ASOCIACIÓN DE INGENIEROS PETROLEROS DE MEXICO, A. C.
DELEGACIÓN MÉXICO
Curso de Actualización:
Transporte de Hidrocarburos por Ductos
Mayo de 2011
Instructor: Ing. Javier Orozco Carbajal
Transporte de Hidrocarburos por ductos
Transporte de Hidrocarburos por Ductos MODULO 1.- TRANSPORTE POR DUCTOS INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES LA RUTA DE LOS HIDROCARBUROS 1.1.- OBJETIVOS DEL TRANSPORTE 1.1.1.- Transporte de Gas Natural 1.1.2.- Transporte de Crudo Crudo 1.1.3.- Transporte de Destilados 1.1.4.- Ductos en la Región Marina 1.2.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR 1.2.1.- Gas Natural 1.2.1.1.- Características y propiedades del gas natural 1.2.1.2.- Usos del gas natural 1.2.2.- Propiedades de los hidrocarburos líquidos 1.2.2.1.- Características de aceite crudo 1.2.2.2.- La mezcla mexicana de petróleo 1.2.3.- Gas licuado de Petróleo GLP 1.2.3.1.-Características 1.2.3.1.-Características del Gas LP 1.3.- GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL 1.3.1.- Modalidades de aplicación de las ecuaciones 1.4.- OLEODUCTOS MANEJO DE ACEITE CRUDO 1.4.1.- Ecuaciones utilizadas para el cálculo de oleoductos 1.5.- DESTILADOS DEL PETROLEO Y GAS LP 1.5.1.-Ecuaciones utilizadas en cálculos de líneas de destilados MODULO 2.- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN 2.1.- CONSIDERACIÓNES DE DISEÑO 2.2. - CONSIDERACIONES BÁSICAS DE CÁLCULO DE ESFUERZOS 2.3.- DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO 2.4.- INSTALACIONES SUPERFICIALES 2.4.1.- Válvulas de seccionamiento 2.4.2.- Trampas de Diablos 2.4.3.- Cruzamientos 2.4.4.- Instrumentación y dispositivos de Protección 2.4.5.- Documentación de entrega del proyecto 2.5.- PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO PARA EL DISEÑO 1
Transporte de Hidrocarburos por ductos
Transporte de Hidrocarburos por Ductos MODULO 1.- TRANSPORTE POR DUCTOS INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES LA RUTA DE LOS HIDROCARBUROS 1.1.- OBJETIVOS DEL TRANSPORTE 1.1.1.- Transporte de Gas Natural 1.1.2.- Transporte de Crudo Crudo 1.1.3.- Transporte de Destilados 1.1.4.- Ductos en la Región Marina 1.2.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR 1.2.1.- Gas Natural 1.2.1.1.- Características y propiedades del gas natural 1.2.1.2.- Usos del gas natural 1.2.2.- Propiedades de los hidrocarburos líquidos 1.2.2.1.- Características de aceite crudo 1.2.2.2.- La mezcla mexicana de petróleo 1.2.3.- Gas licuado de Petróleo GLP 1.2.3.1.-Características 1.2.3.1.-Características del Gas LP 1.3.- GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL 1.3.1.- Modalidades de aplicación de las ecuaciones 1.4.- OLEODUCTOS MANEJO DE ACEITE CRUDO 1.4.1.- Ecuaciones utilizadas para el cálculo de oleoductos 1.5.- DESTILADOS DEL PETROLEO Y GAS LP 1.5.1.-Ecuaciones utilizadas en cálculos de líneas de destilados MODULO 2.- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN 2.1.- CONSIDERACIÓNES DE DISEÑO 2.2. - CONSIDERACIONES BÁSICAS DE CÁLCULO DE ESFUERZOS 2.3.- DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO 2.4.- INSTALACIONES SUPERFICIALES 2.4.1.- Válvulas de seccionamiento 2.4.2.- Trampas de Diablos 2.4.3.- Cruzamientos 2.4.4.- Instrumentación y dispositivos de Protección 2.4.5.- Documentación de entrega del proyecto 2.5.- PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO PARA EL DISEÑO 1
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.5.1.- Gasoductos 2.5.2.- Oleoductos 2.5.3.- Poliductos 2.6.- SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE DESARROLLO DEL PROYECTO 2.7.- CONSTRUCCIÓN DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN (DUCTO) 2.7.1.- Aspectos legales del proyecto 2.7.2.- Gestión ambiental 2.7.3.- Apertura del derecho de vía 2.7.4.- Excavación de la zanja 2.7.5.- Tendido de la tubería 2.7.6.- Doblado y alineado de la tubería 2.7-7.- Válvulas a instalar en el ducto 2.7.8.- Trabajos de Soldadura 2.7.9.- Protección mecánica y anticorrosiva de la tubería 2.7.10.- Bajado y tapado de la tubería 2.7.11.- Prueba hidrostática 2.7.12.- Obras especiales 2.7.13.- Protección catódica del ducto 2..14.- Puesta en Operación 2.8.- DISEÑO DE DUCTOS MARINOS 2.8.1.- Información Requerida 2.8.2.- Procedimientos de construcción 2.8.3.- Criterios de diseño 2.8.4.- Métodos de tendido de tubería 2.8.5.- Procedimientos de soldadura 2.8.6.- Fabricación e Instalación de elementos 2.8.7.- Soldadura Hiperbárica para unir la tubería con la Junta de Expansión 2.8.8.- Lastre de Concreto 2.8.9.- Protección Catódica 2.8.10.- Prueba Hidrostática 2.8.11.- Trabajos de Aproximación a la Costa MODULO 3.- OPERACIÓN DE SISTEMAS DE COMPRESIÓN Y BOMBEO 3.1 - ESTACIONES DE COMPRESIÓN 3.1,1,- Turbinas a gas 3.1.2.- Tipos de compresores 3.2.- ESTACIONES DE BOMBEO 3.2.1.- Características de las Bombas 3.2.2.- Selección de las Bombas 3.2.3.- Operación de un sistema de transporte de crudo 3.2.4.- Medidas de seguridad en Estaciones de compresión y Bombeo
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
INTRODUCCIÓN Para satisfacer las necesidades de hidrocarburos a los centros de demanda del país, PEMEX se ha visto en la necesidad de construir nuevos ductos y rehabilitar las extensas redes en servicio, debido a que los centros de consumo son los de más abundante población, con mayor desarrollo industrial, y se localizan más distantes de las áreas de producción. Los ductos, son un medio de conducción práctico para abastecer a los centros de almacenamiento y distribución; además, si se operan y mantienen en forma eficiente no contaminan a la atmósfera ni modifican la ecología; contribuyen en gran medida a descongestionar el transporte terrestre, y garantizan el abastecimiento de combustibles satisfaciendo la demanda al mínimo costo. El tendido de las líneas es subterráneo en una zanja de dimensiones específicas, salvando todos los obstáculos topográficos que condicionan su trazo (ríos, lagunas, pantanos, barrancos, canales, carreteras, vías de ferrocarril, etc.). El sistema de ductos es vital al ofrecer un servicio eficiente, económico y oportuno, sus principales retos son mantener en óptimas condiciones la infraestructura y su funcionamiento, así como incrementar él número de líneas. Como referencia, a través de las redes de ductos en la actualidad se transportan diariamente hacia las refinerías para su proceso, alrededor de un millón y medio de barriles de crudo.
Industria
PRODUCCIÓN Farmacéuticos y Fertilizantes
Plantas de PEMEX
Plásticos Comisión Federal De electricidad
ENERGÉTICO
MATERIA PRIMA
Pinturas y Solventes
Transporte
Aromáticos
Uso Doméstico
Combustibles y Lubricantes
Fig.1- Usos del petróleo 3
Fibras sintéticas
Transporte de Hidrocarburos por ductos
ANTECEDENTES La historia de las líneas de conducción se remonta a principios del siglo XX, cuando las empresas extranjeras tenían a su cargo la concesión de la explotación petrolera. Inicialmente se construyeron oleoductos hacia el mar para la exportación de crudo. El abastecimiento a los centros de consumo del país se hacía por ferrocarril, auto tanques y algunas líneas de conducción; en 1938 se tenían tan solo 1,353 Km. de ductos, y en 1946 se realizaron las primeras construcciones para Petróleos Mexicanos: la Refinería de Azcapotzalco y la ampliación del oleoducto Poza Rica - Azcapotzalco. El rápido crecimiento de las plantas industriales, creó la necesidad de construcción de los oleoductos, gasolinoductos, combustoleoductos, poliductos y ductos petroquímicos. Se cuenta con ductos de recolección de 2 pg de diámetro y algunos metros de longitud hasta ductos de 48 pg de diámetro y más de 1000 Km. de longitud. El satisfacer las necesidades de energía implica, tener que desplazar grandes volúmenes de crudo y sus derivados desde las áreas de producción hasta donde serán utilizados, con la mayor eficacia y seguridad; siendo el medio más confiable y económico los sistemas de ductos, que abarcan 29 entidades federativas del territorio nacional para surtir los petrolíferos que demandan las industrias del país. LA RUTA DE LOS HIDROCARBUROS Cuando los hidrocarburos fluyen del yacimiento en fase gaseosa, líquida o mixta, se presenta el problema de su transporte a través de sistemas de recolección, baterías de separación, sistemas de distribución y/o embarque, etc. De aquí, el energético será entregado para su transporte en la forma tradicional; ya sea por auto tanque o tubería hacia proceso en una refinería, Complejo Procesador de Gas petroquímico, o una terminal de distribución. La mezcla desde los pozos va hacía una línea colectora y de aquí a una batería de separación como se indica en la figura 2 donde se lleva a cabo un proceso de separación del gas, el aceite y el agua que por lo general vienen juntos. En algunos, casos tratándose de gas no asociado, este podrá contener impurezas como sulfhídrico o CO 2, dependiendo del tipo de yacimiento, por lo que deberá procesarse a través de una planta endulzadora, o de una planta extractora de gasolina natural. El gas seco despojado de los ligeros, se usa como combustible en los equipos del campo de producción, o en sistemas de bombeo neumático (recuperación mejorada) en los pozos que así lo requieran. En las baterías de separación se efectúa un tratamiento inicial y se dispone de tanques de medición, tanques de pruebas de producción y tanques de almacenamiento de crudo, de donde una vez estabilizado se puede enviar a través de un oleoducto hacia los oleoductos troncales que lo transportan hacia las refinerías específicas y en su caso hacia las Terminales de exportación (Pajaritos , Ver. , Salina Cruz, Oax.). Por su parte, el gas despojado de los ligeros, se inyecta a un gasoducto que lo llevará hacia un Centro Procesador de Gas para la extracción de gasolinas, gas LP y gas natural. Si se dispone de grandes volúmenes de gas natural seco, se integrará al Sistema Nacional de Gasoductos en los cuales se distribuye para alimentar las redes de distribución industrial, plantas de C.F.E., uso doméstico, o se consume como combustible en las propias plantas de PEMEX.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
Fig.2.- Diagrama de una Batería de separación
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
Fig.3.- Separadores de gas y líquido
1.1.- OBJETIVOS DEL TRANSPORTE POR DUCTOS El transporte de hidrocarburos por ductos es el medio más económico y seguro para mover grandes volúmenes de petrolíferos, desde las áreas de producción hacia las plantas de proceso y a las áreas de distribución y comercialización interna y para exportación. 1.1.1.- Transporte de Gas Natural El manejo de gas natural se inició en México en 1930, con la operación de los gasoductos de 155 Km. Ciudad Alemán-Monterrey, N.L. y 62 Km. en Naco-Cananea, Son. Actualmente se suministra gas de importación a la empresa Ford en Naco, Son. En 1950, entró en operación el primer gasoducto de PEMEX, de 20 pg de diámetro por 250 Km. de longitud, para transportar 130 mmpcd de gas producido en Poza Rica, Ver., hacia la Red de distribución de gas en el Valle de México y áreas conurbadas. La longitud de ductos se incrementó de 7,301 Km. en 1958 a 11,549 Km. en 1964. En 1958 inició el gasoducto de Reynosa a Monterrey, Saltillo y Torreón y posteriormente se prolongó hasta Cd. Juárez, Chih.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El primer gasoducto de 24” Ciudad PEMEX - México, entró en operación el 12 de enero de 1961, y
el segundo el 15 de mayo del mismo año, elevando el consumo de gas en la Ciudad de México de 800 mil m 3/día en 1958, a más de 8 millones de m3/día en 1963. Mas adelante continuaron los ductos hacia Salamanca y Guadalajara hasta integrar una gran red nacional. Sin embargo, actualmente para cubrir la demanda nacional se recurre a la importación. Cd. Juárez
Datos
Monclova Escobedo
Exportación
Ramones REYNOSA
Sta Catarina Culebra San Fernando Monterrey
Chihuahua Saltillo Torreón
GOLFO DE MÉXICO
C. Madero 4
RED-NACIONAL Fig.4 RED NACIONAL DE DE GASODUCTOS GASODUCTOS
Cobos Punta de Piedra
Poza Rica 18
Est. Cempoala Veracruz
San Luis Potosí
Est. Lerdo Est. Chinameca
2 Salamanca
4
4
Matapionche
R. Coatzacoalcos 36 Guadalajara
Valtierrilla
2 Lázaro Cárdenas
Querétaro Santa Ana
CACTUS
Cárdenas
3
Est, 4
Km.100
3
Vta.de Carpio
4
Tierra Blanca Valle de México
Estación 3 Cosoleacaque
LA
NUEVO PEMEX
CD. PEMEX
Estación 1 Villahermosa
1.1.2.- Transporte de Crudo En 1915 se concluye el primer sistema de oleoductos de Cerro Azul, Ver. a Tampico, Tamps. con una longitud de 150 km. Para el año de 1921, México producía 530 MBD, situación asociada con el crecimiento de la infraestructura de transporte por ducto y Buque tanque. Con el desarrollo de la explotación y hasta antes de la Expropiación, se llegaron a tener casi 5000 km. de oleoductos de compañías extranjeras para transporte y recolección de crudo. Para la década de los 90 PEMEX contaba con una longitud aproximada de 58 000 km. de ductos. A través de oleoductos se transportan diariamente hacia las refinerías, alrededor de 1.5 millones de barriles de crudo, y más de 3.0 millones de bpd para exportación. Los oleoductos se originan en la Región Marina y en el Sureste del país, y a través de Centrales de bombeo de Cárdenas, Tab. y Nuevo Teapa, Ver.; donde se mide y distribuye el petróleo crudo es enviado haci a las Refinerías de Cadereyta, N.L., Cd. Madero, Tamps., Minatitlán, Ver., Salamanca, Gto., Salina Cruz, Oax. y Tula, Hgo., para su proceso; así como el crudo de exportación hacia las terminales marítimas de Pajaritos, Ver. y Salina Cruz, Oax
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
195 CD. MADERO 171
235 CADEREYTA 185
24
24 20
Tres Hermanos
45 TUXPAN
Marfo/Antares
30 POZA RICA
Dtto.Veracrúz Exportación 30
Juandhó 14
12
PAJARITOS 24
20 24
24
24
1207 NUEVO TEAPA
30
14
24
12 20
24
Venta de Carpio 200 MINATITLÁN 200
320 TULA 240
14
18 12
Fig.5 - RED DE
14
OLEODUCTOS
235 SALAMANCA 195
CAPACIDAD DE SUMINISTRO
DI METRO PG
Exportación 30
48
330 SALINA CRUZ 230
Fig.6.- Diagrama de la Central de Bombeo y Distribución de Crudo de Nuevo Teapa, Ver
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80
Transporte de Hidrocarburos por ductos 1.1.3.- Transporte de productos destilados del petróleo También de las plantas de refinación provienen destilados del petróleo y con características específicas para su comercialización, transportándolos a través de tuberías (poliductos) hacía las terminales de distribución; pueden ser gasolinas de diferentes características, kerosina, diesel, combustóleo, gas licuado, etc., se mueven a través de poliductos que inician en las refinerías, en complejos petroquímicos o terminales terrestres y marítimas, y abastecen para su comercialización a 41 de las 84 terminales instaladas en el territorio nacional. A través de estos sistemas de transporte se maneja un energético muy importante, el gas licuado del petróleo (LPG), el cual puede proceder de un complejo petroquímico o de una refinería y es de primordial importancia para el abastecimiento de gas doméstico que habrá de cubrir la demanda nacional. El transporte de productos por tubería, ha disminuido el transporte por carretera, eliminando problemas de tráfico, congestionamiento y riesgo de accidentes en las principales vías de comunicación; sin embargo, el sistema aún no es suficiente para abastecer a todos los centros de consumo por lo que se requiere de nuevos proyectos. En la actualidad ha surgido la necesidad de reubicación en la mayoría de las terminales debido a que la urbanización de las poblaciones las ha absorbido. Inicialmente se localizaban en zonas externas pero la mancha urbana ya las invadió y se han convertido en áreas altamente riesgosas para l a ciudadanía, dando por resultado: Presiones políticas y sociales por estar ubicada la terminal en zona urbana Inquietud en la población por el riesgo de la cercanía con ductos e instalaciones Dificultad en la operación, mantenimiento, y maniobras de carga y descarga ZACATECAS
TUXPAN AGUASCALIENTES
16”
12” 8”
8”
LE N EL CASTILLO CFE
8”
14”
QUERETARO
A.S.A.
8”
10” 8”
12”
10”
IRAPUATO
12”
8”
POZA RICA
18”
PACHUCA
8”
CELAYA 14”
16”
16”
!2”
AZCAPOTZALCO
TULA
12”
SALAMANCA
12”
16”
12”
8”
GUADALAJARA 8”
A IL
8”
16”
10”
BARRANCA IRAPUATO
8”
6”
6”
REFINER AS MORELIA
Fig.7- POLIDUCTOS ZONA CENTRO
TERMINALES
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TOLUCA CUERNAVACA
Transporte de Hidrocarburos por ductos El Sistema Nacional de Gas Licuado del Petróleo, Cactus Minatitlán Tula Guadalajara, con una longitud de 1,822 km. y 5 estaciones de rebombeo, pasa por Tabasco, Veracruz, Puebla, Edo. de México, Hidalgo, Querétaro, Guanajuato y Jalisco, con la distribución de 80,000 bpd, por líneas de 20, 22 y 14 pg de diámetro. Constituyéndose como el sistema más importante del país.. A través de la línea de 14 pg Venta de Carpio, Mex. Valle de México, se distribuye la quinta parte del total manejado por el ducto procedente de Cactus, a través de las Terminales de Azcapotzalco 2000, Añil y Barranca del Muerto, en el DF. ; completándose el resto por vía terrestre desde las terminales de Puebla, Pue. y Tepeji de Río, Hgo. La producción nacional de gas LP es insuficiente por lo que para cubrir la demanda del país se importan cantidades importantes del energético. 1.1.4.- Ductos en la Región Marina La explotación de los yacimientos marinos localizados a 80 Km. al Norte de Cd. del Carmen, Camp., inició en 1979 con el pozo Cantarell 1”A” localizado en la plataforma Akal “C”, y se sigue
desarrollando la infraestructura para recuperación y el manejo inicial de las mezclas de hidrocarburos producidos. Debido a las condiciones de presión y temperatura de los productos extraídos se han diseñado complejos de producción para separación, compresión y bombeo, respectivamente. La producción de los pozos de la zona marina se conduce por oleogasoductos a plataformas de producción, en donde el crudo una vez separado es bombeado hacia a la Terminal Dos Bocas o a la Terminal Marítima de Cayo Arcas. El gas es comprimido y transportado a los complejos petroquímicos vía Atasta, Tab. para su tratamiento y distribución. Situación actual de las instalaciones marinas (2004-2005) PEMEX en la Región Marina de la Sonda de Campeche, cuenta con la infraestructura siguiente: • •
207 plataformas marinas fijas 2053 Km. de tubería, distribuidos en: 953 Km. de oleoductos 539 Km. de oleogasoductos 480 Km. de gasoductos 81 Km. para otros servicios.
Se maneja una producción aproximada de crudo de 2.11 mmbpd, y una producción de gas de 1500 mmpcd. Las instalaciones están concentradas en los complejos de plataformas: Ku, Akal “J”, Akal ”C”, Nohoch “A”, Abkatún “A” , Pol “A”, Ku Malob Zap. Constan de: plataformas de perforación, de producción, habitacionales y de compresión, con servicios y re cursos autosuficientes.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos KU
AKAL - ”J”
36
36
AKAL“C”
36 24
NOHOCH
36
ABKATÜN
24 36
“A”
“A”
36
POL “A”
36
36
”
DOS
36
36
ATASTA
48 36
CUNDUACA N 36
36
CACTU
36
CD. PEMEX
Fi .8..-Com le o de lataformas ara mane o de la roducción marina Los principales aspectos que los organismos de transporte por ductos deben considerar son: •
•
•
Capacidad de almacenamiento para absorber las fluctuaciones en los procesos, las variaciones en la oferta - demanda y las contingencias en los sistemas. Evitar la existencia de asentamientos humanos irregulares sobre o cercanos a los derechos de vía, así como la ubicación actual de terminales y centros de distribución que han sido absorbidos por el crecimiento descontrolado de las poblaciones provocando focos de alto riesgo, tanto a la población, como a las instalaciones y el medio ambiente aledaño; Debido a que la estadística de accidentes refleja un gran incremento por causas externas, se requiere concientizar a la comunidad para respetar el derecho de vía de los ductos, así como evitar realizar excavaciones en donde esté señalizado. En el caso de las “tomas clandestinas” la extracción ilícita de los derivados del petróleo se ha tipificado
recientemente como delito federal y las sanciones son severas, con lo que se ha reducido su incidencia.
1.2.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR 1.2.1.- Gas natural El gas natural está compuesto principalmente por hidrocarburos de la base parafínica, bióxido de carbono, nitrógeno y en ocasiones helio. En algunos campos contienen también sulfhídrico y
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Transporte de Hidrocarburos por ductos compuestos orgánicos de azufre, y se han encontrado pozos que producen bióxido de carbono y nitrógeno completamente puros. El metano es el principal componente y en algunos casos prácticamente el único presente, alcanzando más del 90% del total. Las otras parafinas como etano, propano, isobutano, pentano e isopentano, hexanos, heptanos y posiblemente octanos. El gas natural, se clasifica de acuerdo con su contenido de vapores de hidrocarburos líquidos l igeros en la forma siguiente: •
“Gas húmedo” es el que contiene metano, etano, propano, butano, pentano y más
pesados; contiene mas de 300 gal. de gasolina natural por cada millón de pies cúbicos, medidos a condiciones estándar (1.03 Kg/cm 2 y 60°F) •
“Gas seco”, es el que contiene metano, etano, propano y huellas de butano, su densidad
varía de 0.56 a 0.79; tiene menos de 100 gal. de gasolina por mmpcs. •
“Gas pobre” o mediano, contiene de 100 a 300 gal. de gasolina por mmpcs.
Los factores que determinan el contenido de gasolina en los gases son: el contenido de fracciones ligeras en el crudo, la presión del pozo y el contacto interno entre el gas y el crudo. La importancia de la presión es evidente, algunos pozos llegan a tener presiones por arriba de 2,000 lb/pg2, a tales presiones es prácticamente imposible que se encuentren vapores de gasolina en el gas. Al disminuir la presión por la eliminación del gas, aumenta gradualmente el contenido de vapores de gasolina; al aumentar el contenido de etano, propano y butano, aumenta también la solubilidad del gas en el crudo. Para conocer la composición de una mezcla se recurre a una destilación fraccionada, después de que ha sido licuada por medio de refrigeración. Para obtenerla en % en peso, se multiplica el por ciento en volumen por la relación de el peso molecular del componente, entre el peso molecular de la mezcla, en iguales condiciones de presión y temperatura. A partir de la composición de la mezcla se calculan el por ciento en volumen líquido, el poder calorífico y la presión de vapor. Cuando el gas se encuentra en yacimientos que contiene hidrocarburos líquidos, puede ser que todo el gas esté disuelto en la mezcla, si hay mayor cantidad puede existir un casquete de gas sobre el aceite. Las que determinan la cantidad de gas en solución son: la presión, la temperatura, las cantidades disponibles de gas y aceite y sus respectivas propiedades particulares, físicas y químicas. Proceso Cuando el gas obtenido en las baterías de separación es “húmedo”, resul ta económico procesarlo
en una planta de absorción o complejo petroquímico con objeto de recuperar las gasolinas contenidas. Puede fluir a las plantas de proceso por su propia presión de separación, o por medio de compresoras, dependiendo de la distancia entre las baterías y la planta de proceso, así como de la presión de trabajo de esta. Proceso de compresión y enfriamiento En la actualidad, los complejos petroquímicos, como Pajaritos, Cangrejera y Morelos, en el Sur del estado de Veracruz, separan gran cantidad de licuables del gas por medio de procesos criogénicos (alta expansión - turboexpansores - y bajas temperaturas), obteniendo gas natural seco, gasolinas y gas licuado del petróleo. Proceso de adsorción Consiste en hacer pasar el gas húmedo a través de torres que contienen un sólido granulado adsorvente (alúmina, activada, silica gel, etc.) que acum ula los hidrocarburos pesados en los poros del material y por la parte superior sale el gas seco. La adsorción es la acción de la penetración superficial de un gas o un líquido en un sólido. Es obvio que el adsorvente al estar en contacto con el gas se va saturando progresivamente, por lo que es necesario regenerar el material para que 12
Transporte de Hidrocarburos por ductos pueda recuperar los vapores de gasolina, esta regeneración se logra por medio de calentamiento. Para que el proceso sea continuo la planta deberá contar con el número de torres suficientes. Proceso de absorción Consiste en poner en contacto el gas húmedo con aceite mineral en absorbedores en los que se hacen chocar corrientes contrarias del gas y el aceite. El gas seco sale de las torres por la parte superior, pasando a deshidratadores donde se elimina el agua. La corriente de aceite pobre, facilita la absorción de los licuables y al llegar al fondo de la torre, viene impregnado de las partículas de gasolina contenidas en el gas, denominándosele aceite rico. Este es calentado pasando a una columna de fraccionamiento, donde se desprenden los vapores de gasolina que salen por la parte superior, y pasan posteriormente a los condensadores. El producto obtenido es “gasolina cruda”, que después es estabilizada, extrayéndole los ligeros. El aceite del fondo es aceite pobre caliente, el cual es enfriado, y continúa hasta la parte superior de las torres de absorción para iniciar un nuevo ciclo. El gas seco obtenido es enviado a compresores o se utiliza para consumo interno. Eliminación del azufre del gas natural “Proceso Girbotol”
Cuando el gas natural tiene un alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) o de bióxido de carbono (CO2), deben eliminarse. El primero es altamente corrosivo y tóxico, y el segundo, disminuye el poder calorífico del gas. Para eliminarlos, se envía el gas a una planta de proceso Girbotol cuya operación se basa en la propiedad de las amínas alifáticas (monoetanolamina y dietanolamina) de su gran afinidad con el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, a temperatura ambiente; a alta temperatura esta afinidad disminuye, siendo desprendidos ambos gases del gas húmedo. El proceso es regenerativo y el ácido sulfhídrico es eliminado en forma concentrada. 1.2.1.1.- Características y propiedades del gas natural Poder Calorífico El poder calorífico “bruto” del gas es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante de 1 p 3 de gas medido a 60° F y 30” de Hg., con aire a la misma presión y temperatura
del gas; cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión se c ondensa al estado líquido. El poder calorífico bruto del gas natural es aproximadamente 1020 BTU/ p3. El poder calorífico “neto” del gas, es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante, de 1 p 3 de gas medido a 60° F y 30” de Hg. con aire a la misma presión y temperatura,
cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión permanece en estado de vapor. Se determina por medio de un calorímetro, de un cromatógrafo, o se calcula p artiendo de su análisis químico. Temperatura de ignición Es la más baja temperatura a la que se efectúa la combustión de una mezcla de aire y gas que se calienta gradualmente, por efecto de la velocidad de la reacción química independientemente de la fuente de calor externo. Límite de inflamabilidad Las mezclas gaseosas son inflamables en el aire, solamente entre dos límites extremos. El límite inferior representa el mínimo porcentaje de gas combustible, y el límite superior representa el máximo porcentaje de gas combustible en una mezcla con aire que puede ser inflamada y puede continuar quemándose. Todas las mezclas dentro del rango de estos dos límites son inflamables. La siguiente tabla nos presenta para algunos gases: 13
Transporte de Hidrocarburos por ductos Límite de inflamabilidad % en volumen Inferior Superior 5.00 15.00 2.10 10.10 1.86 8.41 4.30 – 4.90 13.50 – 15.00
Gas Metano Propano Butano Gas natural
Peso molecular El peso molecular se determina utilizando la ecuación siguiente: m = n M m = peso molecular del componente de la mezcla n = número de moles del componente de la mezcla M = por ciento en volumen de los constituyentes de la mezcla Densidad relativa Es la relación del peso molecular del gas con respecto al peso molecular del aire. El peso molecular del aire, se determina a partir de sus componentes y su valor es de alrededor de 28.959. Si el peso molecular del gas tiene un valor aproximado de 18, entonces la densidad relativa del gas será: G
18 28.959
0.622
Viscosidad del gas El valor de la viscosidad se obtiene en función de las condiciones de presión y temperatura. Por ejemplo, el gas procedente de Cd PEMEX, a una temperatura de 20° C y presión de 1 atmósfera, tiene una viscosidad de 0.0116 centipoises. Para obtener la viscosidad en lb/pie - seg. Si 1 lb/pie - seg. = 1488 cp, entonces la viscosidad del gas será: 0.0116
0.000007796
1488
lb pie
seg
El gas natural Nombre comercial Nombre químico Peso molecular
Gas natural Metano 16
Sinónimo Familia química Poder calorífico
Estado físico
Gaseoso, incoloro e inodoro
Temperatura de auto ignición
Odorización
Adicción a ciertos compuestos sensibles al olfato (mercaptanos)
Componentes Metano
85 %
Riesgos para la salud
Sustancia no ingerible
Hidruro de metilo Alcanos 8460 Kcal/mpc a 68 °F y 14.22 psia (1000 BTU / mmpc) 530 °F
Riegos Potenciales Evitar condiciones de emisión de flama, objetos calientes (calderas, motores)
14
Transporte de Hidrocarburos por ductos Etano
13.05 %
Nitrógeno 1.19 % Oxígeno 0.26 % Propano CO2
0.39% 0.08 %
Leve irritación al contacto con los ojos Sin efecto al contacto con la piel Sustancia considerada cancerígena Evitar su inhalación En concentraciones de rango de inflamación produce anoxia
Medios de extinción en caso de incendio Niebla a base de agua y polvo químico
N Butano 0.03 % Equipo de protección personal recomendable Ropa de algodón Botas de piel En áreas confinadas utilizar equipo de aire autónomo o forzado
El gas natural no esta considerado como contaminante a tmosférico
1.2.1.2.- Usos del gas natural Su principal uso es como combustible doméstico e industrial: para generación de vapor, generación de potencia y procesos de calentamiento. •
•
•
•
•
•
Se quema bajo un exceso de aire resultando de esto una alta eficiencia. Contiene muy poco o ningún residuo sólido, combustible limpio El equipo de control satisface instantáneamente las demandas del vapor. En calderas enciende fácilmente y alcanza rápido su temperatura de operación La operación es sencilla con sistemas de control adecuado y poco mantenimiento Las pérdidas de producto son mínimas a menos que se produzcan fugas.
Algunos usos especiales como la deshidratación de productos agrícolas por los gases de combustión, elaboración del cemento Pórtland, producción de cal, y como materia prima en la industria petroquímica. 1.2.2.- Hidrocarburos líquidos El comportamiento del petróleo y sus derivados ha sido objeto de un intenso análisis. La mayoría de los principios del flujo de agua a través de tuberías, se han utilizado y adecuado para solución de problemas de flujo de los petrolíferos debido a que sus propiedades difieren muy poco; sin embargo, las necesidades son diferentes a las del abastecimiento de agua y están basados en la aplicación de las leyes naturales del flujo de fluidos y las características de los efectos y propiedades de los líquidos en movimiento, tales como: Densidad relativa.- Es la relación entre la densidad de una sustancia con respecto al agua. Como referencia, densidad del agua 62.4 Peso específico.- Es el peso de la unidad de volumen. Como la masa de un cuerpo se obtiene dividiendo su peso entre la aceleración de la gravedad, la densidad relativa y el peso específico están relacionados entre sí; ambos son numéricamente iguales.
15
Transporte de Hidrocarburos por ductos Módulo de elasticidad volumétrico.- Para fines prácticos, los líquidos suelen considerarse no compresibles, pero no así en los casos en que la intensidad de presión o su cambio sea considerable, como es el caso de los hidrocarburos. Si la intensidad de presión de un volumen unitario de fluido se incrementa en una cantidad “dp”, y si el volumen se reduce en otra cantidad “dv”, entonces la relación - dp / dv es el módulo de elasticidad unitario para cualquier volumen ”V” de fluido, y aumenta en la medida que aumenta la
intensidad de la presión. dp
E
dv V
En los hidrocarburos líquidos, la compresibilidad se manifiesta en la formación de vapores por incrementos de temperatura y reducción en la presión. Como referencia, para el agua el módulo de elasticidad en condiciones de temperatura y presión normales, es de 21,000 Kg / cm2. Presión de vapor.- Los líquidos se evaporan cuando la presión interna es mayor que la del medio en contacto inmediato con su superficie. Cuando este medio se encuentra confinado, las moléculas de vapor ejercen sobre él una presión parcial denominada “presión de vapor”. Depende de la actividad molecular, la cual está en función de la temperatura. Viscosidad.- Es la propiedad que tienen los fluidos para resistir cualquier fuerza que tienda a producir su flujo. Se considera también como la fricción interna de los fluidos, es decir, la resistencia que oponen las partículas internas que se desplazan con distintas velocidades; es el parámetro que describe la característica de mayor importancia en los fluidos. Viscosidad cinemática.- Es la relación que existe entre la viscosidad absoluta de un fluido y su correspondiente densidad. Viscosidad cinemática (centistokes) = 0.22 (SSU) –180/SSU = 2.20 (SSF) –160 / SSF La unidad de viscosidad dinámica en el sistema CGS es el poise F =1 dina, dv = 1 cm /seg.
;
dy =1 cm ;
A =1 cm 2
La unidad de viscosidad cinemática es el Stoke...1 cm 2/seg. En el sistema inglés, la unidad de viscosidad es: 1pie2/seg. sin denominación. Las viscosidades absolutas se determinan en el laboratorio, se reportan en SSU (Segundos Saybolt Uni versal), o en SSF (Segundos Saybolt Furol), Gravedad especifica en línea (G ℓ).- Es la gravedad específica del líquido a la presión y temperatura de flujo en el conducto. Los Grados API.- Son una escala expandida para medir la gravedad específica de los petrolíferos. La conversión entre la gravedad específica a 60/60 F (GE )[ℓ] y grados API, puede ser realizada con la siguiente ecuación: API
141.5
131.5
GE
Vaporización.- La vaporización (cambio del estado líquido al gaseoso), es propia de todo líquido, y su intensidad es diferente para diversos líquidos y depende de las condiciones en las cuales se encuentre. Uno de los índices que caracterizan la vaporización es la temperatura de ebullición; a la presión atmosférica –nivel del mar- (se puede modificar el punto de ebullición variando la presión sobre el líquido). Cuanta más alta es la temperatura de ebullición, menor es la evaporación.
16
Transporte de Hidrocarburos por ductos Presión.- Las moléculas de un líquido se encuentran en movimiento con dirección arbitraria, cada una es afectada por la fuerza gravitacional y tiende a desplazarse hacia el centro de la tierra. Cuando este movimiento descendente es impedido por un recipiente, la fuerza provoca que las moléculas se empujen unas con otras en todas direcciones y contra la pared del contenedor. Este empuje es llamado presión y en cualquier punto es proporcional a la distancia vertical bajo la superficie del líquido. Los líquidos en un recipiente abierto son estáticos, como masa; la presión que ejercen es llamada hidrostática. Para los líquidos la altura estática es proporcional a sus propiedades. Conviene indicar en la aplicación de fórmulas el valor de la gravedad específica y utilizarse para calcular la presión estática a cualquier profundidad. 1.2.2.1.- Características de aceite crudo Ligero Viscosidad a 100° F Peso específico a 20° C Sólidos en volumen Sal (cloruro de Sodio) Agua Poder calorífico
14.38 0.871 0.80% 26.7 Kg./1000 bls. Cero (deshidratación previa)
Sílice Ácido en fase acuosa (HCl) Ph CaCO3 Magnesio Hierro Azufre Análisis en fase acuosa (lavado de crudo)
28.6 Kg./1000 bls. 4 ppm 7.09 6 ppm 40 ppm 11.95Kg/1000 bls. 3 ppm = 14.31 Kg./1000 bls.
Pesado a 15.6° C 5366.84 cst a 25° C 2142.3 cst 0.9794 12.98° API 0.80% 30 lbs. / 1000 bls. 0.3% Neto 17989 Bruto 19625
Los parámetros de calidad de venta son: 2% de agua y 30 lb de sal por cada 1000 bls.
17
7.2
Transporte de Hidrocarburos por ductos
Fig.9.-Estación de medición de Crudo
1.2.2.2.- La Mezcla Mexicana de Petróleo Se refiere al promedio del precio de venta de los diferentes crudos que exporta PEMEX. En nuestro territorio, se extraen más de un centenar de diferentes crudos: Álamo, Horcón, Marfo, Muro, Tamaulipas, Arenque, Naranjos, Pozoleo, Pánuco, Ligero Marino, Inyección Cárdenas, Plan Agata, La Venta, Papaloapan y Puerto Ceiba, los cuales tienen sus propias características; se diferencian por los refinados, gas licuado, gasolinas, etc., que contienen. PEMEX exporta crudo Maya que es sumamente pesado (menos de 27°API) de l a Sonda Marina de Campeche; el Istmo, considerado como ligero (mas de 27° y hasta 38°API), de la Cuenca de Tabasco y Chiapas; y el Olmeca superligero (mas de 38°API), que se extrae en Veracruz y Tamaulipas. En el comercio internacional, mientras mayor sea el valor en grados API, mayor será su precio, que se define de los países productores de referencia, como el West Texas Intermediate, el West Texas Amargo, el crudo Brent del Mar del Norte y el crudo Ligero Árabe. El precio de venta del crudo mexicano se define por el total de los ingresos de los tres últimos crudos, dividido por la suma de los barriles vendidos, de esos tres crudos. Algunas fórmulas mediante las cuales se obtienen los precios del crudo en los mercados de exportación, durante los 365 días del año. (2005), son las siguientes:
18
Transporte de Hidrocarburos por ductos Mercado Americano Istmo = [(WTS+LLS) 0.4 + (0.20 BRT)] – 2.10 * Esta última cifra varía de acuerdo con la oferta y la demanda del crudo.
Maya = [(WTS + 3% FO) x 0.4)] + [(LLS + BRT) x 0.1] – 3.4 * La constante 3.4, puede variar
Olmeca = [(WTS+LLS+BRT) x 0.333] – 0.45 Mercado Europeo Istmo = [( (0.887 BRT) + (0.113 x 3.5% FO) – (0.16 (1% FO - 3.5% FO) ] – 0.66 Maya = [ (0.527 BRT) + (0.467 x 3.5%FO) - 0.25 (1% FO - 3.5 %FO) ] - 1.35 Mercado del lejano oriente Istmo = [ (Oman + Dubai) / 2 ] + 0.2 Maya = [ (Oman + Dubai) /2 ] + 2.5
1.2.3.- El gas licuado del petróleo GLP Derivado del petróleo, que se obtiene durante el proceso de refinación de la gasolina. Se denomina licuado del petróleo porque se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos, -se necesitan 273 litros de vapor para obtener un litro de líquido-. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta y maneja desde las refinerías a las terminales y de estas a los usuarios, ya sea por auto-tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor (inverso a la licuefacción) para poder ser utilizado como combustible. Los principales Gases que forman el Gas L. P. son el propano y butano, que se distinguen entre sí por su composición química, presión, punto de ebullición y poder calorífico. Un litro de gas licuado pesa aproximadamente ½ kg. El vapor se produce al abrir la válvula de cualquier quemador conectado a un cilindro o recipiente, ya que en ese momento tiende a escapar la presión, haciendo que hierva el líquido para formar más vapor. Si el consumo de gas se prolonga también continuará hirviendo el líquido, tomando calor necesario para ello del medio ambiente a través de las paredes metálicas del cilindro. De esta manera se consume el líquido, transformándose poco a poco en vapor hasta terminarse. No tiene color, es transparente en su estado líquido. No tiene olor pero se le agrega un “odorante” de olor penetrante para detectarlo cuando No es tóxico, solo desplaza el oxígeno, por lo que no se debe respirar mucho tiempo. Es muy flamable, cuando se vaporiza se enciende violentamente con la menor flama Excesivamente frío por pasar rápidamente del estado líquido a vapor, por lo cual al contacto con la piel producirá quemaduras Es limpio, cuando se quema combinado con el aire no forma hollín, ni deja residuos Económico, por su rendimiento comparado con otros combustibles Más pesado que el aire, al escaparse tenderá a ocupar las partes mas bajas, como el piso, fosas y pozos; lo anterior representa situaciones de alto riesgo en caso de fugas. 19
Transporte de Hidrocarburos por ductos 1.2.3.1.- Características del Gas LP
CARACTERÍSTICAS
PROPANO
BUTANO
C3H8
fórmula
C4H10
9 Kg/Cm
Presión normal a temp. Atm
punto de ebullición
2 Kg/Cm
- 42ºC
oder calorífico peso específico
0ºC
11657 Cal/K 508 Gr/ L
11823 Cal/Kg 584 Gr./ L
Riesgos para la salud Este producto es altamente peligroso, a diferencia del gas natural. El gas natural al ocurrir una fuga tiende a disiparse rápidamente por su baja densidad relativa con respecto al aire, en cambio el gas LP por su mayor densidad relativa, permanece en la superficie del suelo, en los sótanos y partes bajas de los edificios formando nubes de grandes dimensiones, que se desplazan íntegras con la corrientes de aire; y si a su paso encuentran una fuente de ignición (una chispa simplemente), se se llegan a producir fuertes explosiones de terribles consecuencias. Por lo anterior, es muy importante que su manejo debe atenderse bajo rigurosas condiciones de seguridad para evitar situaciones de alto riesgo
1.3.- GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL La ecuación de Panhandle que tradicionalmente se utiliza para gasoductos horizontales, se expresa como: Q
435.87 *
To Po
1.07881
2
2.6182
* d
*
P 1
G
P 2
0.5394
2
0.8539
Tf L
* E
...(7)
Unidades para aplicación de la ecuación de Panhandle Q To Po d P1 P2 G Tf L E
Volumen de gas ( pies³/día); a condiciones base Po y To temperatura base, en nuestro caso 20° C presión base, en nuestro caso 14,2234 lb/pg² es el diámetro interior de la tubería en pg presión al inicio del ducto en lb/pg²abs (descarga de estación) presión al final del ducto en lb/pg²abs, llegada al siguiente punto (succión) es la gravedad específica del gas (aire =1) sin unidades es la temperatura media de flujo en ° R longitud de la tubería en millas eficiencia, expresada en por ciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92
Asimismo, considerar para utilizar en las ecuaciones subsecuentes, lo siguiente: 20
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2
Pm
P 1
P 2
T 1
T 2
3
2
Tm
3
P 1
P 2
P 1
P 2
T 1
T 2
T 1
T 2
si P 1
2
P 2
si T 1
50 lb / pg
T 2
C
15
1.3.1.- Modalidades de aplicación de las ecuaciones PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro
Q
435.87
1.07881
To
2
2.6182
* d
Po
P 1
*
P 2
0.5394
2
0.4606
1
L Zm
G
0.5394
1
* E
Tf
PANH ANDLE “B” Modificada, para diám etros mayores a 24” Q
1.02
To
737
2
2.53
* d
Po
P 1
P 2
0.51
2
1
L Zm
0.49011
G
0.51
1
* E
Tf
WEYMOUTH, para ramales hasta de 12”
Q
2
To
433 .49
* d 2.6661
Po
P 1
P 2
2
0 .5
L Zm
1
0 .5
G
1
0 .5
Tf
* E
Líneas con diferencia de altura PANHANDLE “A” 1.07881
Q
435.87
T o
2
P 1
P 2
2
0.0375G
0.5394
H 1 Pm 2
H 2
ZmTm
d 2.6182 E
G 0.8539 TmZmL
P o
PANHANDLE “B” 1.02
Q
737
T o
2
P 1
P 2
0.0375G
2
H 2
0.51
H 1 Pm 2 ZmTm
P o
G
0.961
TmZmL
d 2.53 E
H1 y H2 son las alturas inicial y final del ducto, y Pm, Tm, Zm, las condiciones medias WEYMOUTH 1.07881
Q
439
Zm = 1 / Fpv ;
T o P o
2
P 1
P 2
2
0.0375G
H 2
0.51
H 1 Pm2 ZmTm
GTmZmL
d 2.667 E
para Pm y Tm, Siendo Fpv el factor de supercompresibilidad del gas
21
Transporte de Hidrocarburos por ductos A continuación c ontinuación se muestra una estación típica de medición de gas natural, de donde se obtienen los datos para calcular los volúmenes de gas suministrados a un usuario en particular.
Fig. 10.- Estación de Medición y Control de Gas Natural
Fig. 11.- detalle del registro de Medición con Placa de orificio
22
Transporte de Hidrocarburos por ductos 1.4.- OLEODUCTOS MANEJO DE ACEITE CRUDO Para inducir movimiento a una corriente de crudo a un ritmo deseado, hay que aplicar presión por medio de bombas desde uno de los extremos para crear la diferencia de presiones entre el punto de entrada y de salida de la tubería. Esta presión se consume en vencer las pérdidas por fricción, proporcionales a la distancia recorrida. Si la línea es muy larga se requerirá de bombeo adicional a intervalos determinados para restaurar la pérdida de presión. Originalmente, se utilizaban ductos de tubería de acero con costura longitudinal y con coples roscados en sus extremos; actualmente se utilizan tuberías sin costura (extrudidas), con costura longitudinal, o helicoidal, unidas entre tramos por medio de soldadura. La capacidad de transporte depende del diámetro, de la viscosidad del crudo y de la presión de bombeo de acuerdo al espesor de la tubería. Las bombas bombas pueden ser del tipo reciprocante (de alta relación de presión); o centrífugas (relación de presión pequeña pero manejan grandes volúmenes); pueden accionarse con motores a gas, diesel, turbosina, etc., o eléctricos. Los sistemas más usuales son: •
Bombeo en circuito abierto .- En este tipo de operación cada estación succiona el líquido de
sus propios tanques. •
•
la Bombeo en circuito cerrado .- Se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente, Este tipo de bombeo es factible cuando el perfil del terreno es horizontal y la estaciones son operados en forma automática como unidades independientes y en forma remota desde una central ubicada estratégicamente y comunicada por diferentes sistemas (radio, teléfono o un sistema de microondas). Bombeo con tanques de alivio o de compensación .- Se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente y cuando no es plano el perfil, se debe contar con tanque de almacenamiento con capacidad cuando menos al 25 % del ritmo de bombeo del sistema para casos de emergencia, conectado a la succión y a la descarga de la estación.
CASA DE MAQUINAS
CASA DE BOMBAS
Turbinas 1
Bombas 2
3
Tanque
Descarga Succión
O L E O D
TANQUE Cabezal Cabez al de Descar a Cabezal de Succión
Filtro
Relevo a tanque
Sistema de recirculación Carga desde el tanque
Medición
Válvula check Válvula de paso Trampa de recibo de diablos
Descarga de la estación
Línea de desfogue de trampas al tanque
Trampa de envío de diablos
g. . - estac n e om eo
23
(bombas en paralelo)
Transporte de Hidrocarburos por ductos 1.4.1.- Ecuaciones utilizadas para el cálculo de oleoductos H = (f L v2) / d 2g Ecuación de Darcy en su forma original (Pérdida de carga en unidades de altura) La pérdida de carga en un tramo de tubería, es proporcional a la longitud, a la carga de velocidad y al “coeficiente de Chezy”; e inversamente proporcional al diámetro. Existen otras ecuaciones para el transporte de crudo. Por ejemplo para una línea horizontal y considerando flujo laminar, podemos utilizar la ecuación. de Poiseville:
28.7 x10
P
5
*Q
d 4 * 131.5
API
* L
En la que: P = presión de operación lb/pg2 Q = gasto en BPD ℘ = viscosidad en cst d = diámetro en pies L = longitud en millas Para flujo turbulento y perfil horizontal, la presión de operación del ducto se puede determinar por medio de la ecuación de Blasius: P
6.54 x10
6
* Q1.75
0.25
* L d 4.75 * 131.5 AP I En esta ecuación se aplican las mismas unidades que en la ec, de Poiseville 1.5.- DESTILADOS DEL PETROLEO Y GAS LP 1.5.1.- Ecuación utilizada en el cálculo de ductos de destilados Para el transporte de productos líquidos destilados del petróleo, se recomienda utilizar la ecuación desarrollada por T. R. Aude, Aude, la cual se expresa com o sigue: Q
20.9 D 2.66 P 0.552 K S 0.448
En la que: Q = gasto (bpd) D = diámetro (pg) P = caída de presión (lb/pg2)/ milla S = gravedad específica K = eficiencia de de la tubería tubería (%) μ = viscosidad absoluta (cp)
Si despejamos a P de la anterior ecuación, se tendrá:
24
0.104
Transporte de Hidrocarburos por ductos P
P
Q S 0.448
1.8116
0.104
20.9 D
2.66
K
Q1.8116 S 0.8116 246.3639 D
4.8188
0.1884
K 1.8116
Ahora, si consideramos que la viscosidad cinemática U = μ / S, expresada en centistokes entonces μ=UxS
Sustituyendo en la ecuación: P
Q1.8116 S 0.8116 U 0.1884 246.3639 D
4.8188
1.8116
K
(Lb/pg2)/milla
Para expresar la caída de presión en: (Kg./cm 2) / Km, tendremos que: (1 / 246.3639 lb / pg 2 / milla ) x1 (Kg /cm 2) / 14.2234 (lb / pg2) /1 milla / 1.609 km = 0.0001773 (Kg / cm 2) / Km Sustituyendo en la ecuación anterior: P
0.0001773 Q1.8116 S U 0.1884 D
4.818
1.8116
K
(Kg./cm 2)/Km.
MODULO 2.- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN Una vez determinada la necesidad de construcción de una línea de transporte, se deberá realizar la supervisión de la construcción del ducto en sus etapas, entre las más importantes están las siguientes: Trazo topográfico y Apertura y conformación del derecho de vía Construcción de terracerías y caminos de acceso y excavación de la zanja Transporte y tendido de la tubería Trabajos de soldadura, doblado de tubería y pruebas de soldadura Inspección Radiográfica y Reparación de soldaduras Protección Mecánica Anticorrosiva, inspección y pruebas del recubrimiento Lastrado de la Tubería cuando así lo requiera el proyecto Prueba de hermeticidad y prueba hidrostática de la tubería Desalojo del agua de prueba y limpieza interior de la tubería Sistema de protección catódica diseñado de acuerdo a condiciones del proyecto Bajado y Tapado de la Tubería Diseño y construcción de Obras Especiales, in tegración de instalaciones Reacondicionamiento y señalización del derecho de vía Corrida de Diablos de Limpieza e Instrumentados Puesta en Operación del Sistema de Transporte.
25
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.1.- CONSIDERACIONES DE DISEÑO Para el diseño y construcción de ductos terrestres se utilizan especificaciones nacionales y se continua tomado como referencia la normatividad extranjera. En la actualidad, Se cuenta con documentos normativos en constante revisión y actualización a través de comités integrados por especialistas en la materia. Asimismo, se incorporan experiencias de construcción y operación de diseño y construcción de sistemas similares realizados. Los requisitos de diseño y selección de materiales para la construcción de ductos de transporte, se exigen tomando en cuenta las condiciones de operación, construcción y conservación del derecho de vía dependiendo de la localidad por la que atraviesa la línea, evitando condiciones que puedan ocasionar esfuerzos mayores a los permisibles y por ende situaciones de riesgo en el sistema. Bases de usuario Cualquier proyecto de construcción de un sistema de proceso, en nuestro caso el transporte, para su arranque requiere de la presentación de las bases de usuario, donde se indiquen las características técnicas específicas y parámetros de operación y de seguridad en particular, que el sistema deberá cumplir; información que contendrá como mínimo, lo siguiente: Descripción de la obra Alcance del proyecto y Localización Condiciones de operación y Características del fluído a transportar Información sobre el trazo y conformación del derecho de vía Requerimientos de mantenimiento Equipo e instalaciones superficiales Instrumentación y dispositivos de seguridad Con esta información se deberán elaborar las bases de diseño de acuerdo a: Características físicas y químicas del producto Caracteristicas del derecho de vía y Clases d e localización Especificaciones de materiales y componentes seleccionados Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (límites). Cargas en el ducto durante su integración, instalación, operación y mantenimiento Espesor adicional de acuerdo a especificaciones y desgaste por corrosión Procesos de operación y mantenimiento Sistemas de protección contra la corrosión interna y externa Requisitos adicionales de diseño (DDV, enterrar el ducto, válvulas, cruzamientos, Normas y especificaciones a utilizar en el proyecto. Materiales Los materiales que integren el sistema deben ser los especificados para evitar riesgos y proporcionar un servicio seguro bajo las condiciones de operación y características del fluido, de acuerdo a lo que dicten las normas de referencia, asi como las recomendaciones del fabricante. Por ejemplo: NRF-001-PEMEX-2000 “Tubería de acero para la recolección y transpo rte de hidrocarburos amargos”
NRF-002-PEMEX- 2000 Idem , para la recolección y transporte de hidrocarburos no amargos” Los grados no considerados en dichas normas deben apegarse a la especificación PSL-2 del API5L, respetándose el proceso de soldadura SAW o ERW. Los accesorios como bridas, conexiones, espárragos, tuercas, empaques y demás, que satisfagan requisitos de composición química, Pemex No.2.421.01 ó MSS-SP correspondiente. 26
Transporte de Hidrocarburos por ductos Requerimientos Presión.- Los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna no menor a la presión de operación máxima (POM) o
o
o
o
o
o o
o
Cargas vivas.- Incluyen el peso del fluido y cualquier otro material externo adherido a la tubería (recubrimiento, lastre, etc.) Cargas muertas.- Incluyen el peso propio de la tubería, accesorios, recubrimientos, y relleno de la zanja. Cargas Dinámicas.- Influencia de factores externos: sismo, viento, oleaje, corrientes, impacto, etc. Cargas por expansión térmica y por contracción.- Resistencia de materiales suficiente o aliviar cambios de presión por variación en la temperatura del fluido Movimiento relativo de componentes conectados.- Componentes que por su disposición el sistema se encuentra soportando elementos que ocasionan movimientos (puentes, estructuras, soportes, etc.) Socavación , azolve y erosión de riveras- En los cruces subfluviales se producirá Socavación y erosión de riveras por el caudal y avenidas propias del río que podrían ocasionar movimientos en la tubería principal. Interacción en suelos no homogéneos.- Prevenir esfuerzos longitudinales y deformaciones de la tubería enterrada en suelos no homogéneos (formación de grietas, derrumbes, etc. 2.2.- CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL CÁLCULO DE ESFUERZOS
Esfuerzos en la tubería (soportes, conexiones, ramales, trampas de diablos) o
o o
o
o
Factores de intensificación de esfuerzos (claro recto, flexibilidad en conexiones) Anexo A de la norma de referencia NRF-030-PEMEX-2003 Dimensiones de tubería y conexiones.- Utilizar dimensiones nominales Esfuerzos en curvas, y curvas de expansión.- Determinarlos entre el intervalo total de temperatura, la mínima y la máxima esperadas. Fuerza y momentos por temperatura.- En los anclajes de la tubería considerar la mayor diferencia entre la temperatura de instalación y las temperaturas mínima y máxima de operación. Radio mínimo de codos.- El mínimo es de 3D (diámetros) con variaciones mínimas en el diámetro interior, lo que debe permitir el paso de diablos. Cuando haya transición – por cambio de espesor - el ángulo será < 14°
Tubería de
Junta
“ ”
Tubería de mayor “S”
Junta de trancisión entre dos tramos de mismo diámetro nominal pero diferente espesor (Pieza prefabricada según requerimientos de campo de acuerdo a especificaciones)
Mismo diámetro
interior
27
entre las dos tuberías
Transporte de Hidrocarburos por ductos o
Soportes y anclajes.- Conforme a la normatividad MSS-SP-58 para materiales y MSS-SP-69 para diseño y fabricación, por expansión térmica de ductos enterrados que cause movimientos en los puntos terminales, cambios de dirección o de dimensiones.
Productos que se transportan: Crudo, Gas Natural, Gasolinas, LPG, Amoniaco, Productos Petroquímicos, Agua, etc. Composición de la tubería Acero: Fierro Fe, combinado con Carbón C- se obtiene a partir de la fundición del fierro procedente de los altos hornos y de la chatarra recuperada. El contenido de carbono llega a ser hasta un máximo de 1.7 % Bajo carbón (0.05 – 0.30 %) Utilizados en líneas de conducción Aceros al carbón Mediano (0.30 % - 0.60 %) Alto (0.60 % en adelante)
2.3.- DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO La tubería y sus componentes se diseñan para operar a una presión igual o mayor a la presión máxima de operación a régimen constante; no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en cualquier punto del ducto en una condición estática. La capacidad de presión interna está basada en la ecuación de Barlow: Pi
2t SMYS
D
28
(N/mm 2)
... (1)
Transporte de Hidrocarburos por ductos En la que: D t SMYS
diámetro exterior nominal del tubo (mm) espesor de pared del tubo (mm) esfuerzo de fluencia mínimo
La capacidad permisible por presión interna se calcula con la expresión siguiente: (N/mm2)
Pi FcpPi
... (2)
En la que: Pi Presión interna (N/mm2) Fcp factor de capacidad permisible por presión interna Fcp
... (3)
Fdis Ftemp
Siendo: Fdis factor de diseño por presión interna, depende del tipo de fluido transportado. Sección 8.1.6.1.1 para gases y 8.1.6.1.2 para líquidos, en la n orma de referencia. F Temp.
factor de diseño por temperatura (Tabla 1) de la norma de referencia Temperatura °C Temperatura °F Factor de diseño 121° o menos 149° 177° 204° 232°
250° o menos 300° 350° 400° 450°
1 0.967 0.933 0.9 0.867
Clasificación por clase de localización para Gas Natural El área unitaria base para determinar la clase de localización para ductos comprende una zona de 1600 m de longitud en la ruta de la tubería, con un ancho de 400 m. Se determina de acuerdo al número de construcciones localizadas en esa área. Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4
Tipo de instalación Ductos troncales y de servicio Cruces caminos y vías FC sin encamisado Caminos privados Caminos sin pavimentar Caminos, autopistas o calles y vías F.C. Cruces de caminos y vías F.C encamisados Caminos privados Caminos sin pavimentar Caminos, autopistas o calles y vías F.C. Ductos paralelos a caminos y vías F.C. Caminos privados Caminos sin pavimentar Caminos, autopistas o calles y vías F.C. Ductos sobre puentes
29
0.72 0.72 0.72 0.72
0.60 0.60 0.60 0.60
0.50 0.50 0.50 0.50
0.40 0.40 0.40 0.40
0.72 0.72 0.72
0.60 0.60 0.60
0.50 0.50 0.50
0.40 0.40 0.40
0.72 0.72 0.72 0.72
0.60 0.60 0.60 0.60
0.50 0.50 0.50 0.50
0.40 0.40 0.40 0.40
Transporte de Hidrocarburos por ductos Líquidos El factor de diseño Fdis a utilizarse para la capacidad permisible en líquidos es de 0.72 Espesor mínimo requerido para soportar los esfuerzos por presión interna: ... (4)
tr t tc En la que:
t = espesor de diseño por presión interna (mm) t c = espesor de pared adicional por corrosión (mm) Del espesor comercial seleccionar el mínimo requerido o el inmediato superior. Se utiliza un margen por corrosión en base a estadísticas, de no contar con datos se recomienda un espesor adicional de 0.159mm (6.25 milésimas) de desgaste por año. Esfuerzo equivalente - En base al esfuerzo combinado de Von Misses, ASME B.31.8: Seq
Sh 2
SL Sh SL2
3Ss 2
1
2
... (5)
Donde: Sh
Esfuerzo circunferencial por la presión del fluido (N/mm2), de acuerdo a Barlow: Sh
SL
PD 2t
... (6)
Esfuerzo longitudinal N/mm2 (lbs/pg2)
Estabilidad Los ductos sumergidos o que atraviesan zonas pantanosas, inundadas, en cruces de ríos, etc., deben ser estables bajo condiciones combinadas de cargas hidrostáticas e hidrodinámicas. Se logra con la colocación de lastre de concreto de acuerdo a la NRF-033-PEMEX-2002, con un espesor mínimo de 25mm. Conexiones y ramales- Se hacen por medio de “tees” y “cruces” soldadas a tope bajo especificación ASME B16.9 ó MSS-SP-75. Requisitos adicionales para el diseño Derecho de vía.- El ancho mínimo será de acuerdo a: Diámetro
Ancho total m
(Pg.) De 4 a 8 De 10 a 18 De 20 a 36 Mayores de 36
A 10 13 15 25
30
Zona de material B 3 4 5 10
rea operativa C 7 9 10 15
Transporte de Hidrocarburos por ductos
CONEXIONES PREFABRICADAS PARA SOLDAR
La separación entre ductos en una misma zanja debe ser de 1m.mínimo y en diferente zanja debe ser de 2m como mínimo de paño a paño. Enterrado del ducto El colchón mínimo de suelo se indica en las Tablas 6 y 7 Localización Clase 1 Clase 2 Clase 3 y 4 Cunetas en caminos y cruces vehiculares
Excavación ( m) normal 0.6 0.75 0.75
Excavación en roca ( m)* < de 20”
> de 20”
0.3 0.45 0.6
0.45 0.45 0.6
0.6
0.6
0.9
Tabla 6.- Colchón Mínimo de suelo en Línea regular para gas * En roca la excavación se hace con explosivos
Área industrial, comercial o residencial
0.9
0.6
Cruces de ríos y arroyos
1.2
0.45
Cunetas en caminos y cruces
0.9
0.6
Cualquier otra área
0.75 0.45
Tabla 7.- Colchón mínimo de suelo en Línea regular para líquido
31
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.4.- INSTALACIONES SUPERFICIALES Se consideran las instalaciones adicionales para operación del ducto y que salen a la superficie del terreno, sobre el área comprendida en el D erecho de Vía. 2.4.1.-Válvulas de seccionamiento Se consideran en el sistema para limitar el riesgo y daño por rotura del ducto y para facilitar el mantenimiento. Se deben instalar en lugares de fácil acceso y quedar protegidas con registro y cerco perimetral. Su localización por facilidades de operación s erá: a. Lo más cercana a conexiones de ramales al ducto troncal b. Antes y después de cruces de ríos, lagos o lagunas de más de 30m de ancho c. Antes y después de fuentes de abastecimiento de agua para consumo humano d. En caso de conducción de líquidos en pendientes pronunciadas y cerca de centros de población, previniendo el desalojo del líquido; considerar instalar válvulas de retención (check ) antes de la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, o instalar válvulas de seccionamiento automáticas para una acción rápida. En cualquier caso considerar la seguridad y no rebasar por carga hidrostática la presión interna de diseño de la tubería. Cuando se transporten líquidos en áreas industriales o residenciales la separación máxima será de 12 Km. y puede ser ajustada sin exceder del 10% para permitir una adecuada localización. Las válvulas deben ser de paso completo y continuado y su clasificación presióntemperatura debe ser igual o mayor a las condiciones de operación Estar ubicadas en lugares protegidos para evitar acceso a personal no autorizado Tener mecanismos automáticos de operación y dispositivos de operación manual Estar debidamente soportadas y ancladas evitando esfuerzos adicionales. Clasificación por clase de localización Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4
Espaciamiento máximo (Km.) 30 20 10 5
Tabla 8.- Espaciamiento máximo de válvulas de seccionamiento para gasoductos
2.4.2.-Trampas de diablos Se colocan según se considere necesario para operación y mantenimiento del ducto, dimensiones de acuerdo al Anexo “D” de la Norma de referencia. Con anclajes y soportes adecuados para evitar transmisión de esfuerzos a las instalaciones. Se prueban con la operación del sistema y bajo las mismas condiciones. La figura siguiente muestra las partes de una trampa de envío de diablos:
32
Transporte de Hidrocarburos por ductos 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Válvula de derivación de descarga de bombas. Válvulas de compuerta de trampa de salida. Válvula impulsora del diablo (salida). Válvula de venteo. Válvula de drenado de cubeta (salida). Tapa abisagrada (charnela) de trampa de envío.
Trampa de envió de diablos Procedimiento de envío de diablos. Antes de iniciar operación se deben cumplir lo siguiente: que la válvula de derivación esté abierta; que las válvulas de la trampa, impulsora, venteo y drenado estén cerradas. Verificar las condiciones de presión en la trampa (manómetro). Depresionar la trampa a través de las válvulas de venteo y desfogue. Abrir la tapa abisagrada (charnela) e introducir el diablo hasta la reducción. Engrasar y revisar el empaque de la tapa abisagrada, reponerlo si es necesario Cerrar la cubeta de la trampa de diablos. Presionar la trampa abriendo lentamente la válvula impulsora y purgar el aire. Cerrar la válvula de venteo y abrir al la válvula impulsora para igualar la presión. Abrir la válvula de 8” de la t rampa.
Cerrar lentamente la válvula de derivación obligando al flujo a pasar a través de la válvula impulsora y de la trampa, desplazándose el diablo con el flujo. Después de detectar auditivamente el paso del diablo, se abrirá la válvula de derivación, cerrando simultáneamente la válvula impulsora y de la trampa. Depresionar la trampa a través de la válvula de venteo. Una vez depresionada la trampa, cerrar la válvula de venteo. El personal encargado del seguimiento del diablo, cuenta con equipo transmisor-receptor para que cada detección se notifique al centro de control y este verifique si el diablo lleva la velocidad y tiempos programados.
33
Transporte de Hidrocarburos por ductos Trampa de Recibo de diablos 1. Válvula de derivación de succión a bombas. 2. Válvula de compuerta de la trampa de llegada. 3. Válvula impulsora del diablo o succión de bombas. 4. Válvula de venteo. 5. Válvula de drenado de cubeta (llegada). 6. Tapa abisagrada de acceso a ia cubeta de llegada.
Trampa de recibo de diablos Procedimiento de recepción de diablos Al igual que en el envío, la válvula de derivación debe estar abierta, mientras que las válvul as de la trampa impulsora, venteo y drenado deben estar cerradas. Para recibir e l diablo: Abrir las válvulas de la trampa y la válvula impulsora de 4” llenando de líquido la cámara. Verificar la posición del indicador de paso de diablos. Al llegar el diablo, se detectará auditivamente su paso a 500 y 5m, de la trampa. Detectado el diablo a 50 metros, se procede a cerrar parcialmente la válvula de derivación, cerrando simultáneamente las válvulas de la trampa y la válvula impulsora. Una vez alojado el diablo en la trampa y verificado su paso por l a reducción, abrir la válvula de derivación, cerrando simultáneamente las válvulas de la trampa y la válvula impulsora. Depresionar la trampa abriendo las válvulas de venteo y de drenado. Abrir la tapa abisagrada de la trampa y retirar el diablo. Engrasar y revisar el empaque de la tapa abisagrada, si esta dañado cambiarlo. Cerrar y asegurar la tapa abisagrada. Revisar la hermeticidad cerrando las válvulas de venteo y de drenado Abriendo parcialmente la válvula de pateo. Verificar la hermeticidad y depresionar la cubeta abriendo válvulas de venteo y de drenado Cerrar las válvulas de venteo y de drenado.
34
Transporte de Hidrocarburos por ductos Actividades previas a una corrida de diablo. Llenar formato de permiso para trabajo peligroso, datos del ducto, origen, destino, producto, gasto. velocidad estimada, presión y temperatura de operación. 1 2. 3. 4. 5. 6. 7.
Confirmar con las dependencias involucradas que se cumplan las condiciones operativas: presión, flujo, etc. Comprobar el sello hermético de válvulas y tapas abisagradas de las trampas de envío y recibo de diablos. Verificar que las válvulas de seccionamiento estén totalmente abiertas. Instalar manómetros y/o manógrafos en trampas de envío y recibo de diablos. Disponer de sondeos en lugares accesibles, para detectar el paso de diablos. Verificar que las fosas recuperadoras estén en condiciones de recibir producto. Verificar que los elementos impulsores del diablo sean del material y dimensiones adecuadas, de acuerdo al producto a manejar y a los espesores del ducto.
2.4.3.- Cruzamientos Los sistemas de transporte cruzan en su ruta con diversos obstáculos artificiales y naturales como: ríos, pantanos, montañas poblaciones, vías de comunicación. Se consideran como “obras especiales” dentro del proyecto ya que requieren de un diseño específico y construcción fuera de la
línea regular. En ríos y cuerpos de agua se requiere de análisis y diseño que disminuya los riesgos de contaminación en caso de fuga. Pueden ser aéreos o subfluviales. Los primeros deberán tener un sistema de soporte por medio de pilotes, armaduras y cables (puente), sin curvas verticales, que el tramo sea recto y sus extremos empotrados en los taludes de ambos extremos. Si es subfluvial el cruce, se alojará la tubería bajo el fondo del cauce a la profundidad que indique la norma para evitar que se erosione por el agua a todo lo largo del cauce. Para los cruzamientos fluviales se utilizan tuberías lastradas y anclajes para garantizar la estabilidad del ducto, debiendo considerarse lo siguiente: Velocidad y turbulencia de la corriente Socavación, azolve y desplazamiento de riveras Cambios en la temperatura Calado de embarcaciones Corrosión de las partes metálicas Dragado del cauce y Flotación probable de la tubería.
Datos estadísticos de la Comisión Nacional del Agua, Recursos Hidráulicos Obra Públicas, etc.
2.4.4.-Instrumentos y Dispositivos de Protección Se determinan los requerimientos por el área operativa del sistema y cumplir con lo siguiente: •
Ser de última tecnología compatible con el software y protocolos abiertos de conversión de señales hacia un área de control. Que proporcionen información en tiempo real de las variables de operación del sistema (flujo, presión, temperatura, densidad, etc. dentro de las tolerancias fijadas por el fabricante del equipo) y que las señales que emitan los instrumentos tengan la claridad suficiente, que no haya lugar a interpretaciones falsas.
35
Transporte de Hidrocarburos por ductos •
Contar con sistemas de alarma que permita efectuar acciones correctivas oportunas cuando ocurran desviaciones en las condiciones de operación.
Las válvulas de retención (check) deben distribuirse estratégicamente en ductos que transporten líquidos, previendo que la carga hidrostática en los puntos bajos no rebase la presión interna de diseño. Deben ser de paso completo y continuado para permitir el libre paso de los diablos. Ubicarse junto a la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, cerca de las poblaciones para prevenir el desalojo del ducto en caso de fuga. 2.4.5.- Documentación de entrega del proyecto Al terminar el proyecto el diseñador entregará tres copias en papel y en archivo electrónico a PEMEX, que incluya lo siguiente: Bases de diseño Diagramas de flujo Planos del proyecto Dibujos Isométricos Hojas de especificaciones particulares Volumen estimado de obra Solicitud de materiales y equipos Memorias de cálculo Información básica que involucre todos los aspectos considerados de diseño Todos los planos e isométricos del proyecto deben contener la información mínima suficiente y los requisitos referentes a escala, tal como lo indica el anexo E de la Norma de Referencia. 2.5.- PROCEDIMIENTOS DE CALCULO 2.5.1.- Cálculo del espesor del ducto Utilizando la formula de Barlow : P
2 St
F
E
T
y despejando a t, tenemos:
D
t
PD 2 S F
En donde: t P D S 2 F E T
E
T
Espesor de la tubería (Pg) Presión de Operación (lb/pg2) Diámetro nominal de la tubería Esfuerzo mínimo de cedencia especificado (lb/pg2) Constante para S Factor de diseño (0.72) Factor de junta longitudinal (1), Factor de temperatura (1),
Sustituyendo valores:
t
1000 24 2 52000 0.72 1 1
36
Ejemplo: 1,000 lb/pg2) (24”)
(52,000) 2 Clase1 sin costura menor de 250°F 0.320 pg
1 1
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.5.2.- Cálculo para gasoductos T o Q
435.87
1.07881 2
d 2.6182 P 1
P o
P 2
2 0.8539
* E
G 0.5394 * Tf * L
To temperatura base, en nuestro caso 20° C Po presión base, en nuestro caso 14.2234 lb/pg2 d es el diámetro interior de la tubería en pg P1 presión al inicio del ducto en lb/pg2 (descarga de estación) P2 presión al final del ducto en lb/pg2 G es la gravedad específica del gas expresada sin unidades Tf es la temperatura media de flujo en ° R L longitud de la tubería en millas E eficiencia, expresada en por ciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92 Además, considerar para las ecuaciones subsiguientes: P media
2
T media
2
3
P 1 P 2
P 1 P 2 P 1 P 2
si P 1 P 2
3
T 1
T 1 T 1
si T 1
T 2
T 2 T 2
50 lb pg 2
T 2
15 C
Modalidades de aplicación de las ecuaciones PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro
Q
435.87
T o
1.07881
2
2.6182
d
P o
P 1
P 2
0.5394
2
L Zm
0.4606
1 G
0.5394
1
E
Tf
PANHANDLE “B” Modificada, para diámetros mayores a 24”
Q
737
T o P o
1.02
2
2.53
d
P 1
P 2
2
0.51
L Zm
1
0.49011
G
1
0.51
E
Tf
WEYMOUTH, para ramales hasta de 12”
Q
433.49
T o P o
2
d
2.661
P 1
P 2
L Zm
37
2
0 .5
1 G
0 .5
1 Tf
0 .5
E
Transporte de Hidrocarburos por ductos Líneas con diferencia de altura PANHANDLE “A” 0.5394 2
P 1
1.07881
Q
435.87
T o
P 2
2
H 1 Pm
0.0375 G H 2
2
P o
G
0.8539
Zm Tm
d 2.6182 E
Tm Zm L
PANHANDLE “B” 0.5394 1.02
737
Q
T o
2
P 1
P 2
2
2
0.0375 G
P o
G
0.961
H 2
H 1
Pm
Zm Tm
2.53
d
Tm Zm L
E
H1 y H2 son las alturas inicial y final del ducto, y Pm, Tm, Zm, las condiciones medias WEYMOUTH 0.51 2
Q
439
T o
P 1
P 2
2
2
0.375 G
P o
H 2
H 1
Pm
Zm Tm
G Tm Zm L
Zm =
1 Fpv
;
2.667
d
E
para Pm y Tm
Siendo Fpv el factor de súper compresibilidad del gas Procedimiento de cálculo Una vez seleccionada la ecuación a utilizar (Panhandle A, B, Weymouth, etc., se desarrollan los cálculos conforma a los datos del problema. En ductos de grandes dimensiones para manejo de grandes volúmenes de gas natural, es conveniente determinar varios diámetros para diferentes gastos ya que habrá que balancear que es lo más conveniente desde el punto de vista económico en cuanto al material (acero) y seleccionar el diámetro óptimo. Generalmente se utilizan compresores centrífugos de baja relación de com presión pero con capacidad suficiente para manejar grandes volúmenes de gas natural; estableciendo condiciones específicas de operación, como sigue: Máxima presión de descarga, que se determine de acuerdo a la ec. de Barlow (P 1) Mínima presión de llegada P2, la presión atmosférica, al final del ducto
38
Transporte de Hidrocarburos por ductos Aplicando la ecuación indicada obtendremos los gastos para diferentes diámetros seleccionados entre los comerciales, proporcionados por el fabricante. A continuación, se proceda a determinar a que distancia será posible transportar el gas, despejando de la ecuación a “L”, con las limitantes establ ecidas de presión1 y presión2. Siendo P1 la máxima presión de operación determinada con la ecuación de Barlow y P 2 la presión mínima de succión en la segunda estación para tener suficiente volumen disponible de gas en el compresor (600 lb/pg2) El resultado nos indicará a que distancia del origen habrá que instalar la segunda estación de compresión. Partiendo de este punto, se repiten las presiones límite en la ecuación y se van modificando los datos de acuerdo con el perfil topográfico del terreno para establecer H 1 y H2 a la altura sobre el nivel del mar que corresponda. Se determina nuevamente “L” que corresponderá a la ubicación de la tercera estación de
recompresión, y así sucesivamente; deberá llegar al final del ducto con una presión adecuada a las condiciones de operación mínimas establecidas. Podría ser la mínima presión de succión de la estación subsiguiente, presión de suministro a una Planta de PEMEX, a una Planta de la CFE, a una red industrial, a una red doméstica, etc. 2.5.3.- Cálculos en oleoductos En nuestro país, se transportan los petrolíferos desde el nivel del mar hasta el altiplano, debiendo vencer grandes alturas (de 0 a 2500 m.s.n.m.) y se hace necesario contar con tanques de almacenamiento en las estaciones intermedias, que absorban variaciones importantes en la operación e inclusive está reglamentado dentro de la Normatividad para este tipo de instalaciones. La capacidad de almacenamiento mínimo requerido es de un 25% de la capacidad máxima de bombeo. Adicionalmente a la resistencia friccional, si el aceite tiene que bombearse a un punto alto se requiere de un consumo extra de energía; los elementos de esta fase del problema están constituidos por la altura a vencer, el peso específico del aceite y el ritmo de flujo. La energía de la bomba, que imparte una presión inicial para mover el aceite a lo largo de la tubería, se consume por efecto de las fuerzas resistentes. Para un cierto régimen en un ducto, el aceite puede ser transportado a una determinada distancia, si se desea moverlo más adelante habrá que proporcionarle más energía a través de una segunda estación de bombeo y así sucesivamente hasta llegar a su destino. La pérdida de presión por unidad de longitud es el término más importante. Cuando se conoce esta cantidad para unas condiciones de: diámetro, especificación de la tubería, régimen de flujo, viscosidad y peso específico del aceite; es posible calcular la distancia a la que puede ser transportado este con una presión inicial determinada. Secuencia de cálculo, ejemplo: DATOS Gasto a manejar Longitud de la línea Densidad relativa del aceite (peso específico) Viscosidad (µ)
1 000 000 bpd 626 Km. 0.872 18 cts
39
Transporte de Hidrocarburos por ductos 8.1 lb / pg2 / milla 14m 2146m 50 lb / pg2 1050 lb / pg2
Caída de presión en la tubería comercial Altura inicial Altura final Presión mínima de succión Ps (evitar vaporización) Presión máxima de operación PMO (especificación) Diámetro (d) por calcular
a. De acuerdo al perfil topográfico del terreno, se calcula la diferencia de alturas entre el origen y el destino del ducto, con objeto de determinar si existe columna hidrostática por vencer, aparte de las pérdidas por fricción. 2160 – 14 = 2146 flujo ascendente b. Considerando esta altura, determinar la presión a vencer que representaría, multiplicando dicha longitud por el peso específico del producto: Peso específico del agua = 62.4 lb / pie 3 Peso específico del crudo = 0.872 Diferencia de alturas
= 2146 m = 7039 pies
Presión hidrostática = (62.4 lb/pie³ x 0.872 x 7 039 pies) /144 pg 2 = 2660 lb/ pg 2 Presión hidrostática PH = (2146 m x 0.872) /10 = 187.13 Kg. /cm2 = 2660 lb / pg2 c. La caída de presión a lo largo de la tubería es: 2
∆P =Longitud x (Milla/1,609 Km.) x (8.1 lb /pg / milla) = (626/1.609) x8.1= 3151 lb/pg
2
d. La presión total a vencer será: ∆PT
= Ps + PH + ∆P = 50 + 2660 + 3151 = 5861 lb/ pg2
Si es flujo descendente, habría que restar el valor de AP en la expresión anterior. e. Para determinar el diámetro requerido para un gasto dado a las condiciones indicadas, se inicia con la determinación de el Número de Reynolds, suponiendo un diámetro, ( 42” )
NR = 92.2 x Q x Pe /μ x d = (92.2 x1x106 x 0.872) / 18 x 42 = 106347 (turbulento) Para sistemas de transporte con grandes gastos, el fluj o será siempre turbulento f.
A continuación se calcula el factor de fricción con la fórmula siguiente: 2
2.514
f
2 log
f
0 .0006 2 log 3.715 42
3.715 d
40
NR f
2.514 106343 0 .03
2
Transporte de Hidrocarburos por ductos Suponiendo valores de f, se calcula su valor hasta igualar al real, por medio de iteraciones sucesivas, (0.05), en este caso. g. Aplicando la ecuación Darcy Weisbach para flujo de líquidos en tuberías, obtenemos el diámetro para ese gasto. P
0.06056
f Pe Q
2
L 5
d
0.433 Pe
H
Despejando, 1
d
0.06056 f Pe Q 2 L P 0.433 Pe H
d
0.06056 0.05 0 .872 1 * 10 6 398 .38 5861 0.872 7039
5
50 .49 pg
El diámetro seleccionado, será el inmediato superior de tubería comercial, datos del fabricante: d = 52 pg h. La Máxima presión de operación que deba soportar esta tubería para un espesor determinado se calcula utilizando la fórmula de Barlow: PMO
2 Fc Spe t Ft fs d
Siendo: Fc Spe t Ft fs d
Factor de construcción por clase de localización,... Suponemos 0.72 Esfuerzo máximo de cedencia (especif. API Std 5L X- 52) Espesor de la tubería, en pg.... 0.825 Factor de diseño por expansión térmica...1 (temp. menor de 250° F Factor por soldadura de la tubería......1 (tubería sin costura) Diámetro de la tubería, en pg......52 pg PMO
i.
2 0.72 52000 0.825 1
1188 lb
1 52
(Línea regular)
pg 2
El número de estaciones de bombeo que se requieren para manejar ese gasto, con ese diámetro, será: No. de Estaciones = Máxima presión a vencer /PMO = (5861 lb/pg ²) / (1188 lb/pg ²) = 4.93 = 5
j.
La primera estación de bombeo estará ubicada en el origen, la segunda se localizará como sigue: PMO P
1188 8.1
lb
pg 2
lb / pg 2 / milla
146
millas
235 Km
k. La siguiente estación se localiza graficando la columna de presión de descarga en metros. más la altura sobre el nivel del mar que indiq ue el perfil topográfico de la tubería y trazando una línea paralela al gradiente, cuya pendiente siempre será la misma a lo largo del ducto.
41
Transporte de Hidrocarburos por ductos Ubicación de las estaciones subsecuentes Utilizando la gráfica que nos muestre el perfil topográfico del ducto y partiendo del origen (cero Km. y la altura sobre el nivel del mar en ese punto), en el eje vertical marcar una columna de longitud equivalente a la presión máxima de operación (descarga de bombas) (1188 lb/pg 2, en metros de longitud) y trazar una línea hacia la ubicación de la segunda Estación, en la longitud que corresponda (235 Km.); esta pendiente nos indica el gradiente de presión del sistema. En este punto, en una línea vertical, representar la misma altura que corresponda a la máxima presión de operación anterior y de aquí trazar una línea paralela al gradiente ya determinado, la que al interceptar el contorno del perfil nos ubicará con la localización de la tercera estación; y así sucesivamente, hasta localizar la última estación en el perfil. Las longitudes que se determinan son muy exactas; sin embargo, físicamente nos encontraremos con algunos accidentes topográficos (rocas, arroyos, caminos, hondonadas, laderas etc.) que impidan construir en ese lugar, ya que se requiere de un área plana y extensa para las instalaciones de la estación de bombeo. Por lo tanto, la decisión de ubicación de la nueva estación se toma en el campo, corriente abajo, con lo que se garantice que siempre habrá presión positiva suficiente en la succión. A lo largo del oleoducto, de acuerdo a la Normatividad se deben instalar válvulas de seccionamiento de paso completo y continuado (que permitan el libre paso de diablos), a cada 30 Km. Sin embargo, el número de válvulas dependerá de las condiciones físicas del terreno, ya que también habrá válvulas en las trampas de diablos, en los cruces de ríos importantes, de vías de comunicación, antes y después de una zona urbana, etc. Por lo tanto, dependerá del análisis visual en los planos de todo el desarrollo del ducto para poder definir la cantidad y ubicación definitiva de dichas válvulas. Asimismo, la normatividad exige la instalación de válvulas check en puntos estratégicos de la tubería cuesta arriba, o cercana a centros industriales o de población, que impidan la presencia de columnas hidrostáticas que rebasen la presión máxima de operación de la línea y puedan ocasionar roturas en esta. Las válvulas check se instalan junto a una válvula de seccionamiento, como se muestra en la fig.
Válvula check Válvula de compuerta
42
Transporte de Hidrocarburos por ductos NUEVO TEAPA
(OLEODUCTO DE 52 pg) J.D,Covarruvias
Minatitlán
VENTA DE CARPIO Zapoapita
Tierra Blanca
A. Moreno
Arroyo Claro
Maltrata
C. Mendoza
San Martín
TULA
4000 3440 3133
3000
2670 2258
2270 495
361
2000 1633
1000
N.M.
750 348+026
GRADIENTE 54 14 28+094
104+834
312
47 12 169+768
626
355+420 1375 355+426
923
897
2160
ESTACI N 2, Km. 236+159
ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR m.
322+000 281+000
KILOMETRO
2.5.4.- Cálculos en poliductos Para el caso específico del transporte de productos destilados del petróleo, recurrimos a la aplicación de la ecuación de T.R. Aude. y las limitantes en estos casos son también las presiones de operación: La mínima presión en cualquier punto del sistema por arriba de 12 Kg. /cm 2, ya que la mínima presión para evitar el flasheo del producto destilado es de 11.5 Kg. / cm 2; en nuestros cálculos como medida de precaución vamos a trabajar con una presión mínima de 15 Kg. / cm 2. Máxima presión de operación, la que se determine por medio de la ec. de Barlow . En estos casos, se resuelve la ecuación de T.R. Aude para diferentes gastos, obteniendo diferentes diámetros; se selecciona el diámetro económicamente más adecuado y se procede a ubicar las estaciones de rebombeo de igual forma que en el oleoducto. Sin embargo, una vez ubicadas las estaciones, se deben analizar por tramos entre estaciones para verificar que las presiones en los puntos altos, puntos bajos y de llegada a la siguiente estación, estarán por encima de la presión mínima. En caso de encontrar puntos con menos presión que la limitante, se procede a reducir la distancia entre estaciones, o a incrementar la presión inicial, con objeto de recuperar la presión y con las nuevas localizaciones proceder a confirmar, con otro análisis, en todos los tramos del sistema que las presiones están en lo correcto.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Ejemplo del análisis por tramos para un poliducto Se analiza un tramo del ducto entre dos estaciones de bombeo, transportando gas licuado del petróleo GLP, bajo las siguientes condiciones. DATOS Gasto Longitud del ducto Diámetro interior Altura en el punto inicial Altura en el punto alto Longitud en el punto alto Altura en el punto final Viscosidad cinemática Gravedad específica Eficiencia de transporte Presión mínima de operación
95 000 bpd 76.74 Km. 12,250 pg 22 m 190 m 59.91 Km. 54 m 0.241 cts 0.540 80 % 15 Kg. /cm2 (evitar flasheo)
Aplicando la ecuación de T.R.Aude:
P
0.0001773 95000 12.25
1.8116
4.818
0.54 0.241
0.80
1.8116
Kg
0.1884
0.6522
La caída de presión total a lo largo de la línea será: 0.6522 ( Kg /cm² / Km ) x 76,74 ( Km ) = 50.1 Kg / cm² Determinar las pérdidas por alturas:
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cm 2
Km
Transporte de Hidrocarburos por ductos Punto alto = [ (190 – 22) / 10) x 0.54 = 9.07 Kg. /cm 2 Punto bajo = [(190 – 54) / 10] x 0.54 = 7.34 Kg. / cm 2 P inicial =15 +50.1 + 9.07 – 7.34 = 66.8 Kg. /cm 2; Caída de presión hasta el punto alto = 0.6522x 59.91 = 39.07Kg/cm 2 Presión disponible = 66.8 – 39.7 –9.07 = 18.66 Kg. /cm 2 a la llegada a la siguiente Estación de bombeo
condiciones por arriba de la presión m ínima.
2.6.- SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE DESARROLLO DEL PROYECTO A) Solicitud de obra. Con la memoria descriptiva y los planos en detalle, suscrito por un profesional autorizado con título y cédula profesional registrados en la Dirección General de Minas y Petróleo de la Secretaría de Energía. Los dictámenes, informes y todos los documentos de carácter técnico y económico, suscritos por peritos reconocidos. B) De las memorias descriptivas. Justifican técnica y económicamente la construcción de las obras con seguridad y el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos a que se refiere el artículo 1º de la Ley y que comprende en: “Petróleo”, con todos los datos para la interpretación del funcionamiento de las obras demostrando que ni en su ejecución, n i durante la operación, se verán lesionados los derechos de terceros o los intereses del país. Localización: “El derecho de vía” se selecciona para reducir al mínimo la posibilidad de peligro por futuros desarrollos industriales y urbanos o invasiones del mismo DDV. Se podrán usar terrenos de propiedad particular solo previo convenio con el propietario. De no establecer ese convenio en un plazo de 90 días a partir de la fecha del permiso de la SENER, el permisionario solicitará la declaratoria de ocupación temporal o la expropiación, según proceda, sujetándose a los planos aprobados “Tratándose de ductos”. Se determina una franja de 10 m de ancho para la instalación de la tubería principal y sus ramales, solo podrá aumentarse cuando se proyecte establecer más de tres tuberías, en 1.50 m por cada tubería adicional. La Secretaría suele autorizar una mayor amplitud de derecho de vía. Previa autorización, el permisionario podrá aprovechar los derechos de vía de las vías de comunicación, para la instalación, contrayendo la obligación de cumplir las disposiciones de la Secretaría. Debe ser aplicable a los ductos introducidos a zonas urbanas, en la que son prioritarias las redes de servicio a la población. El permisionario no podrá impedir el cruce de sus tuberías por las líneas de energía eléctrica, caminos, carreteras, canales y ferrocarriles, y tendrá derecho a cruzar líneas de energía eléctrica, canales y vías de comunicación, teniendo en cuenta las disposiciones y condiciones de los permisos; los gastos que originen, serán por cuenta exclusiva de quien cruce las obras ya existentes y de que las nuevas obras se harán de acuerdo con el dictamen de la dirección y las condiciones que fijen.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
Análisis de Costos por metro lineal considerando 100 km. de línea regular (1996) Incluye: apertura, conformación y conservación del DDV, almacenamiento, excavación de zanja 70% Tierra y 30% Roca. Movimiento y distribución de materiales, válvulas, conexiones, accesorios, anticorrosivos, etc. Acarreo y tendido, doblado, alineado y soldado de tubería. Inspección radiográfica. Limpieza, Recubrimiento exterior y bajado. Tapado con material suave para cama y colchón. Obra civil y Mecánica de instalaciones superficiales. Trampa para envío de diablos con válvula de seccionamiento, Trampa doble para envío y recibo de diablos con válvulas de seccionamiento, y trampa para recibo; todas en especificación 5LX- 52, ANSI 600 RTJ. Pintura anticorrosiva de instalaciones, prueba hidrostática, limpieza interior, Protección Catódica, Limpieza final del DDV. Ingeniería, Supervisión de la construcción y Administración. No incluye el costo de Obras Especiales.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos EQUIPO QUE INCLUYE EL ANALISIS DE COSTOS EN 100 KM DE CONSTRUCCION DE LÍNEA
VALVULAS DE PASO COMPLETO Y CONTINUADO SIMILARES A LAS VALVULAS DE SECCIONAMIENTO TRAMPA DE RECIBO DE DIABLOS VALVULAS PARA OPERACI N EN CORRIDAS DE DIABLOS
CHARNELA
LONGITUD de línea regular 100 KM
A SUCCI N DE ESTACI N DE COMPRESIÓN O BOMBEO
TRAMPA DE DIABLOS DOBLE
TRAMPA DE ENVIO DE DIABLOS
VALVULAS DE SECCIONAMIENTO
Vpn=P(1+i)
ⁿ
DESCARGA DE ESTACION DE BOMBEO O COMPRESION
2.7.- CONSTRUCCION DEL DUCTO
Deben construirse los sistemas de transporte previa aprobación del Proyecto Tanto el Constructor como el Supervisor de PEMEX deberán conocer las Normas y Especificaciones que requiere un proyecto de ese tipo La supervisión se realizará durante y en todas las fases de la construcción el personal tendrá la capacidad y experiencia para juzgar y decidir, deberá tener conocimiento de los requisitos mínimos de seguridad para el diseño, construcción, mantenimiento e inspección de tuberías de transporte, de acuerdo a la Norma de referencia NRF-030 – PEMEX- 2003, o equivalente.
El contratista que realice la obra debe entregar un certificado de calidad emitido por la EMA y el supervisor deben conocer las normas y especificaciones de construcción, en nuestro caso, de Petróleos Mexicanos, así como los procedimientos constructivos que apliquen en los mismos: Certificados de equipo y maquinaria.- Certificados vigentes de calibración de equipo y maquinaria, emitidos por una empresa certificadora acreditada ante la EMA.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Recubrimiento anticorrosivo de la tubería en Protección anticorrosiva atmosférica planta, conforme a normas sumergida en juntas de campo Lastrado
y
Recubrimiento anticorrosivo en juntas
Conformación del DDV, trazo y nivelación, Prueba dieléctrica del recubrimiento al apertura, ampliación. bajarla a la zanja para localizar defectos Caminos de acceso en condiciones
Bajado y tapado de la tubería, sin dañarla
Inspección de Materiales
Prueba hidrostática, 1.25 presión diseño
Registro y control de materiales
Limpieza interior, con diablos y aire
Almacenamiento y transporte
Inspección con diablo geométra
Excavación de la zanja, de acuerdo al D
Reacondicionamiento del DDV
Tendido de la tubería, con traslape
Señalización, conforme la NRF
Doblado y alineado en frío
Protección catódica, según procedimiento
Soldadura, calificación de procedimientos
Obras especiales, conforme a proyecto
Inspección radiográfica de soldaduras, Perforación direccional en cruces, según calificación de soldadores y reparaciones proyecto y características del río a cruzar
2.7.1.- Aspectos legales del proyecto Es necesario formular y legalizar el DDV solucionando afectaciones a terceros y la aprobación del proyecto, y las disposiciones de impacto y responsabilidad ambiental Planos del proyecto.- Los planos del proyecto son do 3 tipos: •
•
•
Localización general: incluyendo linderos de municipios y entidades federativas, ciudades, carreteras, ferrocarriles, lagos, costas, etc., aspectos de zona ecológica. De topografía: Secciones de línea de 3 Km. de largo en despoblados, y en zona urbana de 1.5 Km., los detalles de topografía y alineamiento, datos del tubo, cruzamientos, propietarios, linderos, entidades federativas, municipales, etc. Datos relativos a presiones, espesores, etc., índices de población, tipo de construcción, características de operación y análisis químico del fluido por transportar. De construcción: Cruzamientos y obras especiales.
Inspección.- La inspección de los materiales para verificar el cumplimiento de las especificaciones del proyecto: cantidades, marcas, especificaciones, defectos de fábrica, daños en el manejo, etc. Frentes de trabajo.- Se dividen de acuerdo a la magnitud de la obra y deben comprender la construcción de la línea regular, así como todas las obras especiales del tramo correspondiente. Personal.- Tanto manual como técnico debe estar constituido por una plantilla de personal calificado y especializado, con la suficiente experiencia en los trabajos y el número debe ser de acuerdo a la magnitud de la obra. Equipo y herramienta.- Deberá ser el necesario para cada frente de trabajo, cuya cantidad dependerá de la magnitud, y del programa de la obra. Todo el equipo y herramienta debe ser supervisado y aprobado, pudiendo rechazar el que esté en mal est
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
2.7.2.- Gestión ambiental (INE, Secretaría de Energía, SEDESOL, SEMARNAT) TIPO DE PROYECTO
CARACTERISTICAS DE LOCALIZACION
IP
MODALIDAD RIESGO
Construcción de ductos Regiones perturbadas IP en nuevos DDV Regiones no MIA-G perturbadas Construcción de ductos Regiones perturbadas IP en DDV existentes Rehabilitación y mantenimiento ductos
SOPORTE NORMATIVO
ERDT
LGEPA y Reglamento de IA
ERDT
Idem
ERDT
Idem
IP Aviso de inicio de obra
Idem
Regiones perturbadas (Zonas agrícolas, Cumplir especificaciones Proyecto NOMganaderas y de para protección ambiental 117- ECOL 1996 eriales) Aviso de terminación de obra Regiones perturbadas Rehabilitación y (Zonas agrícolas , Especificaciones para Proyecto NOM mantenimiento mayor ganaderas y de protección ambiental 117- ECOL 1996 de ductos eriales)
Construcción de ductos en derechos de vía existentes
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.7.3.- Apertura del derecho de via Trazo preliminar del Derecho de Vía. Retrazo y verificación en su caso. Documentación legalizada de la franja que constituye el DDV Dimensionar el Derecho de Vía conforme a la Normatividad establecida: De 4” a 8 “ de diámetro – De 10” a !8” de diámetro – De 20” a 36” de diámetro – De 42” de diámetro a mayores –
10 m. 13 m. 15 m. 25 m.
Construcción de terracerías Conformación del ancho de la franja del DDV Áreas de almacenamiento de tubería y materiales Caminos de acceso hacia carreteras principales, vías férreas, fluviales Obras de arte requeridas de acuerdo a la topografía del terreno
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
2.7.4.- Excavación de la zanja La excavación mediante zanjadora, pala mecánica, he rramienta manual, o explosivos. Ancho y Profundidad: La zanja donde se alojará la tubería, debe tener la profundidad y amplitud indicadas en el Proyecto de acuerdo con su diámetro. La profundidad debe ser de acuerdo al tipo de terreno, de tal forma que quede una capa de tierra sobre la tubería de 60 cm. como mínimo en terreno rocoso o desértico, de 1.25 m. en terrenos con riego por canales y de 60 cm. en otros tipos. El ancho de la zanja debe ser de 30 cm. mayor que el diámetro exterior de la tubería. En terreno rocoso, en el fondo de la zanja debe colocarse un colchón de material suave.. Clasificación del material de excavación A = Suelos agrícolas, limos y cualquier material blando, con partículas hasta de 7.5 cm. B = El que se excava con maquinaria y son los conglomerados medianamente Cementados, areniscas y tepetates con piedras sueltas > de 7.5 cm., pero< de 75 cm. C = Rocas Basálticas, areniscas fuertemente cementados, Calizas, Riolitas, Granitos, Andesitas, y piedras sueltas mayores de 75 cm.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.7.5.-Tendido de la tubería El tendido de los tubos consiste en la carga, el transporte al derecho de vía, la descarga y el acomodo, paralelos a la zanja del lado de tránsito. Para el transporte, manejo y almacenamiento de la tubería, válvulas, conexiones y demás materiales, deberá tenerse el máximo cuidado a fin de evitar dañarlos. Para el transporte de la tubería por ferrocarril o vehículos marinos, se debe cumplir con lo establecido en los Códigos y Normas respectivas. Cuando la tubería sea recubierta en planta, tomar las precauciones adecuadas para evitar daños al recubrimiento durante el transporte y maniobras en el DDV. El tendido se deberá efectuar cuando se haya excavado la zanja. Consiste en acomodar los tubos a un lado de la zanja, sin causarle daños, debiendo traslaparse entre 5 y 10 cm. y cuidando que la maniobra no provoque derrumbes. Revisar la tubería para detectar daños como golpes, roturas, laminados, corrosión interior y o exterior, muescas, etc. No tender tubería en los tramos del derecho de vía en que se tenga que usar explosivos para la excavación de la zanja, se almacenará en los lugares adecuados. Para doblar la se utiliza máquina dobladora para diámetros 8“ ó mayores con zapata y mandril, o solamente zapata; y tractor pluma para diámetros de 8” ó menores, malacate con zapata para 8” y menores. Un tubo solo es bastante rígido, pero una lingada se vuelve flexible; esta flexibilidad es calculada en el campo y depende del diámetro y del espesor de pared del tubo. Durante el tendido se debe mantener el derecho de vía pare facilitar el transito. En temporadas de lluvias que las condiciones del terreno permitan el transito de plataformas y vehículos al derecho de vía, las tuberías lastradas se distribuirán con tractor pluma, tubo a tubo. Asimismo, se instalarán cuando al ejecutar la excavación de la zanja, esta contenga un volumen de agua que haga flotar la tubería. Aunque los planos del proyecto no contemplen la tubería lastrada en zonas bajas inundables, debe intercalarse por lo menos con la línea regular, para que al bajar asiente uniformemente y cumpla con los requisitos de "colchón mínimo para tuberías subterráneas". 2.7.6.- Doblado y alineado de la tubería Consiste en darle forma definitiva a la tubería en lugares donde la zanja obligue a cambios de dirección horizontal o vertical. Deben de hacerse en frió, cuidando que el tubo no se "chupe“ ; que el ovalamiento que presente sea menor de 2.5 % del diámetro, y se dejará un mínimo de 1.80 m. en los extremos rectos; la costura no debe aparecer en la parte externa de la curva. Para el alineado y preparación de la tubería para soldar, habrá que verificar: Limpieza de los tubos.- Antes de soldar los tramos de tubería, deberán revisarse Alineado de los tubos.- Antes de alinear los tramos a soldar, nuevamente inspeccionarse removiendo substancias extrañas. Se alinearán si son de costura longitudinal, traslapando su costura dentro de 30° a cada lado del eje vertical. El biselado hacerlo solo mediante máquina biseladora, no hacerlo a mano. El espacio entre biseles para soldar debe ser 1/16”. Para iniciar la soldadura utilizar un alineador exterior en 6”, en diámetros mayores usar alineador interior y removerse al terminar el fondeo. Colocar la tubería sobre apoyos con un claro de 40 cm. entre la parte baja del tubo y el terreno, para efectuar la soldadura. Si la tubería está protegida los apoyos deben estar acolchonados
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.7.7.- Válvula a instalar en el ducto Válvulas de compuerta A las válvulas de compuerta se les puede adaptar aditamentos como conexiones, mecanismos de engranes para accionar el vástago, pudiendo ser esta manual, eléctrica o neumática, para una abertura o cierre mas rápido o de control remoto. No se recomiendan para servicios de estrangulación, debido a que la compuerta y el sello tiende a sufrir erosión rápida cuando se restringe la circulación. Las características de servicio son: cierre completo sin estrangulación, operación poco frecuente y mínima resistencia al flujo. Los principales elementos son: volante, vástago, bonete, compuerta, asientos y cuerpos. Los seccionamiento se colocan a cada 30 km. Si existen pendientes muy pronunciadas se colocan de tal manera que corten la columna hidrostática y eviten los golpes de ariete. Esta especificación cubre el diseño y fabricación y entrega de las válvulas, deben ser de producto estándar para trabajo pesado, aplicaciones industriales de acuerdo a las siguientes Normas y estándares: API American Petroleum Institute ASTM American Society for Testing and Materials ASME American Society of Mechanical Engineers ISA Instrument Society of American ISO International Standards Association Todas las válvulas de compuerta deben tener un a placa de identificación de acero inoxidable fija, en un lugar visible: Número de identificación de la válvula Marca y modelo de la válvula Tamaño de la válvula. Tipo de conexión Material del cuerpo y de los internos Rango de operación
Válvula de compuerta
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Válvulas de retención (check) En las válvulas check o válvulas de retención el elemento obturador puede ser de fierro, de cuero o de un material plástico. El elemento obturador regularmente puede ser esférico, de compuerta con obturador que se desliza sobre una guía. Las válvulas de retención mas usadas son las del tipo de charnela, en las cuales, cuando el fluj o ha cesado cierra automáticamente no permitiendo el paso en sentido contrario al flujo, de gran aplicación en las descargas de los pozos, descargas de bombas en pendientes pronunciadas.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.7.8.- Trabajos de soldadura Preparación de biseles Soldadura de arco eléctrico protegido con electrodo recubierto (Trabajos de campo) Soldadura de arco y metal protegido con atmósfera de gas Soldadura de arco sumergido. Trabajo en taller para recipientes a presión Cordones de soldadura: Fondeo Paso caliente Cordones de relleno Cordones de vista o acabado La operación de soldadura se considera como la más importante y de mayor atención, utilizando los procedimientos siguientes: Soldadura de arco metálico protegido, soldadura de arco sumergido, soldadura de arco con electrodo de tungsteno protegido con gas, soldadura de arco metálico protegido con gas o bien por el proceso de soldadura de oxi-acetileno. Las técnicas manuales, semiautomáticas o automáticas. Los equipos deben ser del tamaño y características adecuadas a fin de garantizar una soldadura uniforme y aceptable. Antes de iniciar deberá calificarse la especificación detallada del procedimiento de soldadura a utilizar. La calidad debe ser determinada por pruebas destructivas. Los detalles de cada procedimiento anotarse en registros de los resultados de pruebas y procedimiento. A Proceso B Material C Diámetro y espesor de pared D Diseño de junta E Metal de aporte y número de cordones F Características eléctricas o de flama G Posición H Dirección de la soldadura I Número de soldadores J Tiempo entre pasos K Tipo de alineador L Remoción del alineador M Limpieza N Precalentamiento, relevado de esfuerzos O Protección de gas y gasto P Fundente protector Q Velocidad de recorrido R Dibujos y tablas
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Trabajos de soldadura, preparación de biseles Escoria atrapada y que deberá ser fusionada Por el segundo cordón (paso caliente) para 30
Espesor de la tubería
Primer cordón de soldadura
Biseles 1/16 CORDONES DE
1/32 “ ó 1/16
Espesor de la tubería
1.- Primer cordón “fondeo” 3 4.- Cordones de relleno
2.- Segundo cordón “paso caliente” 5.- Cordón de vista
Se hace la Inspección radiográfica de soldaduras de prueba: Radiografías a cada una de las soldaduras. El soldador es descalificado si cualquiera de sus soldaduras no cumple los “Estándares de aceptabilidad en pruebas no destructivas” 2.7.9.- Protección mecánica y anticorrosiva de la tubería Proceso de aplicación de recubrimientos - Limpieza exterior, limpieza manual de la tubería, preparación de la superficie - Limpieza mecánica por medio de maquinaria, o a base de chorro de arena - Limpieza a base de substancias químicas - Aplicación de pintura primaria de acuerdo a especificación - Aplicación esmalte de alquitrán de hulla, refuerzos de lana fibra de vidrio y fieltro - Operación de lastrado de tubería para zonas pantanosas o inundables El recubrimiento anticorrosivo es una parte de la protección, la otra, la protección catódica. El recubrimiento aísla eléctricamente al tubo, reduciendo el costo de mantener la protección catódica. La supervisión es estricta pues la mayor frecuencia de fallas es por corrosión exterior. La soldadura falla poco porque se realiza una prueba hidrostática. Los tipos de recubrimientos pare tubería de acero subterráneas son: a. b. c. d.
A base de alquitrán de hulla. A base de resina epódica de uso resistente con mayor costo de inversión inicial. A base de cintas plásticas adhesivas. Con tecnología avanzada, aplicación en planta.
Imprimación Después de la limpieza se aplica la pintura primaria en la superficie seca, con brocha o aspersión con maquinarias viajeras para tuberías o en planta, equipadas con bandas de paño, cepillos, etc. 57
Transporte de Hidrocarburos por ductos Refuerzo y envoltura Con la aplicación del esmalte, la tubería se forra en espiral, con tela de fibra de vidrio u otra; debe hacerse a maquina, con un traslape mínimo de 6.4 mm (1/4") y máximo de 1.92 mm (3/4"), de modo la tela quede ahogada y centrada. Para proteger la tubería esmaltada, inmediatamente se forra con fieltro, deben ser de un ancho apropiado, con traslapes no menores de 1.27 mm (1/2'). El proceso de esmaltado debe ser: pintura primaria, esmalte, fibra de vidrio y fieltro, ver figura. Anteriormente se utilizaba pero en la actualidad esta prohibido el uso de asbesto por que se le han adjudicado propiedades cancerígenas.
UN BA O DE ESMALTE
ENVOLTURA EXTERIOR (FIELTRO)
ESMALTE
PRIMER
TUBERIA LIMPIA
DOS BA OS DE ESMALTE
ESMALTE 3/32”
FIBRA DE VIDRIO
PROTECCIÓN MECANICA Y ANTICORROSIVA DE LA TUBERIA
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Inspección Una vez terminado el esmaltado y la envoltura de la tubería, se medirá el espesor del recubrimiento mediante un medidor de profundidad de hoyos (pit-gauge), la continuidad del mismo se deberá verificar con un detector eléctrico de fallas, el cual deberá producir un arco que salte un espacio cuando menos igual al espesor del revestimiento. 2.7.10.- Bajado y tapado de la tubería . Horas convenientes para el bajado de la tubería- a menor temperatura ambiente . Tipo de equipo a utilizar de acuerdo al diámetro y peso de la tubería- maquinaria . Acción de cubrir la tubería conforme al tipo de terreno, suave, semiduro, rocoso . Materiales para la plantilla, relleno y colchón- normalmente del material excavado . Terreno con material rocoso y material de la excavación, material fino, costales, etc. . Acondicionamiento de la superficie final del derecho de vía, conformación y eliminación de materiales y troncos, para tránsito de vehículos para mantenimiento . Construcción de obras de arte, cunetas, alcantarillas, rompe corrientes, lavaderos, etc., obras que eviten la acumulación de agua sobre la tubería.
2.7.11.- Prueba hidrostática de la tubería Equipo utilizado para el desarrollo de la prueba Llenado de la tubería con agua limpia Bombeo de agua para levantar presión a 7 Kg/cm2. prueba de hermeticidad Bombeo para alcanzar la presión definitiva de prueba, según especificación Verificación visual durante la prueba recorriendo la tubería en proceso de prueba Registro de condiciones de presión y temperatura, Registradores. Aceptación de la prueba por las dependencias oficiales, firmando el documento Desalojo del agua para el llenado de la tubería confinándola adecuadamente Corrida de diablos de limpieza y desalojo del agua utilizada en la prueba.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos PRUEBA HIDROST TICA DE LA TUBERIA, MATERIALES Y EQUIPO
Suministro de agua Agua de alta presión
Reg. de Temperatura
Bombeo
Reg. de Presión
Agua de baja presión Manómetro Termopozo
Tubería de prueba
CERTIFICACION DE LA PRUEBA
• Constructor • Supervisor PEMEX • Autoridad (INE, SEMARNAT, SENER)
Tapón cachucha
2.7.12.- Obras especiales De acuerdo a la topografía del terreno se requiere del diseño y construcción de obras especiales, tales como: Cruzamientos aéreos, subterráneos, subfluviales, otros. Aéreos, con o sin estructura dependiendo del claro, en canales, fosas, barrancas, puentes. Subterráneos encamisados o a profundidad con espesor mayor para cruzar zonas inundables, con contrapesos que eviten la flotación de la tubería. Subfluviales, construyendo túneles y encamisado por abajo del lecho de ríos, lagunas, pantanos, zonas inundables, etc. Construcción de soportería con bases de concreto en pendientes m ayores de 30°. Cruzamientos aéreos (longitud del claro) Diámetro (mm) Diámetro (pg) Claro ( m ) 152.4 6 15 203.2 8 16.5 254 10 18 304.8 12 19.5 355.6 14 19.5 406.4 16 21 457.2 18 19 508 20 18 558.8 22 16.5 609.6 24 15
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Cruzamientos subfluviales de ductos
•
Las tuberías de conducción en su ruta cruzan obstáculos naturales y artificiales como; ríos, lagos pantanos, montañas poblados, vías de comunicación, tuberías, canales, etc. Los factores que afectan el diseño y construcción de cruzamientos subfluviales, dependen del tipo: aéreo o subfluvial. En el primer caso se construye un sistema de soportería a base de pilotes, armaduras y cables (similar a un puente); para el segundo, la tubería se aloja en una zanja en el fondo del cauce. Válvulas de bloqueo Nivel del agua
Fondo de la zanja
Unión con la línea ELEVACI N
Unión de tubería principal Y de desvío Tubería principal
A
Dirección de la corriente Válvulas de bloqueo
A PLANTA Dirección de la corriente
Fondo del cause
Zanja Tubería principal
Tubería de desvío
L
CORTE A - A
2.7.13.- Protección catódica del ducto Los costos primarios ocasionados por el fenómeno de la corrosión incluyen el uso de recubrimientos protectores y otros métodos de control como la protección catódica. Los costos secundarios se refieren a pérdidas de producción, paros de planta, daños a equipo y componentes. Otros parámetros, los cuales no es posible cuantificar, se relacionan con aspectos aún más importantes que los económicos, entre otros: desperdicio de recursos energéticos, desastres ecológicos, daños a la salud, pérdidas de empleo y riesgos potenciales de accidentes. El resultado de la acción de la corrosión en plantas hace necesario: Reemplazar el equipo que se ha corroído. Considerar un sobre diseño por corrosión. Requerimientos de mantenimiento excesivo. Interrupción de la operación. Contaminación de productos (si la corrosión es interna). Daños al equipo instalado junto al que presenta fallas por corrosión.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Generalidades sobre la corrosión de los metales Todos los metales y sus aleaciones son susceptibles de sufrir el fenómeno de la corrosión no existiendo material alguno incorroíble para todas las aplicaciones; sin embargo, se puede disponer de algunos materiales resistentes a medios específicos o en su defecto de las técnicas de control anticorrosivos adecuadas. Se define a la corrosión como " el deterioro que sufre un metal con el medio que lo rodea". Otras definiciones aceptadas son: "La tendencia natural de los metales a pasar a su estado natural", "La destrucción gradual de un mineral metálico por reacción química o electroquímica", etc. Para que exista el fenómeno de corrosión, es necesario que existan los siguientes elementos: 1. Un electrolito. Formado por cualquier solución o medio conductor, generalmente, es agua con iones disueltos. 2. Un ánodo. Es el electrodo metálico que se corroe en la interfase metal-electrolito. 3. Un cátodo. También es un electrodo metálico que se protege en la interfase metalelectrolito. 4. Un conductor externo. Este es un conductor metálico que conecta al ánodo con el cátodo y, generalmente la constituye la misma tubería. Al conjunto de los cuatro elementos citados se les conoce como celda electroquímica de corrosión. Naturaleza de la corrosión La corrosión externa de una línea está siempre asociada con el flujo de corrientes eléctricas; los ingenieros en corrosión no saben si la corrosión es la causa de la corriente, o viceversa. Los más modernos trabajos para mitigar la corrosión en tuberías está basada en el propósito de que las corrientes sean manejadas y controladas, la corrosión será asimismo mitigada. De manera que la mitigación de la corrosión está íntimamente relacionada con la medición y control de la corriente eléctrica; esta es siempre corriente directa y en pequeñas cantidades. CIRCUITO PELICULA DE HIDROGENO
EXTERNO
TUBO DE ACERO CIRCUITO
ACERO ANODO
COBRE CATODO
EXTERNO
CATODO
ANODO
ELECTROLITO
ELECTROLITO
SUELO
CORROSI N ELECTROQU MICA
ALAMBRE DE COBRE
TUBO CATODO
ANODO DE MAGNESIO
SUELO
BACKFILL
PROTECCIÓN CATÓDICA CON ÁNODOS GALVÁNICOS
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El diseño de un sistema de protección catódica debe disponer de antecedentes de planos de la estructura o del sistema de tubería; datos de las características (específicamente del material), así como un perfil de resistividad del terreno para determinar las condiciones locales del lecho anódico por instalar. . Los ánodos galvánicos son aleaciones de metales como magnesio, zinc o aluminio; estas aleaciones se presentan en varias formas y tamaños. La cantidad necesaria de material del ánodo, depende de los requisitos de corriente para la protección catódica y de la duración de servicio.
Tubería
Disimilitudes en un tramo de tubería
Protección catódica por medio de corriente impresa. En este sistema se suministra la corriente eléctrica al circuito formado por la estructura a proteger, el lecho anódico y el cableado mediante fuentes externas de corriente directa. Ver figura siguiente En el caso de corriente impresa el punto más importante es la prueba de corriente que se realiza a la estructura, lo que nos dará la cantidad de corriente necesaria para protegerla catódicamente. Antes y después de la prueba de corriente se debe medir la diferencia de p otencial del ducto con respecto al suelo y referido a una celda de cobre - sulfato de cobre, acción que nos dará los datos para calcular la fuente de corriente y el dispositivo anódico.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El arreglo de un dispositivo de protección catódica por corriente impresa consta de lo siguiente: a. Estructura que en el ejemplo representa un ducto; sin embargo, puede ser cualquier estructura metálica con la condición de que se encuentre alojada en el seno del electrolito en el que se instala el lecho anódico (terreno). b. Fuente de corriente directa.- Es el dispositivo que suministra la potencia necesaria para hacer circular la corriente requerida por la estructura venciendo las resistencias del circuito. Puede proporcionarse por la CFE, por motores de combustión interna que generen la corriente, por celdas solares y por generadores eólicos o por medios térmicos. c. Rectificador de corriente alterna de la subestación a corriente directa para alimentar al sistema. d. El lecho anódico.- es un agrupamiento de ánodos que pueden estar formados por grafito, fierro-silicio, plomo, plata, platino o algún otro material inerte, cuya función es drenar la corriente al electrolito para que por medio de éste se cierre el circuito. Éste conjunto se conecta al polo positivo de la fuente de corriente directa con lo que actúa como ánodo del sistema. e. Cableado.- la estructura, la fuente de corriente directa y el lecho anódico se interconectan eléctricamente, condición básica para que se lleve a cabo el proceso anódico con cable de cobre de calibre adecuado, dependiendo de la corriente a manejar. Este sistema a partir de un punto de drenaje y con un buen recubrimiento es posible proteger una cantidad significativa de la estructura. La desventaja es que requiere mantenimiento y ajustes de frecuentes a fin de controlar el suministro de energía 2.7.14.- Corrida de diablos de limpieza Algunas herramientas a utilizar entre otras, son los dispositivos denominados diablos, que se han constituido en indispensables para optimizar las actividades de mantenimiento y operación de los sistemas de transporte por tubería, debido a la diversidad de aplicaciones que tienen al ser desplazados por su interior, con el producto que normalmente maneja el ducto, o con un fluido específico de acuerdo al propósito que se persiga. Existen dos tipos de Diablos: los no equipados que sirven para propósitos de l impieza o separación de productos y los Diablos instrumentados los cuales proporcionan información acerca de las condiciones físicas de la tubería. Limpieza interior Durante la construcción: operaciones de limpieza y desplazar el agua de la prueba hidrostática Durante la operación: limpieza periódica de acuerdo a programas para eliminar condensados en gasoductos, o residuos en productos líquidos para au mentar la eficiencia del transporte. Durante la rehabilitación de líneas: remoción de líquidos o gases) La eficiencia del transporte por tubería depende de l as condiciones fundamentales siguientes: Operación continua Bajos costos de operación Garantía en el suministro del producto Los diablos garantizan la correcta operación del ducto, al eliminar los deshechos acumulados, prevenir la formación de celdas de corrosión, proporcionar información oportuna de problemas en desarrollo como puntos de corrosión o pérdida de material, e importante para toma de decisiones como en el caso de tener que suspender la operación de la línea para probarla hidrostáticamente. Otros usos: Bacheo (separación de destilados, fluidos diferentes) Remoción (eliminación de sólidos) 64
Transporte de Hidrocarburos por ductos Recubrimiento interior contra la corrosión
2.7.15.- Puesta en operación del sistema de transporte Revisión visual de todas las instalaciones a lo largo del sistema Calibración de instrumentos en estaciones de compresión y/o bombeo Prueba de apertura y cierre de válvulas de seccionamiento Prueba de válvulas y protecciones de operación en las estaciones: avisos, alarmas, paro; condiciones de paro de emergencia Pruebas de arranque y paro de compresores y/o bombas Llenado de la línea con producto de acuerdo al perfil del terreno Verificación visual de instalaciones ya conteniendo el producto Comprobación de condiciones de operación especificadas en el programa Verificación de la fuente de entrega del producto y del puerto de recepción del mismo, para garantía de suministro y almacenamiento respectivamente. Iniciación del bombeo (o compresión) por estación, de acuerdo al programa operativo previamente establecido
2.8.- DISEÑO DE DUCTOS MARINOS El diseño de tuberías submarinas para el transporte de hidrocarburos líquidos o gaseosos debe considerar entre otros aspectos, los siguientes: a. b. c. d.
Características físicas y químicas de los fluidos a manejar Presión y temperatura máximas de operación Especificaciones del material seleccionado Cargas adicionales externas como consecuencia de las condiciones de trabajo, de las características de las zonas que atraviesa, tales como: Cargas externas impuestas por condiciones de operación. Cargas vivas, el peso del fluido, carga hidrostática por profundidad Cargas muertas, el peso de la tubería, recubrimientos anticorrosivos, lastrado, ánodos para protección catódica, válvulas y otros accesorios Sismos
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Esfuerzos causados por asentamientos o derrumbes en suelos inestables. Efectos de la contracción y expansión térmicas Esfuerzos debidos a cambios de nivel o dirección Esfuerzos por oleajes y corrientes marinas e. Tolerancias y variaciones permisibles en especificaciones de tuberías y operación f. Factores de seguridad por ubicación de la tubería y por eficiencia de la junta de soldadura entre tramos de tubería. g. Espesor adicional de la tubería por desgaste o margen de corrosión h. Revestimiento anticorrosivo de la tubería y del lastre de concreto i. Protección catódica con ánodos de sacrificio j. Ductos ascendentes ( raisers ) 2.8.1.- Información requerida Batimetría.- Estudio de la profundidad- en la ruta de la línea Dimensiones de la tubería Características y volumen del fluido, temperatura de diseño (máxima y mínima) Presión de diseño, presión de prueba y máxima presión de operación de la línea Especificaciones de la tubería y materiales Sistema de protección anticorrosiva y tipo de recubrimiento anticorrosivo Desarrollo de futuras obras en la ruta de la línea marina Espesor del material de lastrado. Planos de instalaciones, plataformas, áreas habitacionales, rutas de barcos, muelles y otros por la seguridad de la tubería. Arreglos con ductos ascendentes, sistemas de protección, grúas, habitacionales, arribo de botes y áreas de rescate. Información ambiental: propiedades del suelo marino, topografía, condiciones de viento y oleaje, temperatura máxima y mínima del agua, temperatura máxima y mínima del aire, corrosividad, actividad sísmica y desarrollo marino. Cargas.- Cualquier carga durante la fabricación e instalación del sistema. Cálculo de cargas funcionales durante la operación y de cargas ambientales aleatorias. Resistencia y estabilidad.- Planos estructurales de los ductos ascendentes de: La geometría de tuberías especiales (curvas de expansión) De componentes de tubería adicionales (tees, reductores, conectores, etc.) Análisis de la estabilidad de la tubería sobre el lecho marino Análisis estructural incluyendo control contra esfuerzos de cedencia excesiva, fallas por fatiga, propagación de fracturas, por ductibilidad, etc. Análisis de estabilidad estructural, control contra doblado desplazamiento excesivo Análisis dinámico y de vibración. Protección Anticorrosiva.- Especificación de recubrimientos y su aplicación, de diseño de sistemas de protección catódica, localización de los ánodos y su sujeción a la tubería, control de corrosión interna (inhibidores). Especificación de la protección de tuberías de elevación “raisers” en áreas
críticas, zona de marea y oleaje. Construcción.- Especificaciones de los procedimientos de construcción, soldadura, control de calidad, pruebas no destructivas ultrasonido, líquido penetrante, radiografía. Condiciones de diseño.- Indicar la presión, temperatura y tiempo de servicio a que será sometida la tubería. Los componentes de cualquier punto de un si stema deben diseñarse para resistir la
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Transporte de Hidrocarburos por ductos presión diferencial máxima entre las presiones internas y externas a que estarán expuestos con flujo normal y estáticas. La temperatura no afecta al esfuerzo permisible entre –20°C y 121°C. A temperaturas mayores, se requieren ajustes de diseño de acuerdo con: Temperatura de 121°C 149 178 204 232
Factor de 1.000
0.967 0.933 0.9 0.967
Deben tomarse en cuenta las propiedades de los materiales cuando estén expuestos a bajas temperaturas
Influencia Ambiental.- Tomar precauciones para que el sistema resista o releve la presión que exceda a la máxima presión de operación permisible, por expansión térmica o por efectos de contracción del fluido confinado. Efectos Dinámicos.- Considerar los efectos dinámicos internos y externos sobre la tubería por: presión del oleaje, impacto, vibración, resonancia, viento, olas, corriente, hundimiento, asentamiento diferencial, actividad sísmica natural, erosión, movimiento del suelo y ot ros. Efectos de peso.- Los efectos de peso combinados con cargas y fuerzas deben considerarse en tuberías descubiertas, suspendidas o no suspendidas, o no soportadas continuamente, es decir las cargas vivas y las cargas muertas. Expansión térmica y cargas de contracción.- Se deben prever los efectos ocasionados por la expansión térmica y la contracción de componentes de la tubería. Movimientos relacionados con los componentes.- Prever los efectos de un componente con respecto a otro, en el diseño de las tuberías y sus soportes Documentación El representante de PEMEX y el contratista antes del iniciar los trabajos de construcción de un ducto marino, deben tener a bordo de la embarcación la documentación siguiente: contrato, ingeniería del proyecto, planes de calidad, de contingencia y procedimientos constructivos para cada una de las fases a desarrollar, certificados y avalados por un organismo certificador con acreditación ante la Entidad Mexicana de Acreditación, EMA ó en su caso, la constancia de que está en trámite su acreditación. 2.8.2.- Procedimientos constructivos, Materiales y Equipos Se deben entregar los siguientes procedimientos para revisión, al supervisor de la obra: De soldadura De calificación de soldadores De relevado de esfuerzos De pruebas no destructivas. De reparación de soldadura. De inspección de materiales y equipos De posicionamiento GPS De buceo de construcción De inspección subacuática. De tendido de línea regular submarina.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos De izaje/descenso de línea submarina. De fabricación e instalación de abrazaderas y defensas. De fabricación e instalación de elementos (Accesorios y tuberías). Para aplicación de protección anticorrosiva y lastrado de tubería Para lastrado de codos para curva de expansión. De fabricación e instalación de ducto ascendente y curva de expansión De acolchonamiento en cruces de tubería o i nterconexiones. De dragado de línea regular submarina. De instalación de derivaciones o ramales (hot tapping). De interconexión submarina con líneas existentes. De empate submarino. De prueba hidrostática y limpieza del ducto submarino De secado e inertizado del ducto submarino. De instalación de instrumentación control y fuerza. De recuperación de residuos aceitosos. De embridajes y desembridajes de interconexiones. De manejo y cuidado de los electrodos Procedimiento de desmantelamiento y abandono de un ducto submarino. Embarcaciones Se entrega la documentación autorizada que acredite los permisos de navegación y las características de las embarcaciones principal y de apoyo (chalán, remolcador, abastecedor, lancha de pasajeros), a fín de comprobar que cumplan con lo requerido para construcción, instalación o desmantelamiento de ductos submarinos. Adicionalmente, se debe entregar la documentación de las embarcaciones: Certificado de clase Certificado de Francobordo Certificado de Arqueo Certificado de Balsas Salvavidas Planos de Seguridad y de Arreglo General de Capacidad de Distribución de Carga Certificados por Casa Clasificadora o por Marina Mercante Dotación Mínima Seguridad Cuadernillo de Estabilidad sellado por Marina Mercante, si es nacional Certificado de Matrícula Certificado de casco y maquinaria Certificado de seguridad marítima Seguros vigentes Permisos de navegación, en caso de ser extranjera Materiales, equipos e instrumentos Todos los materiales, equipos e instrumentos permanentes serán nuevos y de acuerdo con las Normas Oficiales Mexicanas, Normas de Referencia, especificaciones de PEMEX, o en su caso, con las normas internacionales o especificaciones extranjeras, conforme a la Ley Federal de Metrología y Normalización. Tubería La tubería para la línea regular, curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso e interconexiones submarinas, debe apegarse a las normas de referencia, según se trate de hidrocarburos amargos o no amargos. Debe ser instalada sobre cubierta de plataforma del lado de
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Transporte de Hidrocarburos por ductos producción de la válvula de seccionamiento en trampa de diablos. Los extremos de la tubería (biseles), deben protegerse con un sistema de protección m ecánica que garantice su integridad. Válvulas y accesorios Las válvulas de bola, globo, check, aguja, codos, bridas (fijas, giratorias y desalineamiento), actuadores, trampas de diablos, depuradoras, paquetes de inyección de inhibidores de corrosión, zonas de mareas, juntas aislantes, indicadores de paso de diablos, niples, weldolet, thredolet, sockolet, tableros de arranque y paro, celdas fotovoltaicas, centrales hidráulicas, fuentes de poder, transmisores de temperatura y de presión, indicadores de temperatura y de presión, interruptores de alta y baja presión, tubería conduit, tubing de acero inoxidable, cableado eléctrico, cajas de registro, etc. deben apegarse a lo indicado en las requisiciones de materiales que a su vez lo manifíestan de acuerdo con las normas de referencia de P EMEX NFR. Materiales consumibles Los consumibles requeridos para la construcción del ducto y parte de la i nstalación: soldadura y los recubrimientos, deben cumplir con las normas de referencia Para los ánodos del sistema de protección catódica, se requiere la certificación de la composición química y su comportamiento electroquímico (eficiencia). Marcado, embalaje, transporte y almacenaje de tubería, válvulas, y accesorios. Para el manejo, transporte, carga y descarga de los materiales y equipos, se deben apegar a las recomendaciones de las especificaciones correspondientes. Personal técnico y profesional. El personal que lleve a cabo los trabajos de construcción e instalación o desmantelamiento de un ducto submarino, debe tener experiencia comprobable en trabajos similares, a fin de garantizar la calidad de la obra y seguridad de las instalaciones, así como la protección al medio ambiente y equilibrio ecológico. Personal debuceo. El personal buceo para los trabajos de supervisión y ejecución de la obra deben acreditar su especialidad como Buzo Técnico o Especialista y estar calificado y certificado con base en la Normatividad, así como, comprobar su experiencia. Personal de posicionamiento. El personal para los trabajos de posicionamiento de la obra debe cumplir con Curriculum Vitae donde acredite su experiencia en trabajos costa afuera. Personal de inspección no destructiva. El personal encargado de tomar, revelar e interpretar radiografías de uniones soldadas o efectuar evaluaciones de soldaduras mediante ultrasonido, así como de reportar resultados de la inspección y llevar a cabo los trabajos de inspección no destructiva de la obra deben, cumplir con Curriculum Vitae donde acredite su especialidad como técnico certificado ASNT Nivel I, II o III, Además de presentar documentación que lo acredite como técnico calificado en inspección no destructiva, debe Indicar los procedimientos que fueron incluidos en dicha calificación; así como Indicar la institución u organismo que expide la documentación.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.8.3.- Criterios de diseño La presión de operación máxima permisible en cualquier punto de la tubería, no debe exceder ninguna de las siguientes: a. b. c. d.
La presión interna de diseño de la tubería más la presión externa mínima La presión interna de cualquier componente más la presión externa mínima. El 80 % de la presión de prueba más el 20% de la presión externa mínima El 80% de la presión de prueba en fábrica de cualquier componente que no haya sido probado en la línea, más la presión externa mínima.
Tubo recto sometido a presión interna.- El espesor de pared “t” de tubo para cualquier presión es: t
t
PiD
si D
2 s
PiD 2 s
0.80 Pi
10
t
si D
t
10
En la que: P = presión interna de diseño en (Kpa), (lb / pg 2) D = diámetro nominal del tubo en pg, (mm) S = valor del esfuerzo tangencial permisible en (Kpa), (lb/ pg 2) Tubo recto sometido a presión externa.- Cuando la presión externa excede a la interna, el tubo debe tener la resistencia necesaria para prevenir que se colapse, considerando las propiedades físicas, las variaciones de espesor de pared indicadas por especificación, la elipticidad, los esfuerzos de doblado y las cargas externas. Las presiones de oleaje son producidas por cambios súbitos en la velocidad de la corriente. Se debe ejercer control, de modo que el aumento de presión producido por el oleaje y otras variaciones de la operación normal, no excedan la presión máxima permisible en ningún punto de la línea en más de un 10%. En válvulas y bridas además de cumplir con las presiones indicadas, deberán estar dentro de los límites de temperatura de diseño (de – 29° C a 121° C). Los vástagos, empaques, sellos y juntas de materiales compatibles con el fluido y con el ambiente exterior. Todos los componentes deben diseñarse para proteger al sistema de la presión máxima a la que estará expuesta. Cuando dos líneas que operan a diferentes presiones se conectan, la válvula que las separa debe soportar la presión mayor Esfuerzos permisibles y otros límites de esfuerzos. El valor del esfuerzo tangencial permisible, se determina por el espesor de pared de tubería bajo presión interna: S FER
En donde: S = valor del esfuerzo tangencial permisible F = factor de diseño basado en el espesor nominal de pared. Debe ser menor o igual a 0.72 para líneas de hidrocarburos líquidos y gaseosos. F = 0.60 para tubería de elevación de gas en plataformas que no son de producción F = 0.50 para tubería de gas en plataformas que no son de producción E = Factor de soldadura R = Resistencia mínima de cedencia , indicada por el fabricante.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Tolerancia por corrosión: para línea regular 0.125 pg; para curvas de expansión y ductos ascendentes 0.200 pg; para zona de marea y oleajes 0.350 pg Tubería submarina y ducto ascendente durante la instalación Tomar en cuenta los esfuerzos probables para determinar como el sistema de tubería puede instalarse sin sufrir daño que afecte su confiabilidad. Si el análisis d demuestra que no puede lograrse una instalación aceptable con el equipo disponible, deberán modificarse la tubería y el ducto, y verificar las fases de: a. b. c. d. e. f. g. h. i. j.
Inicio de la operación de tendido de la tubería, tendido continuo o normal Abandono y recuperación de la línea Terminación de la operación del tendido Remolcamiento del tren de tubería y equipo y jalado de la sarta de tubería Alineado Zanjado y relleno de la zanja Aproximación a la costa Cruzamiento con otras tuberías Uniones (empates) marinos Instalación de ductos ascendentes de acceso a las plataformas
Todas las fases, debe analizarse para cualquiera de las siguientes formas de falla: Fluencia excesiva, deformación residual longitudinal después de la instalación no mayor de 0.02% Pandeo local, función de la carga y de las condiciones de algunos modos de falla. Efecto de fatiga, de acuerdo al método de análisis: mecánica de fracturas, basados en pruebas de fatiga Daños excesivos al lastre.
ELEVACI N COPLE AISLANTE
PATA DE LA PLATAFORMA
ABRAZADERA FIJA
NIVEL MEDIO DE BAJAMAR PROTECCI N PARA MAREA
NODOS
ABRAZADERA DESLIZABLE DUCTO ASCENDENTE NODOS ABRAZADERA DESLIZABLE
ELEVACI N BRIDA GIRATORIA
LECHO MARINO
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CURVA DE EXPANSI N
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.8.4.- Métodos de tendido de tubería Es importante seleccionar la embarcación, ya que la rapidez, eficiencia y seguridad de los trabajos dependen de las dimensiones y características del equipo. Comparar los movimientos del barco inducidos por el oleaje; un movimiento excesivo causaría el paro de las operaciones, el abandono de la tubería, e incluso, el abandono de la rampa de deslizamiento. Los estados límite en oleaje son de 2 m de ola significativa para barcazas convencionales, de 2.5 m para barcos con casco de buque, de 3 m para sumergibles chicos y hasta de 4.5 m para semisumergibles más grandes. Descripción de las barcazas Barcaza convencional.- Para aguas poco profundas y condiciones ambientales moderadas, recomendable para el tendido de tuberías. La desventaja en estas embarcaciones es que el balanceo sobre su eje longitudinal es muy alto, para un nivel medio de oleajes laterales se tienen que suspender las operaciones de tendido. Barcazas semisumergibles.- Son equipos diseñados para tender tubería bajo condiciones ambientales difíciles, la configuración del casco es tal que los miembros flotantes principales están fuera de la acción directa del oleaje dependiendo del tamaño. Operan fácilmente en ambientes marinos más hostiles. Para selección de la embarcación se analiza lo siguiente:
Tipo requerido de embarcación, calado, eslora y manga Velocidad de tendido, costo diario, capacidad de los tensionadores, malacates, pescantes y grúas Número de estaciones de soldado e inspección, diámetros máximos y mínimos que puede tender, tipo de rampa, tipo de rodillos, capacidad de almacenamiento de tubería, sistema de anclaje y sistema de posicionamiento y navegación
En la barcaza se realizarán las operaciones de fabricación y lanzamiento de la tubería, como son: transporte local, biselado, alineamiento, soldadura, radiografía, reparación de fallas y lanzamiento de la tubería. Control de Posicionamiento.- Las embarcaciones, controlan su posición durante el tendido por medio de líneas de anclaje (entre 8 y 14 líneas), con diámetro de cable de 2 a 3 pg y longitud desde 1 a 3 Km. Este sistema requiere de una localización continua de las anclas durante el avance del barco de tendido y su control se complica conforme se opera en aguas más profundas. El buque tiene la capacidad de mantener una posición geográfica en el mar con precisión de metros, utilizando su fuerza propulsora para contrarrestar las fuerzas externas (viento, olas, corrientes) combinadas, dando una resultante contra la que reacciona la fuerza propulsora por medio de un sistema de control automático computarizado de posicionamiento dinámico y sistemas de referencia. El sistema de posicionamiento determina desde sus sensores dicha fuerza y el movimiento giratorio necesario, combinado con la operación de los propulsores, propelas principales y timones para compensarla y así mantener la embarcación en posición. Barcos de tendido.- Son embarcaciones con casco en forma de buque, tanqueros adaptados a éstas operaciones. La ventaja es su alta capacidad de almacenamiento; además, su peso y configuración propician una mayor estabilidad, para condiciones de oleaje adversas.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El método de tendido de tubería, puede ser en “s” o “j”, flotada o semiflotada y utilizar el proceso de
soldadura tradicional tramo a tramo, doble junta o embobinado; en cualquiera de los casos se debe demostrar el control del proceso y su util ización en proyectos similares. Para llevar a cabo los trabajos de construcción de tendido de tubería, se deben tener los procedimientos debidamente aprobados y certificados que apliquen para cada una de las etapas del proceso, deben describir la secuencia de actividades a realizar en el tendido, incluyendo sistemas de anclaje, control de posicionamiento, tipo de rampa y su configuración geométrica, características del equipo de construcción, niveles de tensión requeridos, definición de operaciones de abandono y recuperado de la línea, y abastecimiento de la tubería. Cuando las condiciones ambientales rebasen los límites establecidos de operación de la embarcación, conforme a lo establecido en la documentación de la embarcación, se debe aplicar el procedimiento de “Abandono y recuperación de la tubería”. Se debe colocar en el primer tramo un polypig con la finalidad de que este sea desplazado en el caso de una ruptura o colapso del ducto y contar con dos tapones del diámetro, espesor y especificación de la tubería para el inicio del tendido y abandono de la tubería; además de las válvulas de inundación y/o desfogue, que permitan el llenado y/o desalojo interior de la tubería. El proceso de unión mediante soldadura al primer y último tramo de los tapones, se puede realizar utilizado el procedimiento de soldadura aprobado y/o por algún método de unión mecánico (bridado o de mordaza). Se deben elaborar soldaduras en carretes representativos con los mismos soldadores que laboran en la rampa de tendido de tubería; el primer carrete representativo en la junta Nº 10 y las posteriores cada 100 juntas, así como, realizar las inspecciones y pruebas no destructivas a la soldadura, debiendo cumplir con los criterios de aceptación indicados y las pruebas destructivas a la soldadura, tensión, sanidad y doblez. En el caso de que la línea regular sea de una longitud menor a los 100 tramos se considerarán dos carretes representativos, uno en la junta 10, y el otro, 3 juntas antes de terminar el tendido. Método de Tendido El más común y con el cual la mayoría de las embarcaciones operan, es el método convencional de la Rampa de Lanzamiento, requiere de que la embarcación le suministre segmentos de tubería de longitud de 12 ó 24 m, que son soldados sobre una rampa de producción para formar la tubería continua, la barcaza propulsada mediante un sistema de anclaje es jalada hacia delante una distancia correspondiente a la longitud de un tramo de tubería (12 m), cada vez que un nuevo segmento es añadido. Durante el jalado la tubería se desliza sobre rodillos desde la rampa de producción, hasta alcanzar la rampa de lanzamiento; más allá de esta, la tubería queda libremente suspendida hasta el fondo marino. La tubería adquiere una configuración en “S” desde que sale de la rampa de producción, donde generalmente están los tensionadores hasta el punto de contacto con el lecho marino.
Nivel del mar S
Tubería
Lecho marino
Tapón soldado al primer tramo 73
Método de rampa de lanzamiento
Transporte de Hidrocarburos por ductos El método del Bobina se basa en la fabricación y soldado de un tramo largo de tubería, en este caso el cable de jalado es enrollado en un tambor de gran diámetro instalado en posición vertical u horizontal en un barco. La ventaja es la velocidad de tendido relativamente alta, no se requiere el sistema de anclaje convencional y se utiliza posicionamiento dinámico. La limitación es que solo permiten t uberías de hasta 24” de diámetro, y si se requiere peso adicional para estabilidad de la tubería en el fondo marino, deberá incrementarse el espesor de pared del tubo, ya que el enrollado no soporta tuberías con recubrimiento de concreto. Carrete
Barcaza
Plataforma
Cable de jalado Lecho marino
Tubería
Método de bobina o carrete Preparativos para construcción de línea Antes de iniciar las actividades de tendido, el representante de PEMEX conjuntamente con el representante de la compañía, deben verificar los siguientes sistemas y equipos: El sistema de alimentación de tubería a la rampa de tendido y de alineamiento en la primera estación, incluye: El alineador interior. Equipo de soldadura que se empleará en cada estación de soldadura y de monitoreo Equipo de corte y biselado Sistema de control y registros de tensionadores Sistema de control del pontón El malacate de abandono y recuperación de la línea y ancla de muerteo. Los tapones de abandono e inicio con sus válvulas Sistema de detección de doblez en la tubería, durante la etapa de tendido Sistema de alumbrado y ventilación de la rampa de tendido Sistema de llenado, presurizado y limpieza del ducto (bombas de alto volumen baja presión, y de bajo volumen alta presión), mangueras, equipos de medición y control, manómetros, manógrafos, termógrafos, balanza de pesos muertos, medidores de flujo, polypigs, compresores. Sistema de inspección y control de pruebas no destructivas: radiografiado, revelado e interpretar radiografías, ultrasonido, líquidos penetrantes y partículas magnéticas, con equipos: como crawlers, bulbos, y de ultrasonido, negatoscopio de intensidad variable líquidos reveladores y fijadores, película, letras y números de plomo, penetrómetros, geiger y dosímetros personales. Sistema de protección de juntas (depósito de poliuretano, mangueras, bombas, láminas, flejes, grapas, yute, mangas, holiday detector). Sistema de posicionamiento. Limpieza y alineamiento de la tubería.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Previo al alineamiento, la tubería debe ser limpiada interiormente con aire a presión u otro medio mecánico para remover el polvo y las sustancias extrañas. El alineamiento de tubería en la rampa de tendido debe efectuarse con un alineador expansor interno hidroneumático para corregir el ovalamiento de los tubos, retirándose después de realizar el fondeo y el paso caliente de la soldadura. El desalineamiento interior de la tubería no debe exceder de 1/8” (3mm).
Producción de soldaduras Se debe disponer de documentos que comprueben la calificación del procedimiento de soldadura y de los soldadores; debe ser específico para cada fase. El alineamiento de las juntas se debe realizar cuidando que las costuras longitudinales de los tubos, queden colocadas en la parte superior del mismo y giradas a 30º una con respecto a la otra. Toda junta soldada debe ser radiografiada al 100 % y evaluada conforme a los criterios de aceptación citados en la Tabla 3. Así mismo, un 3% de la producción de juntas realizadas en cada turno debe ser inspeccionada por el método de ultrasonido y evaluada de acuerdo a los criterios de aceptación. En todas las placas del radiografiado se debe observar, la leyenda de identificación de la obra, número de la junta, número del penetrómetro, diámetro y espesor de la tubería; el desarrollo del perímetro debe estar marcado cada 0.10 m e impreso con letras y números de plomo; así como la densidad de la película y los penetrómetros se observen perfectamente delineados con su barreno y/o diámetro del alambres. Reparación de soldaduras Todas las soldaduras, que por motivo de las inspecciones no destructivas (visual, radiografía, ultrasonido) presenten discontinuidades (imperfecciones) que rebasen los parámetros permitidos según lo indicado, deben ser reparadas. La reparación y remoción de defectos se debe de realizar basándose en el procedimiento aprobado y certificado, donde se detalle la forma de detección y remoción de defectos, el cual debe cumplir con las indicaciones de la sección 10.0 del API 1104 o equivalente.. Todas las reparaciones deben ser inspeccionadas mediante los métodos no destructivos indicados, aplicando los mismos criterios de aceptación. Detector de pandeo Antes de iniciar el lanzamiento, se debe colocar en su interior el detector de pandeo, para asegurar que la línea no presente deformaciones durante el tendido, debiendo deslizarse sin restricción al ser jalado por el cable en el interior de la tubería. Marcado de la tubería Con el objeto de facilitar la identificación de las juntas, los tramos se deben enumerar progresivamente en la estación de alineado, rotulando un número con pintura blanca claramente visible de 0.10 m hasta 0.30 m de altura, dependiendo del diámetro de la tubería, y a 1.0 m de la junta de campo en la parte superior del cuerpo del tubo (lado pontón). Control de esfuerzos Durante el tendido de la tubería, se debe llevar un control de los niveles de esfuerzos que se presentan, además con los instrumentos o medidores que permitan evaluar la tensión aplicada en la tubería en cualquier momento, de tal forma que no se generen esfuerzos mayores a los 75
Transporte de Hidrocarburos por ductos permisibles. Se debe asegurar la integridad, mediante la corrida de un programa por computadora previamente determinado, en el cual los esfuerzos de trabajo en ningún caso podrán ser mayores que el 85% de Fy. Ruta y señalamiento La ruta para las tuberías submarinas, se determinan eligiendo la trayectoria más directa o, en base a estudios geofísicos, geotécnicos y oceanográficos. Estudios Geofísicos en los corredores propuestos, indicando la topografía del fondo para detectar características geológicas significativas, deslizamiento de lodos, fallas, afloramientos rocosos o de coral, áreas de socavación, o topografía irregular. Estudios Geotécnicos que proporcionen información sobre las características físicas y mecánicas del suelo y subsuelo, a través de un muestreo superficial con pruebas de laboratorio. Estudios Oceanográficos que proporcionen información en base a datos estadísticos, campañas de medición o modelos de predicción, información sobre las condiciones de oleaje, corrientes, mareas y vientos en el área de interés. Alineamiento de la tubería.- De acuerdo a la ruta especificada en los planos: Estaciones con coordenadas del cadenamiento, batimetría, localización Características de las curvas horizontales propuestas. Localización de cruzamientos con tuberías, cables u otros objetos Localización del muestreo con profundidades y características del suelo Localización de puntos de conexión con curvas de expansión, con ductos ascendentes y del tramo de aproximación a la costa, etc. Preparación para el Tendido.- Antes de iniciar los trabajos, deberá supervisarse lo siguiente: 1. Equipo: Sistema de cama de alimentación de tubería La estación de alineamiento (line-up station) El sistema de alineamiento interno Estaciones de soldadura y Radiografiado Malacate de abandono y recuperación de línea Sistema de inyección de espuma de poliuretano Tapones de abandono e inicio con sus válvulas El detector de dobleces Los tensionadores y las flejadoras Los tapones de inicio y abandono de la tubería, de acuerdo a los requisitos para su funcionamiento; que las válvulas estén bien colocadas y protegidas, que sean de la especificación, que la oreja de tirón esté bien reforzada y verificada con calibrador de espesores. Todas las soldaduras deben ser examinadas por métodos no destructivos. • • • • • • • • •
2.8.5.-Procesos de soldadura Los procesos más utilizados en la construcción de un ducto submarino, son: a. Soldadura de arco metálico protegido SMAW “Shield metal arc weld”. - La energía eléctrica se obtiene de generadores de corriente contínua, impulsados por motores eléctricos o de combusíón interna; o bién por transformadores que administran la corriente requerida. La fusión entre el electrodo de metal de relleno y el metal de la pieza de trabajo, se logra mediante el calentamiento producido por el arco e léctrico formado entre ambos metales. El arco y el metal fundido, son protegidos de la atmósfera por las emanaciones gaseosas producidas al fundirse el recubrimiento. El metal de aporte es una varilla de acero que funciona 76
Transporte de Hidrocarburos por ductos como electrodo (AWS-A (AWS-A 5.1 y AWS A 5.5) y su recubrimiento cubre toda su longitud, excepto excepto en el extremo por el cual se hace contacto para la transmisión de corriente eléctrica. b. Soldadura de arco metálico metálico protegido con gas o proceso MIG (metal- inerte gas), GMAW “(Gas metal arc weld). – Proceso en el que la coalescencia – propiedad de unión o fusión- entre el electrodo de metal de relleno y el metal base, es producida por calentamiento de un arco eléctrico entre ambos. c. Soldadura de arco de tungsteno protegido con gas GTAW “Gas tungsten arc weld” - La coalescencia entre los metales se logra fundiéndolos con el calor suministrado por el arco eléctrico abierto, entre el metal base y un electrodo no consumible de tungsteno. Se protege con una campana de gas inerte (argón, helio, o mezclas), inyectado a través del maneral porta electrodo. Producción de las soldaduras Se pueden iniciar en serie, a bordo de la barcaza para el tendido de tubería. El número de estaciones depende del diámetro y espesor de la tubería, siendo el mínimo 4 y el máximo 7 estaciones de soldadura. En la estación 1 se alinea y precalienta, se depositan dos pasos de soldadura, el primer “cordón de fondeo” con una penetración mínima de 1/32”; el segundo cordón elimina la escoria atrapada entre el primer cordón y el metal base, se aplica con mayor amperaje y se le conoce como “paso caliente” que proporciona la resistencia necesaria antes de mover la unión hacia la siguiente estación. No debe haber un intervalo mayor a 5 minutos entre soldaduras, a fin de aprovechar el calor residual del primer cordón. Entre la segunda y penúltima estaciones, se aplican los cordones de relleno. En la última estación se aplica el último cordón, llamado corona o cordón de vista. Un carrete de cada 100 juntas de soldadura deberá someterse someterse a pruebas destructivas. destructivas. Posición ermisible de la costura 1
2
3
4
Soldadura Soldadura lon itudinal itudinal Posición no permisible de la Costur Costura a lon itudina itudinall
ALINEAMIENTO DE TRAMOS CON CON SOLDADURA LONGITUDINAL
Válvula esférica
Protector de la válvula
h
Pol - i Diablo Diablo de lim lim ieza ieza Ta ón cach cachuc ucha ha
Primer tramo sin lastre de
Jalador
Arreglo de jalador y tapones tapones para el primer tramo de tubería 77
Transporte de Hidrocarburos por ductos Protección de junta de campo Depende del tipo de servicio, de baja temperatura hasta 60° C se utiliza cinta plástica “ serviwrap”.
Si la tubería maneja altas temperaturas, se utilizan mangas termocontráctiles. Ambas requieren limpieza manual con cepillos neumáticos o eléctricos, libre de óxido, polvo y grasas. La manga envuelve al tubo traslapando 6 pg a cada extremo y con un diámetro de 2 a 3pg más grande que el diámetro de la tubería. Se coloca un parche en el cierre de la capa superior y se aplica calor, primero en el parche para asegurar la manga y posteriormente posteriormente directo a la cinta del centro centro hacia las orillas para facilitar la salida del aire. Finalmente, se coloca una lámina galvanizada entre los extremos lastrados, asegurada con tres flejes, y por una perforación en la parte superior se le inyecta poliuretano, hasta tener un espesor uniforme al del concreto en toda la línea. Junta Tubería lastrada Limpieza
Tubería desnuda
Lastre de concreto
Aplicación de cinta plástica plástica Inyección de poliuretano
Lámina Galvanizada
Operaciones del tendido de tuberia
Flejes
Cubierta de lámina galvanizada
Las embarcaciones pueden ser por autopropulsión o sin ella, mientras tienden tubería el avance debe de ser muy controlado; en ambos casos se mueven por medio de sus 8 anclas, alargando las de proa y acortando acortando las de popa hasta agotar agotar las posibilidades en cuanto a longitud longitud del cable de Colocación de molde y llenado con poliuretano las anclas. Antes de que esto suceda, un remolcador con equipo de radio posicionamiento (Sistema Norte) que trabaja por triangulación mediante estaciones remotas colocadas en diferentes puntos del área de plataformas, se encarga de ir cambiando de posición las anclas, de manera que no se detenga el tendido sin afectar a las líneas existentes en el fondo marino. Tendido de tubería con barcaza convencional MANIOBRAS I. Descarga de tubería II. Movimiento sobre chalán III. Depósito de tubería tubería IV. Movimiento a estación de biselado V. Movimiento a estación de alineado ESTACIONES DE SOLDADURA 1. Alineado fondeo y paso caliente 78
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
1er. 2do. Cordones de relleno 3er. y 4to. Relleno 5to.cordón de relleno Cordón de vista Radiografiado Protección anticorrosiva Protección mecánica
La estación maestra en el puente de mando, consta de una computadora con graficadora e impresora que registra la posición X, Y de las anclas. La embarcación cuenta con un sistema hidráulico de tensionadores que sujetan la línea mientras está en la etapa de soldadura, cuando se desplaza hacia adelante disminuye la tensión para que la línea se recorra (un tramo). Durante el tendido, se agregan los ánodos de sacrificio al espaciamiento indicado por la ingeniería Fase de inicio del tendido. Comprende lo siguiente: Instalar el pontón en su posición Alimentar la rampa de tendido con el primer tramo de tubería. Alinear y soldar el tapón de inicio Engrilletar el cable de muerteo al tapón de inicio Enganchar y levantar el cable del ancla de muerteo muerteo y alinearlo a los rodillos del pontón Lastrar el pontón para tendido normal Instalar el alineador interno y el crawler, (aditamento para radiografiado de juntas) Mover la barcaza barcaza hacia proa hasta hasta que tensione el cable del ancla de muerteo continuar hasta hasta que la tubería haya pasado por los tensionadores, hasta el último de popa Instalar el detector de dobleces Se ajustarán los tensionadores de acuerdo a la variación de la profundidad
• • • • • • • •
•
TUBER TUBER A LASTRADA LASTRADA
I II
Líneas de anclaje
III
IV
Pontón 8
7
6
5
4
3
2
1
V V
Tendido de tubería con barcaza convencional Fase de Izaje de la Línea.- Cuando hay marejada o vientos fuertes que pongan en peligro la operación, se retira el equipo interior de la tubería, se coloca el tapón y se abandona la línea como si hubiese concluido la obra; se fija la boya de señalamiento al tapón y se toman las coordenadas. 79
Transporte de Hidrocarburos por ductos Cuando el extremo de la línea esté sobre la barcaza, un buzo examinará la tubería fuera del pontón hacia el lecho marino, mientras son reinspeccionadas las juntas por técnicas no destructivas. De existir algún daño, se cortan los tramos y se retiran las partes dañadas. Cuando se localizan áreas fuera de Norma, se corta el tapón, se rebisela e instala la tubería reiniciándose el tendido. Procedimiento de abandono de tubería.- Incluye las fases siguientes: a. Retirar el equipo del interior de la tubería, detector de dobleces, alineador, crawler b. Soldar el tapón de abandono y engrilletarlo al cable del malacate c. Aplicar al cable de abandono la tensión normal de tendido sin dejar de utilizar los tensionadores; cuando se igualen las tensiones, liberar las anteriores. d. Mover la barcaza hacia proa, permitiendo que la tubería corra hacia atrás, al mismo tiempo bajar el pontón manteniendo siempre la tensión normal de tendido. e. Cuando la línea regular se encuentre fuera del pontón, se deberá mantener la tensión requerida en el cable f. Mover la barcaza hacia popa cerca del tapón de abandono, colocar la boya de señalamiento y liberar el cable de tirón. Una vez que el mal tiempo ha terminado, y las condiciones son favorables, se recupera la tubería abandonada para reanudar con el tendido normal y liberar la boya: conforme a los pasos siguientes: Aproximar la barcaza a unos 70 m del tapón de abandono. Instalar el pontón en su posición e inundar las dos primeras secciones del mismo para el tendido normal, y la última sección completamente. Con un remolcador, trasladar la boya de señalamiento y el cable de tirón, engrilletar el tapón y liberar la boya Aplicar al cable de tirón la tensión normal de tendido. Mover la barcaza hacia popa hasta que la tubería se encuentre en el pontón y nivelar la última sección Después que el tapón de izaje haya rebasado el tensor de proa, poner en operación los anteriores y liberar el cable de proa. Para verificar la calidad de los trabajos se deberá utilizar el servicio especializado de inspección subacuática durante el tendido, se requieren dos inmersiones por turno, registrando las profundidades reportadas y las condiciones de los tensores. 2.8.6.- Fabricación e instalación de elementos Previo al inicio de los trabajos de fabricación de elementos en patio, se debe contar con el material que permita desarrollar las actividades sin paros o contratiempos, el usuario conjuntamente con el constructor deben verificar que los equipos estén en posición y en condiciones de operación. La fabricación de elementos que por su forma o volumen se deben realizar en patio, seleccionando un área de fácil acceso. Estas actividades pueden realizarse en la barcaza de tendido y/o en chalanes, siempre y cuando se tenga el área disponible y sin restricciones para el manejo de materiales y piezas prefabricadas. Tipos de inspecciones de pruebas no destructivas para elementos del sistema
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Tipo de inspección de pruebas no destructivas Radiografía y Ultrasonido según procedimiento Radiografía y Ultrasonido según procedimiento
Elemento Ducto ascendente Curva de expansión Protector del ducto ascendente (Defensa y base) Abrazaderas Cuello de ganso
Líquidos penetrantes Líquidos penetrantes Radiografía y Ultrasonido según procedimiento Líquidos penetrantes
Soportería Instalación
Los ductos ascendentes y las curvas de expansión, se instalan de acuerdo a los planos de detalles constructivos del proyecto (API 5L X-52 ó X-60, conexiones y codos. Antes de iniciar, se deben localizar con boyas todas las posibles obstrucciones que dificulten el anclaje de la embarcación, dentro de un área circular de 1200 m de radio. Los métodos de instalación dependen de los factores siguientes: Arreglo de la tubería Profundidad de la instalación Tecnología y equipo disponible Experiencia del personal a cargo de la instalación Tubería submarina con o sin curva de expansión Curva de expansión Cuando las condiciones son críticas, en profundidades mayores de 30 m, se requiere de curva de expansión para absorber los desplazamientos que se puedan generar en la tubería. Una vez ubicado el ducto ascendente, se procede a ubicar la curva de expansión, tomando en cuenta el rumbo seleccionado para continuar la tubería submarina hasta su origen o destino. El rumbo se basará en los estudios geofísicos y geotécnicos sobre un corredor propuesto, procurando no interferir con instalaciones que se localicen en la misma plataforma. La curva debe unirse al ducto ascendente por una conexión bridada, y a la tubería submarina por medio de soldadura hiperbárica; o bien, conector mecánico (Mid Riser). Cuando sea con soldadura hiperbárica debe dejarse un espacio mínimo entre curva y curva de 6 a 9 m, y preparar un tramo de tubería de 12 m. al extremo del codo que se conecta con la tubería submarina. El procedimiento es el siguiente: a. Posicionar y anclar la barcaza sobre las coordenadas de giro requeridas, radiolocalizar que la banda de estribor de la barcaza, sea la más cercana a la columna de la plataforma, donde se instalará el ducto con la grúa de mayor tonelaje. b. Verificar por el personal de buceo, la posición y abertura de las abrazaderas. c. Colocar poleas en la columna de la plataforma, cerca del nivel de lodos para que puedan utilizarse guías para posicionar la curva de expansión. d. Verificar la localización del punto de unión con la tubería, midiendo la distancia desde este punto a las columnas de la plataforma, o comparar la localización con un punto de referencia previo e. Bajar el ensamble hasta que descanse sobre el fondo, si se requiere, colocar bolsas de arena para igualar el nivel y cerrar las abrazaderas y apretar pernos; quitando los tensores de la curva.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Con el plano aprobado se verifica en el sitio la altura definitiva de la abrazadera de anclaje, para determinar la longitud del carrete vertical. Todos los materiales deben ser de la misma especificación de la tubería o mayor; en los accesorios debe verificarse con mayor precisión: que los codos sean del espesor, radio y ángulos indicados; que las bridas sean del bore (diámetro interior), libraje, tipo y clasificación. En el extremo final de la curva de expansión, al unirlo con la línea regular se coloca una “junta de transición” ya que la línea ascendente y la curva de expansión, son de diferente espesor que la
línea regular. Este aditamento permite la unión de las juntas con un mismo espesor para facilitar la soldadura hiperbárica. Es necesario instalar atiezadores con abrazaderas y tubería de acuerdo al diámetro para evitar flexiones. Ducto ascendente La parte más importante del ducto ascendente lo constituye la zona de mareas, se han desarrollado diseños cada vez más rigurosos para proteger a la tubería, En el extremo del ducto que se une con la curva de expansión, se instala una brida o un conector mecánico “sid raiser”.
Para la zona de mareas se recomienda utilizar placas de refuerzo de acero estructural, de baja aleación y alta resistencia a la corrosión (ASTM- A 441). También se usa el encamisado con tubo de mayor diámetro, con material de relleno para el espacio anular, de acuerdo al diseño con abrazaderas y defensas adecuadas. Las plataformas deben ser las guías y soportes para los ductos ascendentes, constituidas por elementos estructurales tubulares que proporcionen rigidez y protección. Analizar la cantidad de ductos instalados, o a instalar en el futuro y el arreglo en plataforma, como cámaras de envío y recibo de diablos, diámetro del ducto por instalar y las llegadas o salidas de puentes de interconexión con plataformas. Para la instalación se observará lo siguiente: a. Verificar por medio de los buzos la localización de las abrazaderas, las cuales deberán estar abiertas y el estado de las tuberías antes de colocarlas en sus apoyos b. Con la grúa mayor, levantar el ensamble de la barcaza y colocar una guía en el extremo inferior. c. Bajar el ensamble hasta una distancia de 25 pies del nivel de lodos; bajar lentamente hasta que las caras de las bridas estén a 30 cm. una de otra y posicionarlo dentro de las abrazaderas. d. Bajar lentamente hasta 15 cm. de la brida inferior, insertar pasadores y dos espárragos, quitar bridas ciegas e insertar los empaques; bajar definitivamente el ensamble, insertar y apretar pernos, cerrar abrazaderas y terminar de apretar. Trampas de diablos y cabezales En diseños recientes se han eliminado a solicitud de la rama operativa y por falta de espacios, el barril de envío o recepción de la trampa de diablos; sin embargo, se ejecutará cuando el proyecto así lo requiera, conforme a la normatividad. Es factible fabricar dichos barriles en campo y adecuarlos a la instalación existente y conectarse a la tubería durante las maniobras de corridas de diablos.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
DUCTO ASCENDENTE ABRAZADERA CONECTOR MID-RISER CERRADO
PATA DE LA PLATAFORMA
SUJETADOR
ABRAZADERA CURVA DE EXPANSIÓN
Ensamble ducto ascendente y curva de expansión 2.8.7.- Soldadura hiperbárica para unir tubería con la curva de expansión La soldadura hiperbárica se debe realizar, bajo un procedimiento calificado, que detalle cada fase del mismo y el equipo básico a utilizar que consiste en 1 ó 2 cámaras de saturación donde habitan los buzos, una campana que los lleva al área de trabajo, una estructura especial SPAR que consta de un sistema de alineamiento de tubería y una cámara hábitat en la cual se realiza la soldadura. Las juntas se inspeccionan visualmente y después por métodos no destructivos. Se cortan especímenes y se someten a pruebas de tensión, doblez y sanidad, evaluándose su comportamiento según el Código API- 1104. Es importante que la prueba de soldadura se realice dentro del hábitat con las mismas máquinas de soldar y bajo las mismas condiciones en el fondo. Aprobados los buzos soldadores, entran a las cámaras de saturación 6 buzos soldadores y cuatro de construcción; en dos horas máximo los buzos estarán saturados respirando una mezcla de helio y oxígeno, de una proporción que va en función de la profundidad, a mayor profundidad menor proporción de oxígeno. Ejemplo, para una profundidad de 45 m, la proporción de la mezcla es de 712% de oxígeno, el resto de helio. Se baja la campana con dos buzos de construcción, uno de ellos permanece en ella mientras el otro se encarga de guiar el descenso del marco alineador SPAR en el punto de trabajo y se sujetan los extremos de la tubería con las abrazaderas hidráulicas. Si el peso es considerable, se utilizan flotadores hidráulicos “parachutes” y si es necesario se instalan pesos muertos de 10 a 15 ton c/u.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Pescantes
BARCAZA CAMARA DE SOLDADURA EN SECO EN EL FONDO DEL MAR (HABITAT)
Malacate Línea guía
Consta de: - Transformadores eléctricos - Caja de controles - Aire acondicionado y calentador - Puertas 1 y 2
Línea del pescante (cadena)
CAMPANA TUBERIA LASTRADA
Estructura para alineamiento LECHO MARINO Extremos de tubería limpia a soldar
UNIDAD SPAR Con sistema de alineamiento de la tubería y Hábitat para buzos soldadores.
Al mismo tiempo del traslape recuperado en el corte rústico, se obtiene el carrete de ajuste con una longitud de 1.5 diámetros, se preparan los biseles y se limpian. Se procede a alinear los extremos lo más próximo a la posición ideal por medio de las abrazaderas hidráulicas del SPAR y los pesos muertos, si se requiriera. Se baja el hábitat, se coloca dentro del SPAR y se asegura. Por la separación entre caras se pasan dos puertas y se colocan una a cada lado, se coloca un sello a cada puerta alejándose para hermetizar el hábitat. Se inyecta presión de mezcla al hábitat desalojando el agua y dejando en él atmósfera seca y respirable para los buzos. Los buzos de construcción terminaron su labor, e inician los buzos soldadores procediendo al alineamiento fino y realizan uno o dos cortes finos con la máquina hidráulica de corte en frío, Los anillos de corte son revisados en superficie para verificar su regularidad y se toma en video un acercamiento de los biseles. Se alinea el carrete de ajuste y se checa con tomas de video con un acercamiento a la preparación de la junta. Se baja el porcentaje de hidrógeno a menos de 3% (no respirable), para evitar el riesgo de incendio. Los soldadores con su equipo, realizan los pasos de soldaduras indicados. Se cambia la atmósfera y el porcentaje de la mezcla para hacerla respirable, se inspeccionan las juntas con ayuda de la cámara de video y se inspeccionan radiográficamente, evaluándose la calidad según el criterio de aceptabilidad API. Se limpia la junta perfectamente y se procede a colocar la protección mecánica en toda el área desnuda; se recupera el equipo y se colocan apoyos en el punto hiperbárico para proteger la tubería quedando ésta depositada sobre el fondo marino. Corrida de campana y productividad del personal saturado La corrida de campana dura 8 horas, en la primera etapa de construcción bajan dos buzos, uno
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Transporte de Hidrocarburos por ductos permanece en la campana mientras otro trabaja fuera de ella, a las 4 horas cambian de posición. A las 8 horas termina la corrida y suben la campana para cambio de buzos. Cuando se realiza la soldadura bajan en la campana tres buzos soldadores, uno permanece en la campana y dos entran al hábitat. Durante el alineamiento de los extremos de la tubería y la curva de expansión, queda prohibido mover el extremo de la curva, para evitar problemas futuros, ya que si este se mueve se llegan acumular esfuerzos que provocan fatiga del material del ducto ascendente y la curva de expansión.
Carrete biselado preparado para soldar
Puerta de sello del hábitat
Tubería lastrada
Nivel del piso marino
Sello de contención de la tubería (globo)
HABITAT Tubería desnuda preparada para soldar
Actividad del proceso de soldadura hiperbárica 2.8.8.- Lastre de concreto de la tubería El lastre es para dar flotación negativa y estabilidad dinámica a la tubería y proteger el recubrimiento contra daños mecánicos durante la instalación. Si la tubería tiene que ser jalada, el recubrimiento de concreto debe soportar la abrasión causada entre el fondo y la tubería. Se comprueba por medio de operaciones de prueba con: peso sumergido, calidad del concreto, método de juntas, a lo largo de una ruta similar a la instalación. La especificación del lastre debe cumplir con: Espesor Refuerzo y densidad Materiales Método de aplicación Método de curado Inspección y pruebas Requisitos de almacenamiento y manejo de la tubería lastrada. 85
Transporte de Hidrocarburos por ductos Respecto a los materiales, se debe observar lo siguiente: Cemento.- Debe ser equivalente al cemento Pórtland ASTM tipo I, II, III, IS ó IP. El contenido de alúmina tricálcica del concreto debe ser tal que mejore la protección anticorrosiva del acero, sin dañar la durabilidad del concreto. Agua.- Debe estar libre de contaminantes Agregados.- Deben tener suficiente resistencia y durabilidad y estar adecuadamente graduados. Resistencia.- El concreto debe tener una resistencia mínima característica de 30 N/ mm 2 de acuerdo con la prueba de un cilindro de 150 x 300 mm, de codificación ASTM C39. Durabilidad.- La permeabilidad es la propiedad más importante para determinar la durabilidad del concreto expuesto al agua de mar. La baja permeabilidad se logra con: un alto contenido de cemento; baja relación agua-cemento (0.40 –0.45 %); sanidad y agregados densos; baja graduación de los agregados finos; buena compactación, curado y manejo. Material de refuerzo.- Debe ser de alambre y malla soldada de acero, el tipo y cantidad de acuerdo a las condiciones de carga y servicio que evite el agrietamiento. No debe estar en contacto con la tubería ni con los ánodos de protección catódica. 2.8.9.- Protección catódica Puede ser del tipo de corriente impresa, por ánodos galvánicos o una combinación de ambos; aunque se prefiere utilizar el de ánodos galvánicos (de sacrificio) que no requieren de una corriente eléctrica (directa) externa. El sistema de protección catódica en las tuberías submarinas debe complementarse con el empleo de uniones aislantes tipo “monoblock”, para garantizar que no haya
paso de corriente a las instalaciones en cubierta. Se instalan en el inicio y al final de la tubería submarina, verificando la continuidad de potenciales tomando mediciones en los extremos de la unión.
nodo prefabricado de aluminio
nodo prefabricado de aluminio
Recubrimiento de concreto Placa de acero Para sujeción
Tuberí
brazalete tipo segmentado
brazalete tipo molde cilindrico
2.8.10.- Prueba hidrostática y limpieza del ducto e interconexiones La prueba hidrostática requerida antes de que entre la tubería en operación se realizará en forma similar a la de una tubería subterránea de acuerdo a: Presión de prueba
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Pp
2 0.90 R D
t
Siendo: R = Resistencia mínima a la cedencia x E D = diámetro exterior t = espesor de pared (pg) La prueba hidrostática debe realizarse a todos los elementos que conforman el sistema de trampa a trampa: línea regular, curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso y trampa de diablos. Cuando el sistema incluya uno o más ramales, se efectúa la prueba con manómetro en cada uno de los ramales y en el colector principal, registrando la prueba. Si el sistema a probar es de una plataforma a una interconexión submarina y para evitar probar con la válvula existente, colocar bridas ciegas. El tramo a probar será desde la trampa de diablos en plataforma hasta las bridas ciegas. Cuando no sea posible efectuar la prueba al sistema completo, se puede hacer por secciones, instalando los instrumentos de tal forma que puedan s er observadas y monitoreadas las lecturas de presión y temperatura. También se hará la prueba hidrostática a las interconexiones sobre cubierta de plataforma, desde la válvula de corte en la trampa de diablos hasta los cabezales. Material y equipo de prueba hidrostática y limpieza.- Contar con el material y equipo permanente, así como el material y equipo temporal: Material para fabricar soportes y desfogues, tuberías, soldaduras, viguetas, comales, tornillería, empaques, cubetas temporales, conexiones de diámetros y cédulas diferentes para la construcción de árboles de válvulas. Mangueras de diámetros y librajes diferentes Bombas para llenado y empacado de tubería de acuerdo a dimensiones del tubo Poly- pigs de diferentes diámetros Inhibidor de corrosión y bombas para su inyección Manómetros, manógrafos, termógrafos, medidores de flujo, calibrados y certif icados Compresores con capacidad y volumen necesario de acuerdo a dimensiones Equipo de cómputo con programa para la realización y control de la prueba. Los equipos de medición y control como manómetros y manógrafos deben instalarse por arriba de los elementos a probar, los cuales deben estar calibrados y certificados al igual que los medidores de flujo y termógrafos, protegiéndolos del viento, lluvia y vibraciones. Durante el proceso de aumento de presión, para alcanzar la presión de prueba, se debe llevar la inspección constante de la misma, para que el porcentaje de aire inducido no supere el 0.03% del volumen total del sistema a probar. En caso de pérdida de presión, se debe inspeccionar todo el sistema, el cual incluye tubería, válvulas, conexiones e instrumentos, embridajes submarinos y/o aéreos. La tolerancia en las caídas de presión durante la prueba no debe ser superior al 2%, siempre y cuando estas se deban a variaciones de temperatura por el aire atrapado en el sistema. Una vez alcanzada la presión de prueba, en caso de que ésta disminuya, se debe regular el gasto de la bomba para minimizar las variaciones de presión y garantizar incrementos no mayores de 0.704 kg/cm2 (10 lb/pulg2) x hora, los cuales deben leerse y registrarse, hasta alcanzar la presión de prueba. En la gráfica o carta del registro de la prueba hidrostática, se deben observar las líneas que indican el ascenso de presión y mantenimiento de la misma durante el periodo establecido, así como el descenso de presión al finalizar la misma. 87
Transporte de Hidrocarburos por ductos Cuando la tubería permanezca por más de 21 días cargada con agua de mar, se le inyecta un inhibidor de corrosión para su protección efectuando para ello una corrida de diablo de limpieza y llenando nuevamente el tramo. La presión de prueba hidrostática será 1.25 veces la presión de diseño y se hace después de haber dragado la línea regular. El tiempo de duración de la prueba hidrostática debe ser de 24 horas, a partir del momento de alcanzar la presión de prueba y el estabilizado de la misma. Para el caso de pruebas hidrostáticas en interconexiones sobre cubierta de plataforma, la presión debe ser 1.5 veces la presión de diseño y el tiempo de duración de 4 horas como mínimo, Cuando se haga la prueba por secciones del ducto, es decir, la curva de expansión, ducto ascendente, cuello de ganso y trampa de diablos, el tiempo de prueba será de 4 horas, debiendo efectuar la inspección radiográfica y ultrasónica al 100 % en la soldadura de empate entre los elementos. Para realizar la prueba considerar el llenado del ducto con agua mediante equipo de bombeo y medición que permita cuantificar el volumen de agua utilizado en la prueba. Los equipos de medición y control como manómetros y manógrafos deben ser instalados por arriba de los elementos a probar, los cuales deben estar calibrados y certificados al igual que los medidores de flujo y termógrafos, protegiéndolos del viento, lluvia y vibraciones. Una vez alcanzada la presión de prueba, en caso de que ésta disminuya, se debe regular el gasto de la bomba para minimizar las variaciones de presión y garantizar incrementos no mayores de 0.704 kg/cm² (10 lb/pulg²) x hora, los cuales deben leerse y registrarse, hasta alcanzar la presión de prueba. En la gráfica o carta del registro de la prueba hidrostática, se deben observar las líneas que indican el ascenso de presión y mantenimiento de la misma durante el periodo establecido, así como el descenso de presión al finalizar la misma. Una vez alcanzada la presión de prueba, si esta disminuye, se debe regular el gasto de la bomba para reducir las variaciones y garantizar incrementos no mayores de (10 lb/pg²/hora), los cuales deben leerse y registrarse, hasta alcanzar la presión de prueba. Limpieza interior Se efectúa la limpieza interior del ducto para desalojar el agua utilizada en la prueba, así como los residuos de materiales de la construcción, mediante la corrida de diablos con aire, descargando el producto en recipientes para su disposición final. En los sistemas de succión de bombas y compresores se deben correr los diablos necesarios (poly-pigs) para eliminar el agua, lodo, escoria, restos de electrodos y cualquier elemento. Si se utilizaron poly-pigs inflables (en caso de soldaduras hiperbáricas), se debe verificar la recuperación de los mismos durante la l impieza. Las juntas que por ser límite o frontera entre secciones de tubería probada o cambio de especificación entre éstas y que por dificultades propias de la construcción no puedan ser probadas, se inspeccionarán mediante radiografiado y ultrasonido al 100%. Seguridad industrial y protección ambiental Durante las actividades de construcción, instalación, desmantelamiento y abandono, se deben considerar las disposiciones que en materia de seguridad industrial y protección ambiental se establecen con la finalidad de prevenir acci dentes, conforme a los siguientes documentos: Reglamento de Trabajos Petroleros 88
Transporte de Hidrocarburos por ductos Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos Reglamento para trabajos a bordo de embarcaciones (Norma F -1) Reglamento para realización de Operaciones Peligrosas Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente Además debe cumplir con los requisitos de seguridad industrial y protección ambiental Trabajos con riesgo y planes de contingencia. Antes de iniciar las soldaduras o trabajos especificados de riesgos en líneas de procesos, se debe contar con el permiso de seguridad, describiendo claramente la actividad a efectuar indicando la ubicación y nivel donde se desarrolla el trabajo. Los trabajos considerados con riesgo, son los siguientes: a. b. c. d. e.
Limpieza de líneas. Interconexión a líneas existentes en operación: Embridajes a líneas de proceso (válvulas y/o accesorios). Soldaduras en líneas de proceso en operación por instalación de accesorios. Hot Tapping.
Los trabajos con riesgo deben estar soportados por un programa de ejecución, acompañado de un plan de contingencia o análisis de riesgos, en el que se propongan medidas para minimizar o eliminarlos. Se debe acompañar al plan de contingencia, los croquis, planos, dibujos y/o isométricos a detalle, mostrando las líneas de flujo o equipos que se van a intervenir, y en que puntos se van a aislar las líneas para trabajar con seguridad. Antes de iniciar y firmar el permiso, el personal verificará el área donde se desarrollarán las actividades con categoría de trabajos con riesgos, contar con el equipo de seguridad necesario, que el área este libre de materiales inflamables y totalmente acordonada con señalización de cintas oficiales de seguridad. Si la actividad se realiza en una línea que está en operación, el personal de seguridad tiene que realizar pruebas de explosividad, teniendo a la mano equipos portátiles como: extintores, mangueras conectadas a la red contra incendio, bombas de agua y mascarillas. Se debe contemplar un plan de contingencias por presencia de fugas o incendio con el fin de poder aplicar los movimientos operativos para salvaguardar la integridad física del personal que se encuentra a bordo, instalaciones y equipos. No deberán iniciarse las operaciones que involucren el uso de explosivos, hasta que se hayan cumplido y aprobado las recomendaciones que indica el Reglamento de Seguridad e Higiene, Todo el personal a bordo, involucrado en las actividades contará con el equipo de seguridad personal, completo y en buen estado. 2.8.11.- Protección anticorrosiva En Zona atmosférica La protección anticorrosiva a aplicar en la zona atmosférica, del codo degradado del ducto ascendente, debe cumplir con las especificaciones y con los procedimientos certificados Norma NRF- 004-PEMEX-2000, para la selección del método de limpieza por tipo de material a remover y obtener el perfil de anclaje. Para la protección anticorrosiva de la junta monoblock no deben utilizarse recubrimientos primarios y acabados con contenido de altos sólidos como el inorgánico de zinc u otro producto que pudiese servir de conductor. En Zona sumergida
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Transporte de Hidrocarburos por ductos La protección anticorrosiva debe ser a base de cintas termo contráctiles o con la aplicación de epóxicos y esmaltes, de acuerdo a la temperatura de operación del ducto, conforme a la norma NRF vigente, cumpliendo con los requisitos para limpieza, perfil de anclaje, aplicación e inspección. Zona de mareas y oleajes Esta zona localizada en el ducto ascendente, se protege utilizando los recubrimientos anticorrosivos indicados en la especificación y la limpieza, aplicación e inspección conforme a la norma NRF vigente. Los métodos de prueba del material anticorrosivo y su composición, de acuerdo con la especificación. La aplicación del recubrimiento similar a las técnicas empleadas en tuberías subterráneas, solo cambian los materiales por considerarse el agua d e mar como un medio más agresivo. Elevación cople aislante
PATA DE LA PLATAFORMA
Abrazadera fija
NIVEL MEDIO DE BAJAMAR Zona de Protección para marea Nodos
Abrazadera deslizable DUCTO ASCENDENTE
Nodos
Protección de ductos ascendentes En el diseño de protección en la zona de mareas y oleaje se debe considerar la temperatura del hidrocarburo; la humedad y sequedad intermitentes; fuerza de oleaje, resistencia al envejecimiento causada por el agua de mar y el sol; facilidad para reparación y mantenimiento, compatibilidad de los materiales cuando estos se combinen. Pueden usarse empaques de hule vulcanizado o refuerzos metálicos de suficiente espesor, resistentes a la corrosión y para compensar el efecto galvánico colocar un ánodo de sacrificio abajo del refuerzo. Cuando operen con fluidos a altas temperaturas (70 a 100° C) instalar camisas de refuerzo soldadas, inyectando en el espacio anular entre el tubo y la camisa una resina epóxica especial que actúa como medio aislante, reduciendo la temperatura de la camisa expuesta a la temperatura ambiente entre 35 y 38° C, lo que permite proteger exteriormente a dicha camisa. La resina actúa conjuntamente con la camisa como una sola estructura, dándole una resistencia adicional al tubo conductor. Protección de la curva de expansión La tubería se protege con un recubrimiento de esmalte a base de alquitrán de hulla y posteriormente con el lastre de concreto especificado. Se inspecciona el recubrimiento con un detector eléctrico de fallas, en caso de l ocalizar algún defecto deberá marcarse para ser reparado. A causa de variables tales como la humedad relativa y la temperatura, el detector debe ajustarse por lo menos dos veces al día, al iniciar el trabajo y por la tarde. Para asegurar la inspección adecuada del equipo, debe calibrarse de acuerdo a las instrucciones del manual del fabricante. 90
Transporte de Hidrocarburos por ductos 2.8.12.- Trabajos de aproximación a la costa Para la aproximación a la costa, las tuberías se instalan en el fondo de una zanja previamente dragada; se construye un canal de dragado para el acceso de la barcaza lo más cerca posible de la línea de playa, de acuerdo a las condiciones meteorológicas, oceánicas y geofísicas del sitio. La tubería debe enterrarse a una profundidad que garantice su estabilidad, las dimensiones de la zanja dependen del diámetro de la tubería, de las condiciones de variabilidad de las líneas de costa y del tipo de suelos que integran el fondo marino. El espesor de suelo mínimo sobre la tubería en la aproximación a la costa será de 2m, las tolerancias mínimas aceptadas serán de + 30 y + 50 cm. en la profundidad y ancho de la zanja respectivamente; los taludes deben ser estables y no se permiten pendientes mayores de 2:1. El relleno de la zanja debe ser natural, en ocasiones puede haber necesidad de un relleno mecánico a base de materiales graduados, o de sacos rellenos de arena-cemento. Métodos para instalación de tubería submarina en la aproximación a la costa: 1. Tendido de la tubería a partir de la línea de playa 2. Lanzamiento de la tubería desde la costa 3. Lanzamiento de la tubería desde la barcaza a la costa 1.- El tendido a partir de la línea de playa requiere de un canal de flotación que permita el acceso de la barcaza hasta la playa. Se posiciona la barcaza iniciándose la soldadura de la línea regular. Cada vez que se fabrique un tramo, la barcaza se desplaza hacia adelante 12m y la tubería es lanzada hacia el mar; continúa el desplazamiento hasta donde se hará la unión con el extremo de la tubería submarina. Se considera un traslape adecuado de acuerdo a la profundidad del agua para que permita la unión en superficie. La tubería lanzada desde playa va aislada eléctricamente por un cople colocado en el área de arreglo de playa. 2.- Para lanzar la tubería desde la costa, se fabrica una lingada en la playa, para posteriormente ser remolcada hasta el punto donde la barcaza tiene acceso, y a partir de aquí se inicia el tendido normal hasta la conexión con la tubería submarina. La plataforma de lanzamiento se construye lo más cercano posible a la playa, donde se fabricará la lingada. Una vez terminada se colocará entre rodillos para ser jalada por los remolcadores de apoyo, o por malacates hacia la costa. Se instalarán los primeros Km. de tubería hasta el punto donde la barcaza tenga acceso, a partir del cual se continua el tendido normal. 3.- La instalación de la tubería de la barcaza a la costa, consiste en fabricar la tubería en la barcaza e irla lanzando tubo a tubo formando una lingada, la cual es jalada desde tierra; o bien, remolcada. La barcaza con el mínimo peso adicional y poco lastre en sus tanques, se acerca sobre el corredor de tubería hasta la profundidad que le deje una holgura de 30 a 60 cm. de distancia hacia el fondo. Las operaciones de jalado pueden efectuarse manteniendo la tubería flotada o manteniéndola en contacto con el fondo marino. La unión de la tubería submarina en la aproximación a la costa, consiste en recuperar los extremos de las tuberías abandonadas en el fondo, a unos dos m etros sobre el nivel del mar con la ayuda de las grúas y pescantes y se instalará una plataforma de trabajo determinando la zona del empate, removiéndose el recubrimiento y ejecutando los cortes necesarios, el biselado, la soldadura de campo, la inspección radiográfica y el recubrimiento respectivo. Es muy importante el desplazamiento perpendicular del barco con respecto al eje de la tubería, para absorber el aumento de longitud que sufre la tubería al ser recuperada por encima de la superficie del nivel del 91
Transporte de Hidrocarburos por ductos mar, Cuando sea necesario, la unión podrá efectuarse con el sistema de soldadura hiperbárica en el fondo marino con el equipo especial de trabajo. Barcaza en operaciones de bajadode la linea regular y curva de expansión
BARCAZA PESCANTES
PLATAFORMA
linea regular en el fondo marino
curva de expansion en su abrazadera
Inspección final de campo. La inspección final de la tubería debe contar con lo iguiente : dibujo detallado de la posición de la tubería; espesor del suelo que cubre la tubería; condiciones en las que descansa la tubería sobre el suelo marino; verificación del lastre de concreto; localización de escombros, restos de naufragio u otros objetos cercanos a la tubería que pudieran afectar al sistema de protección catódica. Enterrado de la tubería
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Transporte de Hidrocarburos por ductos La tubería debe enterrarse para protegerla de huracanes, barcos, barcazas, remolcadores, golpes de anclas y cualquier fenómeno que pueda suceder en el fondo del mar. Se emplean dragas de chorro y succión para cortar una trinchera debajo de la tubería, después que ha sido tendida. Después de la prueba hidrostática y antes de la limpieza interior de la, se posiciona sobre la línea regular la embarcación equipada con el arado para iniciar el entierro en la zona de transición. La operación combinará el efecto de corte con el chorro de agua a alta presión (1000 lb/pg 2 y 5400 HP) con el efecto de succión dado por la salida de l aire comprimido para el dragado; esta maniobra corta la zanja y la limpia desalojando el lodo marino de abajo de la tubería. La unidad de chorrosucción es operada mediante un patín montado sobre la tubería y remolcada por un cable que corre bajo la proa de la barcaza. Si se cruza con alguna línea existente, deberá disminuirse la velocidad, al llegar al cruce se levanta el arado, se pasa al otro lado y se continúan los trabajos señalando el lugar con una boya. La separación mínima entre dos tuberías que se cruzan es de 1m, y se deben colocar protectores (sacos de arena-cemento 80-20), o (colchacreto) evitando golpear las tuberías. Se debe llevar un registro de todos los acontecimientos que se realizan del acolchonamiento, incluyendo al equipo y personal que intervenga, para tener constancia documental de esta actividad. En caso de que la tubería existente a cruzar cuente con evaluaciones del estado que guarda el material, por medio de corrida de diablos instrumentados, y este sea aceptable, se puede dragar dicha tubería a una profundidad mayor y realizar el acolchonamiento en el cruce de tal forma que el lomo de la tubería nueva quede enterrada a 1m ó en su caso, sobre el lecho marino. Dragado para línea regular. El dragado para alojar la línea regular se debe realizar de acuerdo a la secuencia de actividades y los equipos a utilizar, especificando la profundidad de corte en cada paso. El esfuerzo longitudinal no debe exceder el 72% del esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería. Para el posicionamiento de la embarcación durante el dragado, se debe utilizar el equipo de posicionamiento GPS (Sistema de Posicionamiento Global). Con personal y equipo de buceo se deben llevar a cabo las inspecciones de la zanja para corroborar que se cumplen con las dimensiones de las coberturas de cada paso. El intervalo de estas inspecciones, debe considerar el funcionamiento del equipo, las condiciones climatológicas y los resultados obtenidos, debiendo ser como máximo cada cuatro horas. Se deben establecer los puntos de inspección para corroborar las profundidades y uniformidad de la zanja, realizando la inspección en el arado y 3 tramos atrás cuando la tubería esté llena de agua y 5 tramos atrás del mismo, cuando la tubería este vacía, confirmando la profundidad de la zanja, profundidad del lomo del tubo y del lecho natural, remoción del material bajo l a tubería, daños en el lastre o en el recubrimiento anticorrosivo y llevar e l registro correspondiente, conforme se señala. En caso de existir cruzamientos con líneas existentes o disparos submarinos, estos se deben evitar y tomar en cuenta para efectuar las transiciones correspondientes. El perfil de la tubería dentro de la zanja debe ser constante o uniforme (sin valles o crestas) así como también, la pendiente en la zona de transición, para que los esfuerzos no excedan los limites indicados. La tubería debe quedar, dentro de la zanja, con espacio de un metro como mínimo entre el lomo superior del tubo y el lecho marino.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos La cobertura en aproximaciones a la costa debe establecerse considerando los estudios geofísicos, geotécnicos y de estabilidad hidrodinámica, la cual no debe ser menor a 4 m al arribo en playa a partir de tirantes de agua menores a 10 m de profundidad. La transición entre las coberturas de 1 a 4 m debe de efectuarse de acuerdo a las características propias de la tubería. Lo anterior, aplica únicamente para suelos blandos y semicompactados, y arribos a la línea de playa a través de canal de lanzamiento. El dragado para alojar la línea regular se debe realizar posterior al tendido y antes de efectuar la prueba hidrostática. Acolchonamiento de cruces de líneas y disparos submarinos El acolchonamiento de cruces de ductos y disparos submarinos deben ser realizados mediante la colocación de costales, sacos de arena cemento, colchacretos, bolsacretos, matrices prefabricadas, formando un colchón que los aísle de cualquier contacto metálico que pueda inducir el proceso de corrosión de la tubería y/o accesorios del ducto submarino. Antes de iniciar el acolchonamiento se debe verificar que los equipos a utilizar estén en posición y en condiciones de operación. La separación mínima entre las dos tuberías debe ser de 1.0 m, con una distribución uniforme de la carga sobre la tubería existente y el lecho marino; la configuración final de las tuberías, bajo ninguna circunstancia deben exceder un esfuerzo longitudinal mayor al 18% del esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería. El dragado del área del cruce, se debe realizar con chiflón de mano hasta descubrir estratos firmes. La tubería superior deberá ser estrobada y suspendida a través de los pescantes de la barcaza equipados con dinamómetros y profundímetros que sirven de apoyo para dar la curvatura deseada.
MODULO 3 OPERACIÓN DE SISTEMAS DE COMPRESIÓN Y BOMBEO 3.1.- ESTACIONES DE COMPRESIÓN Una vez determinado el número de estaciones de compresión requeridas para un sistema de transporte, el siguiente paso será seleccionar el tipo de compresoras a utilizar y las unidades por estación. En la actualidad, y debido a los grandes volúmenes de gas, lo que más se utiliza son turbinas que pueden ser accionadas por motores eléctricos, motores de combustión interna (diesel, turbosina, gas natural); en nuestro caso, si se dispone de gas natural es recomendable su utilización como combustible. 3.1.1.- Operación de una turbina a gas La turbina es una máquina en la que la energía calorífica es generada y convertida en energía mecánica por la aplicación de ciertos procesos termodinámicos para que tenga lugar un ciclo de eventos comúnmente referidos a un ciclo simple de “Brayton”. Los evento s del ciclo son comprenden los procesos siguientes: 1. 2. 3. 4.
Compresión: es comprimido el aire atmosférico Combustión: el combustible es agregado al aire comprimido y encendido Expansión: Los gases de combustión se expanden a través de un conducto Escape: los gases de combustión son descargados a la atmósfera
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Transporte de Hidrocarburos por ductos
Turbina a gas.- Es una máquina térmica cuya función es convertir la energía térmica p rocedente de
la combustión de un combustible; en este caso gas natural, en energía mecánica para transmitirle potencia a cualquier equipo mecánico, compresora o bomba. Las partes principales de una turbina son: generador de gas y turbina de potencia. El generador de gas consta de las partes siguientes: Ducto de admisión de aire Motor de arranque Compresor axial Cámara de combustión Difusor Turbina del generador de gases Ducto de admisión de aire.- Su objetivo principal es canalizar el aire - previamente filtrado para eliminar polvo y suciedad - desde la atmósfera hasta el canal de entrada a la turbina. Motor de arranque .- Es un motor externo que se utiliza con la finalidad de vencer la inercia de giro
y acelerar la turbina. Existen muchos tipos, en este caso se utiliza una turbina de arranque movida con flujo de gas combustible. Compresor axial .- Es el compartimiento donde se realiza la compresión del aire filtrado en la
cámara de admisión de aire y es descargado a la cámara de combustión para que tenga lugar la combustión de la mezcla aire - combustible, para enfriamiento de los alabes y paredes de la turbina 95
Transporte de Hidrocarburos por ductos y para sellado. Como resultado de la combustión se genera una gran cantidad de gases a altas temperaturas y velocidades y son dirigidos al difusor. Difusor.- Ducto aerodinámico entre el generador de gases y la turbina de potencia para control de
velocidad y dirección del gas en las aspas de la turbina; es en esta parte donde la energía de velocidad de los gases calientes es convertida en energía de presión y es dirigida hacia los alabes de la turbina del generador de gases. Turbina del generador de gases .- También denominada turbina de alta presión; los gases calientes
a altas temperaturas y presiones, son dirigidos hacia el primer y segundo rotores de la turbina del generador de gases. La presión y temperatura de los gases son disminuidas como resultado de la expansión de los gases calientes a través de los rotores de la turbina. Es aquí donde la energía térmica del gas es convertida en energía mecánica para mover el compresor axial y mantener el ciclo de energía. Turbina de potencia .- Los gases calientes que salen de la turbina del generador de gases a
menores temperaturas y presiones, son dirigidos a la turbina de potencia donde la energía remanente del gas, es convertida en energía mecánica y potencia para mover el incrementador de velocidad, los compresores y el generador eléctrico. Ductos de salida de gases .- Los gases que salen de la turbina de potencia son dirigidos a la
atmósfera a través del colector de salida de gases calientes. Caja principal de velocidad .- Es un equipo cuya función es incrementar la velocidad de salida de la
turbina de potencia hacia los compresores por medio de una relación de engranes tipo helicoidal, para dar en su salida una velocidad mayor a la entrada. Una caja auxiliar de velocidad tiene un reductor de velocidad que por medio de una relación de engranes entrega una velocidad de salida menor a la de entrada. Compresor centrífugo.- Maquina dinámica cuya función es incrementar la energía del gas mediante
uno o varios impulsores y difusores, convirtiendo la energía de velocidad del gas en energía de presión, con potencia para enviarlo a su centro de aprovechamiento. Moto generador eléctrico.- Es una unidad dinámica cuya función es convertir la energía mecánica
en energía eléctrica para servicio a los equipos. Datos Técnicos de una turbina El cilindro del combustor forma parte de la cámara de salida de la máquina, está conectado a la brida de soporte de la chumacera del productor de gases y al frente de la brida del difusor de salida de la turbina. Los inyectores están montados alrededor de la cámara de combustión y sobresalen a través del cilindro de ensamble de la cámara de combustión alineada con el flujo anular. Las boquillas contenidas en el cilindro enfriado por aire, están en cantiliver frente a la brida del combustor. Los baleros del rotor del productor de gas es están soportados por el acoplamiento de l a chumacera conectada en la brida frontal del combustor, extendiéndose hasta el interior de la manga del combustor. Acoplamiento de la turbina de potencia Consta del rotor de la turbina de una etapa, caja de chumaceras de la turbina, difusor de salida de la turbina y colector de salida. El extremo frontal de la caja de chumaceras de la turbina de potencia, soporta el mecanismo del rotor, conectado al acoplamiento de la flecha principal. El difusor de salida de la turbina construido en un cilindro externo e interno unido por un ocho radial aerodinámico está conectado a la brida frontal del combustor. La salida del colector esta aislada con una cámara de acero inoxidable y conectado a la brida de la salida del difusor. 96
Transporte de Hidrocarburos por ductos En contraste con la operación cíclica de un motor reciprocante de combustión interna el proceso termodinámico tiene lugar en un motor de turbina y es continuo, de manera que hay un flujo continuo de aire comprimido desde la sección del compresor, una combustión continua dentro de la cámara de combustión, y una potencia de salida continua de la turbina. El aire es drenado dentro de la sección del compresor a través del rotor, inicialmente por la potencia derivada del rotor del compresor por los motores de arranque y más adelante por la potencia producida en la sección de la turbina cuando inicia la combustión. El aire comprimido pasa a través del difusor en donde parte de su energía cinética es convertida en energía de presión dentro de la cámara de combustión, en donde el combustible, gas o líquido, es inyectado en la masa de aire presurizado. Durante el ciclo de arranque de la máquina, se produce una flama por una chispa dentro de la cámara de combustión alimentada por una línea independiente de combustible. La flama enciende la mezcla que entra en la cámara de combustión y el encendido se mantiene hasta que haya un flujo adecuado de aire presurizado y combustible, entonces la flama se apaga. Los gases de expansión pasan a través de la sección de la turbina manejando ambos, tanto del productor de gases como de los rotores de la turbina de potencia. Una vez que el productor de gases y la turbina de potencia son mecánicamente independientes uno del otro, la etapa dos del productor de gases de la turbina se aprovecha para manejar el motor del compresor y accesorios.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El rotor libre de la primera etapa de la turbina de potencia, absorbe la energía remanente de los gases de escape del productor de gases en el acoplamiento principal, de manera que proporciona energía al equipo móvil a través de la flecha. En una configuración de motor de dos flechas, la velocidad del productor de gases está directamente relacionada con el nivel de la turbina de potencia, por esta razón la velocidad de la turbina esta controlada electrónicamente para proporcionar un ajuste por nivel de potencia. Por otro lado, la velocidad de la turbina de potencia es dependiente únicamente de la carga, cuenta con dispositivos de protección por sobre-velocidad para el caso de que la carga sea variada súbitamente. Durante la operación normal la carga del equipo en movimiento determinará la mejor eficiencia de velocidad de la turbina de potencia para requerimiento de la misma potencia. Tablero de control de la turbina 1. Anunciadores de alarmas (16 puntos) 2. Estación de botones e interruptores para operación automática local 3. Estado de secuencia monitorizada 4. Luces indicadoras posición de válvulas. 5. Indicador de velocidad generador gas 6. Indicador de temperatura entre pasos de T g 7. Control de temperatura de T de gas 8. Indicador de temperatura de la T de potencia 9. Control de P de descarga de la T P 10. Selector de 3 modos de control, paro local y remoto 11. Selector de velocidad autom.-manual 12. Control antisurge del compresor de g 13. Alarma y monitor T aceite chumacera 14. Contador de horas de encendido 15. Contador de arranques 16. Controlador de velocidad de la T P Sistema de control de la turbina El sistema de control electrónico está desarrollado para el control de la turbina y los compresores, efectuando las funciones siguientes: a. Control de gas combustible para arranque y paro del generador de gases b. Control de secuencia de las funciones durante el arranque, paro y formas de giro del generador de gases. c. Secuencias y monitoreo de la operación de los equipos auxiliares asociados con la turbina y compresores. d. Dispositivos de seguridad para protección de la unidad, situación de alerta, alarma y paro de la unidad, indicando las causas. 3.1.2. - Compresores. Los equipos utilizados en las plantas de proceso del petróleo, necesitan ser controlados de la manera más efectiva para asegurar un máximo rendimiento para lograr los objetivos de los diseños y que en la mayoría de los casos se traducen en seguridad, producción, economía y calidad. Específicamente en el manejo de los grandes volúmenes de producción de gas natural, el equipo de compresión juega una importante función, siempre y cuando el compresor sea el adecuado para manejar el fluido a comprimir a la presión y temperatura de trabajo; debe ser de fácil instalación y su costo de operación y mantenimiento el más bajo posible. 98
Transporte de Hidrocarburos por ductos Compresor.- Es el equipo utilizado para aumentar la presión de un gas o una mezcla de gases (llevándolo de una condición inicial a la entrada a una condición final a la salida), ya sea para fines de transporte, por condiciones de un proceso, almacenamiento, etc.. El American Petroleum Institute considera como compresores a aquellos que dan una presión mayor o igual a 5 psia, denominando ventiladores o sopladores a los equipos que manejan presiones menores. Los compresores se clasifican en dos tipos: Dinámicos y de desplazamiento positivo. Los dinámicos incluyen centrífugos de flujo radial y axial. Los tipo de desplazamiento son de dos categorías básicas: reciprocantes y rotatorios. El compresor reciprocante tiene uno o más cilindros en los cuales hay un pistón o émbolo de movimiento alternativo, que desplaza un volumen positivo en cada carrera. Los rotatorios incluyen los tipos de lóbulos, espiral, aspas o paletas y pistón líquido. A continuación se presenta un cuadro sinóptico con la clasificación de compresores: Compresores Desplazamiento positivo
Dinámicos
Centrífugos Reciprocantes
Axiales
Rotatorios
Lubricado No lubricado
Aspas deslizables De lóbulos
1.Compresores dinámicos.- La compresión del gas en cualquier compresor dinámico depende de la transferencia de energía, de un juego de aletas rotatorias, al gas. El rotor efectúa esta transferencia de energía, cambiando el momento y la presión del gas; el momento, relacionado con la energía cinética se convierte entonces en energía de presión utilizable. Compresores centrífugos.- Se denominan centrífugos cuando el flujo de gas es radial y la transferencia de energía se debe principalmente al cambio de las fuerzas centrífugas que actúan en el gas. El compresor centrífugo dispone de un impulsor de aletas radiales, las cuales giran a gran velocidad forzando; por acción mecánica, el gas hacia el impulsor y dicha velocidad del gas se Convierte en presión.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Los compresores reciprocantes utilizan válvulas de resorte automáticas que abren solamente cuando están sometidas a una presión diferencial determinada. Las válvulas de entrada se abren cuando la presión en el cilindro es ligeramente inferior a la presión de admisión; mientras que las de descarga se abren cuando la presión en el cilindro es ligeramente superior a la presión de descarga. a. Compresores reciprocantes lubricados: es cuando el cilindro tiene una capa de aceite que funciona como lubricante y evita el desgaste del pistón contra el cilindro por efectos de fricción. Es preferible tener un compresor lubricado, porque la carbonización de aceite en la válvula puede ocasionar adherencia y sobrecalentamiento. Los problemas más grandes son la suciedad y la humedad, pues destruyen la película de aceite dentro del cilindro. b. Compresores reciprocantes no lubricados en el pistón: Se utilizan cuando el gas se requiere libre de partículas de aceite por necesidades del proceso. En los compresores sin lubricación, la mugre es el problema m ás serio y otros problemas es que un gas absolutamente seco puede ocasionar severo desgaste de los anillos. 2. Compresores rotatorios.- En los cuales un elemento rotatorio desplaza un volumen fijo con cada revolución de la pieza móvil principal. El gas confinado en esta área converge a la válvula de descarga. Los diferentes estilos se pueden agrupar en dos: a. Compresores rotatorios de lóbulos: los ciclos operativos de un compresor rotatorio de lóbulos, consisten en dos rotores simétricos cuya secciones transversales generalmente tienen una forma de un número ocho y que giran sincronizados en sentidos contrarios. Mientras giran los rotores no hay compresión o reducción del volumen de gas; estos tienen como función meramente mover el gas de la entrada a la sa lida o descarga. La compresión se da por contra flujo en el cuerpo principal del rotor una vez que el gas ha sido descargado del compartimiento de los rotores. No existe contacto directo entre los rotores, ni entre los rotores y el cuerpo del compresor, los que están separados por un claro especificado. b. Compresores de aspas o aletas deslizables: en la figura se muestra la operación de un compresor rotatorio de aletas deslizables. El diagrama PV para este compresor es idéntico al del reciprocante; sin embargo, el rotatorio no tiene válvulas, por lo que el ciclo de admisión y descarga lo determina la posición de las aberturas para entrada y salida, por donde pasan las aletas. Características generales de diferentes tipos de compresores Los compresores dinámicos o de flujo continuo, pueden entregar un volumen variable de gas para una velocidad constante pero con diferente carga. Los compresores de desplazamiento positivo, proporcionan una cantidad de gas por cada carrera del pistón o revolución de la pieza móvil. Por lo general, el rango de los compresores varía de 950 – 1200 p3/min.; para los reciprocantes y de 1000 p3/min. (Como mínimo) para los compresores centrífugos. Aunque cada uno de los tipos de compresores de desplazamiento positivo difiere en algunos aspectos, estos se agrupan en una solo clase para poder compararlos con los compresores de tipo dinámico. Se deduce que los compresores centrífugos son máquinas esencialmente de presión constante y capacidad variable. 100
Transporte de Hidrocarburos por ductos Selección de equipo de compresión Los aspectos más importantes que debemos considerar para la selección del equipo de compresión son los siguientes: 1. 2. 3. 4. 5.
Características físicas del gas a comprimir. Capacidad requerida. Potencia requerida. Tipo de mecanismo de compresión. Condiciones de entrada y descarga final del gas.
1. Se determinan las características del gas a comprimir. Para una mezcla de gases se determinan por medio de un análisis de la composición de dicha mezcla. Para gases de un solo componente, existen tablas técnicas para obtener las constantes físicas, la cuales son: a. b. c. d. e.
Densidad y peso molecular. Constante K (coeficiente adiabático) (cp/cv). Factor de compresibilidad. Presión y temperatura seudo crítica. Presión y temperatura seudo reducida.
2. Conocer la razón total de compresión esta es la razón de la presión de succión inicial absoluta y la presión final de descarga absoluta, este valor nos dará una idea para decidir si el compresor será de una o más etapas de compresión. y determinar la presión y temperatura de succión y descarga para cada etapa. 3. Conocer la capacidad requerida (p3/min.), que será la que manejará el compresor a condiciones de succión y descarga para cada etapa; se realizarán las correcciones pertinentes de temperatura, presión y compresibilidad. 4. Conocer la potencia necesaria para que el compresor trabaje adecuadamente a su capacidad real de cada etapa. La potencia total requerida por el compresor; que es la suma de potencias por cada etapa, determinará su tamaño, así como el e quipo que la proporcionará. 5. Determinar el tipo y tamaño del mecanismo de compresión. 6. Conocer las condiciones iniciales de succión y finales de entrega del gas a comprimir. Por último, debemos señalar que en el nuestro equipo de compresión, habremos de seleccionar el que más se apegue a nuestras necesidades, de entre la gran variedad de equipos que ofrecen las industrias dedicadas a la fabricación de com presores. Compresores de desplazamiento positivo Proporcionan una cantidad de gas por cada carrera del pistón Su rango es de 950 a 1200 p 3/min. Manejan presión variable y capacidad constante (pequeñas capacidades a altas presiones) Densidad del gas el cual no tiene efecto en la presión de trabajo alcanzada Para altas capacidades los compresores serán excesivamente grandes debido a sus limitaciones de velocidad del pistón y del gas
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 3.2.- ESTACIONES DE BOMBEO Las bombas no funcionan en forma individual en los ductos, lo hacen en sistemas acoplados en similitud con circuitos eléctricos, en serie o en paralelo; integran estaciones de bombeo que se construyen en el origen de un ducto, o en una interconexión que conduzca grupos de líneas de recolección, o en localidades a lo largo del ducto que requieran de rebombeo para recuperación de la presión. Están diseñadas con equipo de control central, de manera que un operador puede accionar desde una central de todo el equipo en forma remota: válvulas de succión y descarga de la estación, de succión y descarga de bombas, de entrada y salida de filtros, operación de las bombas y equipos auxiliares y todo el equipo que opera en forma automática. Operación de la estación Antes de poner en operación una bomba, comprobar que la carcaza de la bomba y los cabezales de succión y descarga estén empacados con el líquido a mover, para impedir el entrampamiento de aire, y evitar que el equipo trabaje en vacío, y evitar daños mecánicos. Verificar niveles de aceite de lubricación, circular el agua de enfriamiento y e l aceite de sellos de la bomba, verificar los instrumentos, etc. En bombas centrífugas al arranque cerrar un 90% la descarga y la apertura total de la succión, después del arranque se abre gradualmente hasta su totalidad la descarga, vigilando la temperatura, las presiones y la circulación del producto, purgando el aire que pueda contener. Los cabezales de descarga, están protegidos con válvulas de relevo para desalojar el excedente y evitar sobrepasar la presión de diseño de la tubería, en caso de falla de los dispositivos de disparo de las válvulas (10% sobre la presión máxima de operación). En estaciones intermedias (rebombeo), o terminales de recibo existen válvulas de relevo en la succión, para desalojar el excedente y evitar represionamiento de la línea en caso de cierre de válvulas o paro. Los cabezales de succión y descarga están interconectados a través de un sistema relevador de presión que permita el paso del producto. Cuando las estaciones se ubican en un terreno con perfil ascendente deben contar con válvulas check -de contrapresión- para evitar el regreso del producto en caso de paro y la presencia de una alta columna hidrostática por encima de la presión máxima de operación del sistema. Efecto de la presión de vapor en los líquidos Los líquidos tienen una presión de vapor específica que debe considerarse cuando se calcula un sistema de bombeo. La reducción de la presión en la succión de una bomba más abajo de la presión de vapor del líquido, puede causar vaporización o formación de vapor del líquido. Puesto que una bomba para líquidos de diseño ordinario no puede bombear únicamente vapor, el flujo del líquido a la bomba se interrumpe y se dice que la unidad se encuentra “en vapor”. El método para evitar esta condición es dar suficiente columna a la succión de la bomba para que la presión de succión sea mayor que la presión de vapor del líquido. Ejemplo: durante el flujo de un líquido a través de una restricción de un tubo, surge el aumento de la velocidad y la caída de presión. Si la presión absoluta alcanza un valor igual a la presión de vapor saturado de este líquido a una temperatura dada, en este lugar comienza la formación intensa de vapor y el desprendimiento de gases, es decir, la ebullición local del líquido. En la parte donde el flujo se ensancha, la velocidad disminuye, pero la presión aumenta y la ebullición cesa, el vapor desprendido se condensa.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Esta ebullición del líquido, condicionada por la caída de presión en el flujo con la subsiguiente condensación de los vapores en los lugares de presión elevada, se denomina cavitación y puede ocasionar serios problemas en las partes mecánicas. Determinación del Diámetro de los cabezales en las Estaciones de Bombeo. Para determinar el diámetro de la tubería que conducirá los hidrocarburos líquidos del proyecto, nos basaremos en las formulas ya definidas, en las cuales se establece un rango de velocidades del fluido dentro de la tubería, que es de 2 a 4 ft/s para las líneas de bombeo, de lo contrario se producirían fuertes ruidos y altas vibraciones en las líneas y sus complementos (bases, soportes, estructuras, etc.) Con: d
1 2
0.286Q V
En la que: Q V d
Gasto BPH. Velocidades ft/s de las estaciones. Diámetro pg.
Otra forma de obtención del diámetro, es utilizando la ecuación de continuidad. De la ecuación de continuidad despejamos el área y del área se despeja el diámetro. 1
d
4
Q
2
V
3.2.1.- Características de las bombas Las bombas cumplen con la función de adicionar energía a un fluido para que este tenga el desplazamiento necesario y transportar el fluido de un nivel mas bajo a otro más alto, o de un medio de baja presión a otro de mayor presión. A las bombas las podemos clasificar de la siguiente manera: Bombas centrifugas Bombas reciprocantes Bombas rotatorias Dentro de este grupo de bombas cada una tiene una aplicación para cada tipo de fluido a manejar; así, tenemos que si necesitamos manejar poco gasto y altas presiones la bomba mas adecuada es la del tipo reciprocante; por el contrario. Si se desean manejar grandes volúmenes con presiones bajas y medias, una bomba de tipo centrifugo es mas conveniente; para fluidos altamente viscosos se puede utilizar una bomba del tipo rotatorio. Una bomba centrifuga es una maquina con un conjunto de alabes rotatorias encerradas dentro de una cubierta o “coraza". Estas alabes son los encargados de impartir fuerza al fluido, debido a la fuerza centrifuga que se ejerce.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Tipos de bombas centrífugas Las bombas centrífugas pueden ser clasificadas por: Número de etapas.- Una bomba de etapa simple solo requiere de un impulsor Etapa múltiple cuando tiene dos o más impulsores actuando en serie Tipo de cubierta.- Puede ser en forma de voluta o espiral; de cubierta circular de sección transversal constante concéntrica con el impulsor o equipada con un difusor. Posición de la flecha.- Normalmente con la flecha en posición horizontal; coloca da en forma vertical instalada en un pozo; o colocada en forma vertical sumergida en el pozo. Succión.- Puede ser de succión simple con uno o más impulsores; o doble succión con uno o más impulsores dobles. Una bomba centrifuga consta de dos partes principales: 1. Un elemento giratorio. 2. Un elemento estacionario, compuesto por una cubierta, estoperos y chumaceras La bomba esta constituida de dos partes principales, “rotor” y “carcaza” como lo muestra la fig.
El fluido entra en forma axial a través del eje de la carcaza, los alabes del rotor la obligan a tomar un movimiento tangencial y radial hacia el exterior del rotor donde es recogido por la carcaza que hace de difusor, entonces, el fluido aumenta su velocidad y presión cuando pasa a través del rotor. Por su parte, la carcaza o voluta desacelera el flujo y aumenta más la presión.
Normalmente los alabes del rotor están curvados hacia atrás, los hay también radiales y curvados hacia adelante, con lo cual cambia ligeramente la presión a la salida de la bomba. Los alabes pueden ser abiertos o separados de la parte central de la carcaza solo por una pequeña holgura, o cerrados, esto es, protegidos de la carcaza a ambos lados por un disco. El difusor puede no tener alabes o contar con ellos en forma fija, para ayudar al fluido a salir de la bomba.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Clasificación de una bomba centrifuga Atendiendo a su construcción, estas se pueden clasificar de la siguiente manera: Bombas de tipo voluta. En este tipo, el impulsor descarga el líquido en una carcaza en forma de espiral, también se les conoce como bombas de “caracol”, en esta, la energía de velocidad se
convierte en presión. Las bombas de voluta simple son más económicas al producir energía debido a sus áreas abiertas alrededor del impulsor. Cuando una bomba de voluta simple opera a capacidades fuera de diseño, la presión no será uniforme, produciéndose un desgaste radial causado por sus elementos en contacto directo y en ocasiones fracturas o grietas. La sección radial esta en función de la altura total de elevación y del ancho del diámetro del impulsor. Una bomba de gran altura de elevación con un impulsor grande, tendrá una fuerza de reacción radial mucho mayor a capacidades parciales que una bomba con poca altura y un impulsor pequeño. Las bombas de voluta doble se introdujeron para eliminar estos problemas, el diseño son dos pasos separados 180° que adecuan la presión desbalanceada alrededor del impulsor.
Carcaza.- La función de la carcaza es convertir la energía de velocidad impartida al líquido por el impulsor en energía de presión, mediante la reducción de la velocidad por un aumento gradual del área Según la manera de efectuar la conversión de energía Según la construcción Según sus características de succión Según el No. de pasos
Simple
Voluta Difusor De una pieza Partida Simple Doble Succión por un extremo De un paso De varios pasos
Doble Por un plano horizontal Por un plano vertical Por un plano inclinado Lateral Superior Inferior
Las bombas centrifugas pueden tener: impulsores de flujo radial, de flujo axial, o de flujo mixto que combinan los dos anteriores. En los impulsores de doble succión. la velocidad se reduce a la entrada del "ojo" del mismo impulsor, permitiendo un mejor desarrollo en la succión. El diseño mecánico de las cubiertas origina la clasificación adicional de las bombas de seccionamiento axial o radial y el eje de rotación 105
Transporte de Hidrocarburos por ductos determina si la bomba es de flecha horizontal, de flecha vertical o de flecha inclinada (ocasionalmente). a estas se les llama unidades horizontales o verticales. Las bombas centrifugas horizontales se clasifican de acuerdo con la colocación de la ''boquilla de succión'': 1. 2. 3. 4.
Succión en el extremo. Succión lateral. Succión de fondo. Succión superior.
Algunas bombas operan con flujo total de liquido conducido a la bomba por medio de tuberías, Otras bombas como las verticales están sumergidas en su alimentación de succión; entonces. Las bombas de flecha vertical se llaman de tipo de foso vacío o de foso lleno. La voluta de la bomba aumenta el área de su inicio hasta que circunda 360° alrededor del impulsor y se ensancha a la abertura final de descarga. La pared que divide la sección inicial y la porción de la boquilla de descarga de la cubierta se llama “lengüeta’’ de la voluta o “tajamar’’.
Descripción de una bomba centrifuga Bridas de succión y descarga Las boquilla de descarga de las bombas horizontales de un solo paso de sección, generalmente están en una posición vertical. Como se representa en la figura; sin embargo, se pueden obtener otras posiciones de la boquilla como horizontal superior, horizontal inferior, o descarga vertical de fondo. Todas las bombas de doble succión con cubierta dividida axialmente, tienen una boquilla lateral y una de succión. Ya sea lateral o de fondo; entonces. Si la boquilla de succión se coloca en el lado de la cubierta de la bomba con su línea en el centro axial en ángulo recto con la línea de centro vertical se clasifica como de succión lateral. Si la boquilla de succión apunta verticalmente hacia abajo la bomba se nombra de succión en el fondo. Movimiento rotacional de la bomba La localización de las boquillas tanto de succión como de descarga se ven afectadas por la rotación de la bomba. Según las normas del Instituto de Hidráulica, la rotación se define como en el sentido de las manecillas del reloj o contrario a él viendo hacia el extremo, para movimiento de una bomba horizontal o viendo hacia abajo en una bomba vertical. Sellos mecánicos La función de los sellos mecánicos tiene variaciones de acuerdo a las condiciones de operación, si la bomba trabaja a una elevación de succión, y si la presión en el interior del sello mecánico es inferior a la atmosférica, entonces la función de este mismo será la de evitar que entre aire a la bomba; por el contrario, si la presión de la bomba es superior a la atmosférica. Entonces los sellos mecánicos evitan el escurrimiento de líquido fuera de la bomba. Para las bombas de servicio general un sello mecánico tiene la forma de cilindro hueco que aloja varios anillos de empaquetadura alrededor de la flecha o del mango de la flecha. Por su parte, la empaquetadura se encuentra comprimida para dar el ajuste deseado a la flecha o mango por medio de un cuello o casquillo de la prensa estopas, que puede ajustarse en dirección axial.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos El extremo inferior del estopero puede estar formado por la propia cubierta de la bomba. Un buje de garganta o un anillo de base, como se muestra en las figuras |
Chumaceras Se encargan de soportar al impulsor y permitirle girar libremente, dependiendo del tamaño y diseño de la bomba, las chumaceras se clasifican en: Cojinetes de roles o rodillos. Chumaceras de manguito, estas se construyen de metal babbit, o bronce Chumaceras tipo Kinsbury para soportar el empuje axial. Parámetros para la selección de la bomba.- El tipo de bomba utilizar depende de: Rango de capacidad del líquido a ser movido. Carga (HEAD) requerida Presión neta en la succión. Forma de curva de la carga (HEAD) Velocidad de la bomba. Características del líquido. Construcción. El bombeo es la suma de energía cinética y potencial aplicada a un líquido con el propósito de moverlo de un punto a otro. Esta energía provoca que el líquido haga trabajo como fluir por una tubería o elevarse a un punto más alto. Una bomba centrifuga transforma energía mecánica de un impulsor giratorio en energía cinética y potencial disponible. Aunque la fuerza centrifuga desarrollada depende tanto de la velocidad periférica del impulsor como de la densidad del fluido, la cantidad de energía impartida por kilogramo del fluido es independiente del fluido en si. La carga hidráulica de la bomba o energía en kilográmetros por kilogramo, se expresa en metros. Sin tomar en cuenta los efectos de viscosidad, la altura de elevación generada por una bomba determinada a cierta velocidad y capacidad, permanecerá constante para todos los fluidos, por ello,
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Transporte de Hidrocarburos por ductos es natural hablar de alturas de elevación en bombas centrifugas en términos de metros de líquidos, en kg/cm 2 y otras, dependiendo de las aplicaciones. Los parámetros para la selección de una bomba son: Altura de elevación
La altura de elevación o carga hidráulica denota la distancia a la superficie libre de una extensión de agua que descansa sobre una línea de referencia; como tal, esta representa energía o una habilidad pare hacer trabajo. Carga (HEAD)
La carga estática total de un sistema es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de descarga y el nivel del líquido de succión. La carga estática de descarga es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de descarga y la línea de centro de la bomba. La carga estática de succión es la diferencia de elevación entre el nivel del líquido de succión y la línea de centro de la bomba. Carga por fricción
La carga de fricción. Es la carga equivalente expresada en metros de líquido bombeado necesario para vencer las pérdidas de fricción causadas por el flujo de líquido a través de la tubería, incluyendo todos los accesorios. Varía con la cantidad de flujo, el tamaño. Tipo y condición de la tubería y accesorios; así como las características del líquido bombeado. Carga neta de succión positiva (NPSH)
La presión en cualquier punto de la línea de succión deberá reducirse a la presión de vapor del líquido. La carga disponible medida en la abertura de succión de la bomba se ha llamado Carga Neta de Succión Positiva. Generalmente se indica por las iniciales NPSH. Tanto la carga de succión como la presión de vapor deberán expresarse en metros del líquido que se está manejando. La NPSH requerida es una función de las velocidades en los conductos de la succión de la bomba y en la entrada del impulsor, aumenta básicamente en relación directa al cuadrado de la capacidad. Los factores para la determinación de la carga neta de succión positiva (NPSH) son: Diámetro del “ojo" de succión.
Área de succión del impulsor. Forma y número de los alabes del impulsor. Área entre estos alabes. Diámetro de la flecha y del cubo del impulsor. Velocidad especifica del impulsor. Forma de los conductos de succión. Carga total (H).- La carga total "H" es la energía impartida al líquido por la bomba, es decir, la diferencia entre la carga de descarga y la de succión. Como una elevación de succión es una carga de succión negativa la carga total es la suma de la carga de descarga y la elevación de succión
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 3.2.2.- Selección de la bomba De la información en la hoja de datos, una bomba puede seleccionarse directamente del manual de construcción del fabricante. Se encuentran divididas en secciones, cada una en particular. Las gráficas de diseño muestran los rangos de capacidad y la carga (head) disponible. Las curvas de diseño individuales muestran la eficiencia y la carga neta en la succión. Los pasos a seguir son: Esquematizar la bomba y el sistema de tubería, incluyendo válvulas, cambios de elevación, longitudes y diámetros de tubería Determinar la capacidad del sistema en galones por minuto GPM Establecer la presión disponible de la bomba (NPSHA) y la presión requerida para el sistema Elaborar una gráfica de la carga estática total y las perdidas por fricción para diversas velocidades de flujo. Para una velocidad especifica, la carga (HEAD) al ser generado por la bomba o bombas, puede ser leída directamente de la curva de carga. Curvas características de las bombas El comportamiento de una bomba puede mostrarse gráficamente en una curva característica que muestra la carga dinámica total, la potencia al freno, la eficiencia y la carga neta positiva en la succión, todas graficadas cubriendo la capacidad de carga de la bomba. La fig. muestra que la curva de carga para una bomba de flujo radial es relativamente plana y que la carga decrece gradualmente conforme se incrementa el flujo. Nótese que la potencia al freno se incrementa gradualmente sobre el rango de flujo normalmente hacia el punto de flujo máximo Hacer un análisis de las características del líquido. Esto incluye una relación de características tales como peso específico, temperatura, presión de vapor, viscosidad y composición química. Escoger el tipo de bomba y el material. Seleccionar el número de bombas. Esto puede ser pare aplicaciones sencillas o múltiples. Con aplicaciones múltiples será necesario decidir si las bombas operarán en serie o paralelo. Seleccionar la velocidad de la bomba deseada. Confirmar que las fallas en la velocidad especifica sin los límites apropiados para el tipo de bombas cambien. Confirmar que las fallas son en la velocidad especifica y están dentro de los estándares industriales. Seleccionar la bomba de los catálogos de construcción, confirmar que satisfagan los requerimientos de presión, potencia y temperatura. Cualquier requerimiento especial que se especifique. En realidad el proveedor – fabricante hace una selección aproximada de acuerdo al producto y condiciones de operación establecidas por el usuario.
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Selección de la tuberia Contrario a muchas aplicaciones de la bomba, las tuberías constantemente tienen cambios en el manejo de los diversos productos. Esto es común en el transporte de aceite, la variación en las características de los líquidos, transporte y presión puede requerir de un rango más amplio en el sistema de curvas de carga, o mayor flexibilidad en la operación de bombeo. Cuando se tienen características especiales para la tubería, el primer pasó es el análisis del gradiente hidráulico y su perfil. Esto define la longitud y cambios de elevación de la línea, así como también conocer la presión de operación, número de bombas y el modo de operación mas apropiado. Las ecuaciones que se utilizan para determinar estos parámetros son las siguientes: Potencia = P requerida x Capacidad/58,700 x Eficiencia estimada de bomba No. de Bombas = Potencia de la línea / Potencia de operación No. de Estaciones = Presión requerida (psi)/Presión de operación de la línea Materiales de construcción de las bombas (aplica A PI – 610) 3.2.3.- Operación de sistema de transporte de crudo Establecimiento de flujo con crudo mezclado, considerando la puesta en operación del ducto con flujo entre 120 mbd (una unidad) y 400 mbd (cuatro unidades), el peso específico indicado y su viscosidad cinemática correspondiente.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos Secuencia operativa.- Primero tomará carga la unidad de la Estación No. 1, después No.2. con dos unidades, las unidades siguientes irán entrando en operación y ajustando su flujo secuencialmente, en cuanto se manifiesten las condiciones de succión y descarga necesarias para establecer el flujo programado. Una vez alcanzadas las condiciones de flujo y presión, se indicarán el ajuste necesario y se verificará la recepción normal en las estaciones subsecuentes y en el recibo final. Ajuste al programa: Incremento de flujo al programa de transporte 1- Inicialmente, el operador de la primera estación, tendrá que cerrar la válvula de recirculación, incrementando velocidad a la máquina o agregando una máquina para cumplir con los requerimientos de gasto. Después los operadores de las siguientes estaciones irán incrementando el flujo en forma secuencial, hasta que se manifiesten las condiciones para establecer el nuevo programa. Reducción de flujo al programa de transporte. A fin de evitar represionamiento en el ducto, se tendrán que tomar las siguientes medidas: 1. El operador de la primera estación de rebombeo reducirá la velocidad de la maquina(s), para sacar de operación algunas unidades, o abrir la recirculación, según lo requiera el volumen de reducción del flujo. 2. A continuación los operadores de las siguientes estaciones irán reduciendo la velocidad de las maquinas y el flujo en forma secuencial, tan luego se les m anifiesten las condiciones de presión necesaria. 3.
Se hará el ajuste de presión a fin de reducir el flujo, acorde al nuevo programa.
Los ajustes retardados o prematuros de válvulas, así como variaciones bruscas en las velocidades de las máquinas pueden provocar aumento o disminución de las presiones; de manera que estas variaciones puedan ser ajustadas reduciendo las condiciones de operación en los puntos de recibo y/o envió, derivando a otras corrientes en las estaciones, evitando alcanzar la máxima presión de operación. Suspensión normal del transporte A fin de reducir el efecto de golpe de ariete en el ducto, provocado por paros súbitos de máquinas, la suspensión gradual del transporte se hace de la siguiente manera: 1. Se procede a reducir el flujo según lo descrito en el punto anterior. 2. Se saca de operación el primer equipo de bombeo (Estación No. 1). 3. Cuando la Estación No. 2 haya bajado al mínimo la velocidad y las presiones estén cercanas a las proyectadas en el perfil de presiones estáticas, se sacarán de operación las unidades, cerrando las válvulas de succión y descarga de la Estación. En la siguiente Estación se sacan de operación las unidades correspondientes, las siguientes estaciones salen de operación haciendo los movimientos operativos correspondientes. 4. Se bloquea el recibo en la zona a donde se está enviando el producto.
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Transporte de Hidrocarburos por ductos 3.2.4.- Medidas de seguridad en estaciones de bombeo y compresión Los cabezales de descarga, deben estar protegidos con válvulas de relevo para desalojar el excedente y evitar sobrepasar la presión de diseño, (10% adicional) En estaciones intermedias (rebombeo) o terminales de recibo deben existir válvulas de relevo en la succión, para desalojar el excedente y evitar represionamiento de la línea en caso de cierre de válvulas o paro. Los cabezales de succión y descarga deben estar interconectados a un sistema relevador de presión que permita el paso del producto Cuando las estaciones de bombeo se ubican en terreno con perfil ascendente deben contar con válvulas check (de contrapresión) para evitar el regreso del producto en caso de paro y tener que soportar una alta columna hidrostática en la línea. Detectores de fuego.- El dispositivo de seguridad ejecuta un paro total de la estación al presentarse una temperatura de 140 ° F, detectada en la atmósfera del cuarto de máquinas, basado en el principio de un interruptor térmico. Al detectarse una temperatura de 140 ° F las laminillas del interruptor se separan abriendo el circuito eléctrico, originándose el paro de emergencia de la estación, quedando completamente aislada del sistema de transporte. Analizador de gas.- Se basa en la com bustión catalítica para la detección de gas combustible en la atmósfera. El fenómeno se lleva a cabo en la superficie de un catalizador, cuando es expuesto a la mezcla de aire y gas combustible. A temperatura normal, la combustión catalítica une el gas combustible con el oxígeno del aire, cuando la mezcla está demasiado propensa a tener alguna combustión. La reacción del gas en el catalizador aumenta la temperatura del catalizador en proporción al porcentaje de combustible presente. Al contener las tuberías gas, líquido o vapor, existe la posibilidad de que ocurra una fuga, y se producen mezclas de aire y gases o vapores combustibles relacionadas a su porcentaje en volumen. El analizador actúa al detectar una mezcla explosiva del 50 %; como la probabilidad de incendio es inminente, de inmediato acciona la protección correspondiente, mandando el paro de la estación y el desalojo inmediato del producto en los cabezales principales de succión y descarga de la estación, aislándola completamente del sistema; es decir, la estación permanecerá de paso hasta que se solucione el problema. Protección del Medio Ambiente Los derivados del petróleo, se han definidos como sustancias peligrosas atendiendo a las características de su composición y los accidentes originados por su manejo se han incrementado en frecuencia y magnitud, adquiriendo una relevancia política y social. Los ductos se vinculan con la ocurrencia de accidentes, por los productos que manejan y la cercanía con centros de población y por su efecto en el entorno ambiental. Además el crecimiento la población urbana desplanificada incide en la operación de los sistemas relacionados con el medio social y ecológico; por esta razón es de suma importancia considerar la Normatividad referente relacionada con el transporte de hidrocarburos por ducto, editada en el Diario Oficial d e la Federación y deberá observarse su cumplimiento, o la empresa constructora u operativa que incurra en alguna falta será severamente sancionada. Se establece en las NOM.
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