver la Ecuación 3.54 que si D1= D2 =D3, la longitud equivalente total reduce a (L1 +L2+ L3). Nosotros ahora podemos calcular la caída de presión para el sistema de tubería en serie, acerca de un solo tubo de la longitud Le y el diámetro D1 uniforme que que fluyen un volumen constante constante Q.

b)

TUBERIAS EN PARALEO

Un sistema de tuberías en paralelo está formado f ormado por un conjunto de tuberías que nacen y confluyen en un mismo punto. Como muestra la figura de tal manera que el flujo se distribuye entre las varias ramas y se vuelve a juntar más adelante. En un sistema de tuberías t uberías en serie, la misma cantidad de fluido fluye a través de todos los conductos y las pérdidas de cargas se van acumulando a lo largo de la serie, por lo contrario en un sistema de tuberías en paralelo paralelo las mismas perdidas de carga carga se tiene en cada rama y la suma de los flujos correspondiente correspondientess a cada cada uno de ellas es igual al flujo a través de todo el sistema. Para analizar sistemas de tuberías en paralelo se supone que las perdidas perdidas menores se pueden pueden agregar como longitudes longitudes equivalentes de tubería a cada rama correspondiente.

Fig. Nº 2.4 Tuberias en Paralelo

Fuente: Fuente: Gas Pipeline Hydraulics

Aplicando el principio de la conservación del flujo, en el empalme B, Debe igualar exactamente el flujo total en B por los tubos paralelos. Por lo tanto, en empalme B es.


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|,

|!

(Ec. 2.66)

Según el el segundo principio de tubos paralelos, paralelos, la presión presión del tubo BCE debe igualar a la presión del tubo BDE. Esto está debido al hecho que ambas ramas de tubo tienen un punto de partida (B) y un punto final (E). Por Por lo tanto, la presión entra el tubo BCE y el tubo BDE es igual a (PB – PE), donde PB y PE son las presiones en los empalmes empalmes B y E, respectivamente. respectivamente. ∆I]¥¦

∆I]œ¦

I] B I¦

(Ec. 2.67)

∆ P r epres nta la caíd a de p resió n, y ∆I]¥¦ n del diámetro y la lo ngitud de BCE y el caudal Q1. Semejantemensteu, na∆Ifunció œ¦ es una fu nción del diámetro y la longitud BDE y el caudal Q2. Para calcular la presión entre tubos

paralelos, nosotros debemos determinar primero el caudal en el empalme B. De la Ecuación (Ec. 2.68), sabemos sabemos que la suma de de los caudales Q1 y Q2 debe debe igualar al caudal inicial Q. Si ambos tubos paralelos BCE y BDE son iguales en la longitud y el diámetro interior, nosotros podemos decir que el flujo se partirá igualmente entre las dos dos ramas. Tenemos Tenemos la siguiente ecuación. |,

|!

(Ec. 2.68)

!

La caída de de presión debido debido a la fricción en los puntos BCE puede ser ser calculado de I! BI! ]

§5• 5 e 5 ¦

(Ec. 2.69)

6 œ5

Donde: K1 = un parámetro que depende de las propiedades de gas, la temperatura de gas, etc. L1 = la longitud del tubo BCE D1 = diámetro interior del tubo BCE Q1 = caudal del tubo BCE JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Otros símbolos son definidos anteriormente. Semejantemente, la caída de presión debido a la fricción en el tramo BDE es calculado como sigue. I! BI! ]

§e• e e ¦

e

(Ec. 2.70)

6

œe

Dónde: K2 = una constante como K1 L2 = la longitud del tubo BDE D2 = diámetro interior del tubo BDE Q2 = caudal del tubo BDE Combinando ambas ambas ecuaciones, podemos expresar expresar lo siguiente para la caída de de la presión por cada tramo: •

55 œ6 5

e

• ee

e

(Ec. 2.71)

œ6

e

Simplificando obtenemos la relación siguiente entre las dos caudales Q1 y Q2: 5

• e -.‚ œ5 !.‚

e

•5

œe

(Ec. 2.72)

Otro método para calcular la caída de presión entra tubos paralelos es usando el diámetro equivalente. En este método, nosotros reemplazamos los loops del tubo BCE y BDE con una cierta longitud y diámetro equivalente del tubo tiene la misma caída de la presión como uno de los l os tubos de rama. El diámetro equivalente equivalente se puede calcular usando la ecuación General del Flujo. El tubo equivalente con el mismo AP que reemplazará reemplazará ramifican tendrá un diámetro De y una longitud iguala a uno de los tubos de rama, dice L1. Desde que la presión entra el tubo JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE equivalente del diámetro, que fluye el volumen Q repleto, es el mismo que que en cualquiera de los tubos de rama, de la Ecuación 3.10, podemos expresar lo siguiente:

]

e

§•

I! B I! ¦

(Ec.2.73)

œ6

Donde |

|,

de la Ecuación 2.67 y Ke representan la constante para el

|!

tubo equivalente del diámetro de la longitud Le L e que fluye el volumen repleto Q. Q. Igualar el valor de I! B I! ]

a los valores correspondientes, acerca de cada rama ¦

separadamente, separadamente, nosotros obtenemos, usando la Ecuación Ecuación 2.70, la Ecuación 2.71, 2.71, y la Ecuación 2.72: §5• 5 e œ6

§ e• e e 5

œ6

5

§• e e

(Ec.2.74)

œ6

e

También, es K1 = K2 = Ke y Le = L1, nosotros simplificamos la Ecuaciones Ecuaciones anterior como seguir: e

• 5

œ6

•e

5

e

œ6

5

• e

(Ec.2.75)

e

œ6

e

Usando la Ecuación 2.76 en unión con la Ecuación 2.70, resolvemos para el diámetro equivalente De cómo:

,3 ©Œ ª

ƒ

ƒ

©Œ ª

•

! ,/‚

«

(Ec.2.76)

,

¨}

Donde: TšK¬•

œ5 ™} •

œe

‚

}•e• •

5

(Ec.2.77)


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c)

SISTEMA LOOP

Cuando se tiene parte de una línea en paralelo con otro segmento se tiene un sistema combinado de líneas en serie y paralelo. Esto puede ser resultado de que una línea original es conectada en un determinado tramo con otra línea paralela para incrementar su capacidad, formando así un “loop” en el tramo paralelo. En la

figura siguiente se ilustra un sistema de este tipo donde la línea original tiene dos segmentos A y C con el mismo diámetro y forma un “loop”con el segmento B .Así

es posible determinar una longitud equivalente de este sistema combinando la longitud equivalente del tramo con “loop” (segmentos A y B) y la longitud del tramo

sin “loop”(SegmentoC)

Figura Nº 2.5 Línea de Transporte con Loop

Fuente: Gas Pipeline Hidraulics.

El loop puede construirse del mismo diámetro que el de la tubería principal, o en algunos casos puede estar de un diverso tamaño, pero tomaremos en cuenta que usando el mismo diámetro de la tubería principal nos dará lugar a volúmenes iguales de flujo del gas. Si el loop es más m ás grande o más pequeño en el diámetro comparado a la tubería principal, la distribución del volumen no será igual.


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2.1.6. GRADIENTE DE PRESIÓN HIDRÁULICA El gradiente de presión hidráulica es un gráfico donde se representan las pérdidas de presión debido a la fricción en el ducto, tal como se muestra en la Figura 2.6 En el eje horizontal se muestra la distancia distancia a lo largo del gasoducto gasoducto comenzando en agua arriba, el eje vertical representa representa la presión presión del gasoducto

Fig. Nº 2.6 Caída de presión hidráulica para flujo uniforme.

Fuente: Fuente: Gas Pipeline hydraulics

Desde que la presión en una tubería de gas no es lineal comparado con tuberías líquidas, la caída de presión hidráulica para una tubería de gas aparece ser una línea levemente curva en vez de una línea recta. La caída del gradiente hidráulico en cualquier punto representa la pérdida de presión debido a la fricción por la longitud del del tubo. Si el el flujo por la tubería es un valor constante (no hay inyecciones ni entregas intermedios) y el diámetro diámetro del tubo es uniforme a través del gradiente hidráulico aparece ser una línea levemente curva, mostrado en la Figura 2.6, sin interrupciones apreciables. Si hay las entregas o las inyecciones intermedias por la tubería, el gradiente hidráulico será una serie de líneas interrumpidas, como como indica en la Figura 2.7.


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Fig. Nº 2.7 Caída de presión hidráulica para entregas e inyeccione i nyecciones. s.

Fuente: Fuente: Gas Pipeline Hydraulics

2.1.7. PRESIÓN DE DISEÑO DE TUBERÍAS TUBERÍAS 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. (Ec. 2.78) Donde: D = diámetro nominal nominal exterior de la tubería, pulgadas F = factor de diseño de acuerdo a la Clase de Localización Obtenido de la TablaNº

2.1 P = presión de diseño psig S = tensión mínima de fluencia especificada, psig

T = factor de disminución de temperatura, obtenido de la Tabla Nº 2.3 t = espesor nominal de pared, pulgadas E = Factor de junta longitudinal Tabla Nº 2.2


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Tabla Nº 2.1 Factor básico de diseño F

Fuente: Fuente: NORMA NORMA ASME B31.8

Tabla Nº 2.2 Factor de Junta

Fuente: Fuente: NORMA NORMA ASME B31.


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Tabla Nº 2.3 Factor de Temperatura

Fuente: Fuente: NORMA NORMA ASME B31.8

El factor de diseño para para las líneas líneas de ductos ductos en Localidades 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 del presente Código. Cabe hacer notar, que el usuario podría verse requerido a cambiar la indicada tubería o reducir la presión a un m máximo áximo de 0.72 de SMYS, en conformidad con el párrafo 854.2.

Limitaciones para la Presión de Diseño P. La presión de diseño obtenida por la ecuación anterior se deberá reducir para que esté en conformidad con lo siguiente: (a) P para tubería soldada a tope en horno, no deberá exceder el 60% de la presión de prueba prueba en fábrica, la que sea sea menor. (b) P no debe exceder el 85% de la presión de prueba de fábrica para toda la demás tubería provista; sin embargo, tal tubería probada en fábrica a una presión meno al 85% 85% de la presión requerida requerida para producir una tensión iguala la mínima de fluencia especificada, podría probarse de nuevo, con una prueba hidrostática de tipo fábrica o fundición, o probada en sitio después de la


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE instalación. En la eventualidad de que la tubería se pruebe de nuevo a una presión en exceso de la presión de prueba de fábrica, P no deberá entonces exceder el 85% de la presión de la nueva prueba en lugar de la presión inicial de la prueba de fábrica .Es obligatorio obligatorio usar un líquido como el medio de prueba, en todas las pruebas pruebas en sitio sitio después de la instalación, donde donde la presión de prueba prueba exceda la presión presión de prueba de fábrica .Este párrafo no debe utilizarse como respaldo para permitir una presión de operación o presión de diseño que exceda la provista. El factor de junta j unta longitudinal deberá estar en conformidad con la Tabla Nº 2.2 El factor de disminución de temperatura deberá estar en conformidad con la

Tabla N 2.3. 2.1.8. CLASE DE LOCALIDAD PARA DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN a) LOCALIDAD CLASE 1. Una Localidad Clase 1, es cualquier sección de 1 milla de longitud que tiene 10 o menos edificios destinados la ocupación humana. Se tiene la intención de que una Localidad Clase 1, refleje áreas tales como las tierras estériles, desiertos, montañas, tierra de pastoreo, tierras agrícolas, y áreas escasamente pobladas.

1)

CLASE 1, DIVISIÓN 1. Esta División es una Clase de Localidad 1 donde el

factor de diseño de la tubería es mayor a 0.72, aunque igual o menor a 0.80, y el ducto ha sido probado hidrostáticamente a 1.25 veces la máxima presión de operación .

2) CLASE 1, DIVISIÓN 2. Esta división es una Localidad de Clase 1 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.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE b) LOCALIDAD CLASE 2. Una Localidad Clase 2, es cualquier sección de 1 milla que tiene más de 10 pero menos de 46 edificios edific ios destinados a la

ocupación

humana. Con una Localidad de Clase 2 se tiene tiene la intención de reflejar áreas donde el grado de población es intermedio entre la Localidad de Clase 1 y la Localidad de Clase 3, tales como las zonas periféricas de las ciudades y pueblos, zonas industriales, industriales, ranchos o quintas campestres, campestres, etc.

c) LOCALIDAD CLASE 3. Una Localidad de Clase 3 es cualquier sección de 1 milla que tiene 46 o más edificios destinados a la ocupación humana, excepto cuando prevalece una Localidad de Clase 4. Se tiene la intención de que una Localidad Clase 3 refleje 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.

d) LOCALIDAD CLASE 4. Una Localidad Clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios de varios pisos, donde el tráfico es pesado o denso, y donde pudiera haber numerosas otras construcciones o servicios subterráneos. De varios pisos quiere decir cuatro o más pisos por encima del suelo, incluyendo el primer piso o planta baja. La profundidad o número de los sótanos o subsuelos no se toma en cuenta.

2.1.9. FACTORES PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN Los factores de diseño diseño en las las Tabla 2.1, deberán deberán usarse para la Clase Clase

de

Localidad designada. Todas las excepciones a los factores de diseño a ser usadas en la fórmula de diseño, diseño, se dan en la Tabla 2.1.


Página 63

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.10. PRUEBAS REQUERIDA PARA PROBAR LA RESISTENCIA DE LOS GASODUCTOS Prueba Requerida Para Probar la Resistencia de los Ductos y Líneas Principales Para Operar a Tensiones de Aro de 30% o Más de la Mínima Tensión de Fluencia Especificada de la Tubería. Todos los ductos y líneas principales a ser operadas operadas a una tensión tensión de aro de 30% o más de la mínima tensión de fluencia especificada de la tubería, deberán ser sometidas a una prueba de resistencia por lo menos durante 2 horas para comprobar la resistencia después de la construcción y antes de que sea puesta en operación

Clases de Localidad 1-4 (a) Los ductos ubicados en localidades Clase 1, División 1, deberán probarse hidrostáticamente a 1.25 veces la presión de diseño diseño si es que que la máxima presión de operación operación es mayor al 72% 72% de la SMYS (b) Los ductos ubicados en Localidades Clase 1, División 2, deberán ser probados, ya sea con aire o con gas a 1.1 veces la máxima presión de operación, o hidrostáticamente a por lo menos 1.1 veces la máxima presión de operación, si es que la máxima presión de operación es 72% de SMYS o menor. (c) Los ductos y líneas principales el Localidad Clase 2 deberán probarse ya sea con aire a 1.25 veces la máxima presión de operación o hidrostáticamente a por lo menos 1-25 veces veces la máxima presión de operación. (d) Los ductos y líneas principales en Localidades Localidades de Clases 3 y 4 deberán ser probadas hidrostáticamente a una una presión presión no menor a 1.4 veces la máxima presión de operación. Este requerimiento no se aplica si a tiempo de que el ducto


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE o línea principal se encuentre primero listo para prueba, una o ambas de las siguientes condiciones existen: (1) La temperatura del suelo a la profundidad de la tubería es 32 °F o menos, o pudiera caer a aquella temperatura antes de que se pueda completar la prueba hidrostática, ó (2) No se tiene disponibilidad de agua de calidad satisfactoria en cantidad suficiente. En tales casos, deberá hacerse una prueba con aire a 1.1 veces la máxima presión de operación. (e) Los requerimientos de prueba dados en los incisos (a), (b), (c) y (d) se resumen en la Tabla 841.322(f). 841.322(f). (NORMA ASME B31.8) (f) Al seleccionar el nivel de pruebas, pruebas, el diseñador o la compañía operadora deberá estar en relación entre la presión de prueba y la presión de operación cuando el ducto experimenta un incremento en el futuro en el número de edificaciones destinadas destinadas a la ocupación humana.

2.1.11. CLASIFICACIÓN DEL DUCTO DE ACERO PARA ESTABLECER LA MAOP (a) Duc to Operando Operando a 100 psi g o Mayor Mayor . Este párrafo se aplica a los ductos existentes de gas natural o a los ductos existentes que se estén convirtiendo a servicio de gas natural, donde uno o más factores f actores de la fórmula de diseño de la tubería de acero, son desconocidos y el ducto se va a operar a 100 psi o más. m ás. La máxima presión admisible de operación deberá ser determinada mediante una prueba hidrostática hidrostática del ducto.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE (1) la máxima presión admisible de operación deberá limitarse a la presión obtenida dividiendo la presión a la cual el ducto o línea principal se prueba por el factor apropiado para la Clase de Localidad. (2) La presión de prueba a usarse en el cálculo de la máxima presión admisible de operación, deberá ser la presión de prueba obtenida en el punto de máxima elevación de la sección de mínima resistencia de prueba prueba y no deberá ser mayor a la presión requerida para producir una tensión igual a la resistencia de fluencia según se la determine mediante prueba. Solamente puede usarse la primera prueba a la fluencia para determinar la m áxima presión admisible de operación. (3) Se deberán conservar los registros de las pruebas de presión hidrostática y reparaciones de línea, durante toda la vida en que las instalaciones correspondientes correspondientes permanezcan en servicio. (4) Determine que todas las válvulas, bridas, y otros componentes calificados por presión, tengan una una capacidad adecuada. (5) Mientras que la máxima presión de una prueba utilizada para establecer la máxima presión admisible de operación, no queda limitada por el presente párrafo se deberá tener sumo cuidado al seleccionar la máxim a presión de prueba.

(b) Ductos que Operan a Menos de 100 psig . Este párrafo se aplica a los ductos existentes de gas natural o a los ductos existentes que se estén convirtiendo a servicio con gas, gas, donde uno o más factores de la fórmula de diseño diseño de la tubería tubería de acero se desconozcan y el ducto vaya a ser operado a menos de 100 psig. La máxima presión admisible de operación, se deberá determinar mediante prueba de presión del ducto. (1) La máxima presión admisible de operación deberá limitarse a la presión obtenida de la división de la presión a la cual se haya probado el ducto o línea


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE principal, por el factor apropiado de acuerdo de la Clase de Localidad de que se trate. (2) La presión de prueba a usarse en el cálculo de la máxima presión admisible de operación, deberá ser la presión de prueba obtenida en el punto de mayor elevación de la sección de la prueba de mínima resistencia, y no deberá ser mayor a la presión requerida para producir una tensión igual a la tensión de fluencia, según se determine determine mediante prueba. prueba. Solamente puede usarse la primera prueba a la fluencia para para determinar la máxima presión admisible admisible de operación. (3) Los registros de pruebas de presión y reparación de línea,

deberán

conservarse mientras las instalaciones pertinentes se mantengan en servicio. (4) Determine que todas las válvulas, bridas y otros componentes calificados por presión, tengan la capacidad capacidad adecuada. (5) Aunque la máxima presión de una prueba utilizada para establecer la máxima presión admisible de operación no queda limitada por el presente párrafo, excepto por (2) de líneas arriba, se deberá tener sumo cuidado al seleccionar la máxima presión de prueba.

2.1.12. COMPRESORES Los compresores son máquinas especialmente diseñadas y construidas para aumentar la presión en los gases. Lo más comunes que se comprima aire, pero en la industria es frecuente la necesidad necesidad de comprimir otros gases. Durante la compresión casi todos los gases generan calor, si las compresiones rápidas este calor se traduce en un aumento notable de la temperatura del gas. La temperatura final del gas al comprimir se depende depende de la relación de de compresión, es decir la relación entre la presión presión final después de comprimido comprimido y la presión inicial


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE del gas antes de la compresión compresión y de la velocidad de de la compresión. compresión.

Una

compresión lenta, dará tiempo aque el calor generado pueda disiparse y el incremento de temperatura casi no puede notarse.

Este fenómeno del

calentamiento, reviste especial importancia cuando se comprime en gases que pueden des componerse con la temperatura, para los cuales puede, astas sobrevenir una una explosión. Cuando la presión final que quiere lograr es muy alta, la compresión se realiza en varias etapas, con el consecuente enfriamiento del gas entre las etapas para minimizar el efecto del calentamiento. Los compresores están dotados de sistemas de enfriamiento, afín de mantener el nivel de temperatura de de la máquina máquina dentro de rangos seguros, tanto para

el

proceso, como para la máquina misma.

2.1.12.1. DISEÑO DE COMPRESORES El diseño de compresores compresores está basado en la aplicación de la primera y segunda segunda ley de la termodinámica. El balance de energía es tal que los cambios de energía cinética y potencial son despreciables así como las pérdidas de carga con lo que queda. B® z! B z,

(Ec.2.79)

Donde:

-W = Trabajo del compresor (KJ/Kg) z! = Entalpia de descarga z, = Entalpia de entrada

Para calcular z! es necesario conocer conocer el modelo de compresión ya que el trabajo de compresión de gas gas responde a la ecuación: ® ¯ e J‡I

(Ec.2.80)

5


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE En función del modelo de compresión tendremos un punto final dif erente, así tenemos transformación isotérmica (T = tce) donde.

I J

I, I!

∗

∗

e ® ¯ J‡I

(Ec.2.81)

T•• e

¯ I,J, °

5

5

G

KLM ln

e

(Ec.2.82)

5

2.1.12.2. COMPRESIÓN ISOTÉRMICA El proceso proceso de de la compresión isotérmica es uno en que que la presión de de gas y volumen comprimido varía de una manera que la temperatura permanece constante. La compresión Isotérmica requiere menos cantidad de trabajo comparado con otras formas de la compresión. Este proceso es de interés teórico,ya que en la realidad, mantener constante la temperatura en un compresor de gas es virtualmente imposible IJ

Donde C = contante

(Ec.2.83)

Por lo tanto, podemos expresar eso (Ec.2.84)

I,J, I!J! ³

‚F.!:

€

M,

log

e

(Ec.2.85)

5

Donde:

³ = Trabajo isotérmico ft-lb/lb G = Gravedad del gas a dimensional M,

= Temperatura de succión °R I,

= Presión de succión psia

I! = Presión de descarga psia

log = Logaritmo natural en base e=2.718


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2.1.12.3. COMPRESIÓN ADIABÁTICA El proceso de la compresión adiabática es caracterizado por la transferencia del calor cero entre el gas y los alrededores. En un proceso de la compresión adiabática, la relación relación entre la presión presión y el volumen volumen es como sigue:

IJ w T Donde:

(Ec. 2.86)

¶=razón de calores específicos de gas

G ⁄

C específicos del gas a presión constante p = calores específicos C v =calores específicos específicos del gas a volumen constante C =una constante, diferente del uno para compresión isotérmica

¶Seconoce también como el exponente adiabático o isotrópico para el gas. Recorre en el

valor de 1.2 a 1.4. Por lo tanto, nosotros podemos expresar eso

I,J,w I!J w

ºk5

‚F.!:

³

(Ec.2.87)

! w

• ¸}

e

•

¹

º

B1

(Ec.2.88)

M}

Donde: ³

€ , wE,

5

= Trabajo adiabático a diabático ft-lb/lb

G = Gravedad del gas a dimensional M,

= Temperatura de succión °R

¶ = la razón de calores específicos de gas, a dimensionales I, = Presión de succión psia I! = Presión de descarga psia


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2.1.12.4. COMPRESIÓN POLITRÓPICA La compresión Poli trópica es semejante a la compresión compresión

adiabática, pero

requiere la transferencia del calor como en la compresión adiabática. En un proceso poli trópico, la relación entre la presión y el volumen es como seguir:

IJ ©

T

(Ec. 2.89)

Donde: n =Exponente poli trópico C =una =una constante, diferente de uno para compresión isotérmica o adiabática

Por lo tanto, nosotros nosotros podemos expresar expresar eso (Ec.2.90) I,J ©, I!J © ! Desde que la compresión poli trópica es semejante a la compresión adiabática, nosotros podemos calcular fácilmente el trabajo hecho en la compresión poli trópica sustituyendo n para ¶ en la Ecuación Ecuación 2.88.

2.1.12.5. TIPOS DE COMPRESORES Al igual que las bombas existen dos grandes tipos de compresores los compresores de desplazamiento positivo y los compresores de flujo continuo como ilustra la figura 2.8


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Fig. Nº 2.8 Tipos de compresores

Fuente: Gas Pipeline Hydraulics

A continuación se mencionan mencionan los compresores compresores que son más utilizados utilizados en el transporte de gas, por sus características.

2.1.12.5.1. COMPRESORES RECÍPROCANTES Los compresores reciprocan tés son máquinas de “desplazamiento positivo ”los

cuales operan mediante una reducción positiva de un cierto volumen de gas atrapado dentro del cilindro mediante un movimiento reciprocarte del pistón .La reducción en volumen origina un alza en la presión hasta que la misma alcanza la presión de descarga; y ocasiona el desplazamiento del fluido a través de la válvula de descarga del cilindro.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.12.5.2. COMPRESORES CENTRÍFUGOS El compresor centrífugo es el primer prim er diseño empleado con éxito en las turbinas de gas. Está conformado por tres partes principales conocidas como rodete, difusor difusor y múltiple de distribución, cada cada uno uno con una función función específica en el proceso de compresión. El gas entra al compresor cerca de su eje en dirección axial y es impulsado en forma radial por la fuerza centrífuga producida por el movimiento del rodete. Él aire que sale radialmente y a gran velocidad del rodete, es tomado por el difusor donde la energía cinética del gas se transforma en energía potencial en forma de presión. El múltiple de distribución recoge el gasa presión y lo entrega a las cámaras de combustión.

2.1.12.5.3. PARÁMETROS DE SELECCIÓN DE COMPRESORES Algunos factores deben deben ser considerados considerados en la selección de compresores compresores para optimizar su desempeño desempeño en aplicaciones específicas. específicas. Son los siguientes.

− Características del Gas Natural − Caudal de flujo. − Relación de Compresión y Presiones de Operación. − Temperatura de operación. − Equipo de Potencia. Funcionamiento y Operación. − Régimen de Funcionamiento

2.1.12.6. POTENCIA RECQUERIDA La cantidad de entrada entrada de la energía al gas gas por los compresores es dependiente dependiente de la presión y el flujo. La potencia (HP), representa la energía por unidad de tiempo, depende también de la presión del gas y el caudal. Como los aumentos de


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE flujo, la presión y, de aquí en adelante, la potencia aumentará también. Nosotros podemos expresar expresar el poder requerido requerido en términos términos de caudal de gas y la presión presión de descarga de la estación de compresor. (Ec. 2.91)

xI ∆"

©

Donde: HP M

Potencia del compresor Flujo de la masa del gas, gas, lb/min

K = Eficiencia del compresor

∆x = Caída de compresión, ft-lb/lb Otra fórmula más comúnmente usada para la potencia del compresor que tiene en cuenta la compresibilidad de gas es como seguir:

xI

3n

0.0857 } w • |M, }n5 e • }, • »} e • w E,

º

!

©

ºk5

B 1¼

(Ec. 2.92)

5

Donde: HP = Potencia del compresor

¶= la razón de calores específicos de gas, a dimensionales Q = Caudal del gas, MMSCFD T 1 = Temperatura de succión, °R P 1 = Presión de succión, psia

descarga, psia P 2 = Presión de descarga, Z 1 = Factor de compresibilidad de succión, a dimensional Z 2 = Factor de compresibilidad de descarga, a dimensional

K = eficiencia de adiabática (isotrópica) del compresor

La eficiencia adiabática generalmente tiene un rango de 0.75 y 0.85 considerando una eficiencia mecánica K podemos calcular la potencia requerida de un compresor como sigue JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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½xI

"

(Ec. 2.93)

©¾

Donde HP es la potencia calculada de las ecuaciones anteriores, teniendo en cunegnota dlea e0f .i9c5ienaci0a.98a.diLaabáetif cicaiednecliacotm ra otpar l,esK or ,K se. Ldaef einfieciecnocmiao meel cpár noidcuactoiendee ulna eficiencia adiabática, y de la eficiencia mecánica: m ecánica:

K K K La eficiencia adiabática es: ∗

K

45 }À • } p •ºk5E45 ¿e5 pe5

º

(Ec. 2.94)

(Ec. 2.95)

4 E4 e5

2.1.13. VALVULAS Y MEDIDORES DE FLUJO 2.1.13. 1. VALVULAS Exceptuando las instalaciones de costa afuera, se deberán instalar válvulas de cierre sección alisadoras en los ductos nuevos de transporte al tiem po 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. Otros factores incluyen la conservación del gas, tiempo para despresurizarla sección aislada, continuidad del servicio del gas, flexibilidad necesaria para la operación, desarrollo futuro esperado, dentro de la sección de espaciamiento de válvulas, y las condiciones naturales significativas que pudieran afectar adversamente adversamente la operación y seguridad seguridad de la línea.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE (b) No obstante las consideraciones de (a) de líneas arriba, el espaciamiento entre válvulas en una nueva línea de transporte, no deberá exceder los siguientes valores: (1) 20 millas (32 km) en áreas áreas en las cuales predominen las Localidades Clase 1. (2) 15 millas (24 km) en en áreas áreas en en las cuales predominen las Localidades Localidades Clase 2 (3) 10 millas (16 km) en áreas áreas en las cuales predominen las Localidades Localidades Clase 3. (4) 5 millas (8 km) en áreas en las cuales predominen las Localidades Localidades Clase 4. (c) El espaciamiento definido en (b) de líneas arriba, podrá ser ajustado ligeramente para permitir que una válvula se instale en una ubicación más accesible, siendo siendo el acceso permanente la consideración consideración principal. Las válvulas en líneas principales de distribución, ya sea para propósitos de operación o de emergencia, deberá estar espaciadas como se indica

a

continuación:

(a)

S i s temas temas de D is tri buci buc i ón de A lta P res ión ió n. Las válvulas en los sistemas

de distribución de alta presión deberán instalarse en ubicaciones accesibles para reducir el tiempo de cierre de una sección de línea principal en una emergencia. Al determinar el espaciamiento de las válvulas, se debe tomar en consideración la presión de operación y el tamaño de las líneas principales y las condiciones físicas locales, así como como el número y tipo de consumidores consumidores que pudieran pudieran ser afectados por un cierre o paro.

(b) S i s temas temas de Dis Di s tri buci buc i ón de Baja B aja P res ión. ió n. Podrán usarse válvulas en los Sistemas de distribución de baja presión, aunque no son requeridas.

2.1.13. 2. MEDIDORES DE FLUJO Hay muchas maneras de medir el caudal que circula por una tubería estos son:


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 2.1.13. 3. METODOS DIRECTOS E INDIRECTOS Los métodos directos son los más sencillos y consiste en pesar o medir un determinado volumen volumen que ha pasado por una una tubería en un determinado periodo de tiempo los más usuales son los caudalimetros y los totalizadores. Los métodos indirectos utilizan otras propiedades o características de los fluidos para luego transformarlas científicamente en unidades de caudal.

2.1.14.. PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN DE LA TUBERÍA 2.1.14 2.1.14. 1 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA Todos los ductos de transporte nuevos, tubería de estación de compresión, líneas principales de distribución, líneas de servicio, y recipientes de tipo tubería o de tipo botella instalados, deberán hallarse externamente revestidas y protegidas catódicamente, a menos que pueda demostrarse mediante pruebas o experiencia que los materiales son resistentes a la corrosión en el ambiente en el cual estén instaladas. Se deberá tomar en cuenta el manejo, despacho, transporte, almacenamiento, condiciones de instalación, el medio ambiente de servicio y los requerimientos de protección catódica, al seleccionar los materiales de revestimiento.

2.1.14. 2. CONTROL DE LA CORROSIÓN INTERNA Cuando se transporte gas corrosivo, se deberán tomar disposiciones para proteger el sistema de tuberías de la corrosión perjudicial. El gas que contenga agua libre bajo la condición en la cual se transportará, se deberá asumir que es corrosivo, a menos que se haya haya comprobado que que no es corrosivo mediante pruebas reconocidas o por por la experiencia.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Cuando se diseñe un sistema de ductos nuevo o uno de reemplazo, ducto o se hagan adiciones o modificaciones a los sistemas existentes, se deberá considerar tomar medidas para evitar y/o inhibir la corrosión interna. Para preservar la integridad y la eficiencia del ducto en el cual se conoce o se anticipa que se transportará gas corrosivo, se deberán incluir los siguientes factores en el diseño y construcción, ya sea separadamente o en combinación:

(a)

Cuando se vaya a usar revestimiento revestimi ento interno para proteger un sistema

de ductos. (1) el revestimiento deberá cumplir las especificaciones de calidad, y el espesor mínimo de película seca deberá establecerse para proteger la instalación del medio corrosivo que se tenga, sobre la base del del tipo y métodos de aplicación (2) los revestimientos aplicados se deberán inspeccionar en conformidad con las especificaciones establecidas o la práctica aceptada (3) se deberán tomar previsiones para evitar la corrosión de las juntas o uniones, tales como la limpieza y nuevo recubrimiento con revestimiento

o

el

uso

continuado de un inhibidor adecuado cuando se unan componentes revestidos u otros componentes componentes mediante soldadura soldadura u otros métodos métodos para dejar el

metal

original expuesto. (4) los tipos de revestimiento y las herramientas de picado utilizadas, se deberán evaluar y escoger para evitar daño al revestimiento interno, si es es que se tienen que pasar pasar chanchos o esferas por el interior interior del ducto.

(b) Cuando se vaya a usar un inhibidor de corrosión, como un aditivo al flujo de gas: (1) el equipo para la sujeción, transferencia e inyección del inhibidor dentro de la corriente o flujo, deberá deberá ser incluido incluido en el diseño JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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(2) la operación del programa de inyección, deberá ser una parte de la planificación (3) se deberá proveer suficientes sujeciones para cupones u otros equipo de monitoreo, para permitir un programa programa continuo de evaluaciones (4) el inhibidor de corrosión seleccionado, deberá ser de un tipo que no cause el deterioro de ninguno de los componentes del sistema de tuberías.

(c) Cuando se planifica utilizar un sistema de chancheo de los ductos: (1) se deberán proveer trampas para los chanchos limpiadores y/o esferas (2) las secciones de ducto a ser recorridas por chanchos o esferas, se deberán diseñar de manera que se eviten daños a los chanchos, esferas, tubería o accesorios durante durante las operaciones operaciones con los primeros. (3) la tubería para los chanchos o esferas, deberá estar diseñada para guiar la herramienta y los materiales materiales que ellas impulsan, de manera efectiva efectiva y segura (4) se deberán tomar medidas para la acumulación y manejo efectivo de materiales líquidos o sólidos que se eliminen del ducto mediante chanchos o esferas.

(d) Cuando se utilices cupones de corrosión, sondas de corrosión y/o carretes de prueba:


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE (1) se deberán instalar cupones de corrosión, sondas de corrosión o carretes de prueba, donde resulte práctico, en ubicaciones donde exista el mayor potencial de que exista corrosión interna (2) los cupones de corrosión, sondas de de corrosión y carretes carretes de prueba deberán ser diseñados para permitir el paso de chanchos o esferas cuando se instalen en secciones recorridas recorridas por los indicados indicados elementos.

(e) Cuando se haga haga tratamiento de gas para reducir reducir su corrosividad: (1) podrán instalarse separadores y/o equipos de deshidratación (2) se deberá considerar también equipos para la remoción de otros materiales deletéreos.

(f) El material de la tubería y otros materiales expuestos al flujo de gas, deberán resistir resistir la corrosión interna, interna, por lo tanto: (1) los materiales seleccionados para la tubería y accesorios, deberán ser compatibles con los componentes del gas, los líquidos acarreados por el gas, y unos con otros. Una buena fuente de información sobre el desempeño y rendimiento de los materiales es el Estudio de Información de Corrosión, publicado por NACE. (2) Donde se usen tuberías y componentes de plástico, no ferrosos, o tubería de acero de aleación para evitar o controlar la corrosión interna, se deberá determinar que tales materiales sean efectivos bajo las condiciones encontradas. (3) los efectos de erosión- corrosión debidos a partículas de alta velocidad, en puntos probables de turbulencia y choque, deberán ser minimizados mediante el JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE uso de materiales resistente a la erosión, espesor de pared incrementado, diseño o configuración de flujo y tamaño o dimensiones de la tubería y los accesorios.

2.2. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL Las normas, estándares y códigos internacionales para el diseño, construcción y operación a aplicarse en el gasoducto, serán serán las siguientes: - ASME, "American Society of MechanicalEngineers", MechanicalEngineers", ASME B31.8, normas para transmisión y distribución distribución de sistemas de gas en tuberías. - ANSI "American NationalStandardsInstitute", para el diseño diseño y especificaciones de tuberías, válvulas válvulas y accesorios. - API "American PetroleumInstitute", PetroleumInstitute", Especificaciones Especificaciones para tuberías, API 5L. - API "Standard 1104, WeIding of Pipelines and RelatedFacilities", normas, especificaciones, procedimientos para calificación de soldadores, procedimientos para pruebas no destructivas y procedimientos para soldadura. - ASTM, "American "American SocietyforTesting and Materials", normas para análisis físicos y químicos químicos de todos los metales metales básicos básicos y aleaciones usadas en la construcción de válvulas, cañerías, cañerías, accesorios, accesorios, etc. - AGA «American Gas Association", Association", para para el diseño diseño e instalación de de sistemas de medición de gas, gas, en especial especial Reporte NI 7, para para medidores de turbina. - NACE, `NationalAssociation `NationalAssociation of CorrosionEngineers" CorrosionEngineers" para detalles detalles de protección, corrosión y revestimiento revestimiento de materiales materiales de acero.

2.3. MARCO TEÓRICO NORMATIVO El gasoducto se diseñará en estricto cumplimiento de las siguientes normativas legales aplicables en Bolivia. −

Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia del 7 de febrero de

2009. −

Ley de Hidrocarburos 3058, del 17 de mayo de 2005.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE −

Reglamento para el diseño, construcción, operación y abandono de ductos

en Bolivia, D.S. 24721 24721 del 23 de de julio de 1997. −

Reglamento de Gas Combustible, D.S. 28311 del 26 de Agosto de 2005.

−

Ley del Medio Ambiente N°1333, del 27 de abril d e1992.

−

Reglamento

de

Prevención

y

Control

Ambiental,

Modificado

y

Complementado por D.S. 28592, del 17 de enero de 2006. −

Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos, D.S. 24335.

−

Modificación al Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos, D.S.

26171 −

del 4 de mayo de 2001.

2.4.

MARCO TEÓRICO HISTÓRICO

Actualmente la ciudad de Sucre y sus áreas de influencia se abastece de gas natural mediante el Gasoducto Tarabuco - Sucre, el mismo que es una derivación del gasoducto Taquipirenda - Cochabamba. Este gasoducto además de abastecer a la ciudad de Sucre y su área de influencia, también abastece a la ciudad de Potosí y su área de influencia, influenci a, ya que se extiende hasta la ciudad de potosí a través del gasoducto gasoducto Sucre-Potosí. El gasoducto gasoducto Tarabuco-Sucre, Tarabuco-Sucre, fue construido el año 1974. Debido al crecimiento crecimiento de la población de la capital capital de la república, y el auge y incremento

de las

actividades industriales, y la dinamización de la economía chuquisaqueña, chuquisaqueña, pero ampliación de la fábrica de cemento “FANCESA”, la demanda demanda principalmente a la ampliación

de gas natural en la ciudad de Sucre y su área de influencia, ha crecido considerablemente en los últimos años, asimismo también la demanda de gas natural en la ciudad de Potosí y su área de influencia, ha crecido considerablemente en los últimos años como consecuencia del crecimiento de la población, el auge e incremento de las actividades minero m etalúrgicas, haciendo haciendo que el gasoducto Tarabuco – Sucre opere casi al límite de su capacidad capacidad de JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE transporte (96,6%). Por lo tanto debido al crecimiento de la demanda demanda de estas regiones y a fin de cubrir con los requerimientos de los sectores industrial, termoeléctrico, comercial, minero, transporte y residencial, se deberá ampliar la capacidad de transporte de Gasoducto Tarabuco-Sucre, para cual se hace necesario realizar el Diseño Conceptual de la expansión del Gasoducto Tarabuco Sucre, a fin de cubrir los requerimientos de la demanda de gas natural y posibilitar el desarrollo de de las actividades actividades económicas.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE CAPITULO 3 INGENIERÍA DEL PROYECTO

3.1. INTRODUCCIÓN El Presente capitulo tiene por objeto desarrollar la ingeniería de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre, el cual es una extensión del gasoducto TaquipirendaTarabuco, siendo este a su vez una derivada del gasoducto YABOG que es un sistema troncal de los gasoductos gasoductos de Bolivia parte de Sur al YABOG le inyectan gas natural, principalmente los campos del sur (San Alberto,

San

Antonio,

Margarita y otros). El gasoducto Tarabuco-Sucre, alimenta de gas natural a las principales ciudades del sur oeste del país como Sucre y Potosí, tiene como cabecera

el

nodo

Tarabuco (al cual le llega gas procedente del gasoducto Taquipirenda –Tarabuco y del gasoducto Huayñacota-Tarabuco), Huayñacota-Tarabuco), y como descarga

o

terminal

la

interconexión con la estación de compresión de Qhora-Qhora ubicada en la ciudad de Sucre, la cual comprime el gas e inyecta al gasoducto Sucre-Potosí, que es la extensión del gasoducto gasoducto Tarabuco-Sucre. Tarabuco-Sucre. El gasoducto Tarabuco-Sucre está formado por dos tramos

de

diferentes

longitudes y tiene un loops.

3.2. FACTORES A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE LA EXPANSIÓN DEL GASODUCTO Los factores a considerar en la ingeniería y diseño de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre, serán: la naturaleza y propiedades del gas natural, los caudales de gas a transportar, la longitud y diámetro del ducto, la topografía del terreno que atraviesa el ducto y las consideraciones socios ambientales.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Además también se aplicará la legislación regulatoria y normativa nacional y los códigos, normas y estándares internacionales tanto en la fase de diseño, como en las fases de construcción, construcción, operación operación y abandono abandono de los ductos. El dimensionamiento o diseño óptimo de la expansión del gasoducto TarabucoSucre, resultará de un complejo complejo estudio técnico, técnico, económico, económico, social y ambiental, que se realizará para decidir la mejor opción de la expansión, ya sea mediante loops y/o compresión adicionales. Para tal efecto, deberá determinar la longitud, ubicación, diámetro y espesor de la cañería cañería de los loops y/o la ubicación y potencia incremental de la compresión necesaria, para transportar el caudal incremental del gas natural desde Tarabuco hacia Sucre y de este a las ciudades de Sucre y Potosí y sus áreas áreas de influencia.

3.3. DESCRIPCIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE El gasoducto Tarabuco-Sucre tiene su cabecera ubicada en el nodo Tarabuco, y como terminal a la interconexión con la estación de compresión de Qhora Qhora, en su recorrido atraviesa varios poblados, principalmente las localidades de Tarabuco y Yamparaez, tiene una capacidad de transporte de 21 MMpcSd, una longitud de 39,244 km, con un diámetro nominal de 6.5/8 in de tubería API 5L-X42 de 0,250 0,250 in de espesor espesor y un loop ubicados entre el nodo Tarabuco y la localidad de Yamparaez de 21,280 km de longitud con un diámetro nominal de 6.5/8 in de tubería API 5L-X42 de 0,250 in de espesor. Actualmente el gasoducto transporta 20,28 MMpcd de gas, operando cerca al límite de su capacidad instalada (96,6%), alimentando parte de la demanda de gas natural del mercado interno (Sucre y Potosí y sus áreas de influencia). En su recorrido va paralelo o cruza varios ríos y quebradas menores, cerros, carreteras (Carretera fundamental N° N° 6 Sucre-Camiri), vías fér reas (Sucre-Zudañez), (Sucre-Zudañez), y


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE poblaciones intermedias como (Tarabuco, Yamparaez) y otras comunidades menores, tal como se muestra en la Figura 3.1.

Figura 3.1. Mapa Gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre

Fuente: YPFB-Transporte

El gasoducto gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre tal como se muestra muestra en el esquema esquema

siguiente

consta de 3 nodos o puntos por donde se inyecta, retira, se divide o mezclan 2 líneas de gas gas natural, estos 3 nodos son: -

Tarabuco, cabecera, e inicio de loop (nodo A),

-

Yamparaez, final de loop (nodo B).

-

Sucre, terminal (nodo C)


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Actualmente al nodo Tarabuco, se inyecta el gas

natural

procedente

del

gasoducto Taquipirenda-Tarabuco y del gasoducto Huayñacota-Tarabuco en un caudal 20,28 MMpcSd. Estos 3 nodos del gasoducto Tarabuco-Sucre a su vez conforman 2 tramos que son: -

Tramo Tarabuco-Yamparaez, Tarabuco-Yamparaez, con loop (tramo AB),

-

Tramo Yamparaez-Sucre (tramo BC),

Figura 3.2. Esquema del Gasoducto Tarabuco-Sucre o c u b ar

ar

o a

Q

o

o b

ar

-T

h

c at

p u

ot c

ar

u

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o

y

T

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ar m

c a

e

z a

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G

u H

A Potosí A o c

B

C Sucre

u b ar a Ta d to n u

er o u

c i pi d s q a G

a T

Fuente: Elaboración propia en base a datos de YPFB-Transporte

3.3.1 Perfil Topográfico del Gasoducto El perfil perfil topográfico topográfico del del gasoducto gasoducto Tarabuco-Sucre es mostrado en la figura N° 3.3, en él se puede puede apreciar que existe una una pendiente negativa negativa en general a lo largo del mismo, siendo la cota cota de mayor altura la correspondiente correspondiente al nodo Tarabuco de progresiva 0,000 km con una elevación de 3.379 m, y la cota de menor altura la correspondiente a la progresiva 32,694 km con una elevación de 2.625 m.


Figura 3.3. Perfil Topográfico Topográfico Gasoducto Tarabuco-Sucre

Fuente: Elaboración propia en base a datos de YPFB-Transporte

3.4. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL PARA LA REGIÓN SUR OESTE DEL PAÍS. La proyección de la demanda de gas natural para Bolivia ha sido determinada por YPFB en su en su Plan Estratégico 2011-2015. Los sectores que componen esta demanda son los sectores doméstico o residencial, comercial, transporte (GNV), industrial y termoeléctrico, cuyos volúmenes están mostrados en

la

Tabla

siguiente. Del total de la demanda nacional, los departamentos del eje troncal (La Paz, Cochabamba, Santa Cruz) consumen entre el 75 a 80%, el resto, los departamentos de Tarija, Chuquisaca, Potosí y Oruro, los mismos que tienen acceso al gas natural a través de gasoductos regionales. Estas demandas proyectadas, están basados basados sobre los consumos de las capitales JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE departamentales, que para el caso del departamento de Chuquisaca representa entre el 7 y 10% de la demanda Nacional, y para el departamento de Potosí representa entre el 2 y 5%.

Tabla 3.1. Demanda Proyectada de Gas Natural en Bolivia 2013-2023 Demanda Proyectada en MMpcSd 2013 2015 2017 2019 2021 2023

BOLIVIA

Domestico comercial

Transporte (GNV) Industrial Termoeléctrico TOTAL BOLIVIA

17,66 22,60 27,55 32,49 5,30 7,06 9,53 12,71 58,27 69,92 81,58 95,00 100,65 125,72 146,20 154,68 135,26 143,38 151,99 161,11 317,13 368,69 416,85 455,99

38,34 16,91 110,20 163,96 170,78 500,18

42,17 20,80 121,22 173,80 181,03 539,01

Fuente: Elaboración en base a datos de YPFB.

Sobre la base de las demandas nacionales mostradas en la Tabla, N° 3.1 y en consideración al al peso que tiene cada departamento departamento sobre el consuno consuno nacional nacional se ha elaborado la proyección de la demanda de regionales de los departamentos de Chuquisaca y Potosí, que las mostramos a continuación en Tabla. N°3.2 Cabe señalar que el crecimiento de la demanda del gas del sector Industrial de Chuquisaca se debe en gran medida a la ampliación de la “Fábrica Nacional de Cemento Sucre”, que tiene proyectada la instalación de una nueva factoría que

duplicaría la capacidad productiva de cemento y en consecuencia el consumo de gas natural. En cambio el crecimiento de la demanda Industrial del gas del departamento Potosino se debe principalmente al consumo de los complejos metalúrgicos de Karachipampa y La Palca cuyo inicio de operación se estima a partir del 2013. Los consumos de las poblaciones menores por donde atraviesa o pasa cerca el gasoducto Taquipirenda- Tarabuco, como Camiri y Monteagudo, gasoducto Tarabuco-Sucre y gasoducto Sucre-Potosí, como asimismo los consumos propios en las estaciones de compresión en estos gasoductos son JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE marginales y no representan ni siquiera el 3% de la demanda proyectada regional para estos dos departamentos.

Tabla 3.2. Demanda Proyectada de Gas Natural en Chuquisaca y Potosí 2013-2023 CHUQUISACA Domestico comercial

Transporte (GNV) Industrial Termoeléctrico TOTAL CHUQUISACA

Demanda Proyectada en MMpcSd 2013 2015 2017 2019 2021 2023 1,24 0,42 4,08 7,55 5,41 18,70

1,58 0,57 4,89 9,43 5,74 22,21

1,93 0,76 5,71 10,23 6,84 25,47

2,27 1,02 6,65 10,83 7,25 28,02

2,68 1,35 7,71 11,48 6,83 30,06

2,53 1,66 8,49 11,43 7,24 31,35

Demanda Proyectada en MMpcSd 2013 2015 2017 2019 2021 2023

POTOSI Domestico comercial

Transporte (GNV) Industrial Termoeléctrico TOTAL POTOSI CHUQUISACA + POTOSI

0,35 0,11 1,17 2,01 1,35 4,99 23,69

0,45 0,14 1,40 3,14 1,43 6,57 28,77

0,55 0,19 1,63 3,66 1,52 7,55 33,02

0,65 0,25 1,90 3,87 1,61 8,28 36,30

0,77 0,34 2,20 3,44 1,71 8,46 38,52

0,84 0,42 2,42 3,48 1,81 8,97 40,32

Fuente: Elaboración en base a datos de YPFB.

3.4.1. Determinación del Caudal de Gas a Transportar en el Gasoducto Tarabuco-Sucre. Como señalamos anteriormente, el Gasoducto Taquipirenda-Tarabuco Taquipirenda-Tarabuco (GTT) tiene 21 MMpcSd de capacidad, y actualmente transporta 14,7 MMpcSd de gas proveniente de los campos del sur del país, los cuales son inyectados al YABOG y de este a través de la cabecera Taquipirenda al GTT. Por otra parte el Gasoducto Huayñacota-Tarabuco (GHT) tiene una capacidad de 10 MMpcSd, y actualmente transporta 5,58 MMpcSd de gas natural de los campos del centro y norte del país, Ambos gasoductos confluyen en el nodo Tarabuco, Tarabuco, donde inyectan el gas al Gasoducto Tarabuco-Sucre, el cual a su vez inyecta el remante del gas que no es JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE consumido en Sucre hacia Potosí a través del gasoducto Sucre-Potosí. En consecuencia en la actualidad el máximo caudal de gas que pueden recibir las regiones de Sucre y Potosí y sus áreas de influencia es el caudal máximo que puede transportar el gasoducto Tarabuco- Sucre que es 21 MMpcSd, sin embargo el nodo Tarabuco puede recibir 31 MMpcSd (21 del GTT y 10 del GHT) de caudal de gas, que según la Tabla anterior este será demandada el 2016 por los departamentos de Chuquisaca y Potosí. Esto significa que para cubrir la demanda proyectada del 2023 de estas regiones, se deberá efectuar la expansión del gasoducto Taquipirenda Cochabamba en 10,5 MMpcSd adicionales, es decir expandirse hasta una capacidad de 31,5 MMpcSd, con los aportes de gas natural de los principales mega campos del país (San Alberto, San Antonio, MargaritaHuacaya) y otros del sur que son aportantes del YABOG, el cual inyecta gas al Gasoducto Taquipirenda-Tarab Taquipirenda-Tarabuco, uco, lo que le garantiza el suministro permanente de gas gas natural. natural. O la otra opción es es expandir expandir el gasoducto gasoducto Huayñacota-Tarabuco Huayñacota-Tarabuco en los 10,5 MMpcSd MMpcSd más, opción opción que que es menos viable viable ya existe menor garantía de suministro de gas de de los campos gasíferos del del norte y centro del país. Asimismo también deberá ser expandido el gasoducto Tarabuco-Sucre de su actual capacidad de 21 MMpcSd hasta 40,32 MMpcSd para cubrir los requerimientos de de la demanda demanda futura de las ciudades ciudades de Sucre y Potosí y sus áreas de influencia. En base lo señalado anteriormente se ha construido la Tabla N° 3.3 donde se muestra los caudales caudales actuales y futuros de las inyecciones inyecciones y retiros de gas natural al gasoducto Tarabuco-Sucre en diferentes puntos o nodos de la línea.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Tabla 3.3. Caudales de Inyecciones y Retiros de Gas Natural del Gasoducto Tarabuco-Sucre Nodos

A

B C

Tarabuco Tarabuco,, inyecciónen cabecera, e inicio loop Yamparez, final loop Sucre, entrega en terminal

Caudal Caudal Actual Futuro (MMpcSd) (MMpcSd)

20,28 20,28 20,28

40,32 40,32 40,32

Fuente: Elaboración en base a datos de YPFB-Transporte, YPFB.

Efectuando un balance volumétrico de las inyecciones y retiros de gas natural de los nodos, en los diferentes tramos del gasoducto se determina los caudales actuales y futuros de gas natural a ser transportados por cada

tramo

del

gasoducto Tarabuco-Sucre. Este balance volumétrico por tramos es mostrado a continuación en la siguiente Tabla.N°3.4

Tabla 3.4. Caudales de Gas Natural Transportados Transportados por diferentes Tramos del Gasoducto Tarabuco-Sucre Capacidad Capacidad

Tramos A-B B-C

Tarabuco-Yamparaez Tarabuco-Yamparaez con loop Yamparaez-Sucre

Maxima Futura Actual Requerida (MMpcSd) (MMpcSd) 40,32 21,00 40,32 21,00

Fuente: Elaboración en base a datos de YPFB-Transporte, YPFB

3.5. FORMAS DE EXPANSIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE La expansión o incremento de la capacidad de transporte de un gasoducto que ha llegado a su capacidad capacidad máxima puede darse darse generalmente de dos dos maneras: La primera mediante la adición de líneas paralelas denominadas lazos o loops y la segunda por incremento estaciones de compresión intermedias ubicadas entre la cabecera y descarga. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE En términos generales ambas maneras de incrementar la capacidad de transporte involucran un incremento en los Costos de Inversión (CAPEX) del gasoducto, siendo generalmente los CAPEX de las estaciones de compresión menor a los CAPEX de los loops, loops, sin embargo los los costos de la operación y mantenimiento de las estaciones de compresión intermedias involucran un gran aumento en los Costos de de Operación Operación (OPEX), y muy poco en el costo de de operación operación

y

mantenimiento de los loops. Al final la decisión va a depender del volumen incremental de capacidad capacidad y consideraciones económicas.

3.6. EXPANSIÓN DEL GASODUCTO MEDIANTE LOOPS El diseño hidráulico de la expansión contempla el cálculo de las pérdidas de energía por fricción, diferencia de energía estática en cada tramo del gasoducto, y regularmente se realiza en función función de las siguientes siguientes variables: − Perfil topográfico de la ruta del gasoducto.

recepción y entrega entrega del gas natural en − Características, condiciones de la recepción la cabecera Tarabuco Tarabuco y descarga Sucre. − Caudales de inyección y retiro de gas en los nodos. − Caudales de gas transportado en cada tramo. − Por último la presión presión de entrega o descarga del gasoducto gasoducto en la terminal

Sucre. − Máxima presión de operación del gasoducto.

3.6.1. Bases de Diseño de la Expansión De acuerdo a la normativa internacional, el loop deberá ser enterrado en toda su longitud, por lo tanto se asume que el proceso del transporte de gas ocurre en forma isotérmica y en estado estacionario, con una temperatura promedio de 75°F, la presión de descarga del gasodu cto en la terminal Sucre deberá ser igual o mayor a 600 psig, que es la presión mínima requerida por JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE la estación de compresión de Qhora Qhora para su envió a la ciudad de Potosí.

3.6.2. Parámetros de Operación del Gasoducto Los parámetros de operación o bases para el diseño del gasoducto, están dados en función a los requerimientos del caudal de gas a transportar, presiones de carga y descarga del gasoducto, las propiedades del gas, condiciones de entrada del gas, tipo de material de las tuberías y otras consideraciones producto de la experiencia. En consecuencia el gasoducto deberá ser diseñado considerando los siguientes parámetros de operación

Tabla 3.5. Parámetros de Operación

A-B

B-C

Unidad

TAR-YAM

YAM-SCR

MMps Sd

40,32

40,32

mi l l a

13,353

11,154

Altura inicio tramo H 1

ft

11.085

10.131

Altura final tramo H 2

ft

10.131

9.611

Presion de entrada a tramo P 1

ps i a

1024,8

Presion de salida de tramo P 2

ps i a

Máxima presion de operación MOP

ps i a

1264,7

1264,7

Temperatura promedio flujo Tf

°R

535

535

Temperatura base T b

°R

520

520

Presion base P b

ps i a

14,7

14,7

Presion minima de operación Pmin

ps i a

614,7

614,7

Tipo Cañeria:

ti po

API-5L

API-5L

Grado Cañeria

gra do

X42

X42

Diametro exterior D o

in

6,625

6,625

Diametro exterior Lazo DoL

in

6,625

Espesor pared cañeria t

in

0,250

Espesor pared cañeria Lazo tL

in

0,250

Rugosidad cañeria

in

0,002

Tramos Caudal Maximo de operación Q Longitud tramo L

0,250 0,002

Fuente: Elaboración propia en base a datos de YPFB-Transporte.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE 3.6.3. Propiedades del Gas Natural A partir del análisis cromatográfico del gas natural inyectado en

Tarabuco y

medido en Sucre, se determinan las principales propiedades del gas natural que serán utilizados en en el análisis hidráulico del gasoducto gasoducto como como ser: ser: el

peso

molecular, la gravedad específica, factor de comprensibilidad, la viscosidad, la relación de calores específicos, poder calorífico, etc. A continuación en la Tabla N°3. N°3.6 6 se muestra muestr a la cromatografía cromatogr afía ponderada en base seca que será utilizada en el presente estudio, asimismo se presenta otras propiedades de los componentes individuales del del gas natural.

Tabla 3.6. Cromatografía Cromatografía Ponderada del Gas Inyectado en Tarabuco Componente Nitrógeno

yi(%) 1,110

Mi 28,013

yi*Mi 0,311

1,200

44,010

0,528

90,610

16,043

14,537

Etano

5,280

30,070

1,588

Propano

1,140

44,097

0,503

i-Butano

0,180

58,124

0,105

n-Butano

0,270

58,124

0,157

i-Pentano

0,080

72,150

0,058

n-Pentano

0,060

72,150

0,043

Hexano+

0,070

86,177

0,060

100,000

M=

17,889

CO2 Metano

TOTAL

Fuente: YPFB-Transporte

3.6.3.1.. Cálculo del peso molecular del gas natural (M) 3.6.3.1 El peso molecular M del gas viene dado por: M

y M  i 1 i

i


(Ec. 2.11)

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Donde y i i es la fracción molar de cada uno de los componentes del gas dado por la cromatografía y M í í es el peso molecular de cada uno de los compontes del gas cuyos valores valores están tabulados tabulados en la Tabla Tabla 3.6. Aplicando formula anterior anterior se tiene: M = 17,889 lb/lbmol

3.6.3.2.. Cálculo de la Gravedad Específica 3.6.3.2 Específi ca del Gas G La gravedad específica del gas en condiciones estándar G viene dado por: M M aire

G

(Ec. 2.2)

Donde M aire aire toma el valor promedio contante de 28,9625 lb/lbmol, por lo tanto se tiene:

17,889 0,617 28,9625

G

3.6.3.3.. Cálculo del Factor de Compresibilidad 3.6.3.3 Compresibili dad del Gas Z El factor Z será calculado con el método de la Asociación Californiana de Gas, la cual es una ecuación ecuación utilizada para gasoductos, gasoductos, donde donde Z es función de la gravedad especifica G, temperatura promedio T f f y presión promedio P avg avg del gas transportado ,

_ o,3

p q

∗

j j6* f .. ..,.rr 5r 5.i u f . 6 e j st

(Ec. 2.22)

∗

La presión media viene dada por la ecuación: 3 3 P P  2  P

avg

P

 2 1 3  P 1

 2  P 2  2

(Ec. 2.33)

Donde: JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE P 1= 1024,8 psia luego estimamos el -10% debido a la fricción en la tubería para calcular pavg P avg avg = 922,32 psia Con T f f =535 =535 °R y G=0,6177, calculamos Z

Z = 0,8715

3.6.3.4. Calculo de la Viscosidad del Gas La viscosidad del gas será calculada mediante la ecuación de Lee y Gonzales dada por: K 10 4 exp( X X

Y

)

(Ec.2.6)

Dónde: La viscosidad del gas esta dado en cP y la densidad debe estar dado en g/cm3 y X e Y son adimensionales y están dados por las siguientes ecuaciones: Densidad del gas P M

(Ec. 2.8)

Z RT

Parámetros empíricos de Lee Gonzales: K

X

Y

(9,4 0,02 M ) T 1,5 209 19 M T 3,5

986 T

(Ec. 2.6.1)

0,01 M

2,4 0,2 X

(Ec. 2.6.2) (Ec. 2.6.3)

Reemplazando los datos y valores valores calculados se tiene:


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE lbm

3,5128

ft 3

K = 111,403 X = 5,5219 Y = 1,2956

µ = 0,01258 cP

3.6.4. Ecuaciones de Diseño Diseño Hidráulico de Gasoductos Aplicadas a Cada Tramo Para el diseño del gasoducto se utilizaran las ecuaciones aplicadas a sistemas de transporte de gas natural en estado estacionario en condiciones isotérmicas, señaladas en la bibliografía (principalmente lo indicado por E. Shashi Menon en su libro “Gas Pipeline Hydraulics”).

Las variables que definen el flujo de gas natural entre dos puntos de una tubería de línea se los agrupa agrupa de la siguiente manera: dependiendo de la cromatografía, cromatografía, presión y − Composición del gas natural: dependiendo temperatura, varía la densidad, la viscosidad, viscosidad, el factor de compresibilidad compresibilidad y la relación de calores calores específicos. − La topografía topografía del trazo de la línea: línea: Que determina determina si la energía energía estática

originada por la diferencia de nivel está a favor o en contra del flujo de gas natural. − Las características de la tubería: Referente al diámetro, rugosidad,

espesor, peso por unidad de longitud, rugosidad de la pared interna, etc. Las variables mencionadas intervienen en las diferentes di ferentes ecuaciones para el cálculo hidráulico en tubería de gas. Nosotros debido a las características y


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE parámetros de nuestro sistema (grandes caudales, alta presión, flujo turbulento) usaremos para el cálculo del diseño hidráulico, la ecuación de

Colebrook-White Modificada, ya que esta es ampliamente utilizada en gasoductos.

3.6.4.1.. Ecuación de Colebrook-White 3.6.4.1 Colebrook-Whit e Modificada Aplicada a cada Tramo La ecuación de Colebrook-White Modificada, es una ecuación popular aplicada actualmente al diseño de sistemas de transporte de gas para flujo turbulento, para ello se utiliza la ecuación general de flujo de gas, donde el factor de fricción f y el factor de transmisión F están en función del diámetro y rugosidad de la tubería y el Número de Reynolds. Estas ecuaciones se muestran a continuación: Ecuación general del balance de energía. •Â

0,00007754 } • }

Q

e e Ä -.‚” E” Ã 5 e •

”Â

D

Å • Æ ÇÃ – {

!.‚-

(Ec. 2.24)

Donde los factores por cambio de altura s y Le vienen dadas por las siguientes ecuaciones: Ž

b"e

0,0375

E "5

(Ec. 2.32)

g

4tn É

‹

‹

E,

(Ec. 2.3 1)

•

#

}

El factor de fricción f ricción para Colebrook-W hite Modificado está dado por: 1 f

2,825  2 Log    (Ec. 2.38)  3,7 D N f  Re

El Número de Reynolds está dado por la siguiente ecuación, dónde la viscosidad está en cP.  P  Q G  P b  N Re

710390 

 D  T b  D

:

2.36) (EC 2.36)

 


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE P b  ZT ZT   Q  P v

(EC.2.22)

   D  T  P P   D b 

2122 

2

La velocidad de erosión está dada por 100

verosion

(Ec. 2.34)

La velocidad máxima para evitar erosión corresponde al 90% de la velocidad de erosión dado por: vmax

0,9verosio

3.6.4.2. Calculo de la Presión en el nodo Yamparaez (B), Ubicado en el Tramo 3.6.4.2. con Loop Tarabuco-Yamparaez (tramo AB) Para calcular la presión en el nodo Yamparaez el cual proviene del nodo Tarabuco con loop Tarabuco-Yamparaez, se deberá además de utilizar las ecuaciones señaladas en el punto 3.6.4.1., también utilizar las ecuaciones de diseño para tuberías en paralelo o loops, estas ecuaciones son las siguientes: Diámetro equivalente D e de un sistema de tuberías en paralelo es: ©Œ ª

,3

ƒ

©Œ ª

ƒ

,/‚

•

«

(Ec.2.76)

,

!

¨} Dónde: TšK¬•

™

œ5 œe•

}

‚

}••e•

(Ec.2.77)

5

D1 y L1 es el diámetro y longitud del ducto original y D 2 y L2 el diámetro y longitud del lopp. Con los datos del perfil topográfico, parámetros de diseño de la Tabla 3.5., las restricciones de las variables o parámetros críticos y con el sistema de ecuaciones


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE señaladas en el punto 3.6.4.1, y las ecuaciones para tuberías paralelas o loops se resuelve el mismo en hojas Excel encontrándose los valores de las variables de salida o incógnitas para el Tramo AB. Los resultados son los siguientes: NRe, AB = 4.919.369.77 F AB = 0, 01455 PB = 882, 10 psia VB = 19, 57 ft/s Vmax BE = 49,55 ft/s

3.6.4.3. Calculo de la Presión en la terminal Sucre (nodo C), ubicado en el 3.6.4.3. Tramo Yamparaez-Sucre (tramo BC) Con los datos del perfil topográfico, parámetros de diseño de la Tabla 3.5., las restricciones de las variables o parámetros críticos y con el sistema de ecuaciones señaladas en el punto 3.6.4.1, se resuelve el mismo en hojas Excel encontrándose los valores de las variables de salida o incógnitas para el Tramo BC. Los resultados son los siguientes: NRe, BC = 6.687.860 FBC = 0,01533 PC = 482.735i vmax BC = 55,38 ft/s Como se muestran los resultados, el tramo BC original sin loop no puede soportar el máximo caudal a transportar sin generar una gran caída de presión, que hace que el nodo C tenga una presión PC = 483,566i Por lo tanto a este tramo para reducir la caída de presión hay que adicionarle un loop para permitir que pueda transportar el caudal caudal requerido en el futuro sin afectar las condiciones condiciones operativas


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE críticas (presión mínima de 600 psig). El esquema del lopp a diseñar se muestra en la Figura siguiente:

Figura 3.4. Esquema del Gasoducto Tarabuco-Sucre, Con Nuevos tramos con Loops Para su Expansión o c u b ar e

ar a Q

z a -T o o

u

ta

p ra

b

c c

m ar

u a d ñ y

T

s a u

o a

a

o G

h

c

ot

a

o ar h Y Q

H

A o c

B

u

A Potosí

C Sucre

b ra a Ta d ot n u

er o u

c i ip d s q a G

a T

Fuente: Elaboración propia

Calculo del diámetro diámetro y la longitud del del loops de Yamparaez Yamparaez hasta Sucre Diámetro nominal de loops: a) de 6.625 in y b) de 8,625 in.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Los resultados resultados son los siguientes, para la opción a) de diámetro nominal del loop de 6,625 in: P C =714 46 Psia L BC = 9.98 Milla Los resultados resultados son los siguientes, para la opción b) de diámetro nominal del loop de 8,625 in: P C = 825.68 Psia L Bc = 8.50 Milla Como vemos que la diferencia entre un loops de 6“ y de 8¨ son apenas

aproximadamente 1.5 Millas. Por lo tanto, lo más recomendable es que loops sea que solo faltaría 1,2 1,2 millas para para completarlo, de 6’’ y se complete todo todo el tramo ya que y así se tendría una capacidad capacidad adicional.

Cálculo del Sistema de tuberías paralela de Tarabuco-Sucre Tarabuco- Sucre considerando la el diámetro del loop del tramo Yamaparez-Sucre. Igual al diámetro del tramo Tarabuco Yamparaez. Con los datos del perfil topográfico, parámetros de diseño de la Tabla 3.5., las restricciones de las variables o parámetros críticos y con el sistema de ecuaciones señaladas en el punto 3.6.4.1, y aplicando las ecuaciones del sistema de tuberías paralelas calculamos la presión y la velocidad de llegada al nodo Sucre. Encontrándose los siguientes siguientes valores valores de las variables de salida salida o incógnitas para el Tramo AC. Los resultados son los siguientes: NRe, AC = 4.996.421 F AC = 0, 01454 JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE PC = 698, 68 psia VC = 25, 01 ft/s vmax = 52,39 ft/s

3.6.5. Diseño Mecánico de las Cañerías Cañerías de los Loops del Gasoducto Tarabuco-Sucre. 3.6.5.1.

Presión de Diseño de Cañerías 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 determina mediante la siguiente fórmula, señalada señalada por la Norma ASME B31.8. B31.8. Para ver las limitaciones de la misma, deberá verse en el párrafo párrafo 841.111 de de la norma citada. P

2S t

F F F

Do

D E T

(Ec. 2.78)

Para la determinación del valor del espesor de pared y diámetro de una tubería comercial, se adoptó que el ducto será construido con una cañería API 5L Grado X42 sin costura, similares a las características de las cañerías actuales que posee el gasoducto gasoducto Tarabuco-Sucre, Tarabuco-Sucre, cuyas cuyas especificaciones especificaciones se muestran en el Anexo A, y cuyo esfuerzo esfuerzo máximo de cadencia cadencia es S = 42.000 psig. Asimismo de acuerdo a la Norma ASME B.31.8 se adoptaron los siguientes valores en los factores de: Diseño, Temperatura Temperatura y Junta Longitudinal: Factores de Diseño FD = 0,72 (Clase 1 División 2, para ruta en general, la expansión del gasoducto atravesará tierras estériles, desiertos, montañas, tierra de pastoreo, pastoreo, tierras agrícolas, y áreas escasamente escasamente pobladas). Factores de Diseño FD = 0,60 (Clase 2, para cruces de cuerpos de agua ríos y quebradas, cruces cruces de carreteras carreteras y vías férreas). JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Factores de Diseño FD = 0,50 (Clase 3, para estaciones de compresión). Factores de Diseño FD = 0,40 (Clase 4, para cruce por poblaciones densamente pobladas). Factor de temperatura FT = 1 (Temperatura de flujo 75°F, menor 250°F) Factor de Junta Junta longitudinal FE = 1 (Cañería API 5L 5L sin costura).

3.6.5.2.

Espesor de pared pared de las Cañerías del Lazo

De acuerdo a la norma ASME B31.8, el espesor de pared está dado por la siguiente ecuación: t

” ’r

!ËÌÍÌÎÌÏ

(Ec. 2.79)

De acuerdo al diseño de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre se ha determinado que se requieren 1 nuevos loop de en el tramo siguiente: -

Tramo Yamparaez-Sucre (tramo BC):

Asimismo también se ha determinado determinado que la mejor opción opción de diámetros del loop loop señalados anteriormente corresponde a cañerías de 6,625 in de diámetro nominal. Por lo tanto aplicando las ecuaciones anteriores se determina los espesores de pared teóricos de cañería del nuevo loop para las diferentes localizaciones por donde atraviesen este nuevo loop, con este valor teórico y la ayuda de la Tabla de Especificaciones de Cañerías comerciales API 5L se determina los espesores de pared comerciales o reales reales de las cañerías. Asimismo con este valor valor del espesor de pared cañería comercial, se determina la presión de diseño o m áxima presión admisible de operación operación (MAOP) para los espesores comerciales.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION EXPA NSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE La Tabla N° 3.7 muestra el resumen de los cálculos de espesores teóricos y presiones de diseño en las diferentes localizaciones:

Tabla 3.7. Espesores de Pared y Presiones de Diseño de Cañerías Para Diferentes Localizaciones del Nuevo Loop Zona

Ruta en general Cercania a Poblados Estacion Compresion Cruce de rios y quebradas Curce de carretera y ferrocarriles

Do in 6,625 6,625 6,625 6,625 6,625

F_D

F_E

F_T

0,72 0,4 0,5 0,6 0,6

1 1 1 1 1

1 1 1 1 1

t_teórico (in) 0,139 0,249 0,199 0,166 0,166

t_com (in) 0,250 0,250 0,250 0,250 0,250

D_i= (in) 6,125 6,125 6,125 6,125 6,125

P_diseño (psig) 2282 1268 1585 1902 1902

Fuente: Elaboración propia en base a datos de YPFB Transporte y ASME B.31.8

El resumen de las dimensiones del nuevo loop requerido para la ruta general del tramo Yamparaez-Sucre se muestra a continuación.

Nuevo Loop Tramo Yamparaez-Sucre (tramo BC) -

Tipo Cañería: API 5L X42

-

Diámetro nominal Do = 6.5/8 in

-

Espesor pared comercial tcom = 0,250 in

-

Longitud Loop = LBC = 11,154 millas.

3.7. SELECCIÓN Y UBICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE FLUJO, VÁLVULAS TRONQUERAS Y TRAMPAS DE SCRAPER Los tipos de medidores de flujo son: los de tipo placa orifico, Venturi, tipo turbina, ultrasónicos y otros, los medidores medidores de flujo tipo ultrasónicos son los

más

apropiados y los que están utilizando más últimamente para la medición de caudales de gas, ya que estos tiene una gran precisión, esta disponibles para grandes volúmenes de gas, no obstruyen el movimiento del gas y por l o tanto t anto JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE permiten el paso de los raspadores de tubos para el mantenimiento, no tienen partes móviles por lo que su operación y mantenimiento es bajo, siendo su principal desventaja la dependencia con una fuerte de energía y su elevado costo. Los medidores normalmente están ubicados en la cabecera y descarga del gasoducto, es decir a la salida del sistema de compresión

y

entrada

del

gasoducto. Como el proyecto es el diseño de la expansión de un gasoducto

existente,

entonces no será será necesaria la instalación de sistemas de medición adicionales. En cuanto a las válvulas tronqueras serán colocadas cada 30 Km (18,70 millas) según la trayectoria de los loops del gasoducto en sus 4 tramos, como asimismo a la entrada y salida de los cruces especiales al atravesar los cuerpos de agua (ríos, quebradas), carreteras principales y secundarias y vías férreas o al atravesar poblados con asentamientos asentamientos humanos. Asimismo se instalarán en cada tramo una trampa lanzadora de scrapers en la cabecera del loop y otra trampa receptora antes en la descarga del loops o interconexión con el ducto original.

3.8. PROTECCIÓN CATÓDICA DE LA TUBERÍA La protección de la tubería de transporte es fundamental f undamental para conservar su integridad, evitar accidentes y/o siniestros, uno de los factores que más afecta negativamente durante la vida de un gasoductos es la corrosión causada por diferentes agentes ambientales. La presencia de corrosión en líneas de transporte se debe principalmente por efectos galvánicos, corrosión por corrientes vagabundas, vagabundas, etc. que generan un deterioro químico o electroquímico del material de la tubería, por reacción con el medio que lo rodea. La corrosión electroquímica es la principal causa de deterioro de los metales.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE En el proyecto de expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre, para un control efectivo de la corrosión se podrán podrán utilizar dos tipos de protección protección de la tubería: La Protección Protección Pasiva y la Protección Activa.

La protección pasiva o recubrimiento superficial , consiste en utilizar material aislantes como ser revestimientos (capa doble y capa triple), y pinturas para recubrir la tubería, y la Protección activa consiste en utilizar

sistema de protección catódica utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión con el fin de proteger las instalaciones metálicas y aumentar la vida útil del gasoducto.

3.9. ETAPA DE CONSTRUCCIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Una vez efectuado el diseño o ingeniería en detalle del sistema de expansión del gasoducto a través de loops, y se decidida su construcción, se deberá efectuar la fase de construcción del gasoducto. Las prácticas y procedimientos de construcción a ser implementados en el proyecto en la fase de ejecución del gasoducto involucran una secuencia de actividades que se deberán desarrollar cumpliendo estrictamente las normas, estándares y códigos internacionales, internacionales, como como así así mismo mismo las normas

y

regulación de la legislación nacional. Las actividades más importantes a desarrollar serán para la expansión expansión del loop son: − Identificación de Rutas de acceso. − Infraestructura Requerida. − Apertura del derecho de vía. − Transporte y Tendido de la Tubería. − Doblado, Alineación y Soldadura. Soldadura. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE − Revestimiento de Juntas y Protección de la tubería. − Apertura de zanja. − Bajado y Tapado de Tubería. − Prueba Hidrostática. − Cruces especiales. − Recomposición del terreno.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE CAPITULO 4 ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO

4.1. INTRODUCCIÓN Como en cualquier actividad productiva, los costos asociados a un sistema de transporte de fluidos por ductos son los costos de inversión (CAPEX) y los costos de operación (OPEX). En el caso que nos ocupa analizar, el diseño y la posterior ejecución y operación de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre, además de determinar los costos de inversión y operación se efectuará el Estudio Económico Financiero del proyecto, para determinar los principales indicadores económicofinancieros, asumiendo un comportamiento tarifario similar al de una empresa de transporte de gas natural por por ductos.

4.2 COSTOS DE INVERSIÓN I NVERSIÓN El Costo de Inversión denominado CAPEX, es el capital necesario para proveer los equipos e instalaciones de cualquier actividad, también se denomina Inversión de Capital Fijo, mientras que el capital necesario para la operación de la planta se denomina Inversión de Capital de Trabajo. La suma de ambos se conoce como Costo de Inversión, Costo de Capital o Inversión Total, tal como lo señala. Peters M. S. y Timmerhaus K. D. en su libro “Diseño de Plantas y Evaluación Económica Para Ingenieros Químicos”.

Los costos asociados a un proyecto de gasoducto están constituidos por los siguientes componentes, tal como lo señala E. Shashi Menon en su li bro “Gas Pipeline Hydraulics”.


Página


4.2.1. Inversión de Capital Fijo -

Tuberías.

--

Válvulas, Estaciones Lanzadoras y Receptoras de Limpiadores (pig).

-

Estación de Medición y/o Regulación.

--

Medio Ambiente y Regulatorio (10 a 15% del Costo de Capital Fijo).

-

Servidumbres (6 a 10% del Costo de Capital Fijo).

-

Ingeniería y Construcción (15 a 20% del Costo de Capital Fijo).

-

Contingencias (5 a 10% del Costo de Capital Fijo).

4.2.2. 4.2 .2. Inversión de Capital de Trabajo -

Capital de Trabajo.

-

Costos Financieros y otros (2 a 5% del Costo de Capital Fijo).

-

4.2.3. 4.2 .3. Estimación de Costos Costos Inversión Los costos estimados de los materiales y equipos serán realizados realizados sobre la base de información utilizada en la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la regulación económica tarifaria tarifaria del transporte de de hidrocarburos hidrocarburos por ductos ductos (datos del año 2008), como los índices o porcentajes señalados líneas arriba. En base a dichas informaciones se construyó la Tabla 4.1 siguiente que nos muestra los costos estimados de capital que se incurrirán en la fase de construcción de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre.


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Tabla 4.1. Estimación Costos de Inversión o de Capital (CAPEX) de la Expansión

Unidad COSTOS DE INVERSION Inversión de Capital Fijo Tuberías y Válvulas y Acces orios Es taciones Tram pas Scraper (pig) Medio Am biente y Regulatorio Servidum bre Ingeniería y Cons trucción Contingencias Inversión de Capital de Trabajo Cos tos Financieros y otros

$US $US m illa Unidad Global Global Global Global $US Global

$US/Unid

142.909 84.748 47.819 15.940 318.790 79.698 15.940

Diámetro 6 in Cantidad Costo ($US) 2.241.631 2.225.692 11,154 1.593.950 2 169.496 1 47.819 1 15.940 1 318.790 1 79.698 15.940 1 15.940

Fuente: Elaboración en base a datos de la ANH y E. Shashi Menon. “Gas Pipeline Hydraulics”.

Como se puede apreciar en la Tabla anterior el Costo Total de Inversión o Costo de Capital para la expansión expansión del gasoducto será será de 2,24 millones de $US.

4.3. COSTOS DE OPERACIÓN Los Costos de Operación son los costos relacionados con la operación del gasoducto, una vez que la tubería, estaciones de compresión, y las instalaciones auxiliares se construyen y la ducto se pone en marcha, habrá costos anuales de operación durante durante la vida útil de la tubería, tubería, lo que podría ser de de 30 a 40 años años o más (35 años de acuerdo al Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos). Estos costos consisten en los costos anuales de las siguientes categorías principales:


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE − Gastos de mantenimiento de línea o ducto, tales como como la reparación reparación de

tubería, reubicación, reubicación, patrullaje aéreo y la vigilancia, etc. − Costos de válvulas, − Costos de estaciones de regulación y/o medición. − Costos de servicios, tales como el agua, electricidad electricidad y el gas natural, etc. − Costos

de autorizaciones autorizaciones

o licencias de operación de aspectos

ambientales o regulatorias anuales anuales o periódicas. de Arrendamiento, Arrendamiento, alquiler alquiler y otros derechos derechos de los costos costos − Contratos de recurrentes. − Costos administrativos y comerciales.

Los costos de mantenimiento de las estaciones de compresión incluyen la revisión e inspección en forma periódica. Por ejemplo, un motor de gas que impulsa el compresor puede puede ser revisado cada cada 18 a 24 meses.

4.3.1. Estimación de Costos de operación En base a la información informac ión anterior y a datos de costos de operación utilizados utilizad os por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la regulación económica tarifaria del transporte de hidrocarburos hidrocarburos por ductos (datos del año 2008), se construyó la Tabla 4.2 siguiente que nos muestran los costos estimados que se incurrirán en la fase de operación de la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre mediante loop


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Tabla 4.2. Estimación Costos Anuales de Operación (OPEX) de la Expansión TOTAL ($us/año)

TRAMO LAZO

COSTOS COSTOS DE OPERACI OPERACI N ANUAL ANUAL Operación y/o Mantenimiento de Ductos Ductos Inspección y Relevamiento Protección Catódica Pas aje de Scraper Higiene, Seguridad y Protección Am biental Otros ductos Administración, Comercial Adm inis tración, tración, Finanzas y RRHH Depr Depreci eciaci aci n

Unidad $US/año $US/año $US/año $US/año m illa m illa m illa m illa m illa $US/año N°Pers

SUS/Unid

Cantidad

137.532 16.248

16.248 41,5 62,5 88,0 91,0 48,5 48,5

49,013 49,013 49,013 49,013 49,013

10.000

1

2.034 3.063 4.313 4.460 2.377 10.000 10.000 111.285

Fuente: Elaboración en base a datos de la ANH y E. Shashi Menon. Menon. “Gas “Gas Pipeline Hydraulics”.

Como se puede apreciar los costos anuales de operación de la expansión del gasoducto mediante mediante loops ascienden alrededor alrededor 137,532 miles de $US.

4.4. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO 4.4.1. Valor Actual Neto Valor actual neto o valor presente neto son términos que proceden de la expresión inglesa (Net Present Present Value). El valor actual neto neto permite permite determinar determinar si

una

inversión cumple con el objetivó básico financiero: maximizar la inversión. El valor neto es la diferencia entre todos los ingresos y todos los egresos actualizados al periodo actual. Si el VAN es positivo significara que el valor de la compañía tendrá un incremento equivalente al monto del valor actual neto. Si es negativo quiere decir que la compañía reducirá su riqueza en el valor que arroje el VAN. Si el resultado del VAN es cero, la empresa no modificara el monto de su valor. Dónde: n = Periodo del proyecto. Io = Inversión inicial. FNF = Flujo de caja. i = Tasa de mercado. VAN = Valor actual neto. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Cabe mencionar que el flujo de caja (FNF) es igual a la diferencia de los ingresos con los egresos. FNF = Ingresos – Egresos

4.4.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad de una inversión, está definida como la tasa tasa de interés interés con la cual cual el valor actual neto neto o valor presente neto (VAN O VPN) es igual a cero. El VAN o VPN es calculado a partir del flujo de caja anual, trasladando trasladando todas las las cantidades futuras futuras al presente.

4.4.3. Ingresos Para estimar estimar los ingresos por concepto concepto de transporte del caudal incremental de gas natural a través de la expansión del gasoducto Taquipirenda-Tarabuco, se asumirá que las tarifas de transporte aplicadas serán las mismas que cobran los trasportadores de gas natural natural para el mercado interno cuya tarifa es de 0,41 $us/MScf.

4.4.4 Egresos Los egresos corresponden a la suma de los costos CAPEX más los costos OPEX. De igual manera se asume asume que el el gasoducto es financiado en un 100% 100%

del

CAPEX por un préstamo con una entidad financiera f inanciera a una tasa de interés del 6% anual y a 10 años años plazo. Los impuestos impuestos de Ley vigentes en el país como el IVA, IT, y IU cuyas cuyas tasas son el 13; 3 y 25 % respectivamente, son aplicados al presente proyecto.


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4.4.5. Flujo de Caja Proyectado En las Tabla siguiente se muestra el Flujo de Caja y los valores que resultan en la evaluación económica-financiera del proyecto expansión del gasoducto TarabucoSucre en ella se se observa observa que los indicadores indicadores económicos financieros como el VAN, TIR, son positivos positivos lo que indica que el proyecto proyecto es viable.

4.4.5.1. Indicadores económicos de la expansión VAN = 29,509 Millones $us (mayor a cero) TIR = 91% (Mayor a la tasa de interés o tasa de descuento del 6%)


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Tabla 4.3. Flujo de Caja y Determinación de Indicadores Económico – Financieros de la Expansión Expansión del Gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre

Tiempo (años) Caudal Incremental Transportado (MMpcSd)

INGRESOS ($us /año ) Mercado Interno ($us/año) EG RESOS ($us /año ) CAPEX ($us) OPEX ($us/Año) UTILIDA D BRUTA ($u s /año) IVA ($us) IT ($us/año) UTILIDA D NETA ($us / año ) IU ($us/año) UTILIDA D NETA DESP DE IU ($us /año ) Depreciación ($us/año) Amortización ($usa/año) ($usa/año) FLUJ O DE CAJ A ($us / año) Tiempo (años)

0

2 26,23

3 28,77

4 30,90

5 33,02

6 34,66

3.545.209 3.545.209 137.532

3.925.320 3.925.320 137.532

4.305.431 4.305.431 137.532

4.623.437 4.623.437 137.532

4.941.443

137.532 3.407.676 442.998 106.356 2.858.322 714.580 2.143.741 111.285 358.661 1.896.365 11 40,32

137.532 3.787.787 492.412 117.760 3.177.615 794.404 2.383.211 111.285 345.211 2.149.285 12 40,32

137.532 4.167.898 541.827 129.163 3.496.908 874.227 2.622.681 111.285 331.761 2.402.204 13 40,32

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285 3.822.894

4.941.443

137.532

7 36,30

8 37,41

9 38,52

10 39,42

5.186.869 5.186.869 137.532

5.432.295 5.432.295 137.532

5.598.407 5.598.407 137.532

5.764.518 5.764.518 137.532

5.899.203 5.899.203 137.532

137.532 5.460.874 709.914 167.952 4.583.008 1.145.752 3.437.256 111.285 264.512 3.284.028 18 40,32

137.532 5.626.986 731.508 172.936 4.722.542 1.180.635 3.541.906 111.285 251.063 3.402.128 19 40,32

137.532 5.761.671 749.017 176.976 4.835.677 1.208.919 3.626.758 111.285 237.613 3.500.430 20 40,32

2.241.631

-2.241.631

Caudal Incremental Transportado (MMpcSd)

INGRESOS ($us /año ) Mercado Interno ($us/año) EG RESOS ($us /año ) CAPEX ($us) OPEX ($us/Año) UTILIDA D BRUTA ($u s /año) IVA ($us) IT ($us/año) UTILIDA D NETA ($us / año ) IU ($us/año) UTILIDA D NETA DESP DE IU ($us /año ) Depreciación ($us/año) Amortización ($usa/año) ($usa/año) FLUJ O DE CAJ A ($us / año) Tasa de descuento VAN ($us) TIR

1 23,69

318.312

304.862

291.412

2.615.998 14 40,32

2.829.792 15 40,32

2.997.860 16 40,32

137.532 5.294.763 688.319 162.969 4.443.475 1.110.869 3.332.606 111.285 277.962 3.165.928 17 40,32

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

6.033.888 6.033.888 137.532

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

137.532

137.532

137.532

5.896.356

5.896.356

5.896.356

766.526

766.526

766.526

181.017

181.017

181.017

4.948.813 1.237.203 3.711.610

4.948.813 3.711.610

4.948.813 1.237.203 3.711.610

111.285

111.285

111.285

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

137.532 5.896.356 766.526 181.017 4.948.813 1.237.203 3.711.610 111.285

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

3.822.894

137.532

137.532

137.532

4.485.904

4.803.911

5.049.337

583.168

624.508

656.414

138.703

148.243

155.606

3.764.034

4.031.159

941.008

1.007.790

2.823.025

3.023.369

4.237.317 1.059.329 3.177.988

111.285

111.285

111.285

6.033.888

1.237.203

6% 29.509.565 91%


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE CAPITULO 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES De acuerdo a la proyección de la demanda de gas natural para las regiones sur oeste del país, se determinó que la demanda de gas requerido por por estas regiones regiones (Chuquisaca y Potosí) serán Años

Caudales (MMpcSd)

2013

26,69

2015

28,77

2017

33,02

2019

36,30

2021

38,52

2023

40,32

En base a la máxima m áxima demanda proyectada de Chuquisaca Chuquisaca y Potosí de 40,32 MMpcSd, y a la actual capacidad del gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre (GTS) de 21 MMpcSd, se determinó que el gasoducto Tarabuco-Sucre Tarabuco-Sucre deberá ser expandido a 40,32 MMpcSd. Se determinó que que la mejor alternativa para el diseño diseño de la expansión expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre es un sistema de

tubería

paralelo

instalar un nuevo loop adicional de cañería API 5LX42 de 6.625 in de diámetro nominal y 0,250 in de espesor de pared ubicado en el tramo: Yamparaez-Sucre de 11,154 millas.


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Se determinó que los costos de Inversión (CAPEX) para la expansión del gasoducto Tarabuco-Sucre, a máximo flujo de gas transportado (40,32 MMpcSd) MMpcSd) ascienden ascienden a 2,24 millones de $US, y los

costos

anuales de operación (CAPEX) ascienden ascienden a 137,562 137,562 mil $US. Los indicadores económicos-financieros determinados, señalan que el proyecto es viable ya que se tiene un VAN positivo de 29.509 millones de $US y un TIR de 91% mayor la tasa de interés del del 6%.

5.2. RECOMENDACIONES Se recomienda que para confirmar el trazo y la topografía de la ruta deberá hacerse un recorrido de la ruta y hacer levantamiento topográfico para confirmar los valores de las planimetrías y perfiles topográficos señalados y refinar el trazo para la ingeniería de detalle. En caso de que la ruta atraviese zonas inestables, inestables, de alta erosión erosión o de grandes grandes pendientes, pendientes, será necesario necesario un estudio geotécnico. Se recomienda recalcular y actualizar los costos de inversión y operación del proyecto, ya que estos fueron estimados en base a la información de la Agencia Nacional de Hidrocarburos disponible disponible para el año 2009.


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE BIBLIOGRAFIA SHASHI MENON E. “Gas Pipeline Hydraulics”, Taylor &

Francis Group, 2005, USA. ANDRZEJ J. OSIADACZ, “Simulation and Analysis of Gas Networks”, Gulf Publishing Company 1987, USA.

SAEID MOKHATAB, WILLIAM A. POE, JAMES G. SPEIGH, “Handbook of Natural Gas Transmission and Processing”,

Gulf Professional Publishing and and Elsevier, 2006, 2006, USA. MOTT. L. ROBERT “Mecánica de Fluidos”, Pearson Printece

Hall, 2006, México BIRD R. B., STEWART W. E, LIGHTFOOT E. N, “Fenómenos

de Transporte”

Reverte, 1985, España.

CRANE, "Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías”, McGraw Hill, 2000, México.

GREENE R. W., “Compresores”, McGraw Hill, 2000, México. KUMAR, S. “Natural Gas Engineering”, Chap. 6, Gulf Publishing Company. Book Division, Houston, TX, USA, 1987. REID R. C., PRAUSNITZ J. M., POLING BRUCE “The Propiertiesof Gases

and Liquids”, McGraw-Hill Book

Company, New York York (1987), .PETERS M. S. Y TIMMERHAUS K. D, “Diseño de Plantas y Evaluación Económica Para Ingenieros Químicos”, Editorial

Ganimedes, Argentina, 2001. ESTRATEGÍA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 1998, La Paz, Bolivia. PLAN DE INVERSIONES YPFB 2011-2015, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, 2010, La Paz Bolivia. ASME B.31.8, Edición 1999, USA


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE www.ypfbtranporte.com.bo o

www.ypfb.gob.bo

www.hidrocarburos.gob.bo www.cbh.com.bo


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE ANEXO A TABLA A1. Especificaciones de la Tuberías API 5L GRADO X42

Fuente: E. Shashi Menon. “Gas Pipeline P ipeline Hydraulics”


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE GLOSARIO ANH: Es la Agencia Nacional de Hidrocarburos que se encarga de fiscalizar y supervisar las actividades de la cadena hidrocarburífera ASTM: Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materials).

"ASME B31.8" Es la norma ASME B31.8-1995, titulada "Sistemas de Transmisión y Distribución de Gas" editada en fecha 7 de diciembre de 1995 (Gas Transmission and Distribution Systems).

Capacidad instalada: (Nameplate capacity). La capacidad de producción especificada o planeada por el fabricante de una unidad de proceso (transporte) o la máxima cantidad de un producto que puede elaborarse (o transportarse) operando la planta planta a su máxima capacidad. Capacidad operable. (Operable Capacity). El porcentaje de la capacidad de operación que está operando al principio del periodo; periodo; o que que no está en operación o bajo reparación activa, pero capaz de ser puesto en funcionamiento dentro de 30 días; o que no está en funcionamiento pero bajo reparación activa que puede completarse complet arse dentro de 90 días. La capacidad operable es la suma de la capacidad en operación y la capacidad ociosa y es medida en barriles y/o toneladas por día calendario. CAPEX: CAPEX: Inversión que realizan las empresas en el desarrollo de campos, apertura de caminos, perforación, perforación, inversión de capital Capacidad de operación: (operation capacity). Es la capacidad real de funcionamiento (o transporte) de una planta. Combustibles fósiles líquidos o gaseosos: (Fossil fuel). Son los derivados del petróleo crudo y gas natural tales como petróleo diáfano, gasolinas, diesel, combustóleo, gasóleo, gas L.P., butano, propano, metano, isobutano, propileno, butileno o cualquiera cualquiera de sus combinaciones. Concesión: (Concession). Cesión gubernamental mediante la cual se otorga a un particular derechos para la explotación o usufructo de una propiedad de la nación. Cromatografía: Resultado de la composición composición de las sustancias existentes en un fluido, obtenido mediante técnicas de análisis espectral de las emisiones o adsorciones de energía. JOSE CARLOS VIVANCOS MEDINA

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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Gas seco: (Dry gas). Gas natural libre de hidrocarburos condensables (básicamente metano). Gasoducto: (Natural line). Ducto usado para el transporte de gas. HVP:Vapor de alta presión (High Vapor Pressure). Instalaciones Complementarias.- Son aquellas que están constituidas por extensiones, ampliaciones y otras instalaciones adheridas al suelo, incluidos el almacenamiento operativo no comercial, estaciones de bombeo y compresión, equipos de carga y descarga destinados para la actividad de transporte por Ductos, infraestructura de captación de señal, envío y entrega de información operativa, medios de comunicación, vehículos, computadoras, edificaciones y cualquier otro bien mueble e inmueble, equipos de oficina y enseres que se utilicen para el transporte de Hidrocarburos por Ductos. Se exceptúan cargaderos de cisternas destinados a una actividad comercial a través de otros medios de transporte. MOP: Es la presión máxima de operación del ducto o de una parte del mismo, MAOP: Es la presión máxima admisible de operación del ducto o de una parte del mismo. A este valor están seteados los instrumentos de control (las válvulas de seguridad y alivio) Proceso: (Process). El conjunto de actividades físicas o químicas relativas a la producción, obtención, acondicionamiento, transporte, envasado, manejo y embalado de productos intermedios o finales. Ramales de gasoductos Tramos de tubería que derivan de un gasoducto principal y terminan en una planta endulzadora, en una planta petroquímica, o en una caseta de medición y control, entre otras. Líneas Ramales.- Son las tuberías destinadas al transporte de hidrocarburos con una longitud de hasta CINCUENTA (50) kilómetros, cuyo diámetro, normalmente, no deberá exceder al diámetro del Ducto con el que se interconecta y que se extienden desde un Ducto del Sistema Troncal de Transporte hasta una planta termoeléctrica, una planta de almacenaje, plantas de proceso u otros Consumidores Directos, no previstos en la definición de Línea de Acometida de Gas. Líneas de Recolección.- Son las tuberías mediante las cuales el Operador recolecta y traslada la producción de los pozos hasta la entrada del sistema de


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SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA DE LA EXPANSION DEL GASODUCTO TARABUCO-SUCRE Volumen Bruto Estándar (G.S.V.): Es el volumen total observado corregido a condiciones estándar de temperatura (15.6º C), según lo establecido por API.

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tesis espansion delgasoducto de tarabuco.docx

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