167708745 Diseno Conceptual de Loops en El Gaa Entre Los Tramos Huaynakhota Parotani y Parotani...

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”

TRABAJO DE GRADO

DISEÑO CONCEPTUAL DE LOOPS EN EL GASODUCTO AL

ALTIPLANO ENTRE LOS TRAMOS HUAYÑAKHOTA-PAROTANI Y

PAROTANI-PONGO

KATERYN CAMARGO SEJAS

COCHABAMBA, 2012

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE “BOLIVIA”

TRABAJO DE GRADO

DISEÑO CONCEPTUAL DE LOOPS EN EL GASODUCTO AL

ALTIPLANO ENTRE LOS TRAMOS HUAYÑAKHOTA-PAROTANI Y

PAROTANI-PONGO

KATERYN CAMARGO SEJAS

Modalidad: Proyecto de Diseño

presentado como requisito parcial

para optar al título de Licenciado en

Ingeniería Petrolera

TUTOR: Ing. M.Sc. GASTON RIOJA CARDENAS

COCHABAMBA, 2012

DEDICATORIA El presente proyecto de grado lo dedico a mis padres Freddy Camargo Orrellana y Lily Sejas Ortega por brindarme su amor, confianza, sabiduría y valor, siendo la fuerza impulsora para culminar este proyecto, apoyándome en todo momento siendo mi motivación e inspiración para superarme cada día más y poder luchar para que la vida me depare un futuro

mejor.

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por enseñarme el camino correcto de la vida, guiándome y

fortaleciéndome cada día.

A mis padres, por todo el cariño brindado por la paciencia y apoyo incondicional.

Muchas gracias por darme la oportunidad de crecer en el ámbito profesional.

A mis hermanas Tatiana y Dapne por crecer y confiar siempre en mí,

apoyándome en todas mis decisiones, no concibo la vida sin su compañía, sus

cuidados y su gran amor. Gracias por hacer de todas las situaciones siempre

amenas.

A mis abuelitos Ángel y Josefina, por los consejos y palabras de aliento, a lo

largo de mi vida.

A Miguel por ser mi apoyo, gracias por tu gran paciencia y amor, por tu ayuda,

por haber creído en mí e impulsarme en el transcurso de esta etapa de mi vida.

A mis amigas que estuvieron a mi lado en las buenas y las malas (Cintia, Cristh,

Lisbeth, Pamela y Sol) me brindaron su amistad, colaboraron, apoyaron y sobre

todo me aconsejaron.

Mis más sinceros agradecimientos al Ing. Gastón Rioja Cárdenas, a mis

revisores el Ing. Marco Paniagua Cisneros y el Ing. Edwin Maldonado Salazar

por su colaboración, orientación y tiempo dedicado en el desarrollo y

culminación del trabajo.

A la Escuela Militar de Ingeniería, a todos los catedráticos, oficiales y personal

administrativo de esta casa superior de estudios, por haber impartido sus

conocimientos y darme la oportunidad de culminar con mi formación académica.

RESUMEN EJECUTIVO

TITULO “Diseño Conceptual De Loops En El Gasoducto Al Altiplano

Entre Los Tramos Huayñakhota-Parotani Y Parotani-Pongo”

PROBLEMA

¿El diseño de Loops entre Huayñakhota–Parotani y Parotani–

Pongo, podrá atender la demanda creciente de Gas Natural al

occidente del país durante los próximos cinco años?

MÉTODO DE

ANÁLISIS Formulada como Pregunta

DESCRIPCIÓN

DE LA

PROPUESTA

El proyecto básicamente es un diseño conceptual de Loops

donde se desarrolla el cálculo de longitudes, diámetros óptimos

de transporte y espesores de tubería, para los tramos

Huayñakhota-Parotani Y Parotani-Pongo, que responde al

objetivo general y a las justificaciones planteadas para ampliar

la capacidad de flujo transportado y reduciendo caídas de

presión atreves de la implementación de Loops.

PRESUPUESTO

APROXIMADO

La implementación del proyecto tendrá un costo aproximado de

CINCO MILLONES CUATROCIENTOS OCHENTA Y SEIS MIL

TREINTA Y NUEVE dólares americanos (5’486,039 $us) de

determinando que el metro lineal llega a costar CIENTO

VEINTIDÓS dólares americanos (122 $us).

CONTENIDO

GENERALIDADES

En el capitulo de generalidades se contempla como problema el incremento anual

del 8 % del consumo de Gas en los Departamentos de La Paz, Cochabamba y

Oruro (Occidente del País) se plantea, diseñar conceptualmente Loops en el

gasoducto al altiplano entre los tramos Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo

para atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los

próximos cinco años, por lo tanto se determino cinco objetivos específicos que

permitirán el desarrollo del diseño .

FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

En este capítulo se realizó la fundamentación teórica incluyendo conceptos,

métodos y cuadros de diferentes autores, a fin de fundamentar la obtención de los

diferentes resultados.

INGENIERÍA DEL PROYECTO

En el capitulo de la ingeniería del proyecto se hace referencia y se describen a

detalle los pasos, métodos operacionales y procesos necesarios para determinar

longitudes efectivas, obtención del diámetro óptimo y cálculo de los espesores de la

tubería todos estos pasos contemplan el diseño de Loops.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Por último, en el capítulo se planteó las conclusiones y recomendaciones. De esta

manera, se logró determinar Longitudes y Diámetros de la tubería con las

características de la Materia prima y la Tecnología existente, que permitirá el

transporte de Gas Natural al Occidente del País por los próximos cinco años dando

por concluido el proyecto.

i

ÍNDICE DE CONTENIDO

PÁG.

1. GENERALIDADES ....................................................................................... 1

1.1 INTRODUCCIÓN .......................................................................................... 1

1.2 ANTECEDENTES ......................................................................................... 2

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 4

1.3.1 Identificación del problema ........................................................................... 4

1.3.2 Formulación del problema............................................................................. 5

1.4 OBJETIVOS .................................................................................................. 5

1.4.1 Objetivo General ........................................................................................... 5

1.4.2 Objetivos específicos y acciones del proyecto .............................................. 5

1.5 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 7

1.5.1 Justificación Técnica ..................................................................................... 7

1.5.2 Justificación Social ........................................................................................ 7

1.6 ALCANCE ..................................................................................................... 7

1.6.1 Alcance Temático ......................................................................................... 8

1.6.2 Alcance Geográfico ....................................................................................... 8

1.6.3 Alcance Temporal ......................................................................................... 8

2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA ................................................................... 9

2.1 MÉTODOS DE PROYECCIÓN ................................................................... 10

2.1.1 Gas en Bolivia ............................................................................................. 10

2.1.2 Etapas del estudio de mercado. .................................................................. 13

2.1.3 Métodos de proyección ............................................................................... 13

2.2 GENERALIDADES DEL GAS NATURAL ................................................... 16

2.2.1 Gas natural ................................................................................................. 17

2.2.2 Composición del gas natural ....................................................................... 17

2.2.3 Propiedades del gas ................................................................................... 18

2.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS .............................. 24

2.3.1 Pasos para el diseño de un gasoducto ....................................................... 24

2.3.2 Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación 26

2.3.3 Cargas sobre el gasoducto durante su operación ....................................... 27

ii

2.4 TRANSPORTE DEL GAS NATURAL ......................................................... 29

2.4.1 Definición De Sistemas De Tubería ............................................................ 29

2.4.2 Sistemas de Tubería ................................................................................... 30

2.4.3 Términos de Presión ................................................................................... 31

2.4.4 Características de la tubería ....................................................................... 32

2.5 ECUACIONES DE DISEÑO ........................................................................ 35

2.5.1 Formula general .......................................................................................... 36

2.5.2 Numero Reynolds ....................................................................................... 36

2.5.3 Ecuación Weymouth con pendientes hacia arriba ...................................... 37

2.5.4 Ecuación de Panhandle B ........................................................................... 38

2.5.5 Diseño de Loops ......................................................................................... 38

2.6 SIMULACIÓN .............................................................................................. 43

2.6.1 Simulador HYSYS ....................................................................................... 43

2.7 COSTOS ..................................................................................................... 44

2.7.1 Descripción y análisis de sus componentes................................................ 45

2.7.2 Costos de los gasoductos ........................................................................... 45

3. INGENIERÍA DEL PROYECTO .................................................................. 49

3.1 ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN

BOLIVIA ...................................................................................................... 49

3.1.1 Recopilación del consumo anual de Gas Natural ....................................... 49

3.1.2 Proyección de la demanda.......................................................................... 54

3.2 REVISIÓN DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE TRANSPORTE DEL

GAS ............................................................................................................ 55

3.2.1 Antecedentes del GAA ................................................................................ 55

3.2.2 Parámetros actuales ................................................................................... 56

3.3 EMPLEO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO PARA LOOPS .................. 60

3.3.1 Revisión de normas a utilizarse .................................................................. 60

3.3.2 Propiedades Del Fluido a Transportar ........................................................ 64

3.3.3 Parámetros De Diseño De Loops ............................................................... 71

3.3.4 Especificaciones Para Los Cruces Especiales ......................................... 106

3.3.5 Operación Y Mantenimiento Del Gasoducto ............................................. 108

iii

3.3.6 Integridad Del Gasoducto ......................................................................... 109

3.3.7 Costos básicos .......................................................................................... 109

3.4 SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS .............................................. 114

3.4.1 Datos de entrada ...................................................................................... 114

3.4.2 Actual Gasoducto al Altiplano ................................................................... 116

3.4.3 Implementación de los Loops al GAA ....................................................... 119

3.4.4 Resultados ................................................................................................ 121

4. EVALUACIÓN .......................................................................................... 125

4.1. EVALUACIÓN TÉCNICA .......................................................................... 125

4.1.1 Descripción general del proyecto .............................................................. 125

4.1.2 Tubería ..................................................................................................... 125

4.1.3 Mano de obra ............................................................................................ 127

4.1.4 Producto transportado .............................................................................. 128

4.1.5 Magnitud del proyecto ............................................................................... 129

4.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................... 130

4.2.1. Propiedades del acero .............................................................................. 130

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................ 132

5.1. CONCLUSIONES ..................................................................................... 132

5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................. 134

BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁG.

Figura 1.1: Red de Gasoductos en Bolivia ................................................................. 2

Figura 1.2: Gasoducto Al Altiplano (GAA) .................................................................. 3

Figura 1.3: Ubicación de los Loops ........................................................................... 4

Figura 2.1: Demanda de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría (MMmcd y

porcentaje) ............................................................................................. 11

Figura 2.2: Regresión lineal...................................................................................... 15

Figura 2.3: Esquema del incremento del Loop en un ducto ..................................... 39

Figura 3.1: Consumo de Gas en La Paz .................................................................. 50

Figura 3.2: Consumo de Gas en Cochabamba ........................................................ 52

Figura 3.3: Consumo de Gas en Oruro .................................................................... 53

Figura 3.4: Proyección de la demanda de Gas ........................................................ 55

Figura 3.5: Gasoducto al Altiplano ........................................................................... 56

Figura 3.6: Caída de Presión del Gasoducto Al Altiplano ....................................... 106

Figura 3.7: Insertar la composición del gas ............................................................ 116

Figura 3.8: Elección del paquete de fluidos ............................................................ 117

Figura 3.9: Entrar al simulador ............................................................................... 117

Figura 3.10: Datos de entrada ................................................................................ 118

Figura 3.11: Estación de compresión ..................................................................... 118

Figura 3.12: Huayñakhota-Parotani ........................................................................ 119

Figura 3.13: Parotani-Pongo .................................................................................. 119

Figura 3.14: Datos de entrada ................................................................................ 120

Figura 3.15: Loops instalados ................................................................................ 120

Figura 3.16: Presión vs Distancia tramo 1 .............................................................. 121

Figura 3.17: Presión vs Distancia tramo 2 .............................................................. 122

v

ÍNDICE DE TABLAS

PÁG.

Tabla 1.1: Proyección de Demanda de Gas Natural por Sector en el Mercado

Interno (MMmcd)…………….……………………………….……………..…….3

Tabla 2.1: Consumo de GN en millones de metros cúbicos día (MMmcd)….............13

Tabla 2.2: Composición del gas natural……………………………………..…………...18

Tabla 2.3: Ecuaciones del Factor z………………………………….………………….…22

Tabla 2.4: Factor básico de diseño………………………………………….……....….…26

Tabla 2.5: Grados Normalizados para las tuberías…………………………………..….33

Tabla 2.6: Máximas Presiones y Temperaturas…………………………………….……35

Tabla 2.7: Costo total de un gasoducto…………………………………………….…..…48

Tabla 3.1: Consumo anual de gas en MMpcd de La Paz………………………....…....50

Tabla 3.2: Consumo anual de gas en MMpcd de Cochabamba…………….……........51

Tabla 3.3: Consumo anual de gas en MMpcd de Oruro………………………....….….53

Tabla 3.4: Proyección de la demanda de gas en MMpcd……………..………….…….54

Tabla 3.5: Programa de tuberías…………………………………………...………..…….64

Tabla 3.6: Composición del Gas Natural…………….…………………...……….....…...65

Tabla 3.7: Presión y Temperatura de flujo tramo 1……………………...………..….….66

Tabla 3.8: Presión y Temperatura de flujo tramo 2………………………...……...…….67

Tabla 3.9: Temperatura y Presión Promedio………………………………...….………..67

Tabla 3.10: Temperatura y Presión Pseudo-reducida…….………………………….….68

Tabla 3.11: Factor de Compresibilidad……………………………………………………68

Tabla 3.12: Densidad Del Gas………………………...………………………………..….69

Tabla 3.13: Viscosidad del gas………………………......…………………….……..……70

Tabla 3.14: Nueva capacidad de transporte tramo 1…………………………......……..79

Tabla 3.15: Nueva capacidad de transporte tramo 2………………………………..…..88

Tabla 3.16: Calculo del diámetro de Loops………………..………………....…...….…..94

Tabla 3.17: Calculo de Diámetro Requerido según Weymounth………………......…..96

Tabla 3.18: Calculo del Diámetro Requerido según Panhandle B…...……….…….…98

Tabla 3.19: Resumen de Diámetros Calculados………………………………….……...99

Tabla 3.20: Selección de Factor de Diseño……………………………………………..100

vi

Tabla 3.21: Selección de Factor de Junta Longitudinal………………………....…….100

Tabla 3.22: Selección de Factor de Reducción de Temperatura…………..…..…….101

Tabla 3.23: Valores de Resistencia Mínima a la Tensión……………………....….....102

Tabla 3.24: Cálculo Del Espesor Por Corrosión……………………………….....…….103

Tabla 3.25: Condiciones para el Cálculo del Espesor Operativo……………….…….104

Tabla 3.26: Condiciones finales …………………………………………………….……105

Tabla 3.27: Caída de Presión Mediante las Alturas…………………………..........….105

Tabla 3.28: Costos de materiales…………………………………………...…….…..…110

Tabla 3.29: Costos de equipos…………………………………………….….….…...…111

Tabla 3.30: Construcción civil………………………………………………………...…..112

Tabla 3.31: Costos para el cruce de caminos………………………………...…….…..112

Tabla 3.32: Costos de derecho de vía………………………………………………......113

Tabla 3.33: Otros costos………………………………………………….…..….…..…...113

Tabla 3.34: Costo Total………………………………………………….…….…..…..….114

Tabla 3.35: Composición inicial……………………………….………………...…….....115

Tabla 3.36: Resultados del Loop Huayñakhota-Parotani…………………………...…123

Tabla 3.37: Resultados del Loop Parotani-Pongo……………………………….......…124

Tabla 4.1: Especificaciones de la tubería………………………...………………....…..126

Tabla 4.2: Regímenes de caudal transportado………………………...……...….…….128

Tabla 4.3: Costos de implementación……………………........………..……………….130

Tabla 4.4: Características de la resistencia de los materiales (X52 y X42)….…......131

vii

ÍNDICE DE CUADROS

PÁG.

Cuadro 1.1: Objetivos específicos y acciones ............................................................ 6

Cuadro 2.1: Fundamentación Teórica ........................................................................ 9

Cuadro 3.1: Normas ASME ...................................................................................... 61

viii

ÍNDICE DE ESQUEMAS

PÁG.

Esquema 4.1: Organigrama Básico Mínimo para Construcción Loop GAA-G

12”x45km Huayñakhota-Pongo………………..…………………........127

GLOSARIO

TÉRMINOS:

AGA: Asociacion Americana del gas

ANSI: American National Standards Institute

API: American Petroleum Institute

ASME: American Society of Mechanical Engineers

ASTM: American Society for Testing and Materials

DDV: Declaratoria del Derecho de Vía

EWR: Tubería de acero sin costura

GAA: Gasoducto al Altiplano

GCC: Gasoducto Carrasco Cochabamba

GN: Gas Natural

GNV: Gas Natural Vehicular

Gr.: Grados de tubería

GTC: Gasoducto Taquiperenda Cochabamba

HYSYS: Simulador de procesos de Aspen Tech

Loop: Tuberia Paralela

MAOP: Presión de Operación Máxima Admisible

MOP: Presión de Operación Máxima

PIPESIN: Simulador de procesos de Schlumberger

ROW: Derecho de vía

RPM: Revoluciones por Minutó

SYMS: Esfuerzo Mínimo Especificado de Resistencia

YPFB-GNRGD: Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivianos-Gerencia Nacional de

Redes de Gas y Ductos.

UNIDADES:

$us: Dólares Americanos

Adm.: Factor Adimensional

C: Grados Centígrados

Cp.: Centipoises

F: Grados Fahrenheit

Ft: Pies

Hr.: Horas

Kg.: Kilogramos

Km.: Kilómetros

Lb.: Libras

Lb-mol: Libras-mol

m: Metros

mm: Milímetros

MMmcd: Millones de metros cúbicos

MMpcd: Millones de pies cúbicos

Mpcd: Miles de pies cúbicos

Mpa: Miles de Pascales

msnm: Metros Sobre el Nivel del Mar

Pcf: Libras sobre Pie cuadrada

Psia: Libras sobre Pulgadas cuadrada Absolutas

Psig: Libras sobre Pulgadas cuadrada Manométricas

R: Grados Ranking

seg.: Segundos

Tn: Toneladas

1-134

1. GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCIÓN

El Gas Natural se convirtió en la fuente de energía mas ventajosa porque, es un

combustible limpio y de bajo costo, compite con otras fuentes de energía. Este es el

motivo por el cuál se convierte en un servicio público de gran demanda en el

desarrollo de los centros urbanos.

El Gas Natural contiene elementos orgánicos importantes como materias primas para

la industria petrolera y petroquímica. De allí radica la importancia de su extracción y

transporte.

El Gas es transportado a través de tuberías denominados gasoductos, también

conocidos como líneas de Distribución y Recolección de Gas, cuyos diámetros

dependen del volumen de Gas a ser transportado y una caída de presión admisible.

La demanda de Gas Natural en Bolivia se ve incrementada debido al creciente

consumo en las Industrias y los hogares del occidente del país. El gasoducto al

Altiplano (GAA) tiene una capacidad de transporte de 51.6 millones de pies cúbicos

día (MMpcd) esta capacidad debe ser ampliada.

El GAA es uno de los más importantes, proporciona Gas al mercado Occidental del

País. Actualmente para poder cubrir el incremento de la demanda se realizan

ampliaciones de este Proyecto donde se ve necesaria la instalación de nuevos

Loops. El Proyecto a estudiarse se encuentra en la ciudad de Cochabamba donde la

capacidad de salida de la Estación de Huayñakhota es de 75 MMpcd.

2-134

1.2 ANTECEDENTES

El Gasoducto al Altiplano (GAA) es uno de los más importantes (Figura 1.1), en la

actualidad forma parte del sistema de Transporte de la Empresa YPFB Transporte

S.A.

Figura 1.1: Red de Gasoductos en Bolivia

Fuente: Hidrocarburos Bolivia

Se pronostica que para el 2017 la demanda de Gas se incrementara hasta 16.56

millones de metros cúbicos día (MMmcd). Según registros de la Estrategia Boliviana

de Hidrocarburos (Tabla 1.1) la proyección del consumo de Gas en el mercado

interno el 2010 y 2011 comprobó que existió un crecimiento en el consumo de Gas a

nivel nacional donde se vio incrementado de 8.88 a 9.94 MMmcd por esta razón la

Empresa YPFB Transporte S.A. esta prestando más atención al mercado local. Los

trabajos que se realizan en el GCC (Gasoducto Carrasco-Cochabamba) y GAA

(Gasoducto al Altiplano) son para reforzar la provisión de Gas.

3-134

Tabla 1.1: Proyección de Demanda de Gas Natural por Sector en el Mercado Interno (MMmcd).

Fuente: Estrategia Bolivia de Hidrocarburos

El Gasoducto al Altiplano (GAA) permite el abastecimiento de Gas Natural al

mercado occidental del País con un consumo 65 MMpcd. La demanda de Gas

Natural en el mercado occidental tiene un crecimiento constante por lo tanto para

satisfacerla, el GAA se ha expandido en varias fases o etapas (Figura1.2).

Figura 1.2: Gasoducto Al Altiplano (GAA)

Fuente: YPFB Transporte

4-134

El 2006 empezó la construcción del GAA por fases en el presente año esta en

proyección la licitación y la posterior implementación de dos Loops en el gasoducto

principal, uno entre Huayñakhota y Parotani y Parotani-Pongo. (Figura 1.3).

Figura 1.3: Ubicación de los Loops

Fuente: Google Earth

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

En esta sección se Identifica y se procede a la formulación del problema.

1.3.1 Identificación del problema

El gasoducto al Altiplano (GAA) permite el abastecimiento de Gas Natural al mercado

occidental del País.

Carretera Cochabamba – La Paz

LOOP GAA-G

PROYECTO EXPANSIÓN GAA –FASE 3C

Coordenadas UTM

Latitud -17.6783º

Longitud -66.4796º

5-134

La demanda de Gas Natural en el mercado occidental tiene un crecimiento

constante. Por lo tanto el GAA tendrá que ser ampliado por etapas, para atender

dicha demanda.

Se requiere la expansión del gasoducto mencionado con la construcción de Loops

debido a que existe una expansión de las redes de distribución domiciliaria,

incremento de la generación de energía Termoeléctrica, y el incremento del parque

de automotor.

1.3.2 Formulación del problema

¿El diseño de Loops entre Huayñakhota–Parotani y Parotani–Pongo, podrá atender

la demanda creciente de Gas Natural al occidente del país durante los próximos

cinco años?

1.4 OBJETIVOS

Para el avance del presente proyecto de grado, se determinó objetivos y acciones

que ayudarán a direccionar el trabajo, siendo estos los siguientes.

1.4.1 Objetivo General

Diseñar Loops en el Gasoducto al Altiplano entre los tramos Huayñakhota-Parotani y

Parotani-Pongo para atender la demanda creciente de Gas Natural al occidente del

país durante los próximos cinco años.

1.4.2 Objetivos específicos y acciones del proyecto

Identificar la proyección de la demanda de Gas en los próximos cinco años.

Analizar las condiciones operativas del Gasoducto al Altiplano (GAA).

Desarrollar el diseño de Loops basado en las caídas de presión a lo largo del

Gasoducto en el tramo Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo.

6-134

Simular el Sistema de Transporte con los resultados de las condiciones

operativas reales del GAA y con el sistema de Loops a implementarse mediante

HYSYS.

Estimar costos globales que presenta el Proyecto.

Cuadro 1.1: Objetivos específicos y acciones

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACCIONES

Identificar la proyección de la

demanda de Gas en los próximos

cinco años.

Recopilación de datos del consumo anual

de Gas Natural en el occidente de país.

Proyectar la demanda de Gas Natural

para los próximos cinco años.

Analizar las condiciones operativas

del Gasoducto al Altiplano (GAA).

Examinar antecedentes del GAA.

Obtener parámetros operativos actuales

de GAA.

Desarrollar el diseño de Loops

basado en las caídas de presión a lo

largo del Gasoducto en el tramo

Huayñakhota-Parotani y Parotani-

Pongo.

Revisar normas ASME 31.8, ANSI y API

5L para el empleo de las ecuaciones.

Definir Diámetro de Loops, con el cálculo

de caídas de presión, diámetros

nominales y presiones de operación

permitidas.

Simular el Sistema de Transporte

con los resultados de las

condiciones operativas reales del

GAA y con el sistema de Loops a

implementarse mediante HYSYS.

Determinar los parámetros operativos y

técnicos actuales, para el diseño del

gasoducto y de Loops.

Resumir los datos obtenidos por el

simulador.

Estimar costos globales que

presenta el Proyecto.

Describir costos básicos de Loops.

Estimar costos operativos.

Fuente: Elaboración Propia

7-134

1.5 JUSTIFICACIÓN

Con el objetivo de avalar el nivel del Trabajo de Investigación, a continuación se

presentan las diferentes Justificaciones.

1.5.1 Justificación Técnica

Es importante tomar en cuenta las presiones de entrega del gas. En la Estación de

Senkata se tiene una presión de contrato de 650 psi por consecuente para entregar a

estas condiciones se debe reducir las caídas de presión en los tramos de

Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo. Donde actualmente se tiene el mayor

Diámetro y mayor Capacidad, el Sistema que se encuentra en Cochabamba.

La realización de estos Loops en los tramos mencionados es para reducir estas

caídas de presiones e incrementar su capacidad de transporte; mediante las

ecuaciones de diseño de Panhandle, Ecuación American Gas Association (AGA) y

de Spitzglass para el diseño de gasoductos. Se realizará los cálculos básicos,

desarrollando un estudio, mediante simulaciones con el software HYSYS.

1.5.2 Justificación Social

Con la construcción de estos Loops se podrá ampliar la capacidad de transporte

actual, para abastecer las diferentes necesidades de consumo de Gas en el

occidente del país. Donde existirá una demanda de Gas a largo plazo.

1.6 ALCANCE

A continuación se detallan las limitaciones en la realización del presente Trabajo de

Investigación:

8-134

1.6.1 Alcance Temático

El siguiente trabajo será realizado con la introducción al diseño de Gasoductos, y la

revisión de normas internacionales para su elaboración. Tener conocimientos de las

materias de Transporte de hidrocarburos y mecánica de fluidos.

1.6.2 Alcance Geográfico

El trabajo se realizará en el tramo Huayñakhota-Pongo donde se encontraran los

Loops a implementarse en el Gasoducto al Altiplano (GAA)

1.6.3 Alcance Temporal

La elaboración del Proyecto de diseño se llevara acabo en la presente gestión 2012

9-134

2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA

A fin de sustentar el Trabajo de Investigación, a continuación se presenta el

desarrollo de la Fundamentación Teórica. El cuadro 2.1 describe todo el contenido

del capitulo, haciendo referencia a los fundamentos por acciones.

Cuadro 2.1: Fundamentación Teórica

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ACCIONES FUNDAMENTO TEÓRICO

Identificar la proyección de la demanda de Gas en los próximos cinco años.

Recopilación de datos del consumo anual de Gas Natural en el occidente de país.

Demanda de gas en Bolivia.

Métodos de proyección. Proyectar la demanda de Gas Natural para los próximos cinco años.

Analizar las condiciones operativas del Gasoducto al Altiplano (GAA).

Examinar antecedentes del GAA. Gas natural.

Condiciones de transporte de Gas Natural. Obtener parámetros

operativos actuales de GAA.

Desarrollar el diseño de Loops basado en las caídas de presión a lo largo del Gasoducto en el tramo Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo.

Revisar normas ASME 31.8, ANSI y API 5L para el empleo de las ecuaciones.

Parámetros de operación de gasoductos.

Ecuaciones de diseño.

Norma ASME B31.8 ANSI/ API 5 L.

Presiones de operación.

Loops.

Definir Diámetro de Loops, con el cálculo de caídas de presión, diámetros nominales y presiones de operación permitidas.

Simular el Sistema de Transporte con los resultados de las condiciones operativas reales del GAA y con el sistema de Loops a implementarse mediante HYSYS.

Determinar los parámetros operativos y técnicos actuales, para el diseño del gasoducto y de Loops.

Simulador HYSYS.

Resumir los datos obtenidos por el simulador.

Estimar costos globales que presenta el Proyecto.

Describir costos básicos de Loops.

Descripción y análisis de costos.

Costos de los gasoductos.

Estimar costos operativos.

Fuente: Elaboración propia

10-134

2.1 MÉTODOS DE PROYECCIÓN

A continuación se desarrollara la descripción de los métodos de proyección de

demanda y las características sobre el consumo de Gas Natural en Bolivia.

2.1.1 Gas en Bolivia

Una de las características del desarrollo energético del mercado interno ha sido la

baja utilización de Gas Natural en términos relativos. En efecto, de acuerdo con

datos del Balance Energético Nacional del año 1996, elaborado por la entonces

Secretaría Nacional de Energía, el consumo de Gas Natural representaba el 12% del

consumo total de energía. En los siguientes años el empleo de este energético se ha

incrementado, alcanzando un 16.83% de participación para el año 2006 de acuerdo a

información del Viceministerio de Desarrollo Energético.

Asimismo, en el periodo 2000-2007 el consumo de gas destinado al mercado interno

aumentó de 2.99 MMmcd a 5.89 MMmcd que corresponde a un incremento del 97%.

(Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2008).

2.1.1.1 Estructura del mercado interno de gas natural

En el periodo 2000-2007, la participación de consumo de gas destinado a la

Generación Termoeléctrica ha registrado un comportamiento irregular con una fuerte

tendencia a la baja, disminuyendo de 51% a 42% en dicho periodo.

11-134

Al contrario, la demanda de Gas para ser distribuida por redes, que incorpora el

consumo del sector industrial, GNV, comercial y doméstico, se ha mantenido

relativamente constante con un incremento marginal de 38% a 39% en el 2007,

siendo el sector Otros el de mayor incremento desde un volumen de mandado en el

año 2000 de 0.31 MMmcd, 10% sobre el total, a un 1.09 MMmcd en el 2007 que

representa el 19% del consumo global (Figura 2.1). (Ministerio de Hidrocarburos y

Energía, 2008).

Figura 2.1: Demanda de Gas Natural en Mercado Interno por Categoría (MMmcd y porcentaje)

Fuente: Estrategia Boliviana de Hidrocarburos

A continuación se especifica los puntos 1 y 2 de la grafica:

1. Corresponde a las categorías Doméstico, Comercial, Industrial y GNV.

2. Corresponde al consumo de Gas que toma directamente de la línea troncal en

un punto ubicado fuera del área de las Distribuidoras de Gas por redes, el

consumo propio de Gasoductos, Oleoductos, y de la Planta de Compresión Río

Grande, consumo de refinerías y el gas consumido en venteo.

12-134

Actualmente el consumo de este energético se vio creciendo, la demanda de gas en

Bolivia aumento considerablemente en el transcurso de estos años. En la estructura

del mercado interno, el sector Eléctrico es el mayor consumidor de Gas Natural,

registró en la gestión 2011 un consumo promedio de 4.22 MMmcd que representa el

50.05% del total. Le siguen los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de

Transporte Vehicular que en conjunto tuvieron un consumo promedio 3.63 MMmcd lo

que representa un 43.04% del total, según establece el Boletín Estadístico de YPFB

2011.

El sector consumidores directos y otros tuvo un consumo promedio de 0,58 MMmcd,

lo que representa un 6.91% del total. En promedio el Consumo del mercado interno

durante la gestión 2011, alcanzó a 8.44 MMmcd, un 10% más en relación a la

gestión 2010.

En relación a la gestión 2010, el consumo promedio del sector Eléctrico fue mayor en

11%, el consumo promedio del sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte

Vehicular fue superior en 12% y el promedio del consumo directo y otros fue

prácticamente el mismo. (Hidrocarburos Bolivia, 2012).

2.1.1.2 Comercialización del gas natural en el mercado interno

La principal diferencia que tiene el mercado interno de Bolivia con el resto de los

países de la región es que en Bolivia la unidad de comercialización está expresada

en unidades de volumen como se muestra en la tabla 2.1.

Además el sistema de unidades empleado, contrariamente a lo establecido en la Ley

de Metrología es el Sistema Anglo Sajón (ingles) la unidad de volumen se expresa en

miles de píe cúbico (Mpc), corregido a 14.70 Psi y 60° F. (Garcia, 2011)

13-134

Tabla 2.1: Consumo de Gas Natural en millones de metros cúbicos día (MMmcd)

MMmcd

AÑO M.

INTERNO CENTRALES TÉRMICAS

INDUSTRIALES DOMICILIARIOS GAS

VEHICULAR

1998 3.40 1.90 1.22 0.23 0.05

1999 3.20 1.76 1.15 0.22 0.07

2000 3.10 1.80 1.00 0.22 0.08

2001 2.72 1.39 0.99 0.23 0.11

2002 2.73 1.44 1.00 0.13 0.11

2003 3.36 1.70 1.10 0.35 0.20

2004 3.53 1.77 1.10 0.38 0.27

2005 4.31 1.80 1.50 0.62 0.39

2006 4.69 1.98 1.55 0.64 0.52

2007 5.70 2.30 1.90 0.82 0.68

2008 6.29 2.88 1.80 0.72 0.88

2009 6.95 3.04 1.95 0.86 1.09

2010 8.01 3.82 2.00 0.96 1.23

2011 8.61 4.20 2.10 1.00 1.31

Fuente: Héctor García

2.1.2 Etapas del estudio de mercado.

Una de las más fáciles es aquella que esta en función del carácter cronológico de la

información que se analiza. De acuerdo con este se definirá tres etapas:

Una análisis histórico del mercado

Un análisis de la situación vigente

Un análisis de la situación proyectada (Chain, 1991).

2.1.3 Métodos de proyección

Existe una variedad de métodos, se debe analizar las variables de trabajo para la

selección más adecuada del método a utilizarse. Los métodos son los siguientes:

Métodos subjetivos

Modelos causales

Modelos de series de tiempo

14-134

Se especificara los modelos causales donde se encuentran los métodos de regresión

y econométrico los cuales se usaran en el presente trabajo, por las diferentes

variables que se usaran. (Chain, 1991).

2.1.3.1 Modelos causales

A diferencia de los métodos subjetivos, intentan proyectar el mercado sobre la base

de antecedentes cuantitativos históricos. Para ellos, suponen que los factores

condicionantes del comportamiento histórico de algunas o todas las variables del

mercado permanecerán estables.

Los modelos causales de uso mas frecuente son el modelo de regresión, el modelo

econométrico, el método de encuestas de intenciones de compra y el modelo de

insumo producto, llamado también método de los coeficientes técnicos. A

continuación se analiza cada uno de ellos por separado.

Es frecuente encontrar en los estudios empíricos y en la teoría microeconómica la

afirmación de que la demanda de un bien o servicio depende de muchas causas o

factores que explicarían su comportamiento a través del tiempo en un momento

especifico de él.

Las causales explicativas se definen como variables independientes y la cantidad

demandada, u otro elemento del mercado que se desea proyectar, se define como

variable dependiente. La variable dependiente, en son consecuencia, se explica por

la variable independiente. El análisis de regresión permite elaborar un modelo de

pronóstico basado en estas variables, el cual puede tener desde una hasta n

variables independientes.

Existen dos modelos básicos de regresión: el modelo de regresión simple o de dos

variables, y el modelo de regresión múltiple.

15-134

El primero indica que la variable dependiente se predice sobre la base de una

variable independiente, mientras que el segundo indica la medición se basa en dos o

mas variables independientes. En ambos casos, aunque los valores de la variable

independiente pueden ser asignados, los de la variable dependiente deben

obtenerse por medio del proceso de muestreo.

De la observación de las variables se deriva un diagrama de dispersión que indica la

relación entre ambas. Gráficamente, se representa la variable independiente, x, en

relación al eje horizontal y el valor de la variable dependiente, y, en relación al eje

vertical. Cuando las relaciones entre ambas no son lineales, es usual determinar un

método de transformación de valores para lograr una relación lineal.

El paso siguiente es determinar la ecuación lineal que mejor se ajuste a la relación

entre las variables observadas. Para ello se utiliza el método de los mínimos

cuadrados. Gráficamente, el diagrama de dispersión y la línea de regresión pueden

representarse como se muestra en la figura 2.2.

Figura 2.2: Regresión lineal

Fuente: Nassir y Reinaldo Sapa Chaina

Los puntos de la grafica representan las distintas relaciones observadas entre las

variables x e y.

16-134

Matemáticamente, la forma de la ecuación de regresión lineal es expresada en la

ecuación 2.1.

(2.1)

Donde YX es el valor estimado de la variable dependiente para un valor específico

de la variable independiente X, a es el punto de intersección de la línea de regresión

con el eje Y, b es la pendiente de la línea de regresión y X es el valor específico de la

variable independiente.

El criterio de los mínimos cuadrados permite que la línea de regresión de mejor

ajuste reduzca al mínimo, la suma de las desviaciones cuadráticas entre los valores

reales y estimados de la variable dependiente, para la información muestra. Las

ecuaciones que se utilizan se muestran a continuación:

∑ (∑ )(∑ )

∑ (∑ ) (2.2)

(2.3)

Al ser el modelo de regresión un método estadístico, es posible determinar la

precisión y confiabilidad de los resultados de la regresión.

El coeficiente de correlación r mide el grado de correlación que existe entre x e y.

mas utilizado es, sin embargó, el coeficiente de determinación, r2, que indica que tan

correcto es el estimado de la ecuación de regresión. Mientras mas alto sea r2, más

confianza se podrá tener en el estimado de la línea de regresión. (Chain, 1991).

2.2 GENERALIDADES DEL GAS NATURAL

A continuación se describirán las propiedades y las correlaciones utilizadas

implementadas en los cálculos del presente Trabajo de Grado.

17-134

2.2.1 Gas natural

El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el

petróleo fueron formados hace millones de años, cuando plantas y animales

principalmente microscópicos, conocidos como fitoplancton y zooplancton se

depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos.

Las capas de sedimentos fueron acumulándose, originando un incremento de la

presión y temperatura, lo cual convirtió la materia orgánica en compuestos de

hidrógeno y oxígeno.

Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la presión en el subsuelo, éstos se

filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso de las rocas, migrando hacia las

partes superiores del subsuelo, alcanzando en algunos casos la superficie. Donde

las condiciones geológicas fueron apropiadas, estos hidrocarburos quedaron

atrapados, no como en un lago sino dentro de los poros de la roca, a la cual se le

denomina reservorio.

Los reservorios de gas natural, al igual que los reservorios de petróleo, están

formados por rocas porosas y permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de

reservorios similares constituye un yacimiento. (Graziani, 2002).

2.2.2 Composición del gas natural

Uno de los principales componentes del gas natural es el metano, que usualmente

constituye el 80% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el

butano y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.

18-134

Según su composición podemos decir que hay gas rico y gas pobre, en el trabajo se

describirá el gas pobre que es transportado en el actual gasoducto (GAA). Gas pobre

esta compuesto casi exclusivamente por metano, generalmente más del 90% y los

líquidos están presentes en pequeñas cantidades. En la tabla 2.2 podemos ver esta

composición. (YPFB Transporte S.A., 2011)

Tabla 2.2: Composición del Gas Natural


2.2.3 Propiedades del gas

Las propiedades más importantes del Gas, así como las correlaciones utilizadas en

el Trabajo de Grado serán descritas a continuación: La Gravedad Específica del Gas,

el Factor de Compresibilidad del Gas, el Factor Volumétrico de Formación del Gas, la

densidad y la viscosidad del Gas.

2.2.3.1 Gravedad Específica de una mezcla de gases

Se denota como . La gravedad específica de un Gas, se define como la relación

entre su densidad y la densidad del aire. La gravedad específica del Gas es

proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde

el comportamiento del Gas se aproxima a la idealidad.

Compuestos Porcentaje

Metano 91.4

Etano 5.2

Propano 0.99

n-Butano 0.18

i-Butano 0.0899

n-Pentano 0.0398

i-Pentano 0.0498

Hexano 0.0398

Nitrógeno 0.629

Dióxido de Carbono 1.37

19-134

Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo

su peso molecular entre 28.97 (peso molecular del aire). La gravedad específica

también se usa para correlacionar otras propiedades físicas de los gases como las

propiedades críticas. (Garaicochea, 1991).

2.2.3.2 Propiedades Críticas

Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura y volumen, a las cuales

la densidad y otras propiedades del líquido y Gas se vuelven idénticas, es decir, es

un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede

diferenciarse si se trata de Gas o Líquido. Estas propiedades críticas son únicas (una

sola presión, una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la

determinación de otras propiedades de la sustancia. La presión crítica, Ppc, y la

temperatura crítica, Tpc, son medidas en el laboratorio y usualmente son

desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciones,

para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del

Gas.

En caso de que la composición de un gas natural no esté disponible, las

características pseudo-críticas, es decir, Ppc y Tpc, se pueden predecir solamente de

la gravedad específica del gas mostrado en las ecuaciones 2.4 y 2.5. Brown y otros

(1948) presentó un método gráfico para una aproximación conveniente de la presión

pseudo-crítica y de la temperatura pseudo-crítica de gases cuando solamente la

gravedad específica del Gas está disponible. (Garaicochea, 1991)

Sistema de Gas Natural

(2.4)

(2.5)

20-134

Donde:

= Temperatura pseudo-crítica, °R

= Presión pseudo-crítica, psia

= Gravedad específica de la mezcla de gas. (Garaicochea, 1991)

2.2.3.3 Presión y Temperatura promedio

( )

( ) (2.6)

(

)

(

) (2.7)

Donde:

= Temperatura promedio

= Presión promedio

T= Temperatura de flujo, ºR

P = Presión de flujo, psia. (Garaicochea, 1991)

2.2.3.4 Presión y Temperatura Pseudo-reducidas

(2.8)

(2.9)

Donde:

= Temperatura pseudo-crítica, °R

= Presión pseudo-crítica, psia

T= Temperatura de flujo, ºR

P = Presión de flujo, psia. (Garaicochea, 1991)

21-134

2.2.3.5 Factor de Compresibilidad del Gas

En la realidad no existen gases ideales o perfectos; sin embargo, muchos gases

cerca de la temperatura y presión atmosféricas se aproximan a la idealidad. El Gas

ideal puede definirse como el Gas cuyo volumen se reduce a la mitad al duplicarse la

presión, cuya presión se dobla si se duplica la temperatura manteniendo el volumen

constante. Esto no es más que los enunciados de las leyes de Boyle y Charles

Mariotte.

En muchos gases en particular los gases naturales de interés para los Ingenieros de

Petróleos, se ha observado que si el volumen del gas, se comprime a la mitad, la

presión resulta ser menor del doble de la presión inicial; es decir, el Gas es más

compresible que el Gas ideal.

Debido a que el volumen de un Gas se reduce a menos de su mitad, si se dobla la

presión se dice que el gas es supercompresible. Al valor numérico que representa

una medida de la desviación del comportamiento ideal del gas se denomina factor de

supercompresibilidad, o más frecuentemente factor de compresibilidad. También se

le conoce como factor de desviación del gas y se denota por la letra Z, éste valor

adimensional generalmente varía entre 0.7 y 1.2. El valor de 1 representa el

comportamiento ideal.

Matemáticamente, Z es obtenido mediante complejas correlaciones empíricas, que

arrojan resultados con exactitud. Entre las correlaciones más usadas se destaca la

de Gopal. (Garaicochea, 1991).

Método de Gopal (1977)

Este método ajusta ecuaciones rectilíneas de diversas porciones del gráfico del

factor z. Se utiliza una ecuación general de la siguiente forma:

( ) (2.10)

22-134

Los valores de las constantes A, B, C y D para las diferentes combinaciones de y

se demuestran en la Tabla 2.3. Nótese que sobre de 5.4, una ecuación de

una forma diferente se utiliza. (Garaicochea, 1991)

Tabla 2.3: Ecuaciones del Factor z

Fuente: (Garaicochea, 1991)

2.2.3.6 Densidad del Gas

Partiendo de la ecuación de los gases ideales, puesto que la densidad se define

como la masa por el volumen de unidad de la sustancia, la ecuación 2.11 y 2.12 se

puede cambiar para estimar la densidad del gas en cualquier presión y temperatura:

(2.11)

Presión pseudo-reducida

, Rango

entre

Temperatura pseudo-reducida

, Rango

entre

Ecuaciones Número

de ecuación

0.2 y 1.2 1.05 y 1.2 Ppr(1.6643Tpr–2.2114)–0.3647Tpr+1.4385 1

1.2+ y 1.4 Ppr(0.5222Tpr–0.8511)–0.0364Tpr+1.0490 2

1.4+ y 2.0 Ppr(0.1391Tpr–0.2988)+0.0007Tpra+0.9969 3b

2.0+ y 3.0 Ppr(0.0295Tpr–0.0825)–0.0009Tpra+0.9967 4b

1.2+y 2.8 1.05 y 1.2 Ppr(-1.3570Tpr+1.4942)+4.6315Tpr–4.7009 5

1.2+ y 1.4 Ppr(0.1717Tpr–0.3232)+0.5869Tpr+0.1229 6

1.4+ y 2.0 Ppr(0.0984Tpr–0.2053)+0.0621Tpr +0.8580 7

2.0+ y 3.0 Ppr(0.0211Tpr–0.0527)+0.0127Tpr+0.9549 8

2.8+y 5.4 1.05 y 1.2 Ppr(-0.3278Tpr+0.4752)+1.8223Tpr–1.9036 9b

1.2+ y 1.4 Ppr(-0.2521Tpr+0.3871)+1.6087Tpr–1.6635 10 b

1.4+ y 2.0 Ppr(-0.0284Tpr+0.0625)+0.4714Tpr–0.0011a 11

2.0+ y 3.0 Ppr(0.0041Tpr+0.0039)+0.0607Tpr+0.7927 12

5.4+y 15 1.05 y 3.0 Ppr(0.711+3.66Tpr)1.47

-1.637/(0.319Tpr+0.522)+2.071 13

23-134

Donde:

= Densidad del Gas, lb/ft3

= Gravedad específica del Gas

= Peso molecular aparente de la mezcla de gas

= Peso molecular aparente de la mezcla de aire = 28.96.

Z= Factor de compresibilidad del gas. Adimensional

P= Presión. Psia

T= Temperatura del flujo. R. (Garaicochea, 1991)

2.2.3.7 Viscosidad del Gas

Se denota como . Es una propiedad importante para determinar la resistencia al

flujo que presenta el gas durante su producción y transporte. Generalmente, la

viscosidad del gas aumenta con los incrementos de presión. A presiones bajas la

viscosidad del gas (al contrario que los líquidos) se incrementa con la temperatura.

Sus unidades son los centipoises (cp).

La viscosidad del gas también se determina por medio de correlaciones empíricas

con un margen de error inferior al 2 %. (Garaicochea, 1991).

Método de Lee-González-Eakin

Lee, González, y Eakin (1966) presentaron una relación semi-empirica para calcular

la viscosidad de gases naturales. Los autores expresaron la viscosidad del gas en

términos de la temperatura del reservorio, la densidad del Gas, y el peso molecular

del Gas. Su ecuación propuesta (2.12) es dada por:

[ (

)

] (2.12)

Donde:

24-134

( )

(2.13)

(2.14)

(2.15)

= Densidad del Gas a presión y temperatura del reservorio, lb/ft3

T = Temperatura del reservorio, °R

La correlación propuesta puede predecir valores de la viscosidad con una desviación

estándar de 2.7% y una desviación máxima de 8.99%. (Garaicochea, 1991).

2.3 PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS

2.3.1 Pasos para el diseño de un gasoducto

Para seguir con el diseño de gasoductos se debe conocer:

El caudal a transportar, características físicas y químicas del fluido.

Clases de localidad para diseño y construcción.

2.3.1.1 Clasificación de localidad

La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones

localizadas en esta área unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o

sección de una construcción destinada para fines de ocupación humana o

habitacional se considera como una construcción por separado. (ASME, 1999)

a) Localidad clase1

Corresponde a cualquier sección de una milla de longitud que tiene 10 o menos

construcciones destinadas a ocupación humana: a su vez se subdividen en:

25-134

Clase1, División 1, donde el factor de diseño de la tubería es mayor a 0.72 y el

ducto ha sido probado hidrostáticamente a 1.25 veces la máxima presión de

operación.

Clase 1, División 2, donde el factor de diseño de la tubería es igual o menor a

0.72 y el ducto ha sido probado a 1.1 veces la máxima presión admisible de

operación. (ASME, 1999)

b) Localidad clase 2

Corresponde a aquella tubería que en su área unitaria se tienen más de 10 pero

menos de 46 construcciones destinadas a ocupación humana, en una sección de 1

milla.

Los gasoductos que cumplan con las clases 1 o 2, pero que dentro de su área

unitaria se encuentren al menos un sitio de reunión o concentración publica de mas

de 20 personas, tales como iglesias, escuelas, salas de espectáculos, cuarteles,

hospitales o áreas de recreación, se deben considerar dentro de los requerimientos

de las clase de localización 3. (ASME, 1999)

c) Localidad clase 3

Una localidad de clase 3 es cualquier sección de 1 milla que tiene 46 o mas edificios

destinados a la ocupación, excepto cundo prevalece una localidad de clase 4.

Se tiene la intención de que una localidad clase 3 refleja áreas tales como los

desarrollos de viviendas suburbanas, centros de compras, áreas residenciales, áreas

industriales y otras áreas pobladas que no cumplen con los requerimientos de una

localidad de clase 4. (ASME, 1999)

26-134

a) Localidad clase 4

Localidad clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios de varios pisos, donde

el trafico es pesado o denso, y donde pudiera haber numerosas otras construcciones

o servicios subterráneos de varios pisos quiere decir cuatro o mas pisos por encina

del suelo, incluye el primer piso o planta baja. La profundidad o número de los

sótanos o subsuelos no se toma en cuenta. (ASME, 1999).

2.3.1.2 Factores de Diseño F y la Clase de Localidades

Los factores de diseño en la tabla 2.4, deberán usarse para la Clase de Localidad

designada. Todas las excepciones a los factores de diseño a ser usadas en la

fórmula de diseño. (ASME, 1999)

Tabla 2.4: Factor básico de diseño

Fuente: ASME

2.3.2 Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación

Todos los gasoductos deben diseñarse para soportar una presión de diseño la cual

debe ser igual a 1.1 veces la Presión de Operación Máxima (MOP). En caso de

gasoductos sumergidos, debe considerarse en el diseño el diferencial positivo

máximo posible entre la presión externa y la presión interna.

Clase de Localidad Factor de Diseño, F

Localidad Clase 1, División 1 0.80

Localidad Clase 1, División 2 0.72

Localidad Clase 2 0.60



27-134

La presión de diseño no será menor que la presión a las condiciones mas severas de

presión y temperatura coincidentes, externa o internamente, que se espere en

operación normal.

La condición más severa de presión y temperatura coincidente, es aquella condición

que resulte en el mayor espesor requerido y en la clasificación más alta de los

componentes del sistema de tuberías. Se debe excluir la pérdida involuntaria de

presión, externa o interna, que cause máxima diferencia de presión.

La temperatura de operación será la mayor temperatura la cual pueda presentarse

en la tubería bajo condiciones de operación normal. (ASME, 1999).

2.3.3 Cargas sobre el gasoducto durante su operación

El gasoducto durante su tendido y a lo largo de su vida útil presenta las siguientes

cargas:

Cargas vivas

Cargas muertas

Cargas dinámicas

Efectos de incremento de presión por expansión del fluido

Cargas por expansión térmica y por contracción

Movimientos relativos de componentes conectados

Socavación, azolve y erosión de riberas

Interacción suelo-tubería

Cargas en elementos que soportan tuberías (ASME, 1999)

La descripción de todas estas cargas esta al detalle a continuación:

2.3.3.1 Cargas vivas

Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo tal como

hielo o nieve que se encuentre adherido al gasoducto.

28-134

2.3.3.2 Cargas muertas

Incluyen el peso propio del gasoducto, componentes o accesorios, recubrimientos y

relleno de la zanja.

2.3.3.3 Cargas dinámicas

El diseño debe considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos que estas producen

en la tubería. Estas incluyen sismo, impacto, movimiento del suelo, vibración debida

a los vórtices generados por corriente, oleaje.

2.3.3.4 Efectos de incremento de presión por expansión del fluido

En el diseño deben tomarse medidas para proveer la resistencia suficiente o aliviar el

incremento de presión ocasionado por el calentamiento del fluido transportado.

2.3.3.5 Cargas por expansión térmica y por contracción

Se deben tomar las medidas necesarias para prevenir los efectos por expansión

térmica y por contracción en los sistemas de tuberías.

2.3.3.6 Movimientos relativos de componentes conectados

El efecto del movimiento relativo de componentes conectados, deben tomarse en

cuenta en el diseño del gasoducto y en aquellos tramos que, debido a su disposición,

se encuentren soportando ciertos elementos que ocasiones movimientos.

2.3.3.7 Socavación, azolve y erosión de riberas

Los efectos debidos a la socavación y erosión de riberas así como el azolve deben

considerarse en el diseño de cruzamientos subfluviales. (ASME, 1999).

29-134

2.3.3.8 Interacción suelo-tubería

En el diseño de gasoductos enterrados debe considerarse la interacción entre el

suelo y la tubería, para determinar los desplazamientos longitudinales y las

deformaciones de esta ultiman, principalmente en suelos no homogéneos.

2.3.3.9 Cargas en elementos que soportan tubería

Se deben diseñar y evaluar mecánicamente los elementos estructurales que

soporten al gasoducto cuando se requieran para obras especiales, considerando las

cargas y momentos presentes. (ASME, 1999).

2.4 TRANSPORTE DEL GAS NATURAL

Transporte de Gas es la recolección, Transporte o Distribución de Gas por

Gasoducto o el almacenamiento de Gas. Gasoducto son todas las partes de las

instalaciones físicas a través de las cuales se mueve el Gas en su Transporte,

incluyendo tuberías válvulas, accesorios, bridas (incluyendo el empernado y las

empaquetaduras), reguladores, recipiente a presión, amortiguadores de pulsación,

válvulas de desfogue, y otros accesorios instalados en la tubería, unidades de

compresión, estaciones de medición, estaciones de regulación, y conjuntos

fabricados. (ASME, 1999)

2.4.1 Definición De Sistemas De Tubería

El Gas tal como se muestra en el trabajo, para unos como combustible doméstico o

industrial y transportado o distribuido al usuario a través de un sistema de tuberías.

Los tipos comunes son el Gas Natural, Gas Manufacturado y Gas Licuado de

petróleo, distribuido como un vapor, con mezcla de aire o sin ella.

30-134

Consta de los siguientes efectos:

Derecho de Vía privado según se usa en el presente Código, son los derechos

de vía que no estén ubicados en caminos, calle o carreteras usadas por el

público o en los derechos de vía de ferrovías.

Salidas a presión (hot taps) son conexiones secundarias de tubería o ramales,

que se hacen en las líneas de ductos operativos o líneas principales u otras

instalaciones, mientras las mismas se hallan en operación. La tubería de ramal

se conecta a la tubería principal, y se hace la unión de toma o derivación de la

línea de operación mientras ésta se halla bajo presión.

Cámara es una estructura subterránea a la cual puede ingresarse y que está

diseñada para contener tubería y componentes de tubería (tales como válvulas

y reguladores de presión).

Se incluyen en esta definición las líneas de transporte y recolección de gas,

incluyendo sus complementos o accesorios que se halla instalados costa fuera para

el transporte de gas desde las instalaciones de producción a localidades en tierra y

equipo s de almacenamientos de gas del tipo de tubería cerrada, que se fabrican o

se forjan de tubería o se fabrican con tubería y accesorios. (ASME, 1999).

2.4.2 Sistemas de Tubería

Un sistema de tuberías es un conjunto de elementos que describiremos al detalle en

los siguientes párrafos:

2.4.2.1 Sistema de Transporte

Es uno o más segmentos del Gasoducto, usualmente interconectados para

conformar una red, que transportan Gas de un sistema de recolección, desde la

salida de una planta de procesamiento, o un campo de almacenamiento, hacia un

sistema de distribución de alta o baja presión, un cliente que compra un gran

volumen, ú otro campo de almacenamiento.

31-134

Línea de transporte es un segmento de gasoducto instalado en un sistema de

transporte entre campos de almacenamiento.

Campo de almacenamiento es un campo geográfico que contenga un pozo o

grupo de pozos interconectados que están terminados y dedicados al

almacenamiento subterráneo de grandes cantidades de gas.

Línea de servicio de gas es la tubería instalada entre una línea principal u otra

fuente de provisión o abastecimiento de Gas y un sistema de medición.

(ASME, 1999)

2.4.2.2 Sistema de Distribución

Sistema de distribución de baja presión es un sistema de tuberías para

distribución de gas, en el cual la presión del Gas en las líneas principales y las

de servicio, es substancialmente la misma que la de entrega en los

implementos del cliente. En estos sistemas, no se necesita un regulador en

cada línea de servicio individual.

Sistema de Distribución de Alta Presión es un sistema de tuberías de

distribución de Gas que opera a una presión mayor a la presión de servicio

estándar que se entrega al cliente. En tales sistemas, se requiere un regulador

de servicio para cada línea de servicio para controlar la presión entregada al

cliente. (ASME, 1999)

2.4.3 Términos de Presión

La Presión, a menos que se indique de otra manera, se expresa en libras por

pulgada cuadrada, por encima de a presión atmosférica (es decir, presión

manométrica) y se abrevia psig. Se detallara algunas de las características de las

presiones manejadas en el diseño.

32-134

Presión de diseño es la máxima presión permitida, según se la determina

mediante los procedimientos aplicables a los materiales y las localidades de

las que se trate.

Máxima Presión de Operación (MOP), algunas veces se hace referencia a

ella como la máxima presión de operación actual o real; es la presión más

alta a la cual se opera un sistema de tuberías durante un ciclo normal de

operación.

Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) es la presión máxima a la

cual un sistema de gas puede operarse. Máxima presión admisible de prueba

es la máxima presión interna del fluido permitida, para una prueba de presión,

basada en el material y la localidad de que se trate.

Presión de servicio estándar, llamada a veces la presión normal de

utilización, es la presión de Gas que se mantiene en una instalación para

aplicarla a los medidores de sus clientes domésticos.

La protección contra sobre-presiones se provee mediante un dispositivo o

equipo instalado para evitar la presión excesiva en un recipiente de presión,

un gasoducto o un sistema de distribución, excediendo un valor

predeterminado. Puede obtenerse esta protección instalando una estación

de desahogo o alivio de presiones o una estación limitadora de presión.

La prueba de retención de presión demuestra que los tubos o el sistema de

tubería no tiene fugas, según se evidencia por la no caída de presión durante

un período de tiempo especificado después de que la fuente de presión ha

sido aislada. (ASME, 1999).

2.4.4 Características de la tubería

Se describirá las diferentes características según las normas existentes para las

tuberías.

33-134

2.4.4.1 Especificación de la tubería según API 5L

Según la especificación tenemos que considerar:

a) Esbeltez

La esbeltez de la tubería se define como la relación entre el espesor y el diámetro

nominal de la tubería. En el transporte de hidrocarburos se utilizan tuberías con

esbeltez menor o igual a 0.1:

b) Niveles de especificación del fabricante

Según el código API 5L, existen dos niveles de tuberías (PSI, Producto Specificstion

Level):

PSL-1: Especificación menos exigente, con menos pruebas mecánicas de

control de calidad.

PSL-2: Mayor cantidad de pruebas de control de calidad, generalmente

utilizada para redes troncales

c) Grados de tubería

Los grados de la tubería, seguidos por los primeros dos dígitos del Specified

Minimum Yield Strength (SMYS) en Psi, son los grados estandarizados según los

Niveles de especificación del fabricante de la tubería. Dichos valores se muestran en

la tabla 2.5. (American Petroleum Institute (API Specification 5 L), 2000)

Tabla 2.5: Grados Normalizados para las tuberías

PSL-1 A25 A B X42 X46 X52 X56 X60 X65 X70

PSL-2 B X42 X46 X52 X56 X60 X65 X70 X80

Fuente: American Petroleum Institute

34-134

2.4.4.2 Fórmula del Diseño de Tubería de Acero

La presión de diseño para los sistemas de tuberías de gas o el espesor nominal de

pared para una presión de diseño dada, se deberá determinar mediante la siguiente

ecuación anteriormente mencionada para ver las limitaciones de la misma.

(

) (2.16)

Donde:

D = Diámetro nominal exterior de la tubería, pulgadas.

F = Factor de junta longitudinal

P = Presión de diseño psig.

S = Tensión mínima de fluencia especificada, psi, estipulada en la especificación

bajo la cual se compró la tubería del fabricante.

T = Factor de disminución de temperatura.

t = Espesor nominal de pared, pulgadas.

El factor de diseño para las líneas de ductos en Localidades Clase 1, División 1,

se basa en la experiencia operativa de los gasoductos a niveles de operación que

exceden aquellos de las recomendaciones anteriores. (ASME, 1999).

2.4.4.3 Programa de tubería (Schedule)

Norma ANSI para las clases 150, 300, 600, 900, 1,500 y 2,500 tuberías de acero,

Bridas y Conexiones con Bridas de cobre:

Las presiones y temperaturas.

Los tamaños y el método de designación de las aberturas de la reducción de

los accesorios.

El marcado.

Los requisitos mínimos para los materiales.

35-134

Las dimensiones y tolerancias.

Tornillos, tuercas, y las dimensiones de la junta y las pruebas.

A continuación se vera en la tabla 2.6 donde se observa la variación del material

según las presiones y temperaturas. (The Engineering Tool Box, 1998).

Tabla 2.6: Máximas Presiones y Temperaturas

MÁXIMA PRESIÓN PERMITIDA (Psig)

TEMPERATURA (F)

150 300 400 600 900 1,500 2,500

Test Presión Hidrostática (Psig)

450 1,125 1,500 2,225 3,350 5,575 9,275

de -20 a 100 285 740 990 1,480 2,220 3,705 6,170

200 260 675 900 1,350 2,025 3,375 5,625

300 230 655 875 1,315 1,970 3,280 5,470

400 200 635 845 1,270 1,900 3,170 5,280

500 170 600 800 1,200 1,795 2,995 4,990

600 140 550 730 1,095 1,640 2,735 4,560

650 125 535 715 1,075 1,610 2,685 4,475

700 110 535 710 1,065 1,600 2,665 4,440

750 95 505 670 1,010 1,510 2,520 4,200

800 80 410 550 825 1,235 2,060 3,430

850 65 270 355 535 805 1,340 2,230

900 50 170 230 345 515 860 1,430

950 35 105 140 205 310 515 860

1,000 20 50 70 105 155 260 430

Fuente: The Engineering Tool Box

2.5 ECUACIONES DE DISEÑO

A continuación se verán las ecuaciones a ser usadas para el proyecto.

36-134

2.5.1 Formula general

( )

[(

)

]

(2.17)

Donde:

Q = Caudal de gas, ft3/día

P1= Presión de entrada, psia

P2= Presión de salida, psia

Psc= Presión base, psia

Tm= Temperatura base, °R

Tsc= Temperatura de flujo del gas, °R

D = Diámetro interno de la cañería, pulgadas

L = Longitud de la cañería, millas

Ɣ = Gravedad especifica del gas, adimensional

Zm = Factor de compresibilidad del gas, adimensional

f = Coeficiente de fricción de la cañería, adimensional

E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería, adimensional

E = 1.0 para cañerías nuevas y limpia

E = 0.95 para cañerías en buenas condiciones de operación

E = 0.92 para cañerías en condiciones operativas ni buenas, ni malas

E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación

Esta ecuación es aplicable para flujos constante con variación de factor de

compresibilidad. (Garaicochea, 1991).

2.5.2 Numero Reynolds

(2.18)

Donde:

37-134

d= Diámetro interno de la cañería, pulgadas

Ɣ= Gravedad especifica del Gas, adimensional

Tsc= Temperatura base, °R.

Psc= Presión base, psia.

Q = Caudal del gas, Mpcd

µ = Viscosidad del gas, Cp. (Garaicochea, 1991).

2.5.3 Ecuación Weymouth con pendientes hacia arriba

( )

[(

)

]

(2.19)

(2.20)

Diferencia en altura, ft, y cuando la tubería tiene pendiente uniforme, se puede

modificar la ecuación con el uso de longitud efectiva L donde e=2.781.

[( )

] (2.21)

Corrección por altura aplicada a la ecuación de Weymouth:

( )

[(

)

]

(2.22)

Esta fórmula es usada para largas tuberías (con interior limpio y suave) mayores de

24”, y con presiones de 1 000 a 1 500 psi. Flujos totalmente turbulentos con

4.0x106≥Re ≤ 40.0x106 (Garaicochea, 1991)

38-134

2.5.4 Ecuación de Panhandle B

( )

[(

)

]

(2.23)

(2.24)

(2.25)

*( )

+ Para pendientes uniformes (2.26)

Esta fórmula es usada para largas tuberías (con interior limpio y suave) mayores de

24”, y con presiones de 1 000 a 1 500 psi. Flujos totalmente turbulentos con

4.0x106≥Re≤ 40.0x106 (Garaicochea, 1991)

2.5.5 Diseño de Loops

El diseño de Loops es un conjunto de tuberías que se plasman en un término del

idioma inglés que refiere una técnica que puede ser utilizada para incrementar la

capacidad de transporte de un ducto, mediante la construcción de una tubería

paralela que nace en un punto de un ducto principal para volver a unirse luego de

una determinada distancia.

Muchas veces es necesario instalar ductos paralelos o también llamados “Loops”

como se muestra en la Figura 2.3. Es instalada por muchas razones por ejemplo

disminuir la caída de presión en ciertos tramos, o incrementar el caudal de flujo.

Se deben considerar dos principios para estos cálculos:

1. El primero la conservación del flujo en los empalmes.

2. El segundo que la presión es común en ambas líneas paralelas. (Mott, 2006)

39-134

Figura 2.3: Esquema del incremento del Loop en un ducto

La ; DaP1 P2

q_actual

q_nuevo

P1 P2

La

q_a

q_b

Lb ; Db

Fuente: (Garaicochea, 1991)

Con los caudales, longitud de la tubería (La), y tomando un diámetro para los Loops,

es posible determinar la longitud equivalente (Lb) en la cual existirá la misma caída

de presión que en el ducto inicial.

Para el cálculo de las longitudes equivalentes, adecuadas para que se cumpla

ΔPa=ΔPb tenemos las siguientes ecuaciones. Determinando las capacidades de

transporte.

Determinar la velocidad del fluido en la tubería.

(2.27)

Donde:

V= Velocidad del flujo, ft/seg.

Q= Caudal del flujo, ft3/seg.

d= Diámetro, ft.

Calculo de numero de fanning “f”

(2.28)

Donde:

40-134

f= Fricción de la tubería, adimensional

d= Diámetro de la tubería, pulgadas

Capacidad

√

(2.29)

Donde:

ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado).

ρ= Densidad del gas, lb/ft3

L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado).

g= Coeficiente de aceleración, ft/seg2

d= Diametro de la tubería, ft.

µ= Viscosidad del gas, lb/ft-seg.

Determinar el factor de velocidad

√

(2.30)

Verificar en grafica el factor de velocidad.

√

(2.31)

Este valor será obtenido por la grafica para ver el factor de velocidades. Siendo la

velocidad igual a:

√

√

(2.32)

41-134

Para el cálculo del área tenemos:

(2.33)

Donde:

A= Área de la sección, ft2

d= Diámetro, ft.

Calculo del caudal

(2.34)

Donde:

Q= Caudal de gas, ft3/seg


v= Velocidad, ft/seg.

Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop. Su capacidad será medida en

porcentaje. Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularan en las

dos tuberías

(2.35)

(2.36)

Determinar la capacidad de transporte

(2.37)

(2.38)

(Campbell, 1992)

42-134

2.5.5.1 Caídas De Presión

a) Tubería Pequeña

(

)

( )

(2.39)

Donde:

Q= Caudal, ft3/seg.

ρ= Densidad, lb/ ft3.

µ= Viscosidad, cp.

d= Diametro, ft.

ΔP/L= Caída de presión, Psi/milla.

gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg2.

b) Tubería Larga

(

)

( )

(2.40)

Donde:

Q= Caudal, ft3/seg.

ρ= Densidad, lb/ ft3.

µ= Viscosidad, cp.

d= Diametro, ft.

ΔP/L= Caída de presión, Psi/milla

gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg2. (Campbell, 1992)

43-134

2.5.5.2 Longitudes De Loop

Para las longitudes se tiene que tomar en cuenta las caídas de presión, tienen que

se las mismas en la salida, la ecuación 2.43 es la descripción de este caso:

(2.41)

( )

( )

(2.42)

(Campbell, 1992)

2.6 SIMULACIÓN

La simulación de procesos es definida como una técnica para evaluar en forma

rápida un proceso con base a una representación del mismo, mediante modelos

matemáticos.

Las etapas de la simulación son:

Formulación del problema

Recolección de datos

Introducción de información y ejecución

Análisis de salidas

Verificación de resultados (Balcazar, 2008).

2.6.1 Simulador HYSYS

HYSYS es un programa interactivo enfocado a la ingeniería de procesos y la

simulación, que se puede utilizar para solucionar toda clase de problemas

relacionados con procesos químicos.

44-134

El desarrollo de modelos de balances de materia y energía es la base para la

evaluación de procesos y la toma de decisiones en el diseño de nuevas plantas o

modificaciones de las ya existentes. El modelo del diagrama de flujo comprende un

conjunto grande de ecuaciones no lineales que describen las condiciones de las

unidades del proceso mediante corrientes de proceso:

Las ecuaciones específicas de cada unidad (leyes de conservación y

ecuaciones de diseño específicas)

Los datos y relaciones de éstos con las propiedades físicas de las sustancias

procesadas (Rodriguez, 2005).

Entre las aplicaciones más importantes de la simulación tenemos:

Predicción de los efectos de cambio en las condiciones de operación y

capacidad.

Detección de cuellos de botella en la producción.

Evaluación de alternativas de proceso para reducir el consumo de energía.

Investigación de la factibilidad para la automatización de un proceso.

Este simulador cuenta con una interfaz fácil de usar para el usuario, además de

permitir el empleo de operadores lógicos y herramientas que facilitan la simulación

de diversos procesos. (Balcazar, 2008).

2.7 COSTOS

Se describirá los costos más importantes a tomarse en cuenta en el diseño de un

gasoducto.

45-134

2.7.1 Descripción y análisis de sus componentes

Los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse para mayor

conveniencia por pulgada y milla, pulgada y kilómetro o por centímetro y kilómetro.

Los costos de construcción de ductos mayores son casi directamente proporcionales

a su longitud.

Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben

sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y

desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también

resultan mucho más altos. Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos

pocos kilómetros de extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el

promedio.

Los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y los costos

vienen a ser directamente proporcionales a la longitud. Un aspecto a tener en cuenta

es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como sucede con

el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas sensibles, a

veces en el término de unos cuantos meses. (Azcona, 2006)

2.7.2 Costos de los gasoductos

El costo de un gasoducto está constituido predominantemente de los siguientes

componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales,

costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales.

La mayor porción del total consiste en los costos de materiales e instalación, .cuando

se estima el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debe

ser considerado. a. Costos de derecho de vía (right of way ROW).

46-134

Los costos de derecho de vía consisten en el pago de los derechos del suelo tomado

y el pago de daños y perjuicios ocasionados inevitablemente por los trabajos

realizados.

Los dos factores que más afectan el costo ROW son:

Densidad de población encontrada a lo largo de la traza del ducto. En general

cuánto más alta sea la densidad poblacional, los costos ROW son más altos;

Factores ambientales a tener en cuenta a lo largo de la traza del ducto. El

paso por áreas ambientalmente sensibles puede causar un incremento en la

longitud del ducto, lo cual, a su turno, puede resultar en el agregado de gastos

devenidos por el cruce de más inmuebles (parcelas). (Azcona, 2006)

2.7.2.1 Costos de materiales

Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías,

revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se

incrementa con el diámetro del ducto planificado.

La tubería usualmente será el ítem más costoso y la misma es producida en un

rango de diámetros discretos en diferentes materiales. El material principal que se

emplea para la construcción de gasoductos de transporte es el acero al carbono de

alta resistencia debido a que puede soportar altas presiones.

Su fabricación se basa en la norma norteamericana API 5L que define sus

características. El espesor de la pared del ducto juega un rol importante en los costos

de la tubería. Los factores que afectan el costo de los materiales son:

La velocidad de flujo de diseño y la presión de operación máxima permisible

(MAOP) del gasoducto.

47-134

Densidad de población encontrada a lo largo del trayecto propuesto, y

disponibilidad de materiales.

La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del

ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante

en la velocidad de flujo o en el MAOP puede afectar sensiblemente el costo del

gasoducto.

La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases de

localización del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una

relación directa con el espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del

acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el peso de la tubería y, en

consecuencia, el costo.

La disponibilidad de material está relacionada al número de proyectos de ductos que

se están llevando a cabo simultáneamente. (Azcona, 2006)

2.7.2.2 Costos de instalación

Los costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos

se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las

características del terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano

de obra.

La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los

costos de instalación en comparación con las áreas rurales.

Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el

contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ríos,

restauración de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios

arqueológicos o históricos.

48-134

El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la

construcción debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos,

boscoso en lugar de áreas abiertas, tierras húmedas en lugar de áridas, o

zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados.

Si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno

tiene directa relación con los costos de los trabajos. En general, la

construcción en primavera e invierno implica menores costos.

La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente

las licitaciones de contratistas. (Azcona, 2006)

2.7.2.3 Costos de ingeniería

Los costos de ingeniería varían con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los

gastos generales usualmente los establece cada empresa en particular y se

expresan como un porcentaje del costo total del proyecto.

Los costos de contingencia se los considera como un porcentaje del costo total

estimado del proyecto. La tabla 2.7 muestra la participación porcentual promedio de

cada ítem en el costo total de un gasoducto. (Azcona, 2006)

Tabla 2.7: Costo total de un gasoducto

Item Proporción

Materiales 33%

Instalación 43%

Terreno y Derecho de Vía 6%

Otros (Ingeniería, supervisión, administración, financiamiento y contingencia)

18%

Costo Total 100%

Fuente: (Azcona, 2006)

49-134

3. INGENIERÍA DEL PROYECTO

En este capítulo se presentan los resultados de la parte caracterizada por los

aspectos técnicos y prácticos que permitirán el avance, el desarrollo y la obtención

del diseño final de Loops acorde a las acciones propuestas en el trabajo.

3.1 ESTUDIO DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL EN

BOLIVIA

Para saber hasta cuanto se tiene que incrementar el caudal con los nuevos Loops se

hará el desarrollo de la estimación futura hasta el 2017.

3.1.1 Recopilación del consumo anual de Gas Natural

Según los datos recolectados por YPFB Corporación el consumo anual de gas al

occidente del País esta dividido en tres sectores:

La Paz

Cochabamba

Oruro

A continuación se describirá el consumo anual de cada Departamento.

3.1.1.1 La Paz

El consumo de Gas Natural en este Departamento, incluye el efectuado en la ciudad

de La Paz y El Alto. De acuerdo a estadísticas históricas, el único sector que no

muestra importante crecimiento es el comercial, en el caso del Doméstico, GNV e

Industrial, el crecimiento del consumo es notorio gestión a gestión. Como se muestra

en la tabla 3.1.

50-134

.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MM

ft3

/día

Periodo

CONSUMO LA PAZ

TOTAL

Industrial

Comercial

Domestico

GNV

30.117

19.379

7.53

1.996

1.212

Tabla 3.1: Consumo anual de gas en MMpcd de La Paz

Departamento Sector de Consumo

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 % Total

LA PAZ

Industrial 7.00 7.29 8.30 9.63 10.66 10.26 12.85 14.11 15.06 17.68 16.91 19.38 64.35

Comercial 0.24 0.26 0.30 0.34 0.41 0.45 0.52 0.58 0.73 0.85 0.94 1.21 4.02

Domestico 0.03 0.04 0.06 0.16 0.22 0.23 0.24 0.31 0.59 1.09 1.27 2.00 6.63

GNV 0.40 0.81 1.04 0.98 1.18 1.65 2.57 3.31 4.13 5.24 6.16 7.53 25.00

Total 7.67 8.40 9.69 11.10 12.47 12.59 16.18 18.30 20.51 24.86 25.28 30.12 100.00

Fuente: YPFB Corporación

En el Departamento de La Paz, el sector Industrial representa alrededor del 64.35%

del total, con 19.38 MMpcd, seguido del GNV, Doméstico y Comercial, con

volúmenes de 7.53, 2 y 1.21 MMpcd respectivamente como se muestra en la figura

3.1 y en el Anexo A.

Figura 3.1: Consumo de Gas en La Paz

Fuente: Elaboración propia según YPFB Corporación

51-134

3.1.1.2 Cochabamba

El consumo de Gas Natural en el Departamento de Cochabamba incluye el consumo

de la ciudad de Cochabamba, Cliza y Punata, poblaciones donde existe estructura de

Redes de Distribución. La tabla 3.2 muestra el consumo anual de gas en

Cochabamba.

Tabla 3.2: Consumo anual de gas en MMpcd de Cochabamba


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 % Total

COCHABAMBA

Industrial 9.55 8.71 10.13 9.27 9.97 11.06 11.26 12.40 13.22 13.60 13.93 14.71 45.25

Comercial 0.11 0.17 0.25 0.30 0.33 0.39 0.42 0.42 0.45 0.48 0.58 0.62 1.89

Domestico 0.09 0.16 0.24 0.30 0.38 0.45 0.48 0.43 0.49 0.56 0.68 0.61 1.87

GNV 1.57 2.52 3.61 4.95 6.46 8.30 10.04 11.97 13.41 14.92 15.62 16.58 50.99

Total 11.32 11.57 14.23 14.81 17.14 20.19 22.20 25.22 27.57 29.55 30.82 32.51 100.00


Cochabamba incrementó su consumo de Gas Natural en todos los sectores de

consumo, a una tasa promedio de 10% anual. Del volumen total Departamental, el

sector con mayor participación en el consumo es el GNV con 51%, seguido del

Industrial con el 45.25%; los sectores Doméstico y Comercial concentran alrededor

del 1.87% y 1.89% respectivamente. Mostrado en la figura 3.2 y en el Anexo A, se

puede identificar el crecimiento anual del consumo de Gas.

52-134

.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MM

ft3

/día

Periodo

CONSUMO COCHABAMBA

TOTAL

Industrial

Comercial

Domestico

GNV

32.51

16.58

14.71

0.62

0.61

Figura 3.2: Consumo de Gas en Cochabamba


3.1.1.3 Oruro

El consumo de Gas Natural en el Departamento de Oruro, durante la gestión 2003

tuvo un crecimiento negativo del 23% en comparación a la gestión 2002; a partir de

entonces se nota un crecimiento moderado a una tasa promedia del 8% anual. Como

se muestra en la tabla 3.3

53-134

Tabla 3.3: Consumo anual de gas en MMpcd de Oruro


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 % Total

ORURO

Industrial 3.970 4.210 4.337 3.021 3.055 3.049 3.184 3.697 3.827 3.990 4.110 4.160 69.437

Comercial 0.063 0.065 0.076 0.084 0.105 0.114 0.137 0.167 0.229 0.283 0.277 0.343 5.725

Domestico 0.003 0.005 0.009 0.071 0.118 0.133 0.140 0.196 0.273 0.361 0.385 0.548 9.147

GNV 0.003 0.016 0.038 0.054 0.044 0.069 0.093 0.166 0.253 0.457 0.788 0.940 15.690

Total 4.039 4.296 4.460 3.230 3.322 3.365 3.554 4.226 4.582 5.091 5.560 5.991 100.000


Los sectores Industrial y GNV son los de mayor consumo en el Departamento de

Oruro, concentrando el 85% del total Departamental, el sector Doméstico concentra

el 9% y el Comercial el 6% restante con 0.343 MMpcd, mostrado en la figura 3.3 y en

el Anexo A, se nota el incremento anual del Consumo de Gas.

Figura 3.3: Consumo de Gas en Oruro


0.000

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

MM

ft3

/día

Periodo

CONSUMO ORURO

TOTAL

Industrial

Comercial

Domestico

GNV

5.991

4.160

0.940

0.548

0.343

54-134

3.1.2 Proyección de la demanda

Se realizo un análisis de contenido de los diferentes datos recolectados hasta la

gestión 2011, como indica en las ecuaciones 2.1, 2.2 y 2.3 (pag.15) del modelo

causal. Se pudo obtener la proyección del consumo de Gas al Occidente del País del

2012-2017 como se puede observar en la tabla 3.4, se aprecia un incremento del

consumo.

Después de haber realizado los diferentes cálculos, se evidenció la necesidad de

incrementar el caudal, justificando por qué realizar e implementar los Loops de

Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo.

Tabla 3.4: Proyección de la demanda de gas en MMpcd

AÑO LA PAZ COCHABAMBA ORURO TOTAL

2,012 28.86 34.55 5.33 68.74

2,013 30.64 36.42 5.48 72.54

2,014 32.42 38.30 5.77 76.48

2,015 34.19 40.17 5.92 80.28

2,016 35.97 42.05 6.06 84.08

2,017 37.74 43.92 6.21 87.88

Fuente: Elaboración Propia según YPFB Corporación

Las tablas detallas del cálculo de a y b que son los parámetros necesarios para la

obtención de la tabla 3.4 según los consumos desde el 2,000 hasta el 2,011 se

especifican en el Anexo B utilizando una regresión lineal simple por el método del

modelo causal.

55-134

Figura 3.4: Proyección de la demanda de Gas


3.2 REVISIÓN DE LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE TRANSPORTE DEL

GAS

3.2.1 Antecedentes del GAA

El gasoducto al altiplano es uno de los ramales principales de nuestro país, ya que

transporta gas natural al occidente del país, abasteciendo a su población. Este

gasoducto fue construido en su primera fase en 1984-1988 solo abarca el ramal

principal. Tiene una longitud total de 779.28 km.

Después de unos años se evidencio que se tenia un incremento en la demanda de

dicho compuesto, por lo tanto se observe que la capacidad que se mandaba no era

suficiente, entonces se empezó a construir tuberías paralelas que al mismo modo de

incrementar la capacidad también mejora las caídas de presión de los tramos donde

era instalada.

3

13

23

33

43

53

63

73

83

2012 2013 2014 2015 2016 2017

MM

ft3

/día

Periodo

PROYECCION DEL CONSUMO ANUAL

La Paz

Cochabamba

Oruro

Total

Series5

37.74

43.921

87.875

6.21

56-134

Hoy en día el actual Gasoducto se encuentra lupeado (existencia de varias tuberías

paralelas) y hasta la fecha para adelante son pocas las zonas donde no existen este

tipo de tuberías.

En la figura 1.2 del capítulo de generalidades (pág. 3) se puede observar

detalladamente las diferentes fases de Construcción del Gasoducto y sus Loops. A

continuación en la figura 3.5 veremos actualmente en que condiciones esta situado el

GAA.

Figura 3.5: Gasoducto al Altiplano


3.2.2 Parámetros actuales

Se podrá observar las diferentes características de operación que tiene el gasoducto

al altiplano, también se puede notar en el Anexo C un poco más de las

características de los compresores.

57-134

3.2.2.1 Caudal de operación

El GAA opera en forma continúa, el caudal promedio de 65 MMpcd. Este caudal

está en función a la cantidad de Gas consumido por los usuarios de Cochabamba,

Oruro y La Paz.

3.2.2.2 Parámetros operativos

El conocimiento de Parámetros, como Presión, Temperatura y Gravedad específica

se ven a continuación:

MAOP 1,440 Psig.

MOP 1,420 Psig.

Temperatura Máxima. 120°F.

Gravedad Específica 0.597.

3.2.2.3 Recepción de gas en planta de Río Grande

El Gas Natural que se transporta en el gasoducto al altiplano GAA es recibido de la

planta de Repsol YPFB en Río Grande.

El caudal esta en función a los consumos en el área Cochabamba – Oruro – La

Paz. La presión de entrega promedio es de 1,420 Psig y un volumen promedio de

65 MMpcd

3.2.2.4 Estación de compresión Samaipata

La operación de esta planta es descrita a continuación:

Capacidad de transporte 75 MMpcd

Presión de llegada 670 Psig

58-134

RPM 850 a 1,150

Presión de descarga 1,420 Psig

3.2.2.5 Estación de compresión Oconi

Se describe los parámetros de operación de la estación a continuación:

Capacidad de transporte 75 MMpcd


RPM 850 a 1,150


3.2.2.6 Estación de compresión Chilijchi

La operación de la estación se describe a continuación:

Capacidad de transporte 75 MMpcd.



3.2.2.7 Nodo Huayñakhota

Están derivadas a la Empresa Eléctrica Valle Hermoso y a la Terminal Cochabamba.

3.2.2.8 Recepción de gas en Huayñakhota

El gasoducto GTC se interconecta con el GAA en este punto, en el cual el GTC

puede inyectar o tomar gas de acuerdo a los requerimientos de la programación.

59-134

3.2.2.9 Terminal Cochabamba

En este punto se entrega a:

YPFB Refinación con una presión de salida de 100 Psig

Encogas Sacaba con una presión de salida 470 Psig

Encogas Sumumpaya con una presión de salida de 650 Psig

3.2.2.10 Estación de compresión Parotani

En este punto se entrega a:

Compresión hacia Oruro con una capacidad de transporte de 51.6 MMpcd y

una presión de salida de 1,420 Psig.

Entrega a usuarios Cochabamba (Parotani, YPFB Redes de Gas) con una

presión de salida de 480 Psig.

Entrega a Coboce y Calco con una presión de salida de 700 Psig.

3.2.2.11 Estación de compresión Oruro

Procede de Parotani con una presión de llega de 900 Psi. La compresión hacia

Senkata (solo en emergencia) se la realiza con una presión de descarga de 1,100

Psig, también entrega a YPFB-GNRD (Oruro) con una presión de salida de 370 Psig.

3.2.2.12 Estación de compresión Sica Sica

Procede de Parotani con una presión de llega de 650 Psig y una capacidad de

transporte de 51.6 MMpcd. La compresión hacia Senkata se la realiza con una

presión de descarga de 1,420 Psig.

60-134

3.2.2.13 Terminal Senkata

Con una máxima presión de llegada de 700 psig entrega a:

Entrega a usuarios La Paz con presión de salida de 355 Psig

Entrega a Coboce con presión de salida de 500 Psi

3.3 EMPLEO DE LAS ECUACIONES DE DISEÑO PARA LOOPS

3.3.1 Revisión de normas a utilizarse

El análisis del contenido nos permite reducir y sintetizar la información más

conveniente ya que las normas son muy extensas. Para recopilar la información

relevante de las normas en el proceso de diseño de gasoductos se contempla las

normas ASME B31.8 y ANSI. Desarrolladas en los siguientes puntos:

3.3.1.1 ASME B31.8

Son normas específicas, que caracterizan las diferentes etapas del transporte de un

gas a través de tuberías, ya que el gas es un poco más complejo que los líquidos

debido al manejo de presiones y su composición volátil.

En el cuadro 3.1 se analizará el contenido más importante de la norma en cuestión,

resumiendo los capítulos tomados en el proceso del diseño.

61-134

Cuadro 3.1: Normas ASME

CAPÍTULO CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES

CAPÍTULO I

MATERIALES Y EQUIPO

Parte permanente del sistema de tuberías

construido bajo el presente código y

seguro para las condiciones bajo las

cuales se usen.

CALIFICACIÓN DE MATERIALES Y

EQUIPO

Se clasifican en 6:

(a) ítems que conforman con los

estándares o especificaciones

referenciados en este Código.

(b) ítems que son importantes desde el

punto de vista de la seguridad.

(c) ítems de un tipo para el cuál los

estándares o especificaciones se

referencian en este Código, pero que no

se conforman a los estándares y son de

importancia relativamente menor desde el

punto de vista de la seguridad debido a su

pequeño tamaño o debido a las

condiciones bajo las cuales se los debe

utilizar.

(d) ítems de un tipo para el cuál no hay

referencia a ningún estándar o

especificación en este código, por ejemplo,

compresores de gas.

(e) ítems propietarios.

(f) tubería no identificada o usada.

MATERIALES PARA USO EN CLIMAS

FRÍOS

Impacto que causa la baja temperatura

sobre las propiedades de los materiales

que se usan para las instalaciones que

estén expuestas a temperaturas de suelo

inusualmente bajas o temperaturas

atmosféricas muy bajas.

ESPECIFICACIONES DE MATERIALES

Tubería de acero, tubería de hierro dúctil,

tubería plástica y componentes.

62-134

CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES

ESPECIFICACIONES DE EQUIPO

Ciertos detalles de diseño y fabricación, se

refieren necesariamente al equipo, tales

como los colgadores de tubería,

amortiguadores de vibración, instalaciones

eléctricas, motores, compresores, etc. Se

dan aquí, especificaciones parciales para

tales ítems de equipo, particularmente si

es que afectan la seguridad del sistema en

el cual van a instalarse.

TRANSPORTE DE LA TUBERÍA DE LÍNEA

La tubería deberá ser probada

hidrostáticamente durante por lo menos

dos horas a por lo menos 1.25 veces la

máxima presión admisible de operación si

es que se instala en una localidad de

Clase 1, o por lo menos a 1.5 veces la

máxima presión admisible de operación si

se instala en una localidad de Clase 2, 3 ó

4.

CAPÍTULO IV

DISEÑO, INSTALACIÓN Y

PRUEBAS

Se tiene la intención de que los

requerimientos de diseño del presente

Código sean adecuados para la seguridad

pública bajo todas las condiciones que se

encuentran en la industria del gas. Los

gasoductos construidos antes de la

publicación de la presente edición y

diseñados en conformidad con las clases

de localidades establecidas en

cumplimiento con ediciones previas del

presente Código.

TUBERÍA DE ACERO

Limitaciones a la presión de Diseño,

limitaciones a la tensión mínima de

fluencia específica, requerimientos

adicionales para el espesor nomina de

pared, factores de diseño y la clase de la

localidad.

OTROS MATERIALES Requerimientos de los sistemas de ductos

de Hierro dúctil.

CAPÍTULO

I

63-134

CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES

ESTACIONES DE COMPRESIÓN

Ubicación del edificio de compresores,

construcción del edificio, salidas o

escapes, áreas cerradas con verjas o

alambradas, instalaciones eléctricas,

dispositivos de seguridad y requerimientos

de limitación de presión en estaciones de

compresión.

CONTROL Y LIMITACIÓN DE LA PRESIÓN DEL GAS

Requerimientos básicos para la protección

contra la sobre presión accidental, Todo

ducto, línea principal, sistema de

distribución, medidor del cliente, e

instalaciones conexas, estación de

compresión, depósito de tipo tubo,

depósito de tipo botella, recipientes

fabricados con tubería y accesorios, y todo

el equipo especial, si se halla conectado a

un compresor o a una fuente de Gas

donde la falla del control de la presión u

otras causas pudieran dar por resultado

una presión que exceda la máxima presión

admisible de operación de la instalación,

deberá estar equipada con dispositivos

adecuados para aliviar la presión.

VÁLVULAS

Exceptuando las instalaciones de costa

afuera, se deberán instalar válvulas de

cierre sección alisadoras en los ductos

nuevos de transporte al tiempo de efectuar

la construcción. Al determinar el

espaciamiento de las válvulas

seccionadoras, se deberá brindar principal

atención a las ubicaciones que proveen

acceso permanente a las válvulas.

Fuente: Elaboración propia en base a las normas ASME B31.8

CAPÍTULO

IV

64-134

3.3.1.2 ANSI (Programa de tuberías)

Para el programa de tuberías se identificó la clase 600 porque las presiones de

operación permitidas están dentro de este rango, se muestra en la tabla 3.5 las

diferentes presiones con las diferentes temperaturas para el transporte del gas.

Tabla 3.5: Programa de tuberías

Fuente: Elaboración propia en base a las normas ANSI

3.3.2 Propiedades Del Fluido a Transportar

El fluido que va a ser transportado por el GAA es gas natural y su composición y

propiedades se muestran en la tabla 3.6.

Para los cálculos se dividirá en dos tramos, el primer tramo es de Huayñakhota-

Parotani y el segundo tramo es Parotani-Pongo.

Presión Máxima Permitida clase 600

Temperatura F Presión de prueba hidrostática 2,225 (psig)

de -20 a 100 1,480

200 1,350

300 1,315

400 1,270

500 1,200

600 1,095

650 1,075

700 1,065

750 1,010

800 825

850 535

900 345

950 205

1,000 105

65-134

Tabla 3.6: Composición del Gas Natural

COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL

COMPONENTE RÍO

GRANDE SIRARI VIVORA CARRASCO

SAN ROQUE

VUELTA GRANDE

COMPOSICIÓN PROMEDIO

PORCENTAJE MOLAR

N2 1.85 0.583 2.546 0.31 1.54 1.79 1.45

CO2 0.941 0.079 0.623 5.79 0.01 0.06 0.997

C1 92.316 87.047 85.38 86.11 86.15 88.01 87.219

C2 4.502 7.134 6.343 7.23 7.33 9.14 6.937

C3 0.349 3.088 3.103 0.51 3.2 0.93 2.237

i-C4 0.002 0.431 0.372 0.02 0.4 0.03 0.322

n-C4 0.01 0.842 0.919 0.1 0.83 0.03 0.47

i-C5 0.005 0.222 0.215 0.1 0.19 0.01 0.131

n-C5 0.007 0.233 0.225 0.1 0.18 0 0.125

C6 0.003 0.184 0.141 0 0.1 0 0.071

C7+ 0.015 0.117 0.106 0 0.07 0 0.042

TOTAL 100 100 100 100 100 100 100

Peso Molecular 17.283 19.042 19.276 18.880 19.010 17.849 18.658

Gravedad Espec. 0.597 0.6575 0.665 0.652 0.656 0.616 0.644

GPM Propano 0.112 1.564 1.540 0.157 1.479 0.279 1.009

Valor C. Bruto 1,022.68 1,159.61 1,125.98 1,012.26 1,143.8 1,076.4 1,101.69

H2S NO EXISTE H2S EN NINGUNO DE LOS CAMPOS

Fuente: Elaboración Propia a partir de información de la ANH

La composición de Río Grande nos indica que estamos en presencia de Gas seco,

con una gravedad específica de 0.597 se tiene como peso molecular 17.28 lb/lb-mol,

estos datos recopilados se utilizarán para encontrar ciertas propiedades del Gas,

como ser densidad, factor de compresibilidad y viscosidad.

66-134

3.3.2.1 Factor de compresibilidad

El factor de compresibilidad, representado habitualmente como Z, es un parámetro

que mide la desviación de un gas real respecto del comportamiento que tendría

como gas ideal. Para el cálculo del factor de compresibilidad usaremos las

ecuaciones corregidas para propiedades pseudo-criticas 2.4 y 2.5 (pág. 19) para gas

natural.

Sustituyendo el valor de la gravedad especifica de 0.597

( ) ( )

Tpc= 357.48 R

( ) ( )

Ppc= 672.59 Psia

Para sustituir estos valores de Presión y Temperatura de flujo, se tiene que encontrar

un promedio de ambas, para sustituir en las ecuaciones pseudo-reducidas. Para este

caso se cuenta con dos tramos, podemos observar la variación de estas propiedades

en la tabla 3.7 para el primer tramo y la tabla 3.8 para el segundo tramo.

Tabla 3.7: Presión y Temperatura de flujo, primer tramo

Temperatura C F R

T1= 29 84.2 544.2

T2= 29 84.2 544.2

Presión Psia Psig

P1= 1,014.7 1,000

P2= 794.7 780


67-134

Tabla 3.8: Presión y Temperatura de flujo, segundo tramo

Temperatura C F R

T1= 29 84.2 544.2

T2= 29 84.2 544.2

Presión Psia Psig

P1= 1,434.7 1,420

P2= 914.7 900


Como se tiene un intervalo de datos se procede a sacar promedio de temperatura y

presión para ambos tramos con indican las siguientes ecuaciones 2.6 y 2.7 (pág.20):

( )

( )

(

)

(

)

Tabla 3.9: Temperatura y Presión Promedio

Promedio (R) ( )

Tramo 1 544.2 909.16

Tramo 2 544.2 1,193.88


Sustituyendo los valores de la tabla 3.9 se tiene las presiones y temperaturas

promedio de los dos tramos. Con estos datos se procede a encontrar las

propiedades pseudo-reducidas con las siguientes ecuaciones 2.8 y 2.9 (pág. 20)

68-134

Sustituyendo los valores obtenemos la tabla 3.10.

Tabla 3.10: Temperatura y Presión Pseudo-reducida

Propiedades pr Ppr Tpr

Tramo 1 1.35 1.52

Tramo 2 1.77 1.52


Para poder sustituir los datos de la tabla 3.10 se verifican que Ppr y Tpr mostrada en

la tabla 2.3 del capitulo de fundamentación teórica (pág. 22) estén dentro del rango

de alguna ecuación, concluyendo que la ecuación siete (pág. 22) es la más

recomendada para los parámetros obtenidos, donde se sustituirán los datos de la

tabla 3.10. La ecuación es la siguiente:

( )

Sustituyendo estos valores obtenemos el factor de compresibilidad del gas para

ambos tramos como se puede ver en la tabla 3.11.

Tabla 3.11: Factor de Compresibilidad

Tramo Z

Tramo 1 0.877

Tramo 2 0.854


Concluyendo con la obtención del factor de compresibilidad para ambos tramos 1 y 2

se obtiene 0.877 y a.854 respectivamente, que es importante para el desarrollo del

diseño de Loops.

69-134

3.3.2.2 Densidad del gas

Para la densidad se usara la siguiente ecuación 2.11 (pág. 22), todos los datos

necesarios se obtendrán de las tablas 3.6, 3.9 y 3.11 para que su cálculo sea mas

fácil, se resumirán todos los datos en la tabla 3.12.

Tabla 3.12: Densidad Del Gas

Tramo (lb/ft3) ( ) (Lb/Lb-mol) Z (R)

Tramo 1 0.048 909.158 17.283 0.877 544.2

Tramo 2 0.066 1,193.882 17.283 0.854 544.2


Con estos valores se obtendrá la viscosidad del fluido en ambos tramos.

3.3.2.3 Viscosidad del Gas

En el caso de la viscosidad del gas se emplea el método de Lee-González-Eakin que

hace referencia en la ecuación 2.12 (pág. 23)

* ( ) +

Para encontrar K, X y Y usaremos las ecuaciones 2.13, 2.14, y 2.15 (pág. 24)

respectivamente.

( )

70-134

Sustituyendo valores obtenemos la tabla 3.13.

Tabla 3.13: Viscosidad del gas

Tramo

(Lb/Lb-mol) (R)

(lb/ft3) ( )

Tramo 1 17.283 544.2 114.39 5.485 1.303 0.0483 0.00127

Tramo 2 17.283 544.2 114.39 5.485 1.303 0.0663 0.00134


La viscosidad del gas esta en función de la temperatura, por lo tanto no se debe

exceder los 120 F, para evitar el aumento a la resistencia del flujo.

3.3.2.4 Número de Reynolds

Mediante la ecuación 2.18 (pág. 36) se obtendrá el régimen de flujo.

Donde:

d= Diámetro interno de la cañería, pulgadas.

Ɣ= Gravedad especifica del Gas, adimensional

Tsc= Temperatura base, °R.


Q = Caudal del Gas, Mpcd

µ = Viscosidad del Gas, Cp

Este resultado nos indica que el flujo que se transportara es turbulento ya que es

mayor a 3,100 según el número de Reynolds.

71-134

3.3.2.5 Factor de fricción

Mediante la ecuación 2.28 (pág. 39) se obtendrá factor de fricción de la tubería.

Donde:

f= factor de fricción, adimensional.

d= Diámetro, pulgadas

3.3.3 Parámetros De Diseño De Loops

Para continuar con el diseño se determinarán las propiedades mecánicas y

capacidades óptimas que soportara el ducto.

3.3.3.1 Capacidad De Transporte Tramo 1

La capacidad actual del gasoducto es de 75 MMpcd se incrementará hasta 100

MMpcd de su capacidad total esto implica que se aumentara 25 MMpcd, que cubriría

la demanda de los sectores Domiciliario, Industrial y Comercial.

Para transportar toda esta capacidad y observar la distribución de cuanto circulará en

cada tubería se realizará los siguientes cálculos antes de determinar el porcentaje de

circulación en ambas tuberías.

a) Capacidad de diez pulgadas

Se calculara la capacidad de la tubería de 10 pulgadas que llegaría a ser el ramal

principal, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 40) se usa para obtener la capacidad

de transporte.

72-134

√

Sustituyendo:

√

ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado)

ρ= Densidad del Gas, lb/ft3

L= Longitud de la tubería, ft (Adoptado)


d= Diámetro de la tubería, ft

µ= Viscosidad del Gas, lb/ft-seg

b) Determinar el factor de velocidad

Para el factor de velocidad se usa la ecuación 2.30 (pág. 40).

√

Sustituyendo:

√

73-134

Verificar en gráfica (Anexo D) el factor de velocidad esta dado por la ecuación 2.31

(pág. 40).

√

Este valor será obtenido por la gráfica y nos permitirá utilizar en la ecuación 2.32

(pág. 40) para encontrar la velocidad del flujo.

√

√

Sustituyendo:

c) Área para diez pulgadas

Con la ecuación 2.33 (pág. 41) obtendremos el área de la tubería de 10 Pulgadas de

diámetro.

Sustituyendo:


d= Diámetro, ft

74-134

d) Cálculo del caudal

Con los cálculos anteriormente y como indica la ecuación 2.34 (pág. 41) se podrá

obtener el caudal de flujo.

Sustituyendo:

Q= Caudal de Gas, ft3/seg


v= Velocidad, ft/seg

e) Capacidad de doce pulgadas

Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop de 12 pulgadas, como se ve en

la ecuación 2.29 (pág. 40) se usa para obtener la capacidad de transporte.

√

Sustituyendo:

√

ΔP= Diferencial de perdida de Presión, lb/ft2 (Adoptado)



75-134




f) Determinar el factor de velocidad


√

Sustituyendo:

√

ΔP= Diferencial de perdida de presión, lb/ft2 (Adoptado)

ρ= Densidad del gas, lb/ft3





(pág. 40).

√



76-134

√

√

Se obtiene la velocidad del fluido.

g) Área para doce pulgadas


diámetro.

Sustituyendo:


d= Diámetro, ft

h) Cálculo del caudal



77-134

Sustituyendo:




Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularán en las dos tuberías

de 10 y 12 pulgadas respectivamente como indica las ecuación 2.35 y 2.36 (pág. 41).

Sustituyendo:

Y para la tubería de 12 pulgadas tenemos:

Sustituyendo:

Se cálculo la cantidad de flujo que tiene que circular por ambas tuberías.

78-134

i) Determinar la capacidad de transporte

Teniendo ya en cuenta las capacidades porcentuales se procede con el cálculo de

los caudales que circularan a través de ambas tuberías como indica las ecuaciones

2.37 y 2.38 (pág. 41)

Sustituyendo:

Y para 12 pulgadas tenemos:

Sustituyendo:

El cálculo del caudal que circulará con las nuevas capacidades de transporte se

resume en la tabla 3.14.

79-134

Tabla 3.14: Nueva capacidad de transporte tramo 1

Caudal Porcentaje Nueva Capacidad

(Ft3/Seg)

Q10 38.07 440.67

Q12 61.93 716.74


3.3.3.2 Caídas De Presión tramo 1

Cuando circulamos un fluido a través de una tubería, se observa que existe una

pérdida de energía debida a la fricción existente entre el fluido y la tubería. Esta

pérdida de energía se manifiesta como una disminución de la presión del fluido.

Para las caídas de presión se tienen dos distintas ecuaciones una para Loops y otra

para la tubería larga (ramal principal).

a) Tubería Pequeña (Loop)

Para el Loop se tiene la siguiente ecuación 2.39 (pág. 42) donde no se conoce la

longitud, para ello simplemente se remplazará todos los datos y se analizara las

caídas de presión total para el cálculo de la longitud.

( )

Sustituyendo:

( )

80-134

Q= Caudal, ft3/seg

ρ= Densidad, lb/ ft3

µ= Viscosidad, cp

d= Diámetro, ft

ΔP = Caída de Presión, Psi

gc= Coeficiente de aceleración, ft/seg2

b) Tubería Larga

Para el tramo original se tiene la siguiente ecuación 2.40 (pág. 42) donde se conoce

la longitud de 23.22 km.

( )

Sustituyendo:

( )

Q= Caudal, ft3/seg


µ= Viscosidad, cp

d= Diámetro, ft

ΔP= Caída de Presión, Psi


3.3.3.3 Determinar Las Longitudes De Los Loops Tramo 1

Como indica la ecuación 2.41 (pág. 43) se debe cumplir que ambas caídas de

presión en el momento de la unión deben ser las mismas.

81-134

Si ambas caídas de presión tienen que ser iguales, entonces despejando ambas

ecuaciones se obtiene la ecuación 2.42 (pág. 43) para determinar la longitud total del

Loop. En el Anexo G se pude ver a detalle los planos del tramo 1 que llegaría ser

Huayñakhota- Parotani.

( )

( )

Los 15.58 km de tubería fueron calculados para que las caídas de presión sean las

mismas y que en el sistema no existe el reflujo.

3.3.3.4 Capacidad De Transporte Tramo 2

La capacidad actual del gasoducto es de 51.6 MMpcd queremos incrementar hasta

100 MMpcd de su capacidad total esto implica que se aumentara a 48.4 MMpcd, que

cubriría la demanda de los sectores Domiciliario, Industrial y Comercial.

Para transportar toda esta capacidad y observar la distribución de cuanto circulara en

cada tubería se realizará los siguientes cálculos antes de determinar el porcentaje de

circulación en ambas tuberías.

a) Capacidad de ocho pulgadas

Se calculará la capacidad de la tubería de 8 pulgadas que llegaría a ser el ramal

principal, como se ve en la ecuación 2.29 (pág. 39) se usa para obtener la capacidad

de transporte.

82-134

√

Sustituyendo:

√





d= Diametro de la tubería, ft


b) Determinar el factor de velocidad


√

Sustituyendo:

√


(pág. 40).

83-134

√



√

√

Sustituyendo:

c) Área para ocho pulgadas


diámetro.

Sustituyendo:


d= Diámetro, ft

84-134

d) Cálculo del caudal



Sustituyendo:

Q= Caudal de gas, ft3/seg



e) Capacidad de doce pulgadas

Se procede con el cálculo de la capacidad del Loop de 12 pulgadas, como se ve en

la ecuación 2.29 (pág. 39) se usa para obtener la capacidad de transporte.

√

Remplazando los datos tenemos:

√




85-134




f) Determinar el factor de velocidad


√


√







(pág. 40).

√



86-134

√

√

Se obtiene la velocidad del fluido.

g) Área para doce pulgadas


diámetro.



d= Diámetro, ft

h) Cálculo del caudal



87-134




V= Velocidad, ft/seg

i) Porcentajes De Transporte

Luego se saca los porcentajes de las cantidades que circularan en las dos tuberías

de 8 y 12 pulgadas respectivamente como indica las ecuación 2.35 y 2.36 (pág. 41).


Y para el Loop se considera la siguiente ecuación.


Se cálculo la cantidad de flujo que tiene que circular por ambas tuberías.

88-134

j) Determinar la capacidad de transporte

Teniendo ya en cuenta las capacidades porcentuales se procede con el cálculo de

los caudales que circularan a través de ambas tuberías como indica las ecuaciones

2.37 y 2.38 (pág. 41)


Y para 12 pulgadas tenemos:


El cálculo del caudal que circulara con las nuevas capacidades de transporte se

resume en la tabla 3.15 los datos obtenidos.

89-134

Tabla 3.15: Nueva capacidad de transporte tramo 2

Caudal Porcentaje Nueva Capacidad

(Ft3/Seg)

Q8 25.94 300.19

Q12 74.06 857.22


3.3.3.5 Caídas De Presión Tramo 2

Cuando circulamos un fluido a través de una tubería, se observa que existe una

pérdida de energía debida a la fricción existente entre el fluido y la tubería. Esta

pérdida de energía se manifiesta como una disminución de la presión del fluido.

Para las caídas de presión se tienen dos distintas ecuaciones una para Loops y otra

para la tubería larga (ramal principal).

a) Tubería Pequeña

Para el Loop se tiene la siguiente ecuación 2.39 (pág. 42) donde no se conoce la

longitud, para ello simplemente se remplazará todos los datos y se analizara las

caídas de presión total para el cálculo de la longitud.

( )


( )

90-134

Q= Caudal, ft3/seg


µ= Viscosidad, cp

d= Diámetro, ft

ΔP = Caída de Presión, Psi


b) Tubería Larga

Para el tramo original se tiene la siguiente ecuación 2.40 (pág. 42) donde se conoce

la longitud de 41.22 km.

( )


( )

Q= Caudal, ft3/seg


µ= Viscosidad, cp

d= Diámetro, ft

ΔP= Caída de Presión, Psi


91-134

3.3.3.6 Determinar Las Longitudes Del Tramo 2

Como indica la ecuación 2.41 (pág. 43) se debe cumplir que ambas caídas de

presión en el momento de la unión deben ser las mismas.

Si ambas caídas de presión tienen que ser iguales, entonces despejando ambas

ecuaciones se obtiene la ecuación 2.42 (pág. 43) para determinar la longitud total del

Loop. En el Anexo G se pude ver a detalle los planos del tramo 1 que llegaría ser

Huayñakhota- Parotani.

( )

( )

Los 28.97 km de tubería fueron calculados para que las caídas de presión sean las

mismas y que en el sistema no existe el reflujo.

3.3.3.7 Cálculo De Las Condiciones Operativas De Gasoducto Al Altiplano

(GAA)

Se realizó una evaluación técnica de las condiciones del GAA con el fin de obtener

las condiciones operativas.

92-134

a) Cálculo Del Diámetro Del Gasoducto Tramo Huayñakhota-Pongo

Con los datos referenciales que se cuenta, realizamos el cálculo del diámetro del

gasoducto desde la Estación de Huayñakhota hasta Pongo en la cual es el punto de

donde se colocaran ambos Loops con una longitud total de 45 km.

Con la ecuación 2.17 (pág. 36) se determinara el diámetro óptimo de diseño para

ambos tramos:

( )

[(

)

]

Donde:

Q = Caudal de gas, ft3/día.

P1= Presión de entrada, psia.

P2= Presión de salida, psia.


Tm= Temperatura base, °R.

Tsc= Temperatura de flujo del gas, °R.

D = Diámetro interno de la cañería, pulgadas.

L = Longitud de la cañería, millas.

Ɣ = Gravedad especifica del gas, adimensional.

Zm = Factor de compresibilidad del gas, adimensional.

f = Coeficiente de fricción de la cañería, adimensional.

E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería, adimensional.

E = 1.0 para cañerías nuevas y limpia.

E = 0.95 para cañerías en buenas condiciones de operación.

E = 0.92 para cañerías en condiciones operativas intermedias.

E = 0.85 para cañerías en condiciones no favorables de operación.

93-134

Despejando el diámetro (D), se tiene la siguiente ecuación:

√

[

√(

)

( )

]

Se remplazaran los datos anteriormente obtenidos del fluido, para encontrar el

diámetro óptimo de transporte para ambos tramos, con la siguiente ecuación se

determinara el diámetro de trabajo:

Tramo 1

√

[

√( )

( )

]

Tramo 2

√

[

√( )

( )

]

El diámetro de los tramos Huayñakhota-Parotani y Parotani-Pongo se describirá en la

tabla 3.16:

94-134

Tabla 3.16: Cálculo del diámetro de Loops

Calculo Del Diámetro Del Gasoducto Al Altiplano Tramo

Huayñakhota-Pongo

DATOS Huayñakhota-Parotani Parotani-Pongo

Tb (R) 520 520

Pb (Psia) 14.7 14.7

T (R) 544.2 544.2

Q (ft3/día) 61’926,000 74’064,000

P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7

L (milla) 9.740 18.107

P2 (Psia) 794.7 914.7

f 0.014 0.014

Z 0.877 0.854

D

(Pulgadas) 11.863 11.467


Normalizando el diámetro y teniendo en cuenta que la proyección futura tienden a

incrementarse, debido a esto se tomara un diámetro mayor que llegaría ser NPS =

D= 12 Pulg

3.3.3.8 Determinación Del Diámetro Óptimo Del Loop

Para hallar el diámetro que se ajusta al requerimiento del flujo y a la caída de presión

calculados, utilizamos la ecuación de Weymounth y Panhandle B (modificada) con

correcciones de tipo estática y de flujo.

En la tabla 3.16, se muestra los valores de las variables y el resultado del cálculo del

diámetro requerido, con las ecuaciones 2.22 y 2.23 (pág. 37 y 38 respectivamente)

se realizará el cálculo corregido según las elevaciones:

95-134

Ecuación de Weymounth: La ecuación 2.20 (pág. 37) es la corrección de alturas, la

ecuación 2.25 (pág. 38) es la diferencia de elevaciones y la ecuación 2.21 (pág. 37)

es la longitud equivalente corregida por las elevaciones. Con estas correcciones

obtenemos la ecuación 2.22 (pág. 37).

[( )

]

( )

[(

)

]

Despejando el diámetro D obtenemos:

[

√(

)

( )

]

Donde:

Q= Caudal volumétrico ft3/día

Tb= Temperatura estándar (R)

Pb= Presión estándar (Psia)

P1= Presión en 1 (Psia)

P2=Presión en 2 (Psia)

D= Diámetro interno del tubo (pulgadas)

Ɣ= Gravedad especifica del Gas

Le= Longitud del tubo (milla)

96-134

f= Factor de fricción

T= Temperatura promedio del flujo (R)

Z= Factor de compresibilidad a P y T promedio

E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería



E = 0.92 para cañerías en condiciones operativas intermedias. (Se usa este factor)


ΔH= Diferencia de alturas, ft

Sustituyendo todos los datos en las respectivas ecuaciones tenemos la tabla 3.17

como resultado.

Tabla 3.17: Cálculo de Diámetro Requerido según Weymounth


Huayñakhota-Pongo


Tb (R) 520 520

Pb (Psia) 14.7 14.7

T (R) 544.2 544.2

Q (ft3/día) 61’926,000 74’064,000

P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7

Le (milla) 9.740 19.392

L (milla) 9.740 18.107

P2 (Psia) 794.7 914.7

f 0.014 0.014

E 0.92 0.92

S 2.37772E-05 0.136

ΔH (ft) 1.017 5,647.012

Z 0.877 0.854

D

(Pulgadas) 9.747 9.7585


97-134

Ecuación de Panhandle B: La ecuación 2.24 (pág. 38) es la corrección de alturas, la

ecuación 2.25 (pág. 38) es la diferencia de elevaciones y la ecuación 2.26 (pág. 38)

es la longitud equivalente corregida por las elevaciones. Con estas correcciones

obtenemos la ecuación 2.23 (pág. 38). La tabla 3.18, muestra este cálculo.

*( )

+ Para pendientes uniformes

( )

[(

)

]

Donde se despeja D, obteniendo:

[

( )

[(

)

( )]

]

Q= Caudal volumétrico ft3/día

Tb= Temperatura estándar (R)

Pb= Presión estándar (Psia)

P1= Presión en 1 (Psia)

P2=Presión en 2 (Psia)

D= Diámetro interno del tubo (pulgadas)

Ɣ= Gravedad especifica del gas

Le= Longitud del tubo (milla)

f= Factor de fricción

T= Temperatura promedio del flujo (R)

Z= Factor de compresibilidad a P y T promedio

98-134

E = Factor de eficiencia de Transmisión de la cañería



E = 0.92 para cañerías en condiciones operativas intermedias. (Se usa este factor)


ΔH= Diferencia de alturas, ft

Tabla 3.18: Cálculo del Diámetro Requerido Según Panhandle B


Huayñakhota-Pongo


Tb (R) 520 520

Pb (Psia) 14.7 14.7

T (R) 544.2 544.2

Q (ft3/día) 61’926,000 74’064,000

P1 (Psia) 1,014.7 1,434.7

Le (milla) 9.740 19.392

L (milla) 9.740 18.107

P2 (Psia) 794.7 914.7

S 2.37772E-05 0.136

ΔH (ft) 1.017 5,647.012

Z 0.877 0.854

D

(Pulgadas) 7.994 7.987


Comparando los resultados de los cálculos realizados, se puede apreciar que todos

los valores son cercanos. Debido a esta proximidad se elije el diámetro calculado por

la ecuación de Weymounth argumentado que en esta ecuación se ingresan valores

reales y además no difieren mucho del valor calculado por la ecuación de Panhandle

B. La tabla 3.19, demuestra el resumen de los valores hallados y resalta la selección

del diámetro para el diseño del GAA.

99-134

Tabla 3.19: Resumen de Diámetros Calculados

RESUMEN DE DIÁMETROS CALCULADOS

VARIABLE MAGNITUD UNIDAD ECUACIÓN DE CALCULO

dwey1 9.747 Pulgadas

Weymounth

[

√(

)

( )

]

dwey2 9.758 Pulgadas

Dphab1 7.994 Pulgadas

Panhandle B

[

( )

[(

)

( )]

]

Dphab2 7.987 Pulgadas


3.3.3.9 Diseño mecánico de la tubería

En el recorrido se deben adecuar a condiciones operativas según la norma ASME

B31.8. Los Loops muestran diferentes condiciones de clase de localización elegida

para cada sección, los factores de diseño, temperatura y junta, la presión de diseño,

el diámetro de la tubería y el espesor de pared de la cañería de cada sección. La

presión de diseño P considerada para el cálculo del espesor de pared corresponde a

la MOP utilizada por la empresa YPFB Transporte cual es MOP = 1,420 psig.

Para poder calcular el espesor mínimo seguiremos con la breve descripción de los

diferentes factores que afectan en su cálculo, se debe tener en cuenta:

a) Factor de diseño (F)

En esta sección se considera el número de viviendas que están cerca del recorrido

del gasoducto. El objetivo de la determinación de la cantidad de viviendas es brindar

mayor seguridad en el diseño y construcción de los gasoductos.

100-134

Para determinar el número de viviendas cercanas al gasoducto, la norma ASME

B31.8 indica que se divide el gasoducto en secciones de 1 milla (1,609.34 m) de

largo por ¼ de milla (402.34 m) alrededor del gasoducto, quedando este en el centro.

Se establece el número de casas contempladas dentro de esta área (1 mi x ¼ mi) y

se procede a seleccionar la localización según los datos mostrados en la tabla 3.20.

En la selección del tipo de localización se debe considerar el crecimiento

demográfico a futuro que pueda tener la zona en la cual se está evaluando el factor

de diseño.

Tabla 3.20: Selección de Factor de Diseño

FACTOR DE DISEÑO, F

Clase de

Localización

Factor de

Diseño, F

Número de

Viviendas (NV)

Observaciones

Localización 1, División. 1

0.80 NV<10 Desiertos, montañas, campos con población esparcida.

Localización 1, División. 2

0.72 NV<10 Ídem.+ Tubería probada.

Localización 2 0.60 10<NV<46 Suburbios, pueblos, zonas industriales.

Localización 3 0.50 NV>46 Áreas industriales, shopping, residenciales.

Localización 4 0.40 Multifamiliar Edificios multi-plantas (cuatro o más pisos), tráfico denso, servicios enterrados.

Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII

b) Factores de Junta y Temperatura

Estos factores están en función de la especificación de tubería que se vaya a utilizar

en la construcción del gasoducto. En la tabla 3.21 se muestra diferentes factores de

junta longitudinal. Para la selección del factor “E” se debe tener los datos del número

de especificación y la clase de tubería.

101-134

El cual dichos factores son utilizados en el calculo del espesor ya sea por presión

para tubería API 5L o EWR, de acuerdo a norma el factor E = 1.

Tabla 3.21: Selección de Factor de Junta Longitudinal

FACTOR DE JUNTA LONGITUDINAL, E

Especificación Clase de Tubo Factor de Junta Longitudinal, E

ASTM A 53

Sin costura 1.00

Soldado por resistencia eléctrica

1.00

Soldado a tope en horno 0.60

ASTM A 106 Sin costura 1.00

ASTM A 333 Sin costura 1.00

Soldado eléctricamente 1.00

ASTM A 381 Soldado por doble arco sumergido

1.00

ASTM A 671 Soldado por fusión eléctrica

1.00


1.00


1.00

API 5L

Sin costura 1.00

Soldado por resistencia eléctrica

1.00

Soldado por destello eléctrico

1.00

Soldado a tope en horno 0.60

OTROS

Tubería mayor de 101 mm.

0.80

Tubo de 101 mm. o menor 0.60

Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII.

c) Factor de temperatura (T)

En el caso del factor de temperatura T, se considera la temperatura de transporte del

gas, la cual es consistentemente la misma que la temperatura ambiental del lugar en

el que va a estar construido el gasoducto.

102-134

La tabla 3.22 muestra valores del factor de temperatura T. Factor T para

temperaturas menores a 250 °F es uno se tomara ese dato.

Tabla 3.22: Selección de Factor de Reducción de Temperatura

FACTOR DE TEMPERATURA, T

TEMPERATURA FACTOR DE REDUCCIÓN

DE TEMPERATURA, T ºC ºF

121 o

menos

250 o

menos 1.00

149 300 0.97

177 350 0.93

204 400 0.90

232 450 0.87

Fuente: Norma ASME B31.8, Capítulo VIII.

d) Tensión de fluencia mínima especificada

Para obtener el espesor de la tubería, generalmente se utiliza una presión de diseño

(P) que es igual a la Máxima Presión de Operación (MOP) y que no exceda el 60%

de la presión de la prueba de molino en tuberías de soldado a tope en horno y 85%

en las demás tuberías. El valor (S) se lo obtiene de las especificaciones de la tubería

que se vaya a utilizar. En la tabla 3.23 se muestra algunos valores de (S) según la

tubería.

Tabla 3.23: Valores de Resistencia Mínima a la Tensión

Fuente: Norma API 5L, Especificaciones.

ESPECIFICACIONES TUBERÍAS API 5L

Grado Resistencia Mínima a la Tensión S [PSI]

A25 25,000

A 30,000

B 35,000

X-42 42,000

X-46 46,000

X-52 52,000

X-56 56,000

103-134

e) Espesor por Corrosión

El cálculo del espesor por corrosión se obtiene de datos estadísticos, que indican el

espesor que se pierde por acción del flujo del fluido o algún tipo de corrosión en la

tubería durante un año. Si no se tiene información estadística para el diseño de

gasoductos, el valor recomendado es de 0.16 mm/año. En la tabla 3.24 se verán el

espesor por corrosión.

Tabla 3.24: Cálculo Del Espesor Por Corrosión

CÁLCULO DEL ESPESOR POR CORROSIÓN

Perdida de Espesor por Año

Años de

Proyección

Espesor por Corrosión Proyectado

0.16 mm/año 20 años 0.12 pulgadas


f) Espesor por Presión de Diseño

Para determinar el espesor nominal de las paredes de la tubería, la norma ASME

B31.8 indica utilizar la ecuación 2.16 (pág. 34). En la cual las distintas constantes son

adquiridas de las tablas 3.20, 3.21, 3.22, y 3.23.

Donde:

D = Diámetro nominal exterior, pulgadas

E = Factor de junta longitudinal, 1 por tubería sin costura

F = Factor de diseño clase 3

P = Presión de diseño, psia

S = Tensión de fluencia mínima especificada, psi (especificación API 5L X-52)

Anexo D

104-134

T = Factor de temperatura uno por ser menor a 250 F

t = Espesor nominal de la pared, pulgadas

Los factores de diseño establecidos en la norma son detallados a continuación en la

tabla 3.25.

Resolviendo se obtiene:

Tabla 3.25: Condiciones para el Cálculo del Espesor Operativo

CALCULO DEL ESPESOR OPERATIVO

Presión de diseño P (Psia) 1,420

Tensión de Fluencia SYMS (Psia) 52,000

Diámetro nominal

exterior de la tubería D (pulgadas) 12

Factor de diseño básico F (adimensional) 0.50

Factor de Junta

Longitudinal E (adimensional) 1.00

Factor de Temperatura T (adimensional) 1.00

Espesor Calculado t (pulgadas) 0.33


g) Espesor Mínimo Requerido

Finalmente, el espesor mínimo requerido (tm) es la sumatoria del espesor calculado

por presión de diseño (tp) más el espesor calculado por corrosión (tc).

105-134

Sustituyendo los datos de la tabla 3.24 y 3.25 tenemos:

Según el calibre de la tubería existe un diámetro y espesor nominal, que se muestra

en el Anexo D. En resumen se puede notar en la tabla 3.26.

Tabla 3.26: Condiciones finales


3.3.3.10 Análisis De Caída De Presión Del Gasoducto Al Altiplano (GAA)

Para fines de cálculo, se realizan simplificaciones en cuanto a los cambios de nivel

más significativos del recorrido del gasoducto GAA. En la figura, se muestra la tabla

3.27 simplificación de todo el recorrido del gasoducto sobre los cuales se desarrolla

el diseño matemático del Loop.

Tabla 3.27: Caída de Presión Mediante las Alturas

Estación Alturas

msnm

Distancia

Km Puntos

Huayñakhota 2,599.70 0 1

Parotani 2,600.01 23.22 2

Pongo 4,275.59 41.22 3


CONDICIONES FINALES

DIÁMETRO (pulgadas)

ESPESOR (pulgadas)

CALCULADO 11.86

0.45 11.47

NOMINAL 12 0.69

106-134

Convirtiendo estos datos en una curva de elevación tenemos la figura 3.6 donde se

observan las caídas de presión por la diferencia de alturas.

Figura 3.6: Caída de Presión del Gasoducto Al Altiplano


3.3.4 Especificaciones Para Los Cruces Especiales

La supervisión impartirá las instrucciones para la instalación de la tubería y en tal

sentido para introducir sus modificaciones en el trazado de la zanja de acuerdo a las

necesidades de la obra. El replanteo a realizar comprende:

a) Por una parte la Fijación de la distancias que respecto al bordillo, borde de

pavimento, acera o línea municipal, guardará la tubería de distribución y por

otra, la ubicación definitiva de la línea de servicio o acometida, para que de

acuerdo a las mismas y los planos correspondientes pueda procederse a la

colocación de estacas y/o puntos de referencia para una correcta alineación y

permitir en cualquier momento el control y aprobación por parte de la

Supervisión de la Obra.

0 23.22

41.22

2300

2800

3300

3800

4300

4800

0 10 20 30 40 50

Alt

ura

msn

m

Distancia Km

Caida de presion

Caida de presion

107-134

b) La recopilación de todos los datos que permitan determinar los posibles

obstáculos enterrados (cables, caños, etc.) para la ejecución de la zanja, en

este caso el ejecutor de la obra realizará los sondeos y averiguaciones

respectivas. El ejecutor deberá recabar información referida a servicios

enterrados con las correspondientes empresas (agua, luz, teléfonos,

alcantarillado, etc.). En base a los datos anteriores la supervisión podrá

determinar alguna modificación en el trabajo.

c) La zona de trabajo, definida en este caso como la franja o área objeto del

derecho de paso, deberá ser despejada de todo material u obstáculos. Los

cruces deben considerarse como una obra especial debido a que requieren de

consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que

interrumpen la instalación de la línea regular, por lo que deben cumplirse los

requisitos señalados a continuación para cada caso particular. Para todo los

cruces especiales se deberá contar con la señalización de advertencia

adecuada, tanto enterrada (0.6 m. sobre la tubería) como superficial,

asegurando que los ductos no sean objeto de malos tratos.

3.3.4.1 Cruce De Carreteras

Para estos cruces se realizan perforaciones horizontales desde los extremos de la

carretera hasta el extremo opuesto, para estos cruces se implementara el espesor de

las paredes de la tubería de (tubería para cruces especiales).

El cruce de carretera será realizado incrementando la profundidad de enterramiento

a 2 m y en todos los casos se contará con la respectiva protección de la tubería

(mayor diámetro de pared). El cruce de caminos será realizado incrementando la

profundidad de enterramiento a 1.5 m y en todos los casos se contará con la

respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de pared) para poder observar

como se realiza este diseño en el Anexo F se podrá ver la imagen del plano.

108-134

3.3.4.2 Cruce Con Ríos

Los cruzamientos de los ductos con ríos, requieren de un análisis y diseño para

disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga. Estos cruzamientos pueden

realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales, para observar las medidas de los

cruces se especificara con más detalle en el Anexo F.

Para el primer caso se debe construir un sistema de soportería para la tubería por

medio de pilas, armaduras y cables (similar a un puente). Debe evitarse la colocación

de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de tubería sea

recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras

que para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una

profundidad mínima, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión

del agua a todo lo ancho del cauce en este caso se realizará por debajo del río.

3.3.5 Operación Y Mantenimiento Del Gasoducto

Las condiciones de operación del gasoducto ya se determinan desde el momento de

su diseño. Es en esta etapa donde se detectan las condiciones riesgosas para el

gasoducto. Según estas condiciones se debe considerar la construcción de

facilidades para poder prevenir fallas durante su operación.

Los requerimientos básicos para la operación de gasoductos según la norma ASME

B 31.8 son:

Tener un plan de mantenimiento y operación escrito de acuerdo a este código.

Tener un plan de emergencia en caso de fallas

Operar y mantener las facilidades de acuerdo al plan

Modificar periódicamente estos planes según la experiencia lo mande o

existan cambios de las condiciones de operación.

Propiciar capacitación a los empleados para establecer sus funciones.

109-134

Mantener registro de los planes y de la capacitación.

3.3.6 Integridad Del Gasoducto

Después de su instalación, los ductos se someten a las condiciones del medio

ambiente que los rodea. En general, se encuentran con enemigos naturales como la

corrosión, movimientos de terreno que provocan fuerzas de tensión en el ducto,

daños realizados por terceras personas e incluso daños no reportados de

construcción. Estas condiciones pueden provocar fallas en el ducto, las cuales se

ven reflejadas en pérdidas económicas.

Por estas razones, es importante implementar un Programa de Integridad el cual sea

capaz de analizar, detectar, evaluar y eliminar o reducir los riesgos que enfrenta el

ducto.

3.3.7 Costos básicos

Se describirán los diferentes costos.

3.3.7.1 Costos de materiales

Para conocer el costo de implementación de la obra se presenta una estimación de

costos, estos se basan en los costos de materiales y equipos de construcción del

Gasoducto.

La descripción de los materiales y equipos se describirán en la tabla 3.28 y tabla

3.29:

110-134

Tabla 3.28: Costos de materiales

Descripción Unidad Cantidad Precio

unitario ($us) Total

Cepillo Pieza 16 13.92 222.72

Disco De Corte Pieza 32 9.57 306.24

Disco De Desgaste Pieza 5 6.96 34.8

Oxigeno Botellones 32 16.31 521.92

Acetileno Global 5 21.75 108.75

Amoladoras Pieza 16 304.5 4,872

Toldos Para Soldadura Pieza 32 150 4,800

Materiales Varios Pieza 5 500 2,500

Varilla Inoxidables Pieza 16 28.5 456

Materiales P/ Acero Al Carbono Pieza 5 1.01 5.05

Materiales P/ Acero Inoxidable Pieza 16 4.39 70.24

Calibración De Instrumentos Pieza 5 200 1,000

Material De Radiograma Pieza 32 0.05 1.6

Pintura Epoxica Global 16 19 304

Pintura Poliuretano Global 32 19 608

Scotchkote Kit Pieza 5 7.89 39.45

Bitubo Pieza 100 2.45 245

Fibra Óptica Pieza 100 2.03 203

Cámaras De Paso Pieza 61 520 31,720

Empalmes Para Fibra Pieza 6 680 4,080

Papel, Tinta, Otros Pieza 16 150 2,400

Listado De Válvulas Pieza 6 25,000 150,000

Material Mecánico (Bridas, Acc, Etc)

Pieza 1 20,000 20,000

Cañería 12" Sch-40 Api 5l X-42.

Pieza 6,429 300 1’928,700

Material Global 1 Dólares 2’153,198.77


111-134

Tabla 3.29: Costos de equipos



Camión Con Grúa De 3 Tn día 60 80 4,800

Micro día 160 50 8,000

Camioneta Doble Cabinas día 160 50 8,000

Camioneta De Radiografía mes 2 1,750 3,500

Ambulancia Con Medico mes 3 3,500 10,500

Equipo De Topografía día 16 30 480

Equipo De Computación día 60 150 9,000

Generador De Luz Nro. 1 mes 4 3,000 12,000

Generador De Luz Nro. 2 mes 4 1,500 6,000

Herramientas Menores día 100 18 1,800

Maquina De Soldar día 20 32.4 648

Grúa De 15 Tn día 16 450 7,200

Biselador Oxiacetileno día 32 18 576

Detector De Gases día 5 18 90

Torquimetro día 16 100 1,600

Bomba De Presión día 32 50 1,600

Compresor día 10 35 350

Equipo De Radiografía día 16 150 2,400

Camioneta día 32 50 1,600

Herramientas Varias día 16 15 240

Equipo De Arenado día 32 42 1,344

Vibradora día 16 18 288

Mezcladora día 32 18 576

Compactador Saltarín día 5 18 90

Herramientas Eléctricas día 16 15 240

Grúa De 45 Tn día 20 850 17,000

Equipo De Corte día 16 18 288

Juego De Gatos Hidráulico día 32 18 576

Maquina De Soldar Inoxidable

día 16 32 512

Instrumentos día 32 100 3,200

Maquinaria Y Herramienta Global 1 Dólares 104,498


3.3.7.2 Costos de Instalación

Para el costo de instalación se toma en cuenta las construcciones civiles y cruces de

camino para la implementación del Loop. En la tabla 3.30 y 3.31 se observa la

separación de estos costos respectivamente.

112-134

Tabla 3.30: Construcción civil



Pre-curvado y curvado en frio de tubería m 27,000 10 270,000

Soldado de tubería juntas 3,984 32.4 129,081.6

Inspección NDT de juntas soldadas (Rx, Gamma, etc.)

juntas 910 35 31,850

Colocación mantas termocontraibles juntas 3,984 14 55,776

Instalación Superficial Trampa lanzadora de chancho (Parotani)

gl 1 200 200

Instalación Superficial Trampa receptora de chancho (Parotani)

gl 1 200 200

Instalación Superficial Trampa receptora de chancho (Pongo)

gl 1 200 200

Instalación Superficial válvulas bloqueo o línea

gl 1 2,500 2,500

Instalación juntas monolíticas juntas 3 89 267

Conexión tipo Hot Tap 8" puntos 1 120 120

Restauración DDV ha 92 34 3,128

Construcción de puente con torres (incluye materiales) (16+680; 24+470; 27+164)

pieza 3 57 171

Construcción de cámaras para válvula tronquera de bloqueo

pieza 1 35 35

Construcción de cámaras para interconexión Loop 12" con Loop 8"

pieza 1 89 89

Construcciones Civiles Loop 12" Global 1 Dólares 493,617.6


Tabla 3.31: Costos para el cruce de caminos



Cruce camino nacional HDD (18+325; 22+150; 26+419; 32+164)

gl 5 500 2,500

Cruce de FFEE m 12 68 816

Cruce de áreas pobladas m 900 90 81,000

Cruce de quebradas menores cruces 11 68 748

Cruce de quebradas mayores cruces 7 73 511

Cruce aéreo sobre soportes H (opcional)

m 200 68 13,600

Cruces caminos secundarios, 25 mts. cruces 10 35 350

Cruces caminos de acceso, 12 mts. cruces 25 48 1,200

Construcciones Cruces Especiales Loop 12"

Global 1 Dólares 100,725


113-134

3.3.7.3 Costos de derecho de vía

Los costos de derecho de vía se describen detalladamente en la tabla 3.32.

Tabla 3.32: Costos de derecho de vía



Desfile y alineado de tubería al DDV m 45,000 7 315,000

Replanteo y topografía m 45,000 9 405,000

Adecuación DDV m 40,500 10 405,000

Construcción DDV Nuevo m3 32,000 12 384,000

Construcciones Mecánicas Loop 12"

Global 1 Dólares 1’509,000


3.3.7.4 Otros costos

Para este punto se tomara en cuenta la puesta en marcha de los Loops, en la tabla

3.33 podemos ver el detalle de los costos.

Tabla 3.33: Otros costos

Descripción Unidad Cantidad Precio unitario

($us) Total

Prueba hidráulica y secado m 45,000 10 450,000

Empaquetado de la línea m 45,000 15 675,000

Puesta en Marcha Loop 12" Global 1 Dólares 1’125,000


3.3.7.5 Costo total

Para el costo total de la instalación y montaje de las tuberías, se procedió con la

suma de los costos de materiales, maquinarias, construcciones y puesta en marcha

obteniendo la tabla 3.34, donde nos describirá el total de la obra en construcción,

constatando en los porcentajes que los materiales llegarían a ser la mas fuerte

inversión que se realizará en la implementación de Loops.

114-134

Tabla 3.34: Costo Total

Descripción Unidad Cantidad Moneda Total Porcentaje

Material Global 1 $us 2’153,198.77 39.249

Maquinaria Y Herramienta Global 1 $us 104,498 1.905

Construcciones Civiles Loop 12"

Global 1 $us 493,617.6 8.998


Global 1 $us 100,725 1.836


Global 1 $us 1’509,000 27.506

Puesta en Marcha Loop 12" Global 1 $us 1’125,000 20.507

Total Global 1 Dólares

($us) 5’486,039.37 100


Para mas detalle de la construcción por metro instalado, se dividirá el monto global

por la cantidad de metros que se construirán:

Habiendo encontrado el costo total del proyecto, con un total de 5’486,039 dólares

americanos, obteniendo un costo de 122 dólares americanos el costo del metro

lineal.

3.4 SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS

En el siguiente punto se puede observar la simulación de todo el gasoducto tanto con

las condiciones operativas actuales y con los datos ya encontrados en el anterior

punto.

3.4.1 Datos de entrada

Para el uso del simulador se procederá a introducir los datos que se necesita para el

cálculo del resto del proceso.

115-134

3.4.1.1 Composición del gas

La composición del gas es muy importante para la simulación, ya que esta

condiciona todo el proceso por el cálculo de sus propiedades físicas y químicas. En

la tabla 3.35 se puede observar la composición inicial.

Tabla 3.35: Composición inicial

COMPONENTE RIO GRANDE (% en masa)

N2 1.85

CO2 0.941

C1 92.316

C2 4.502

C3 0.349

i-C4 0.002

n-C4 0.01

i-C5 0.005

n-C5 0.007

C6 0.003

C7+ 0.015

TOTAL 100

Peso Molecular 17.283 Lb/Lb-mol

Fuente: Elaboración Propia a partir de información de la ANH

3.4.1.2 Presiones de operación

Para las presiones usaremos el MOP (Presión de Operación Máxima) que es 1,420

Psig. Este dato es muy importante ya que si se excede las condiciones del gasoducto

se verán afectadas.

116-134

3.4.2 Actual Gasoducto al Altiplano

El actual gasoducto al altiplano presenta 779.28 km que parte desde Santa Cruz

donde se encuentra la planta de Río Grande hasta la estación de recolección en

Senkata (La Paz). Se inyecta al gasoducto según el requerimiento de la demanda,

actualmente varia desde 40-50 MMpcd, también se inyecta gas desde Percheles con

17-20 MMpcd. Las presiones de transporte están entre 1,420 psig de MOP y 1,440

psig de MAOP en la figura 3.7 se mostrara las condiciones que requiere el simulador

para empezar con los cálculos.

Figura 3.7: Insertar la composición del gas

Fuente: Elaboración propia basada en Hysys

Después se pasa a introducir el paquete de fluidos que se encargara de todos los

cálculos correspondientes, en la figura 3.8 se observa que se usara Peng Robinson.

117-134

Figura 3.8: Elección del paquete de fluidos


Después de tener todos los datos insertados se procede a ingresar al simulador para

procesar la información que aun falta colocar (figura 3.9).

Figura 3.9: Entrar al simulador


Empezar con la primera corriente, sale de Río grande a una presión reducida, para

proceder con la simulación se rellenan los espacios como temperatura, presión, flujo

molar y composición el gas (figura 3.10). Luego se incorpora la estación de

compresión para mandar el gas a 1,420 psig, se necesita realizar la compresión en

etapas es por eso que se usa tres compresores (figura 3.11).

118-134

Figura 3.10: Datos de entrada


Figura 3.11: Estación de compresión


En el proceso de introducir todos los datos en el simulador se realiza la corrida de

todo el gasoducto sin los Loops que se implementaran, todos los datos obtenidos por

el simulador están en el Anexo E es un reporte completo con las caídas de presión.

En la figura 3.12 se puede observar el primer tramo que llegaría a ser Huayñakhota-

Parotani, el tramo es alrededor de 23.222 km.

119-134

En la figura 3.13 se puede observar el segundo tramo que es Parotani-Pongo que

tiene una longitud de 41.22 km.

Figura 3.12: Huayñakhota-Parotani


Figura 3.13: Parotani-Pongo


3.4.3 Implementación de los Loops al GAA

Para este punto simplemente se modifica el flujo molar que se quiere incrementar

hasta un 50 % del actual caudal, con estos datos se procede a la nueva simulación

en la figura 3.14 se puede ver el cambio en el flujo.

120-134

Figura 3.14: Datos de entrada


Al implementarse los nuevos Loops se realiza un balance de entrada para que las

presiones lleguen a ser las mismas en la salida, con este método se evitara que

exista un reflujo entre los Loops.

En la figura 3.15 se puede observar ambos Loops el primero que va desde

Huayñakhota-Parotani que tiene una longitud de 15.58. km. El segundo Loop que va

desde Parotani-Pongo con una longitud de 28.97 km.

Figura 3.15: Loops instalados


121-134

3.4.4 Resultados

Para poder observar los resultados del simulador, se tiene que analizar la figura 3.16

3.17. Que son extraídas de las tuberías del ramal principal.

En la figura 3.16 se puede observar la caída de presión en el primer tramo

Huayñakhota-Parotani. Se nota que a medida que el fluido avanza este va perdiendo

presión.

Figura 3.16: Presión vs Distancia tramo 1

Fuente: Simulador HYSYS

En la figura 3.17 se puede observar la caída de presión en el segundo tramo

Parotani-Pongo. Se nota que a medida que el fluido avanza este va perdiendo

presión.

122-134

Figura 3.17: Presión vs Distancia tramo 2


En la tabla 3.36 del tramo 1 se puede notar que a medida que la distancia va

incrementándose la presión tiende a disminuir, la temperatura se incrementa por la

transferencia de calor y la velocidad también se incrementa.

123-134

Tabla 3.36: Resultados del Loop Huayñakhota-Parotani


En la tabla 3.37 del tramo 2 se puede notar que a medida que la distancia va

incrementándose la presión tiende a disminuir, la temperatura se incrementa por la

transferencia de calor y la velocidad también se incrementa.

124-134

Tabla 3.37: Resultados del Loop Parotani-Pongo


125-134

4. EVALUACIÓN

En el presente capítulo se determinó la viabilidad técnica y la viabilidad económica,

estimada para el diseño de Loop.

4.1. EVALUACIÓN TÉCNICA

Para determinar la valoración técnica del proyecto se tomaron en cuenta varios

aspectos, los cuales se detallan a continuación.

4.1.1 Descripción general del proyecto

Las longitudes de los Loops para el gasoducto al altiplano (GAA) que se encuentra

conformada por los siguientes tramos: Huayñakhota-Parotani de 15.585 km y

Parotani-Pongo de 28.971 km. Tomando en cuenta como inicio del proyecto el año

2012 proyectando un promedio de 68.744 MMpcd. y se determinó un crecimiento de

la demanda para el año 2017 que será de 87.875 MMpcd. Manejando una presión

máxima de descarga de 1,420 psig y una temperatura máxima de 120 F.

4.1.2 Tubería

Se trata de un material fabricado con el máximo grado de cumplimiento de las

normas de calidad. Como referencia, se utiliza la norma API. Los Loops se

construirán con una tubería de acero al carbón de 12 pulgadas las cuales constan

con las siguientes características:

Permite responder a requisitos especiales, tales como resistencia al

agrietamiento inducido por el hidrógeno (HIC) o ductilidad elevada a bajas

temperaturas.

Elevada resistencia a la tracción y excelente tenacidad a temperaturas muy

bajas y en grandes espesores.

126-134

Además, estas calidades presentan buena aptitud a la soldadura, gracias a su

composición química especial, bajo en carbono.

En la tabla 4.1 se puede observar las características mecánicas de la tubería, según

especificaciones de la API 5L.

Tabla 4.1: Especificaciones de la tubería

Especificación de la tubería

Material API 5L Gr. X-52M

Diámetro nominal (pulgadas) 12

Diámetro externo (pulgadas) 12 ¾

Diámetro interno (pulgadas) 11.376

Espesor de pared (pulgadas) 0.687

Peso (kg * m) 131.717


YPFB Transporte se encarga de realizar el pedido de la tubería con las

especificaciones anteriormente mencionadas en la tabla 4.1. Los pedidos se los

realizan en empresas Argentinas y/o Chinas, se puede mencionar como una de las

distribuidoras a TENARIS ARGENTINA, para el caso de las empresas Chinas se

efectúa el pedido a diferentes distribuidoras. Cuando los pedidos llegan bajo

especificaciones, se lo almacena en los galpones de YPFB Transporte.

127-134

4.1.3 Mano de obra

Para poder determinar la mano de obra necesaria tanto directa como indirecta, se realizó el organigrama del área. (Ver

esquema 4.1).

Esquema 4.1: Organigrama Básico Mínimo para Construcción Loop GAA-G 12” x 45 km Huayñakhota–Pongo


Jefe de Obra (1)

Coordinador Calidad (1)

Inspector Nivel II Soldadura (1)

Inspector Nivel II Rx (1)

Inspector Nivel II Ultrasonido (1)

Inspector Pruebas

hidrostaticas (1)

Jefe Topografia (1)

Control Calidad Tubos y

Trazabilidad (1)

Inspector de calidad (1 para

cada fase)

Coordinador SSS (1)

Encargado Social (1)

Encargado Salud (1)

Encargado Seguridad (1

para cada fase)

Coordinador Medio Ambiente

(1)

Encargado Medio Ambiente (1 para

cada fase)

Encargado Planificacion (1)

Encargado Ducto (1)

Encargado DDV (1)

Encargado Desfile tuberia (1)

Encargado Curvado tuberia

(1)

Encargado Revestimiento (1)

Encargado Excavacion,

Bajado y Tapado (1)

Encargado HDD (1)

Encargado Especiales (1)

Encargado Prueba

Hidrostatica (1 para cada frente)

Operadores Equipo Pesado

(24)

Soldadores (12)

Mecanicos / Cañistas (2)

Choferes (14)

Ayudantes (70)

128-134

En este organigrama podemos apreciar el personal mínimo requerido para la obra y

deberá ser ajustado según los requerimientos de las distintas áreas, en sus

diferentes fases.

4.1.4 Producto transportado

Por el sistema de tuberías (Loops y red troncal) diseñadas se transportara Gas

Natural en régimen continuo según presión de contrato a la planta de Senkata-La

Paz. La capacidad de transporte equivalente obtenido en la proyección por año se

observa en la tabla 4.2.

Tabla 4.2: Regímenes de caudal transportado

AÑO Volúmenes MMpcd Regímenes de

Volúmenes ft3/hr

2012 68.74 2’864,333.33

2013 72.54 3’022,541.67

2014 76.48 3’186,833.33

2015 80.28 3’345,041.67

2016 84.08 3’503,25

2017 87.88 3’661,458.33


Para el 2017 se proyecta tener un consumo de 87.875 MMpcd de consumo, donde

se toma en cuenta que los requerimientos proyectados de Gas Natural abastecerán a

los Departamentos de La Paz, Cochabamba y Oruro (Mercado interno del Occidente

del País)

129-134

4.1.5 Magnitud del proyecto

La magnitud del proyecto se entiende como la dimensión física del mismo, en

términos de capacidad por unidad de tiempo. Para determinar el tamaño del proyecto

se consideraron como factores los siguientes:

Magnitud vs Tecnología

Magnitud vs Mercado

Magnitud vs Materia prima

4.1.5.1 Magnitud vs Tecnología

Para poder transportar un cierto volumen de Gas natural mediante un sistema de

tuberías paralelas (Loops) es necesario ciertas cantidades de accesorios, maquinas

y equipos los cuales pueden ser adquiridos evaluando y analizando catálogos de

diferentes empresas como ser Americanas, Argentinas, Brasileras y Chinas, en su

variedad la empresa Matreq Ferreyros es una de las mayores distribuidoras de

maquinaria pesada en Bolivia. Lo cual significa que la tecnología con la cuál contará

el proyecto no es un factor limitante para el desarrollo del mismo

4.1.5.2 Magnitud vs Mercado

El mercado en este caso no es un factor limitante ya que el fin del proyecto es

transportar volúmenes de Gas Natural, para los cuales se determino una proyección

durante un periodo de cinco años lo que significa que se tiene un mercado constante,

uniforme y creciente.

130-134

4.1.5.3 Magnitud vs Materia prima

La materia prima para el desarrollo del proyecto no es una limitante debido a que la

planta de Río Grande esta conectada a un sistema de ductos donde numerosos

campos aportan con la producción y quienes suministraran el Gas Natural que viene

a ser la materia prima del proyecto.

4.2. EVALUACIÓN ECONÓMICA

Como costo preliminar que implica la construcción de Loops se obtuvo la tabla 4.3,

donde se describe el costo global de $us 5’486,039 (Cinco millones Cuatrocientos

ochenta y seis mil treinta y nueve dólares americanos). Usando una tubería de grado

X52 con un precio unitario de 300 $us.

Tabla 4.3: Costos de implementación

Descripción Unidad Cantidad Moneda Total

Material Global 1 $us 2’153,198.77

Maquinaria Y Herramienta Global 1 $us 104,498

Construcciones Civiles Loop 12"

Global 1 $us 493,617.6


Global 1 $us 100,725


Global 1 $us 1’509,000

Puesta en Marcha Loop 12" Global 1 $us 1’125,000

Total Global 1 Dólares

($us) 5’486,039.37


4.2.1. Propiedades del acero

En la tabla 4.4 se muestra que la diferencia de grado de una tubería X42 y X52,

donde el límite elástico y la carga de rotura son mayores, por esta razón en el

empleo del grado de la tubería se usa con grado X52.

131-134

Tabla 4.4 Características de la resistencia de los materiales (X52 y X42)

Fuente: Hidrocantábrico

Usando la tubería X52 se incrementa en un 30 porciento (%) del costo por metro a

comparación de una tubería con grado X42. La diferencia se encuentra que la X52

tiene mayor resistencia a los agrietamientos, concluyendo que para la tubería es

recomendable la utilización de un material más resistente.

132-134

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

A partir de los objetivos planteados en el trabajo, a continuación se presentan las

conclusiones y las recomendaciones que se determinaron en base a los resultados

obtenidos tras del diseño.

5.1. CONCLUSIONES

Con la Utilización de la Regresión Lineal usando el modelo causal, se

identificó la proyección de la demanda de Gas Natural en el Occidente del

País a partir de datos del consumo anual. Dicha proyección se realizó hasta el

2017, se obtuvieron los siguiente resultados para los Departamentos de: La

Paz, Cochabamba y Oruro con los valores de 37.74 MMpcd, 43.92 MMpcd y

6.21 MMpcd respectivamente con un total de 87.87 MMpcd, este dato se

empleará para la realización del cálculo de la nueva capacidad de flujo

transportado para el diseño de los Loops.

Analizando las variables de operación se determino las siguientes condiciones

operativas:

La presión según la norma se maneja MOP 1,420 psig y MAOP 1,440

psig.

La temperatura normal y la recomendada va de 80 a 95 F y la máxima

es de 120 F.

Caudal transportado llega a los 65 MMpcd, que varia según la demanda

del mercado occidental.

La composición del gas evidencia que se transporta Gas seco.

Con estos parámetros se concluye que se procederá a su utilización para el

cálculo del diseño de los Loops.

133-134

Mediante el desarrollo de las ecuaciones y los respectivos cálculos para el

diseño de Loops se obtuvieron los siguientes datos:

Longitudes de Huayñakhota-Parotani de 15.59 km y Parotani-Pongo de

28.97 km.

Calculando los diámetros óptimos para transportar 100 MMpcd, se saco

un diámetro nominal de doce pulgadas.

Un espesor de 0.45 pulgadas, para un diámetro de doce pulgadas

según tablas de API 5L, para transportar Gas natural con una presión

de 1,420 psig.

Concluyendo que los datos obtenidos son óptimos para el diseño de Loops.

Mediante el uso del software HYSYS se realizó la simulación del transporte de

Gas Natural, introduciendo las longitudes, indicándonos que las caídas de

presión son las mismas que en la unión, de las tuberías donde se descarta el

reflujo del proceso.

Mediante el cálculo de costos se obtuvo un estimado de 5’486,039.37 de

dólares americanos determinando que el metro lineal llegaria a costar 121.91

dólares americanos que está dentro de los parámetros de construcción en

zona montañosa.

Finalmente con el cumplimiento de todos los objetivos se concluyo con el diseño de

Loops para el gasoducto al altiplano (GAA) en los tramos Huayñakhota-Parotani y

Parotani-Pongo, se logró obtener todos los parámetros necesarios para su

implementación y así garantizar el abastecimiento de Gas Natural al Occidente del

País por los próximos cinco años.

134-134

5.2. RECOMENDACIONES

Se recomienda que el presente proyecto se implemente en la gestión 2013

debido a la alta demanda del consumo de Gas Natural en el Occidente del

País.

Se recomienda que para futuros diseños de Loops se deben tener

actualizadas las condiciones operativas del GAA.

Se recomienda que para el mantenimiento de ductos se utilice las normas de

estandarización de Bolivia.

Se recomienda la utilización de otro software para verificar la precisión de los

resultados obtenidos en el presente trabajo.

Se recomienda un estudio ambiental previo conforme a la ley 1333 aplicado el

Reglamento Ambiental del Sector de Hidrocarburos capitulo cinco normando

el transporte de Gas Natural a través de ductos.

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Line Pipe. Estados Unidos.

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