Transporte del gas natural por tuberías
La técnica del transporte por tuberías fue introducida en 1920 cuando surgió la soldadura eléctrica y fue posible la producción de tubos de acero sin costura de gran fortaleza permitiendo la transmisión de volúmenes de gas a altas presiones (1200 lpca). Este medio de transporte redujo drásticamente sus costos y lo hizo competitivo frente a otros combustibles y así, a partir de 1931, se construyeron sistemas de transmisión de larga distancia. En la industria del gas, al igual que la del petróleo, la longitud, el diámetro y la capacidad de los gasoductos son respetables. Cientos de kilómetros, cientos de milímetros de diámetro y millones de metros cúbicos diarios de capacidades es la principal tarea de la instalación de un gasoducto.
El gas natural se transporta desde los yacimientos en extensos gasoductos subterráneos que se llaman tuberías de transmisión. El gas viaja por la tubería maestra a ciudades y centros poblados. Desde la tubería maestra, el gas natural se transporta hasta su hogar o empresa a través de tuberías de servicio que llegan al medidor de gas.
Sistema de transporte de gas natural
Un sistema de transporte de gas natural está conformado por un conjunto de instalaciones y equipos necesarios para el manejo de gas desde su extracción hasta los sitios de utilización. El gas es transportado a través de tuberías denominadas gasoductos, también conocidas como líneas de distribución y recolección de gas, cuyos diámetros dependen del volumen de gas a transferir y la presión requerida de transmisión, su longitud puede variar de cientos de metros a miles de kilómetros, dependiendo de la fuente de origen, y el objetivo a donde debe ser transportado.
Los gasoductos, transportan el gas natural desde el pozo de origen hasta las plantas de extracción y fraccionamiento, desde donde luego de su procesamiento para deshidratarlo y recuperar los hidrocarburos líquidos, allí queda el metano como gas residual, el cual es comprimido y entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y doméstico. Existen tres tipos básicos de gasoductos:
Los sistemas de recolección: los sistemas de recolección son un conjunto de tuberías que recogen el gas de los pozos y lo transportan hasta la planta de procesamiento u otros sistemas de separación. Estos gasoductos cumplen la función de transportar el gas desde el punto de origen usando tuberías de baja presión y diámetro, desde unas 0,5 pulgadas que conducen el gas desde el pozo hasta las plantas de procesamiento.
En esta fase, si el gas natural es asociado, las estaciones de flujo son conectadas a los pozos con el objetivo de separar el gas del petróleo y otros líquidos. El número de estas estaciones está en función de la extensión geográfica del campo, debido a que las distancias entre los pozos y sus correspondientes estaciones deben permitir que el flujo se efectúe por la propia presión de los pozos. En este punto el gas recolectado en cada estación se mide y se recolecta para ser enviado a las plantas de tratamientos y acondicionamiento, donde se remueve el agua, los gases ácidos, sedimentos, los hidrocarburos líquidos, entre otros.
Los sistemas de transporte: estos gasoductos con diámetros desde 10 hasta más de 36 pulgadas, conducen el gas a presiones de entre 200 y 1500 lpca. El transporte lo efectúan desde el origen de su acondicionamiento por valles, desiertos o montañas a través de la geografía de las naciones hasta llegar a las puertas de la ciudad, donde residen las áreas de su demanda. Los sistemas de transporte de gas por redes y tuberías cada día se hacen más necesarios, sobre todo cuando el fluido será transportado a grandes distancias. En la figura 4.1 se presenta un gasoducto, que es la forma más apropiada para transporta gas a largas distancias.
La construcción de un gasoducto, tiene que cumplir con todas las normas técnicas y ambientales establecidas, no solo por las leyes y normas nacionales, sino también por las normas internacionales, también tiene responder a todas las normas de seguridad establecidas.
Los sistemas de distribución: un sistema de distribución de gas es: aquel donde la mayor parte de las tuberías que lo forman están interconectadas formando una red. A consecuencia de la interconexión entre los diferentes tramos, el gas puede fluir desde la fuente hasta los nodos de consumo, en diferentes vías y a distintas tasas de flujo. Estos gasoductos, con sus tuberías de pequeños diámetros, entre 0,5 y 6 pulgadas, llevan el gas al usuario final, donde su forma de utilización puede ser múltiple.
La tubería
La tubería es un conducto que cumple la función de transportar agua u otros fluidos. Se suele elaborar con materiales muy diversos. Cuando el líquido transportado es petróleo, se utiliza la denominación específica de oleoducto. Cuando el fluido transportado es gas, se utiliza la denominación específica de gasoducto.
Características de las tuberías
Entre las características se encuentran: tipo, tamaño, aleación, resistencia, espesor y dimensión.
Diámetro: es la medida o diámetro nominal mediante el cual se identifica a la tubería y depende de las especificaciones técnicas exigidas.
Resistencia: es la capacidad de tensión en libras o en kilogramos que puede soportar la tubería.
Aleación: es el material o conjunto de materiales del cual está hecha la tubería.
Espesor: Es el grosor que posee la pared de la tubería de acuerdo a las normas y especificaciones establecidas.
Materiales utilizados en las tuberías de gas
Las tuberías se construyen en diversos materiales en función de consideraciones técnicas y económicas. Suele usarse el hierro fundido dúctil, acero, cobre, plomo, hormigón, polipropileno, Policloruro de vinilo (PVC), Polietileno de alta densidad (PEAD), entre otros.
Los gasductos están hechos de tubos de acero para ductos de diferentes grados, los aceros de mayor resistencia se conocen por su grado (numero X) y por su resistencia a la fluencia mínima específica (en lbf/pulg2 x 1000), ejem: el X60 es un tubo con una Resistencia Mínima a la Fluencia (SMYS) de 60.000 lbf/pulg2.
Las tuberías de redes de gas suelen ser de cobre o hierro fundido (dúctil o laminar según las presiones aplicadas), dependiendo del tipo de instalación, aunque si son de un material metálico es necesario realizar una conexión a la red de toma de tierra.
La tubería de resistencia más baja se conoce por su grado (grado) y por su categoría de resistencia al esfuerzo de fluencia (A, B, C). Por ejemplo, el acero grado B tiene una capacidad de soportar hasta 35.000 lbf/pulg2.
Características de los distintos tipos de tubos
Tubos de acero: los tubos estándar de acero se utilizan en sistemas hidráulicos, condensadores, intercambiadores de calor, sistemas de combustible de motores y en sistemas industriales de procesamiento de fluidos. Los tamaños están diseñados según el diámetro externo y el grueso de las paredes.
Tubos de cobre: las líneas de plomería doméstica, para refrigeración gas y de aire comprimido, con frecuencia utilizan tuberías de cobre manufacturadas como del tipo K o del tipo L. El tipo K tiene un mayor grosor de pared y es recomendable para instalaciones subterráneas. El tipo L es adecuado para tuberías domésticas de propósito general. El tamaño nominal de los tubos de cobre es de 1/8 de pulgada, menos el diámetro exterior real del tubo.
Tubos de hierro dúctil: a menudo, las tuberías de agua, gas y drenaje se hacen con hierro dúctil debido a su resistencia, ductilidad y relativa facilidad de manejo. Ha sustituido al hierro forjado en muchas aplicaciones. Junto con los tubos, se proporcionan conectores estándar para la instalación adecuada de la tubería, ya sea subterránea o no. Varias clases de tubos de hierro dúctil están disponibles para su uso en sistemas que manejan un intervalo de presiones. Los diámetros reales interno y externo son mayores que los tamaños nominales.
Nota: se recomienda leer la norma API 5l (Especificación para tubería de línea)
Flujo de gas por tubería
Considerando un tramo de tubería entre dos secciones cualesquiera, que son normales a las paredes del tubo. El flujo entre esas dos secciones requiere cumplir tres condiciones bien específicas:
No hay trabajo sobre el fluido por medios externos
El flujo se considera permanente o constante es decir que el mismo peso de gas a la entrada es el mismo peso de gas a la salida
Los gases se expresan en términos volumétricos, más que por peso; posteriormente se introducen los factores de conversión de peso a volumen.
Asimismo, para el transporte de gas entre dos puntos se establecen tres asunciones o condiciones que permiten realizar un estudio con alta precisión y exactitud sobre los procesos, y son las siguientes:
El Flujo de gas ocurre bajo condiciones isotérmicas: la temperatura del gas coincide con la de la tubería y como las tuberías de gas natural usualmente se instalan enterradas, la temperatura del gas que fluye no se afecta apreciablemente por cambios rápidos de la temperatura atmosférica. Los cambios de temperatura del gas usualmente son estacionales y las observaciones simultáneas de temperatura en las secciones de entrada y salida del tramo de tubería son generalmente las mismas.
El comportamiento del gas está regido por la Ley de Boyle: la ley establece que a temperatura constante el volumen ocupado por un gas es inversamente proporcional a la presión absoluta. Pero, es necesario tener en cuenta que los gases reales no cumplen estrictamente la ley de Boyle. Esta desviación, para el caso del gas natural es de gran importancia a altas presiones y depende tanto de la composición química del gas natural como de las condiciones de presión y temperatura bajo las cuales se encuentran.
La Tubería de transporte del fluido es horizontal: los cambios de elevación a lo largo de una tubería rara vez son muy grandes y su efecto en el cálculo del flujo de gas usualmente es despreciable. El peso específico del gas natural bajo las presiones ordinarias en las tuberías es pequeño comparado con el de los líquidos y en la mayoría de condiciones las diferencias de energía potencial del gas debido a diferencias de elevación tienen un pequeño significado relativo.
Ecuación general de flujo de gas
A partir de la ecuación general de flujo de gas
Qh=1,6156×TbPbP12-P22d5γ×Tf×L×f
(4.1)
Donde:
Qh = Tasa de flujo, en pies cúbicos por horas a Tb y Pb
Tb = Temperatura base, (ºR), normalmente 520 ºR
Pb = Presión base, lpca
P1 = Presión de entrad al sistema considerado, lpca
P2 = Presión de salida del sistema, lpca
d = Diámetro interno de la tubería, en pulgadas
= Gravedad especifica del gas, adimensional
Tf = Temperatura de flujo, ºR
L = Longitud de la tubería, millas
f = coeficiente de fricción, adimensional
GG. Wilson dedujo la siguiente ecuación basado en la primera ley de la termodinámica.
Q=C×TbPbP12-P22d5γ×Tf×L×f×Zp
(4.2)
Donde:
C = 1,6156; adimensional
Zp = Factor de compresibilidad promedio, adimensional
Caída de presión
Se define como la diferencia de presión que existe entre un punto uno y un punto dos es decir, la resistencia al flujo que experimenta un fluido a través de un área trasversal y una longitud (L). La ingeniería del transporte de gas natural en largas distancias, a través de tuberías, necesitan conocer fórmulas de flujo para calcular los requerimientos de capacidad y presión. La caída de presión se puede determinar por varios métodos o modelos a continuación, se describen las correlaciones más utilizadas para determinar la caída de presión en un fluido bifásico:
Correlación de Weymouth
Thomás R. Weymouth fue uno de los primeros en desarrollar una ecuación para el flujo de gas, que permitiera calcular razonablemente el diámetro requerido de tubería de gas, dicha ecuación fue deducida a partir de datos operacionales. Es importante destacar que la ecuación ha sido probada y muchas personas han propuesto modificaciones y diferentes técnicas de aplicación que han ido mejorando su exactitud y utilidad. La ecuación de Weymouth es utilizada para aquellas tuberías cuyos diámetros sean menores de doce pulgadas y presiones baja, sin embargo no se considera resultados confiables cuando la tubería presenta corrosión.
Ecuación general:
(4.3)
Donde:
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
Tb: temperatura base absoluta, °R.
Pb: presión base absoluta, lpcm.
P1: presión de entrada, lpcm.
P2: presión de salida, lpcm.
S: gravedad específica de gas. (Aire =1), adimensional.
Lm: longitud de la tubería, millas.
Tprom: temperatura promedio, °R. .
Zprom: factor de comprensibilidad promedio.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
La ecuación de Weymouth evalúa el diámetro en función de la fricción entonces se tiene:
(4.4)
Donde:
ff: factor de fricción de Fanning.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
Correlación de Panhandle A
Esta ecuación se ha considerado una de las de mayor uso en la industria del gas, ella al contrario de la ecuación de Weymouth, se puede usar para aquellas tuberías cuyas diámetros sean mayores a doce (12) pulgadas y longitudes apreciables, donde la tasa de flujo pueda variar notablemente por lo que cualquier error que se cometa en los cálculos de algunos parámetros afectarían en la medición del gas. Normalmente, para esta ecuación se toma en consideración el numero de Reynolds en función del factor de fricción, ya que a altas presiones y grandes diámetros el flujo es turbulento, unas de las consideraciones de la ecuación de Panhandle es que si el flujo no es completamente turbulento puede dar buenos resultados en tuberías con corrosión, presencia de líquido cuando hay muchos cambios en la dirección del flujo.
Ecuación general:
(4.5)
Donde:
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
Tb: temperatura base absoluta, °R.
Pb: presión base absoluta, lpcm.
P1: presión de entrada, lpcm.
P2: presión de salida, lpcm.
S: gravedad específica de gas. (Aire =1), adimensional.
Lm: longitud de la tubería, millas.
Tprom: temperatura promedio, °R. .
Zprom: factor de comprensibilidad promedio.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
El factor de fricción se expresa en función del número de Reynolds.
(4.6)
Donde:
: factor de transmisión.
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
S: gravedad específica de gas, (Aire =1), adimensional.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
El número de Reynolds se determina mediante la siguiente ecuación:
(4-7)
Donde:
Re: número de Reynolds.
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
S: gravedad específica de gas, (Aire =1), adimensional.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
Sustituyendo la Ec. (4.7) en Ec. (4.6) se tiene:
(4.8)
Donde:
: factor de transmisión.
Re: número de Reynolds.
Correlación de Panhandle B
Ecuación general:
(4.9)
Donde:
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
Tb: temperatura base absoluta, °R.
Pb: presión base absoluta, lpcm.
P1: presión de entrada, lpcm.
P2: presión de salida, lpcm.
S: gravedad específica de gas. (Aire =1), adimensional.
Lm: longitud de la tubería, millas.
Tprom: temperatura promedio, °R. .
Zprom: factor de comprensibilidad promedio.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
El factor de fricción se expresa en función del número de Reynolds.
(4.10)
Donde:
: Factor de transmisión.
Q: tasa de flujo de gas, PC/s.
S: gravedad específica de gas. (Aire =1), adimensional.
d: diámetro interno de la tubería, pulg.
Sustituyendo la Ec. (4.7) en Ec. (4.10) se tiene:
(4.11)
Donde:
: factor de transmisión.
Re: número de Reynolds.
Ecuación del IGT
El Instituto de Gas de Tecnología de Chicago (IGT por sus siglas en inglés) propuso la siguiente ecuación:
Basado en la propuesta de la ecuación del factor de fricción expresado por:
(4.11)
Y sustituyendo esta en la ecuación general para la tasa de flujo
(4.12)
Luego se tiene que:
(4.13)
Bases de diseño
Las tuberías se dimensionan para un flujo de diseño igual al valor máximo estimado del flujo de gas que contengan.
La selección del diámetro de la tubería debe satisfacer la Norma PDVSA 90616.1.024 y la ASME B–31.8.
La máxima presión de operación, será la mayor presión la cual pueda producirse en la tubería bajo las condiciones de operación normal.
La presión de diseño se considerará como la máxima presión de operación normal más 25 lpcm o la presión de operación más 10 %, la que resulte mayor. En caso de obtener una presión de diseño por debajo de 100 lpcm se tomará como presión mínima de diseño este valor según el ASME B31.8.
La Temperatura de operación será la mayor temperatura la cual pueda presentarse en la tubería bajo condiciones de operación normal.
La Temperatura de Diseño, para tuberías calientes y a temperatura ambiente, será la de operación más 50 °F.
Los materiales de tuberías utilizados en el diseño se basarán en las normas PDVSA y otras normas aplicables. La selección se basará en las temperaturas, presiones y tipos de productos a ser manejados por cada tubería.
Todos los instrumentos, válvulas, accesorios y equipos de control, deberán tener fácil acceso desde el suelo, pasillo o plataforma, a fin de facilitar las labores de operación, instalación y mantenimiento.
Todas las válvulas de control deberán poseer un sistema de desvío (by-pass) y drenajes para facilitar las labores de mantenimiento.
Deberá proveerse válvulas para el aislamiento a cada instrumento de campo que lo amerite (manómetros, registradores, interruptores de presión y otros) para permitir y facilitar las labores de mantenimiento.
Todas las señales de paro electrónicas, y en general los sistemas de protección, deberán ser concebidos bajo un esquema de falla segura (circuitos normalmente energizados e instrumentos de protección neumáticos e hidráulicos normalmente presurizados), de forma tal que se garantice la activación de la secuencia de paro de las unidades ante una condición de anormalidad, bien sea en el proceso o por mal funcionamiento de la instrumentación.
En caso de falla del suministro de gas o de la energía eléctrica, los dispositivos de regulación y protección deberán adoptar una posición que origine el paro seguro de las unidades.
Se deberá colocar mensajes de protección en los equipos o áreas donde exista amenaza o riesgo para el personal de mantenimiento y operaciones.
Se deberá proveer la adecuada y suficiente instrumentación para permitir una fácil operación, control y supervisión de los procesos. Los instrumentos asociados a protecciones deberán estar conectados a su propia toma de proceso, y deberán ser completamente independientes de las señales de los instrumentos para control y pre-alarmas.
Las tuberías de proceso deberán estar provistas de indicadores locales de presión.
Toda la instrumentación de campo será electrónica de características para transmisión de señales analógicas, discretas y/o binarias.
Los materiales y la construcción de las partes de instrumentos y accesorios que puedan entrar en contacto con el medio del proceso deberán ser apropiados para dicha aplicación.
Sistemas de tuberías
Tuberías en serie
Se habla de tuberías en serie cuando se quiere llevar el fluido de un punto a otro punto por un solo camino.
Figura4.2. Tuberías en serie
Tuberías en paralelo
Se habla de tuberías paralelo cuando se establecen varios caminos para llevar el fluido de un punto a otro.
Figura4.3. Tuberías en paralelo
Criterios establecidos en la Norma ASME B-31.8
Clasificación por clase de localización: el área unitaria que será la base para determinar la clasificación por clase de localización en tuberías que transporta gas comprende una zona de 1600 m (1 milla) de longitud en la ruta de la tubería con un ancho de 400 m (1/4 de milla), 200 m del eje del tubo. La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones localizadas en esta área unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o sección de una construcción destinada para fines de ocupación humana o habitacional se considera como una construcción por separado.
Clase de localización 1: Corresponde con la tubería que en su área unitaria se tienen diez o menos construcciones destinadas a ocupación humana.
Clase de localización 2: Corresponde aquella tubería que en su área unitaria se tienen más de diez pero menos de 46 construcciones destinada a ocupación humana. Las tuberías que cumplan con las clase 1 o 2, pero que dentro de su área unitaria se encuentren al menos un sitio de reunión publica de más de veinte personas, tales como iglesias, escuela, salas de espectáculos, cuarteles, hospitales o áreas de recreación; se deben considerar dentro de los requerimientos de la clase de localización 3.
Clase de localización 3: Es la tubería que cumple con una de las siguientes condiciones:
Cuando en su área unitaria se tenga más de 46 construcciones destinadas a ocupación humana.
Cuando exista una o más construcciones a menos de 90 m del eje de la tubería y se encuentren ocupadas por veinte o más persona por lo menos cinco días a la semana durante diez semanas al año.
Cuando exista un área al aire libre bien definida a menos de 100 m del eje del la tubería y ésta sea ocupada por veinte o más persona durante su uso normal, tal como un campo deportivo, un parque de juegos, un teatro al aire libre u otro lugar público de reunión.
Cuando se tenga la existencia de áreas destinadas a fraccionamientos o casas comerciales, en donde se pretende instalar una tubería de 100 m aún cuando al momento de su construcción, solamente existan edificaciones en la décima parte de los lotes adyacentes al trazo.
Cuando la tubería se localice en sitios donde a 100 m o menos haya un tránsito intenso u otras instalaciones subterráneas (tubería de agua, eléctricos, drenajes, etc.), en el tendido de que se considera tránsito intenso un camino o carretera pavimentada con un flujo de dos ciento o más vehículos en una hora.
Clase de localización 4: Corresponde a la tubería que en su área unitaria se encuentran edificio de cuatro o más niveles contando desde el nivel del suelo, donde el tráfico sea pesado o denso; o bien, donde existan numerosas instalaciones subterráneas. Cuando existan un número de casa o edificaciones cercanas a la frontera que dividen dos clase, las áreas unitarias se deben ajustar considerando el nivel más critico (clases) extendiéndose 200 m desde el último edificio del grupo más próximo a la siguiente área unitaria de menor nivel de seguridad, siguiendo el eje de la tubería, y cumpla con los requerimientos del correspondiente nivel de seguridad.
Tabla N° 4.2 Factor de Diseño por Presión Interna (fDis).
Clasificación por clase de localización
Factor de Diseño (fDis)
Clase 1
0,72
Clase 2
0,60
Clase 3
0,50
Clase 4
0,40
Presión de diseño: la presión de diseño para los sistemas de tubería de gas o el espesor nominal de la pared se deberán determinar mediante la siguiente ecuación. (ASME B31.8, sección 841.11):
(4.15)
Donde:
P: presión de diseño, lpcm.
D: diámetro nominal exterior de la tubería, pulg.
t: espesor de la pared de acero del tubo, pulg.
SMYS: esfuerzo de fluencia mínimo especificado para tubería de acero, lpcm.
fcp: factor de capacidad permisible por presión interna.
El factor de capacidad permisible (fcp) se determina de la siguiente manera:
(4.16)
Donde:
FDis.: factor de diseño por presión interna, (ver tabla N° 4.2).
fTEMP: factor de diseño por temperatura, (ver tabla N° 4.3).
E: factor del tipo de unión longitudinal.
Tabla N° 4.3 Factor de Diseño por Temperatura (fTEMP).
Temperatura
Factor de diseño (fTEMP)
°C
°F
121 o menos
250 o menos
1,000
149
300
0,967
177
350
0,933
104
400
0,900
232
450
0,867
Espesor mínimo requerido: la tubería de acero al carbono debe tener un espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna. Este espesor se determina mediante la siguiente expresión:
(4.17)
Donde:
tr: espesor mínimo requerido por presión interna, pulg.
t: espesor de diseño por presión interna, pulg.
tc: espesor de pared adicional por corrosión, pulg.
Espesor adicional por corrosión: se debe utilizar un margen de corrosión como base en resultados estadísticos en el manejo del producto que se va a transportar. Adicionalmente, debe considerarse el estudio y diseño del sistema de protección catódica respectivo, con base a las condiciones de operación y resultados estadísticos de los sistemas semejantes y a la posible integración con otras instalaciones.
Rango de presión: el rango de presión representa la presión sin impacto (lpcm) que puede soportar una brida a una temperatura determinada. Al realizarse una prueba hidrostática en un sistema de tuberías o en un recipiente, se debe tener en cuenta la presión de prueba de las conexiones bridadas tanto en líneas como en válvulas, con la finalidad de no sobrecargarlas con una presión superior a la especificación por el código ANSI B-16.5, a continuación en la tabla 4.4 muestra para cada rango los valores de presión.
Tabla N° 4.4 Presiones de prueba hidrostática para diferentes rangos.
Rangos
Presiones Hidrostáticas (lpcm)
150
425
300
1100
400
1450
600
2175
900
3250
1500
5400
Válvula de seccionamiento: Las tuberías deben considerar válvulas de seccionamiento para limitar el riesgo y daño ocasionado por rotura, así como facilitar el mantenimiento del sistema. Dichas válvula se deben instalar en lugares de fácil acceso y protegerlas de daños o alteraciones. Así mismo, se debe considerar una infraestructura para su fácil operación.
Es importante mencionar que las válvulas de seccionamiento deben cumplir con las siguientes características:
La clasificación presión – temperatura de la válvula debe ser igual o mayor a las condiciones de operación del la tubería.
Estar ubicadas en lugares protegidos con el fin de evitar daños y acceso a personal no autorizado. Asimismo, deben ser instaladas con suficiente espacio para trabajos de operación y mantenimiento.
Tener mecanismo automáticos de fácil y rápida operación. En tubos con diámetros de 12 pulg. y mayores, se deben instalar dispositivos que en caso de falla del automático sea factible su operación en forma manual.
Tabla N° 4.5 Espaciamiento máximo de las válvulas de seccionamiento.
Clasificación por clase de localización
Espaciamiento máximo (millas.)
Clase 1
20
Clase 2
15
Clase 3
10
Clase 4
5
Etapas que abarcan la fase de construcción de los gasoductos y sus consideraciones ambientales
Con anterioridad al desarrollo de las distintas etapas que componen un proyecto de construcción y operación de un gasoducto, se debe realizar una serie de estudios ambientales que parten del conocimiento de las áreas a ser afectadas y sus características desde los puntos de vista físicos, bióticos y socio-económico. Tales estudios deben considerar y determinar los procedimientos más convenientes para la realización de los trabajos que implican los distintos pasos en el avance del proyecto.
Desarrollando lo señalado, a continuación se presentan las distintas etapas que abarcan la fase de construcción de un gasoducto, se describe en qué consisten y se realizan las consideraciones ambientales a tener en cuenta en cada una de ellas.
1. Relevamiento topográfico: en esta actividad, se deberá tener un conocimiento pleno de la sensibilidad del área al trazar el derecho de tendido de tubería y determinar la forma de salvar las pendientes pronunciadas sin perder la calidad del suelo, que permita la revegetación de la zona, evitando futuras erosiones. También se debe eludir las zonas de inestabilidad geológica o con afloramiento rocosos importantes, entre otros.
2. Despeje: el proceso de despeje de la servidumbre de tendido de tubería depende del tipo de suelo, de la topografía, del uso del terreno, tipo de vegetación, máquinas a utilizar, etc. Esta tarea es la primera agresión real al medio y una de las que causa mayor perturbación de la superficie. La tarea comprende, entre otros pasos los siguientes:
a) Remoción de la capa vegetal, lo que puede producir problemas de erosión de la superficie, especialmente en pendientes pronunciadas. En aquellos casos en que no sea necesario el retiro de la capa vegetal se deberá trabajar sobre ella ya que mejora la futura revegetación.
b) Cambios topográficos que pueden variar los escurrimientos superficiales del terreno.
c) Talado de árboles, es un aspecto importante al atravesar una zona boscosa, ya que se deberá tener un respeto especial por los ejemplares de gran tamaño o aquellos cuya especie se encuentre en peligro de extinción. Este recurso deberá manejarse con criterio conservacionista y comercial a la vez, por lo que se deberá efectuar cortes en largos normalizados y obtener un aprovechamiento económico de los mismos, así como disponer correctamente los despuntes, que pueden ser aprovechados como colchón sobre pendientes con falta de vegetación.
La aplicación de técnicas inadecuadas, puede generar daños mayores a los necesarios y no permitir el aprovechamiento económico de la madera, de la zona afectada.
3. Transporte y tendido de tubería: las mayorías de las veces la tuberías es transportada en camiones de alto tonelaje. El acopio de la tubería se realiza en las empresas proveedoras, para posteriormente ser trasladada a las fuentes de trabajo utilizando las diferentes vías de acceso disponible al área del proyecto. Una vez llegada a la zona serán descargadas las tuberías por medio de grúas, la descarga se efectuará tubo a tubo sobre soportes de madera para así evitar cualquier daño al tubo, de esta manera los tubos serán acomodados linealmente paralelos a la zanja con el fin de facilitar su instalación.
4. Doblado, alineación y soldadura: la tubería será colocada siguiendo el perfil de terreno aproximadamente; para ello se requerirá el doblado previo a la instalación, el doblado se realiza en frió, teniendo cuidado que el tubo no se deformen o se formen arrugas en el doblez, debiendo conservar las dimensiones de sección después de ser doblado, evitando cortes o sobrantes de tubería innecesarios. En cuanto a la alineación se realizará en frío, fijando la tubería temporalmente con grapas internas o externas. Seguidamente se procederá a soldar los tubos, iniciando con algunos puntos de fijación, luego un pase de fondeo y uno caliente, para seguir con los pases de relleno y de presentación.
Terminando cada unión se procederá a la revisión de la calidad, por simple inspección y con pruebas de soldaduras, por tanto se realizará control radiográfico hasta el 100% de las uniones soldadas, y en caso necesario reemplazar o reparar las uniones que se encuentren defectuosas, dicho procedimiento se efectuará a lo estipulado en el código ASME y el estándar API – 1104.
5. Apertura de la zanja: esta labor se realiza una vez se defina el sector del derecho de vía sobre el cual quedará localizada la tubería, para tal efecto se demarcará el eje de la tubería con cal, con el fin de que los operadores de la retroexcavadoras tengan un trazado guía, es importante resaltar que la zanja donde se alojará la tubería, debe tener el ancho y profundidad de acuerdo con su diámetro.
6. Bajado y tapado de la tubería: antes de iniciar el bajado y tapado de la tubería dentro de la zanja, se efectuará una limpieza de la misma, retirando los objetos extraños, fragmentos de suelo o roca, etc. Durante las maniobras de bajado, se evitará someter la tubería a golpes o fricciones contra las paredes de la zanja, los cuales pueden dañar el recubrimiento, por esto, es conveniente proteger la tubería con láminas contrachapada, cartones corrugados.
7. Prueba hidrostática: esta prueba se realizará como procedimiento de control de la calidad de la tubería, lo cual garantizará que no se presenten pérdidas por soldaduras deficientes en la tubería. Esta actividad consistirá en llenar el tubo con agua que debe estar neutra y libre de partículas y someterlo a alta presión para identificar fugas o pérdidas de presión dicha prueba se realiza cumpliendo con el procedimiento correspondiente; fluido y presión específica durante 24 horas.
8. Reconformación del terreno: Una vez tapada la zanja, se procederá a ejecutar las medidas conducentes a la recuperación de las áreas de trabajo, con el fin de dejarlas en las mismas condiciones en que se encontraban antes de iniciar las labores constructivas, es decir, buscar, en lo posible, que el uso del suelo en las áreas intervenidas sea igual al que tenía antes de la instalación del gasoducto.
9. Limpieza: La tarea de limpieza, normalmente es la etapa final del proceso de construcción. En este paso, se deben retirar todos los elementos sobrantes en la servidumbre de tendido de tubos (escombros, desechos metálicos, estructuras auxiliares y otros). También es responsabilidad en el momento de la limpieza la revegetación de la zona afectada, prestando mayor atención en pendientes y terrenos fácilmente erosionables. Se debe además reconstituir en lo posible la topografía y paisaje de la zona de trabajo a fin de no variar el escurrimiento natural del terreno (reponer relleno de zanja en caso de asentamiento excesivo o retirar el material sobrante que produce un efecto de corona). Otro punto en el que se debe prestar mayor atención, es en el retiro de los restos de combustibles, lubricantes, insecticida y todo tipo de producto químicos en la zona.
Procesos que influye en el transporte del gas natural por tuberías
Entre los procesos que influyen en el transporte del gas por tubería se tiene:
Formación de hidratos: los hidratos son compuestos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve. Se forman por una reacción entre el gas natural y el agua, su composición es de aproximadamente de 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. También pueden existir hidratos de compuestos por dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua líquida. Su gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre enfriando el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos llamada también "formación de rocío".
En general, se forman a bajas temperaturas, altas presiones y altas velocidades, además la formación de hidrato causan algunos problemas en la industria, entre los cuales están: congelamiento del gas natural, logrando taponar la tubería y por ende reduciendo el espacio permisible para transportar el gas, corrosión de la tubería y en caso más grave ocasionaría el reemplazo de la tubería y detención de las operaciones de la planta. Por tal razón la industria tiene que implementar técnicas para deshidratar el gas natural y así mismo evitar la formación de hidratos.
El proceso de la formación de hidratos, depende fundamentalmente de tres factores, que son Composición del Gas Natural, la Temperatura y la Presión. También se puede evitar removiendo el agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos tomando en cuenta la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas, utilizando inhibidores que se mezcle con el agua que se ha condensado.
Corrosión: es el deterioro y desgaste de las instalaciones petroleras causadas por el: Sulfuro de Hidrogeno (H2S), Dióxido de Carbono (CO2), Sulfuro de Carbonilo (COS), Disulfuro de Carbono (CS2), Mercaptanos (RSH), Nitrógeno (N2), Agua (H2O). Dentro de la industria petrolera, la corrosión se convierte cada día más en un asunto de gran importancia debido a razones de seguridad, conservación de las equipo de producción para prevenir paros inesperados de producción y daños al medio ambiente. Para minimizar la presencia de los componentes corrosivos el gas debe de ser Endulzados y Deshidratado, de tal forma de eliminar de la corriente de gas los agentes corrosivos, y por ende disminuir el proceso de corrosión.
Deposición de asfáltenos: los asfáltenos son hidrocarburos constituyentes del petróleo, de elevado peso molecular entre 1000 y 5000 unidades de masa atómica (UMA), su estructura es amorfa. Este fenómeno ocurre cuando se transporta por las tuberías gas asociado con petróleo, aunque pareciera difícil porque antes de transportar el gas, este es sometido por procesos de separación y depuración que lo hacen considerar relativamente limpio, pero este evento se ha presenciado, posiblemente por deficiencia de los equipos de separación y quizás por la formación de espumas en el separador, ya que todos los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conlleva a arrastres en las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema, aumento en la frecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las herramientas de limpieza, entre otros.
Formación de líquidos: ocurre cuando los componentes más pesados del gas natural alcanzan su punto de rocío y se condensan depositándose en el interior de la tubería contienen oxígeno, sulfuro de hidrógeno, sales ácidas y sustancias corrosivas. La formación de estos ocasiona grandes pérdidas de presión, disminución del caudal, reducción de la eficiencia de transmisión; en cuanto a los equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas, daños de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos para eliminar los líquidos en los gasoductos, el más usado en la industria es el cochino limpiador.
Revestimiento de tuberías
Los recubrimientos protectores se utilizan para aislar el metal del medio agresivo, el cual pueden ser metálico o no metálico. Entre los recubrimiento no metálicos se tienen las pinturas, barnices, lacas resinas naturales o sintéticas, otros; y entre los metálicos pueden encontrarse el níquel, cinc, cobre, cromo, que resulta de la electro-deposición de los metales. Es importante resaltar que la calidad de la preparación de la superficie dependerá la adherencia y en consecuencia la eficiencia de la capa protectora.
Según el estado actual de la superficie por proteger más o menos oxidadas, se puede seleccionar el procedimiento mecánico de limpiezas más adecuadas desde el granallado esférico o angular, chorreado de arena, pasado por una limpieza química o electroquímica, como los baños ácidos, con corrientes eléctricas o sin ella.
Factores que se deben tomar para la selección del tipo de revestimiento para gasoductos.
Como la tubería del gasoducto va enterrada, hay una serie de factores que deben ser considerados al momento de seleccionar el tipo de revestimiento a utilizar, a continuación se mencionan los factores más importantes:
Condiciones normales y máximas de operación del gasoducto, básicamente en lo que se refiere a temperatura de operación.
Medio circundante en donde se aplicará el revestimiento (sumergido en agua, superficial o enterrado, contacto con medios corrosivos).
Estabilidad física y química del revestimiento.
Resistencia mecánica (resistencias al impacto, adherencia y tensión).
Prueba de desprendimiento catódico, entre otras.
Tipos de revestimientos
Cintas Poliolefílicas: Este sistema normalmente están diseñados para temperaturas de trabajo de 150 a 200 °F, e incluso en algunos casos especiales pudiesen llegar a soportar temperaturas de hasta 250 °F. La aplicación de estos revestimientos puede ser en planta bajo estrictos controles de aseguramiento de calidad ó en su defecto aplicadas en sitio bajo procedimientos de trabajo adecuados y especificados por los diferentes fabricantes, razón por lo cual su costos y niveles de eficiencia pueden variar dependiendo del tipo de aplicación.
Revestimiento monocapa con resina epóxica en polvo: El revestimiento FBE (resina epóxia en polvo), monocapa es generalmente utilizado en tuberías que operan a temperaturas menores ó iguales a 149 °F, sin embargo puede desempeñarse hasta temperaturas de 176 °F.
Revestimiento bicapa con resina epóxica en polvo: lográndose entre ellas una alta cohesividad, asegurando alta resistencia mecánica, alta impermeabilidad y una gran resistencia a los ataques químicos. Este revestimiento tiene buen desempeño a temperaturas de operación de la tuberías menores o iguales a 230 °F con espesores de 24 + 2 mils.
Revestimiento multicapa (Tricapa):
Si se selecciona el Polietileno este es utilizable para tuberías que operan entre -104 °F y 176 °F.
Si se selecciona el Polipropileno este puede soportar temperaturas de operación de la línea entre -104 °F y 248 °F, y en casos especiales hasta 302 °F.
Mantenimiento de un gasoducto
La corrida de la herramienta también conocida como Cochino limpiador. El término "Cochino" o "Pig", se refiere a cualquier dispositivo que puede ser usado en tuberías para realizar operaciones como: remoción de parafinas, sucio y aguas acumuladas en la línea, llenado de tuberías para efectuar pruebas hidrostáticas, drenajes de líneas después de haber realizado la prueba hidrostática, secado de líneas e inspección de tuberías, para detectar si hay abolladuras, hendiduras, pandeo o corrosión excesiva; para determinar esto último se utiliza un cochino electrónico o inteligente.
Esta herramienta de limpieza es enviada por una trampa lanzadora y recuperada por una trampa receptora, posee unos cepillos que permiten limpiar internamente el gasoducto; este requiere de mucho cuidado, de lo contrario puede originar efectos secundarios durante la limpieza de la tubería. Generalmente, la limpieza de los gasoductos se realiza cuando existen líquidos o impurezas, cuando la eficiencia de transmisión es menor del 70 % de su capacidad teórica y cuando se va operar un gasoducto. Para el análisis hidráulico de la tubería, durante la corrida de la herramienta de limpieza en el gasoducto, se deben considerar las siguientes premisas básicas: longitud de la tubería, diámetro interno, temperatura de los fluidos, presión de la trampa de envío, peso molecular del gas, caudal del gas a manejar, entre otros.
Para desplazar un cochino a través de una línea se requiere una presión diferencial de empuje, dicha presión provee la fuerza necesaria para vencer la fricción existente entre el cochino y las paredes internas del tubo. Existen diversos tipos de cochinos de acuerdo al uso que va a tener. Esencialmente, un Cochino esta constituido en su interior de un cuerpo de acero, el cual esta cubierto con material de caucho o capas plásticas, cuya función es ejercer un sello contra la tubería.
Redes de tuberías
Es la interconexión de dos o más tuberías a través de uno de sus extremo, por medio estas interconexiones se pueden formar redes abiertas en la cuales sus tuberías no forman lazos, redes cerradas donde todas sus tuberías pertenecen por lo menos a un lazo y aquellas redes que se forman por la combinación de las dos anteriores, las cuales son conocidas como redes mixtas.
Figura 4.7. Redes de Tuberías
Se habla de redes de tuberías cuando el fluido se lleva de un punto hacia diversos puntos a través de varios caminos. Este tipo de configuración es común en sistemas de acueductos, en donde se forman ramificaciones complicadas formando mallas, como el caso de la figura. Esta configuración posee la virtud de permitir realizar reparaciones a algún sector del sistema sin tener que interrumpir el suministro.
Redes abiertas de tuberías
Son aquellas que se forman entre los arreglos típicos que constituyen un esquema de redes abiertas, se tienen sistemas de distribución y sistemas de recolección de fluidos, entre ellos se tienen los sistemas de riego de agua o distribución de gas. La figura 4.8 muestra posibles esquemas de estos tipos de redes. En la primera se presenta una red de distribución de agua (red de riego) y una red de recolección desde varios tanques, como se puede presentar en un patio de tanque cuando se recolecta agua y/o crudo luego del proceso de deshidratación.
Figura 4.8. Red de distribución tipo riego y red de distribución de transferencia entre tanques
La red de recolección más simple se forma cuando se recolectan o distribuye un fluido a través de una serie de tuberías que forman una red de tuberías en serie.
Redes cerradas de tuberías
Se caracterizan por el hecho de que todas sus tuberías pertenecen por lo menos a un lazo, esto permite garantizar que cualquier zona cubierta por la red sea alcanzada simultáneamente por más de una tubería, con el objetivo de aumentar la confiabilidad del proceso.
Para el desarrollo de la ecuación constitutiva que permita resolver una red cerrada de tuberías, es necesario combinar la ecuación de continuidad en los nodos con la ecuación del balance de la energía mecánica o con la ecuación de la energía en los lazos.
Figura 4.11. Red Cerrada de Tuberías
Redes mixtas de tuberías
Son aquellas redes que se forman por la combinación de una tubería abierta con una tubería cerrada.
Descripción del Método de Hardy Cross Modificado
El método de cálculo de Hardy Cross modificado se caracteriza por ser un método iterativo que parte de la suposición de los caudales iniciales en los tramos que conforman la red de gas satisfaciendo la primera y segunda ley de Kirchoff, los cuales se corrigen sucesivamente con un valor de ajuste Q en cada iteración que permite calcular la mejor distribución de los caudales reales o corregidos en los tramos de la red. Luego de asumidos los valores iniciales de los caudales, este método requiere conocer valores de variables que intervienen en el método como lo son la longitud, presión de entrada del fluido, diámetros nominales, gravedad especifica, dirección del fluido, accesorios, numero de mallas de la red, tramo(s) en común de las mallas si existen en la red, numero de nodos de la red y por último saber las unidades de cada variable o sistema de unidades a trabajar.
Fundamentos del Método de Hardy Cross
El método se fundamenta en las dos leyes siguientes:
Ley de continuidad de masa en los nodos: "La suma algebraica de los caudales en un nodo debe ser igual a cero".
i=1nQe+i=1nQs
(4.61)
Donde:
Qe: Caudal fluye hacia dicho nodo.
Qs: Caudal que sale del nodo
Ley de conservación de la energía en la red: "La suma algebraica de las "pérdidas" de carga (consumo) en los tramos que conforman la red debe ser igual a cero".
i=1nh=QTOTAL-i=1nQc=0
(4.62)
Donde:
h: Pérdida de carga en los nodos
QTOTAL = Caudal Total
Qc = Consumo
Este método se corrige sucesivamente, iteración tras iteración de los caudales en los tramos, con la siguiente ecuación general:
Q=i=1nQ2×LK22×i=1nQ×LK2 0,009
(4.63)
El método planteado es de tanteos directos, los ajustes hechos sobre los valores previamente admitidos o adoptados, son computados, y por tanto, controlados. En esta forma la convergencia de los errores es rápida.
Para la aplicación de este método se sigue el siguiente procedimiento:
Se supone inicialmente una cierta distribución lógica de caudales para cada tramo de tubería de la red en estudio.
Se calcula para cada tramo de tubería la pérdida de energía hf tomándose en consideración el signo expresada por la siguiente fórmula general:
hf=r×Qn
(4.64)
Donde:
r = L/K2 o L, dependiendo si los diámetros de la red son distintos o iguales
n = 2
Se determina la pérdida de energía total en cada red cerrada:
i=1nhf=i=1nr×Qon
(4.65)
Se obtiene en cada red cerrada una suma de las cantidades:
n×r×Qn-1
(4.66)
Se ajusta el valor de cada caudal de la red sumándose o restándose a los valores admitidos, la corrección Q calculada por la expresión:
Q=i=1nr×Qon2×i=1nr×Qon 1 0,009
(4.67)
Pero si la distribución de valores adoptados al iniciar fuese exacta, la corrección por hacer en cada red sería nula.
Q=0
(4.68)
En caso contrario el valor deberá ser ajustado o corregido en la red, pudiéndose escribir para cada uno de los caudales:
Q=Qo± Q
(4.69)
Siendo Q un valor muy pequeño comparado con Qo.
Si el valor obtenido de Q es mayor de 0.009, se recalculan las pérdidas de energía de cada malla, asumiendo los caudales calculados anteriormente como caudales iniciales, y determinando la nueva corrección para estos caudales.
Repítase el proceso hasta que se obtenga la precisión deseada.
Determinar la presión en cada nodo
Partiendo de la ecuación de caída de presión que a continuación se presenta
P=P1-P2
(4.70)
Se despeja la presión de cada nodo (P2), debido a que se conoce la presión de entrada
P2=P1- P
(4.71)