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5/12/2018 procesamiento nai - slidepdf.com

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1.- ECONOMÍA DE LOS GASODUCTOS EN LOS PROYECTOS DE GAS

Es necesario saber que un gasoducto es un mecanismo de transporte de gas que está constituido por tuberías de diferentes materiales con el fin de trasladar el gas de manera segura y rápida a losdiferentes puntos de distribución etc.

La economía de los gasoductos tiene muchos aspectos a tratar, como por ejemplo lo que cuestahacer un gasoducto, los diferentes materiales que se emplean en la construcción del mismo, la distanciaque debe recorrer el mismo, las medidas o sistemas de seguridad que necesita el gasoducto entre otros.Todo esto influye en lo que es la economía y lo que cuesta hacer un gasoducto como tal.

Cabe destacar que los gasoductos juegan un papel importante en la distribución del gas ennuestro país pues la movilización del mismo a los diferentes centros de distribución se hacen por gasoductos en gran porcentaje y esto es un punto importante que se debe tomar en cuenta cuando sehabla de la economía del gasoducto, lo que puede llegar a producir y la eficiencia que brinda el mismo.

La economía del gasoducto en cuanto a construcción también se ve afectada porque los costos

del mismos son diferentes y varia por muchos factores; por ejemplo si el gasoductos es costa a fuera osuperficial, si en superficie se lleva a nivel de tierra o subterráneo, etc. Estos factores influyen en costodel mismo y es parte de la planificación a la hora de construir el gasoducto pues se debe tomar en cuenta por donde va a pasar el mismo y los obstáculos que se pueden presentar.

Mas sin embargo, hoy en día Venezuela no cuenta con una red de gasoductos interiores que proporcione gas a todas las regiones del país (sistema de transmisión insuficiente), ni con una red dedistribución adecuada que suministre gas a todas las industrias que lo necesitan y así mismo para laexportación, tal vez porque se cuenta con pocos proyectos en el país así también con los costos quegeneran dichos proyectos.

2.- DEFINICIÓN DE GASODUCTO.

Son conducciones de acero o polietileno, que sirven para transportar gases combustibles a granescala, por las que circulan a alta presión.

Los gasoductos son tubos inmensos empleados para transportar gas natural. Los gasoductos pueden transportar combustible desde los pozos de producción hasta las refinerías y luego a terminalesde almacenamiento y distribución. Muchos gasoductos son subterráneos. Los construidos sobre elterreno se usan a menudo para transportar combustible hasta terminales marinas y desde ahí a otroslugares.

Las terminales marinas emplean gasoductos para cargar y descargar buques cisterna y otros barcos que transportan gas natural licuado. En las terminales marinas, los gasoductos transportan

combustible a tanques de almacenamiento y luego a barcos para transporte a instalaciones de procesamiento y refinamiento. El combustible se descarga por medio de gasoductos de los buquescisterna a tanques de almacenamiento y se carga a pequeñas embarcaciones como barcazas paratransporte posterior.

Aunque los gasoductos tienen una buena trayectoria en materia de seguridad, pueden averiarse ycausar escapes, derrames o explosiones. Pueden averiarse por causa de corrosión, daños por excavación,daños por las condiciones del tiempo u otras fuentes externas o por defectos de los materiales. Esas



averías pueden ocasionar daños al ser humano y aun la muerte, exponer a las personas y a la vidasilvestre a contaminantes peligrosos y causar daño al medio ambiente y a la propiedad.

3.- GASODUCTOS DE SUPERFICIE Y COSTA AFUERA.

a) Gasoductos de Superficie o Superficiales:

Son aquellos que se encuentran a nivel de la tierra o el suelo para el transporte del gas a susdiferentes destinos.

b) Gasoductos Costa Afuera:

Son aquellos que se encuentran en el lecho marino para facilitar el transporte del gas a través deríos, mares, lagos, océanos, etc.

Los desarrollos de gas y petróleo costa afuera que se adelantan en Venezuela, abarcan cerca de500 mil kilómetros cuadrados, lo que amerita el conocimiento pleno dentro del cual éstos se van aejecutar: El mar. Estas actividades requieren cuantiosas inversiones y además, traen consigo una serie deriesgos asociado a las personas, la estructura y el ambiente. Por tal motivo, resulta fundamentalimplantar un intenso plan de mediciones, a fin de contar con información confiable, para garantizar quelos proyectos se lleven a cabo de manera eficiente y segur

4.- ELEMENTOS QUE CONFORMAN UN GASODUCTO.

y La tubería misma. y Los caminos de acceso o mantenimiento. y Las estaciones de recepción, de despacho, y de control, y las estaciones de compresores o bombeo. y Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea, se requieren estaciones de

refuerzo a intervalos regulares (por ejemplo, aproximadamente cada 70 km en los gasoductos, o

poliductos que son muy largos, se instalan las estaciones de compresión a intervalos apropiados a lolargo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión. El oleoducto o gasoducto puedetransportar petróleo crudo o gas desde el cabezal del pozo hasta la planta de transferencia o procesamiento. El petróleo o gas refinado pueden ser transportados al usuario final, que puede ser una planta petroquímica o termoeléctrica.

5.- CARACTERÍSTICAS DE LAS TUBERÍAS.

Las características de las tuberías para la construcción de gasoductos, oleoductos, poliductos yacueductos en la industria petrolera aparecen en las recomendaciones publicadas por el API. Lastuberías disponibles son capaces de satisfacer todas las exigencias. La verdadera escogencia está en que

la tubería satisfaga los requisitos de funcionamiento y que esto se cumpla con la mayor economía posible de diseño sin comprometer la eficacia de la instalación.

Es menester recordar que cuando se trata de la construcción de este tipo de instalaciones se estáhaciendo una obra para 15 ó 20 años de servicio. Su funcionamiento está atado a la vida productiva delos yacimientos que sirve.



6.- MATERIALES DE FABRICACION.

El material principal que se emplea para la construcción de los Gasoductos de transporte es elacero al carbono de alta resistencia debido a que puede soportar altas presiones. Su fabricación se basaen la norma americana API que define sus características. Las conducciones de gas natural podemosdividirlos dependiendo de su uso en tres grandes grupos:

- Red de transporte a alta presión constituida por los gasoductos propiamente dichos operando a presiones del orden de los 60 a 80 bares.

- Redes de distribución industrial constituida por ramales, anillos o semianillos trabajando a presionesentre los 16 y los 25 bares.

- Redes de distribución doméstico-comercial constituidas por extensas mallas en el interior de lasciudades que deben trabajar a presiones inferiores a los 10 bares con tendencia a operar con presiones por debajo de los 4 bares.

Para este tipo de conducciones las tuberías se revisten exteriormente de polietileno, soldadas en toda su

longitud y enterradas. Deben disponer de protección catódica mediante corriente impuesta, e instalarse adistancias determinadas dispositivos o válvulas de corte y venteo, así como las derivaciones adecuadas para la medición y reducción de la presión del gas, esto es imprescindible para evitar la corrosión en lastuberías.

Los sistemas de protección catódica son dos:

- Ánodos de sacrificio.- Corriente impresa.

Las tuberías de acero enteradas se ven sometidas a ataques físico-químicos del medio que lesrodea y que provoca en ellas corrosión de diferentes tipos que reducen de forma importante su vida útil

si no se protegen adecuadamente. <para la protección es práctica generalizada enterrar las tuberías conuna protección pasiva consistente en un material de revestimiento protector, cuyas características másimportantes deben ser:

- Resistividad elevada.- Bajo nivel de absorción de agua.- Baja permeabilidad.- Resistencia a los agentes atmosféricos.- Resistencia a esfuerzos mecánicos.- Resistencia a las altas temperaturas.- Adherencia al acero.- Homogeneidad.

De forma generalizada se utilizan materiales de origen plástico. Se trata de cintas plásticasaplicadas en frío o revestimientos termoplásticos como polietileno, propileno, etc. de un espesor de 3 a 4mm. También se emplea un revestimiento interior de epoxi que reduce el coeficiente de fricción yaumenta su capacidad.

El espesor de las tuberías varían según las presiones, por ello se clasifican según:

- Presión alta B: Mayor de 16 bar.



- Presión alta A: Entre 4 y 16 bar.- Presión media B: entre 0,4 y 4 bar.- Presión media A: entre 0,050 y 0,4 bar.- Presión baja: Menor de 0,050 bar.

El diámetro de la tubería a instalar dependerá de:- La naturaleza del gas con su densidad característica.- La caída de presión que admitamos, la cual vendrá influenciada por el caudal y la presión de trabajo.- La velocidad resultante de circulación del gas.Todos estos valores influyen, conjuntamente y estrechamente, para determinar el diámetro a instalar

7.- PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE GAS

La planificación es una estrategia que surge por una necesidad para crear o diseñar unmecanismo plano o producto, etc. Para la solución de un problema.

Una vez que se tiene la necesidad pues surge la idea y se comienza la planificación del gasoductodentro de la cual van a interactuar diversos factores dentro de los cuales tenemos:

Precio del proyecto Plano del gasoducto Materiales a utilizar en la creación del mismo Medidas de seguridad Personal y administración Estudios geológicos, estructurales e infraestructurales, etc.

Y entre otros factores que van a ser de vital importancia a la hora de planificar la ejecución de la

construcción del proyecto en este caso gasoducto.Algunos factores que pueden afectar la planificación del gasoducto son:

Mala administración Falta de capacitación técnica en el personal de trabajo Eventualidades que puedan ocurrir Problemas técnicos con los equipos Problemas geológicos o de terreno.

Un sistema de transmisión de gas natural comprende tuberías de alta presión que transportan gasentre puntos de abastecimiento y puntos de distribución a las áreas de consumo (de mercado). El gasdistribuido en las áreas de mercado ingresa al sistema de distribución a presión más baja para ser distribuida a los consumidores finales. El gas también puede ser transportado para su almacenaje o bien para su conexión a otros sistemas de transmisión. Los sistemas de transmisión consisten de secciones detubería interconectados y frecuentemente incluyen estaciones compresoras ubicadas a intervalosconforme a las necesidades de variación de presión del flujo de gas a través de las tuberías. La distanciaentre estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48 km a más de 241 km, dependiendo de lascondiciones del flujo como así también de los requerimientos económicos y las condiciones del terreno por donde se desarrolla el sistema. Las presiones de operación máximas de los sistemas de transmisiónson generalmente mayores a 3.450kPa y pueden llegar a los 10.340kPa.



7.- CONSTRUCCIÓN DEL GASODUCTO.

Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde ellugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de 1 metro.Excepcionalmente, se construyen en superficie.

En la construcción del gasoducto va a influir mucho si hubo una buena planificación ya que es devital importancia la utilización de buenos materiales y equipos de trabajo.

El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación, generalmentesituada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el gas natural, se llamanmetaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (-161ºC).

Para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la faunadel río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras

infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles.El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van depositando sobre

el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.

Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén protegidosde la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímerode modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se revistecon pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallos en esterevestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizandoánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.

Para la construcción de los gasoductos se deben calcular los siguientes parámetros: a) Relación Presión-Distancia en ductos.

Cuando el gas tiene una presión baja, se expande ocupando mayor volumen y extensión de latubería, y también la velocidad se incrementa. El incremento de velocidad, a su turno, hace que elgradiente de presión sea mayor. Esto ilustra por qué la compresión es localizada a intervalosrelativamente cortos en sistemas de ductos y también muestra los beneficios de presiones de operaciónmás altas y el mantenimiento de estas presiones en un sistema de transmisión. La presión de operaciónmás alta, sin embargo, requiere de más compresión para el gas abastecido al sistema, junto con un mayor grosor de la lámina de acero o bien la utilización de acero más resistente en la construcción del ducto.

b) Selección del ducto.Efecto del diámetro sobre la capacidad del ducto. La capacidad de transporte de un ducto,

aproximadamente, es una función de su diámetro elevado a la 2,5; asumiendo fijas las presiones deentrada y salida, esta puede expresarse como:



Donde Ci es la capacidad y Di es el diámetro de la línea respectiva.

c) Efecto de la presión de operación sobre la capacidad.

La capacidad máxima de transporte de un gasoducto de un tamaño dado es prácticamente unafunción lineal de la presión de operación, pasando por alto el hecho que el gas natural no sigue las leyes

clásicas de gas de presión, volumen y temperatura.La presión máxima a la cual un gasoducto puede ser operado se llama presión de operación máxima permitible (MAOP).

d) Tipos de fuerza motriz y compresores.

En general, hay cuatro tipos de fuerza motriz que se utilizan y dos tipos de compresores. Launidad integrada por la fuerza motriz y el compresor deben ser seleccionados teniendo en cuenta laaplicación particular de la estación compresora.

e) Estaciones Compresoras.

La función de una estación compresora de gas es elevar la presión del fluido en la línea, con elfín de suministrar la energía necesaria para su transporte. Para la estación se cuenta con una línea desucción donde el flujo inicia su recorrido, pasando luego por unos medidores de flujo computarizadosque son los encargados de medir y almacenar minuto a minuto toda la información referente a lacorriente de entrada, datos de presión, temperatura, volumen y caudal. El gas continúa su recorrido hacialos compresores, pasando antes por los "scrubbers", que se encargan de extraer el posible contenido delíquido. Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras, pasando por los medidores de flujo de esta línea.

Además, dentro de la estación se cuentan con tanques de almacenamiento para los lubricantes yrefrigerantes que son utilizados en los motores, y para los condensados drenados en la operación, estoúltimo, con el propósito de proteger y conservar el entorno natural.

f) Selección del compresor.

Un compresor consiste de dos componentes principales: una fuerza motriz y un compresor. Laselección de un particular tipo dependerá de las consideraciones en conjunto de los aspectos técnicos yeconómicos.

Las consideraciones técnicas deberían incluir:

y disponibilidad en el tamaño requerido.y compatibilidad con los tipos ya existentes en operación.y fiabilidad, seguridad y flexibilidad bajo variaciones de presión.y conveniencia para operación remota o manual.y disponibilidad de energía (por ejemplo, para motores eléctricos)y consideraciones ambientales (emisiones, niveles nocivos).

Las consideraciones económicas debieran incluir:



y costo de capital;y costos de mantenimiento y operación;y Costo de combustible

8.- CRITERIOS OPERATIVOS Y DE DISEÑO

Los ductos y los tubos de salida, deberán ser diseñados para resistir los siguientes posibles modosde falla, según resulte apropiado:

y fluencia excesivay pandeoy falla por fatigay fractura dúctily fractura frágily pérdida de estabilidad en sitioy fractura en propagacióny corrosióny colapso

Asimismo, se deberá considerar los impactos debidos a:

y objetos extrañosy anclasy tablas de pesca de rastray embarcaciones, quillas con hielo, etc.

9.- REQUERIMIENTOS OPERATIVOS

La disponibilidad requerida de las instalaciones del ducto será logradas asegurando que todosestos elementos de mantenimiento están considerados e implementados.

a) Programa de mantenimiento

El programa propuesto contiene un listado de los equipos principales y un programa para las tareas demantenimiento. Previo al comienzo de la operación. Se elaborará un programa de mantenimientoconsistente en lo siguiente:

y Procedimientos de mantenimiento detalladosy Frecuencia de tareas y Listado de refacciones y

Cantidad y tipo de aptitud del personal

y Tiempo requerido para completar los trabajos y Herramientas y equipos especiales requeridos y Procedimientos de seguridad y Cualquier otra información que se requiera para ejecutar las tareas de mantenimiento.



b) Personal y capacitación

Los programas de capacitación serán establecidos para todo el personal según susrequerimientos. Los mismos incluirán capacitación sobre la seguridad y los procedimientos deoperaciones y mantenimiento.

c) Manuales de Operación y Mantenimiento

Se elaborarán los manuales de Operación y Mantenimiento a fin de ayudar al personal en los procedimientos de operación y mantenimiento. Todo el personal recibirá entrenamiento en los procedimientos contenidos en el manual, a fin de asegurar la consistencia y la calidad del trabajo demantenimiento y que existan condiciones de trabajo seguras.

d) Refacciones e inventario

Las refacciones para actividades de mantenimiento y para fines de urgencia serán adquiridas yalmacenadas en un inventario. Estas piezas de reposición se ubicarán en las diferentes instalaciones de laempresa (estaciones compresoras y estaciones de medición) y en el Centro de Operaciones y

Mantenimiento. Las refacciones incluirán equipos tales como: bombas, motores, transmisores, censores,componentes mecánicos, componentes eléctricos e instrumentación.

El inventario también incluirá los componentes más pequeños que se requieren para la reparaciónde equipos. Un listado de los componentes más pequeños que se recomiendan será elaborado en base alas recomendaciones de los fabricantes y la experiencia de mantenimiento práctica adquirida después deque se hayan identificado los equipos específicos que deben ser comprados. En algunos casos, secelebrarán convenios especiales con los proveedores a fin de asegurar la disponibilidad de equipos yrefacciones principales.

e) Registros de mantenimiento

Es importante contar con registros de mantenimiento apropiados a fin de asegurar unmantenimiento efectivo. Un Sistema de Administración del Mantenimiento Computarizado (SAMC)será instalado para apoyar las actividades de mantenimiento.

El SAMC contendrá todo los registros de mantenimiento sobre los datos de equipos, órdenes detrabajo, el historial de mantenimiento, tareas de mantenimiento detalladas y la frecuencia de éstas,listados de repuestos por cada tarea de mantenimiento y datos del inventario. Un sistema de órdenes detrabajo será establecido para dejar constancia de los trabajos de mantenimiento requeridos a fin de permitir la priorización y programación de los trabajos al igual que para documentar los resultados deéstos para el historial de mantenimiento

10.- PROCESOS QUE INFLUYEN EN EL TRANSPORTE DEL GAS NATURAL POR TUBERÍAS.

Entre los procesos que influyen en el transporte de gas por tuberías se tienen:

a) Formación de Hidratos:

Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve.Se forman por una reacción entre el gas natural y el agua y su composición es de aproximadamente un



10% de hidrocarburos y un 90% de agua. También pueden existir hidratos compuestos por dióxido decarbono, ácido sulfúrico y agua líquida. Su gravedad específica es e 0.98 y flotan en el agua, pero no sehunden en los hidrocarburos. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y seenfría el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos, llamada también ³de formación derocío´. En general se forman a bajas temperaturas, altas presiones y altas velocidades.

Estos causan algunos problemas a la industria, entre estos están: congelamiento del gas natural,logrando taponar la tubería y por ende reduciendo el espacio permisible para transportar el gas, no seobtiene el punto de rocío requerido para las ventas de gas equivalente a 7 lbs/MMPCN, corrosión de latubería y en casos más graves ocasionaría el reemplazo de la tubería y detención de las operaciones delas plantas, entre otros.

Es por eso que las industrias tienen que implementar técnicas para deshidratar el gas natural y asíevitar la formación de hidratos. También se puede evitar removiendo el agua del gas antes delenfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual podrían aparecer los problemas,mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua que se ha condensado.

b) Formación de Líquidos.Esto ocurre cuando los componentes más pesados del gas natural alcanzan su punto de rocío y se

condensan depositándose en el interior de la tubería. Contienen oxígeno, sulfuro de hidrógeno, salesácidas y sustancias corrosivas. La formación de estos ocasiona grandes pérdidas de presión, disminucióndel caudal, reducción de la eficiencia de transmisión; en cuanto a los equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas, daños de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos paraeliminar los líquidos en los gasoductos, el más usado en la industria es el cochino limpiador.

c) Deposición de Asfáltenos.

Los asfáltenos son hidrocarburos constituyentes del petróleo, de elevado peso molecular, su

estructura es amorfa, entre otras cosas. Este fenómeno ocurre cundo se transporta por las tuberías gasasociado con petróleo, aunque pareciera difícil porque antes de transportar el gas, este es sometido por procesos de separación y depuración que lo hacen considerar relativamente limpio, pero este evento seha presenciado, posiblemente por deficiencia de los equipos de separación y quizás por la formación deespumas en el separador, ya que todos los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conllevaa arrastres en las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema, aumento en lafrecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las herramientas de limpieza, entre otros.

TRABAJO 2

FACTORES DE INGENIERÍA ASOCIADOS A LOS GASODUCTOS.

Requerimiento de Capacidad.

Un requisito esencial del sistema de transporte del gas natural sea capaz de responder a lademanda máxima de sus cargadores que tienen contrato de servicio firme. Para cumplir con esterequisito las instalaciones desarrolladas por la industria del transporte del gas natural son unacombinación de líneas de transmisión para llevar el gas a las áreas de mercado y de los sitiossubterráneos de almacenamiento de gas natural y gas natural licuado (GNL) en horas pico, situados lasáreas de mercado. Una serie de factores están involucrados en el cálculo de la cantidad de gas natural



que un gasoducto puede transportar, sin embargo los factores más importantes son el diámetro de latubería y su presión de trabajo.

Factor Carga.

La tubería y el equipo deberán estar soportados en forma sustancial y como resultado de un buen trabajo,

de manera que puedan evitar o reducir la vibración excesiva, y deberán estar lo suficientemente bienanclados, parar evitar tensiones indebidas en el equipo conectado. Si la tubería está anclada mediantesujeción en la curva, se deberá tener cuidado de distribuir la carga sobre el suelo de manera que la presión de soporte se halle dentro de los límites de seguridad para el suelo del que se trate.

Por ejemplo, en los gasoductos de superficie, es esencial lograr un apoyo uniforme y adecuado de latubería dentro de zanja. Los asentamientos desiguales, pueden producir tensiones flectoras adicionalesen la tubería. Mientras en los gasoductos costa afuera, un medio apropiado para evitar las tensionesindebidas en las conexiones de tubería sumergidas, es la de proveer adecuada flexibilidad en lasconexiones del lecho marino.

D

e igual manera, donde los gasoductos y líneas principales cruzan áreas que normalmente se halla bajoagua o sujetas a inundación (por ejemplo: lagos, bahías o pantanos), se deberá aplicar suficiente peso oanclajes a la línea para evitar su flotación.

Distancia.

Los gasoductos se entierran a una profundidad habitual de 1 metro; mientras los gasoductos costaafuera se colocan en el fondo del mar en aguas de hasta 350 o 450 m de profundidad.

Por ejemplo, Las líneas principales enterradas deberán estar enterradas con una cobertura no menor a las24 pulgadas (0.61 m). En los lugares en que no se pueda cumplir esta disposición de cobertura, o dondelas cargas externas resulten excesivas, la línea principal deberá ser encamisada, o pasada a través de un

puente o diseñada para soportar cualquiera de estas cargas externas anticipadas. Sin embargo, cuando setengan conjuntos fabricados, tales como las conexiones para separadores, conjuntos de válvulas para lalínea principal, conexiones de cruce, cruces de ríos, cabezales, etc., que se tengan que instalar en áreasdefinidas, se requiere usar un factor de diseño de 0.6 en todo le conjunto y por una distancia igual omenor a 5 diámetros o 10 pies en cada dirección, pasado el último accesorio. Pudiera usarse distanciasmás cortas, siempre que se consideren las tensiones combinadas en el diseño de la instalación.

Propiedades de los Gases en los Gasoductos.

Presión de diseño.

El gasoducto será diseñado para una presión máxima al que ha sido realizado, la cual será de una presión

máxima de diseño de 9,997.40 kPa (1,450.00 Psig).Requerimientos Mínimos de Presión de Operación.

Con un flujo de 33.98 MMm3/día (1.2 BCF), la presión operativa mínima del gas natural a ser suministrada en el Sistema de Transporte de Gas Natural es de 8,480.55 kPa (1,230 Psig).



Temperatura de diseño (máxima y mínima).

La temperatura de diseño es la temperatura del metal que representa la condición más severa de presióny temperatura coincidentes. Los requisitos para determinar la temperatura del metal de diseño paratuberías son como sigue:

Para componentes de tubería con aislamiento externo, la temperatura del metal para diseño será lamáxima temperatura de diseño del fluido contenido.

Para componentes de tubería sin aislamiento externo y sin revestimiento interno, con fluidos atemperaturas de 32ºF y mayores, la temperatura del metal para diseño será la máxima temperatura dediseño como por ejemplo el acero donde su temperatura máxima es de 450 ºF.

Diámetro del Ducto.

El dimensionamiento del ducto será determinado por un análisis hidráulico a fondo del sistema. Los parámetros principales por ser tomados en consideración serán: presión de operación máxima delsistema (presión de entrega y/o disponibilidad de compresión), composición del gas, temperaturas de

líquido y ambiente, demandas hidráulicas máximas (por ejemplo, consumo de gas combustible en elcompresor y otras demandas de gas), gas de empaque (si se requiere, en función de la disponibilidad delsistema), longitud del gasoducto, rugosidad de la pared interna del ducto, diferencias de elevaciones, presiones de entrega mínimas sobre el sistema (bien sea gas combustible para los compresores o porotros requerimientos de entrega del cliente) y espesor de pared de ducto.

Presiones.

Presión.

Este parámetro hace posible la distribución del gas y su recolección por las tuberías, también se hademostrado que a ciertas condiciones la presión puede afectar la viscosidad del flujo de manera tal, quela viscosidad ponga resistencia al movimiento del fluido en las tuberías. Esto, ocurre, ya que al aumentar la presión las moléculas del fluido estarán más unidas, y por ende el gas opone mayor resistencia atransmitirse a través de las tuberías. Se recomienda controlar muy bien la presión para minimizar los problemas en las instalaciones como en los estallidos, los cuales ocurren cuando el espesor de la tuberíano soporta la presión suministrada. Es decir se deben conocer los límites de la presión máxima detrabajo, ya que el espesor de las tuberías a usar, además de la clase de aceros, forma de manufacturaciónde las tuberías, máxima temperatura de operación y el medio ambiente que rodea al sistema detransporte son funciones de la máxima presión de operación.

Presiones operativas.

Al definir la presión de operación de un gasoducto de transporte, si bien el caudal transportado serámayor cuanto más alto sea la presión de ingreso al gasoducto, será también mayor la potencia necesariade las plantas compresoras y más resistentes todas las demás partes que componen el sistema. Por lotanto, la decisión de adopción de una presión de diseño deberá estar encada caso condicionada, comocontrapartida de los mayores caudales transportados, a los mayores costos de inversión y operación enque se incurrirá por la necesidad de utilizar materiales más resistentes.



En la actualidad los gasoductos de transporte se dimensionan para presiones comprendidas entre 1,230Psig (presión de operación) 1,450.00 Psig presión operativa, dependiendo de la selección de los valoresintermedios entre los valores mencionados, de las características de los consumos en ruta,

Compresiones.

El gas natural se comprime con la finalidad de facilitar su transporte y almacenaje. Los equipos quecomunican presión al gas natural se denominan compresores, los cuales al tratar de comunicar presión algas reducen su volumen. Por lo tanto se requiere el uso de las estaciones de regulación, que consiste enel equipo instalado para reducir automáticamente y regular la presión en el gasoducto de aguas abajo olínea principal a la que esté conectada. En esta, se incluyen las tuberías y los dispositivos auxiliares,tales como válvulas, instrumentos de control, líneas de control, el cerramiento y el equipo deventilación.

Este proceso tiene su importancia, cuando las distancias a las que será transportado el gas, sean muylargas. Cuando esto ocurre, se presenta la alternativa de comprimir el gas a presiones suficientementeelevadas, de tal forma que el gas llegue a los distintos puntos de entrega en la ruta del gasoducto. El

proceso de compresión se realiza por etapas, por lo general se utilizan tres (3) etapas:y Establecer la necesidad del servicio de compresión.y Selección y diseño del compresor requerido.y Diseño de las instalaciones.

Esto es así para cumplir con los requerimientos de presión necesarios para el transporte del gas natural por tuberías, con una alta eficiencia.

Temperatura.

La temperatura es de gran importancia, puesto que se sabe que afecta directamente la viscosidad

del gas. Los fluidos gaseosos, tienen un comportamiento distinto ante la temperatura, que los fluidoslíquidos., tal como, cuando aumenta la temperatura, la viscosidad del gas, también aumenta Es, por elloque se debe de mantener una temperatura adecuada, de tal forma que el gas pueda fluir libremente através de las tuberías.

El valor de la temperatura no debe de ser muy alto, porque mayor será la resistencia del gas a fluir.Tampoco la temperatura puede ser muy baja, ya que puede estar por debajo de la temperatura de rocío yse formen hidratos. La baja temperatura, puede también ser la causante de hacer reaccionar la películaque rodea la tubería y producir corrosión. La verdad es que no se debe sobrepasar el valor detemperatura a la cual fue diseñado el gasoducto, desde luego que hay que tener cuidado con el manejode este parámetro, sobre todo cuando se trabaja con gas.

Contenido de Hidrocarburos.

Si el gas producido y que se quiere transportar viene acompañado con petróleo, debe de ser separado del petróleo. El gas separado tiene que ser tratado y además comprimido a la presión requerida, para poder ser transportado a través de tuberías. El transporte, debe de ser tal que no se formen partículas o cuerposque puedan causar taponamiento en las tuberías.



CONSIDERACIONES AMBIENTALES DE COSTOS Y DE OPTIMIZACIÓN DECAPACIDAD.

Con el paso del tiempo de un gasoducto en operación, se depositan en la pared interna de la tuberíacapas de hidrocarburos, escoraciones y sedimentos finos que particularmente reducen el diámetro delconducto, tales obstrucciones ocasionan incremento en la presión de operación y reducción del volumeno flujo de gas.

Un aspecto importante que debe tomarse en cuenta en el mantenimiento de un gasoducto es laevaluación del aspecto, puesto que aunque es un conducto de acero esta supuesto a fuerzas internascomo son: compresión, corrosión, erosión, y fatiga que a la larga pueden debilitar su resistencia y causar filtraciones o fugas.

Para evitar interrupciones inesperadas, en el funcionamiento se hace mantenimiento preventivo a travésde observaciones visuales o exámenes de rayos x para luego proceder a las reparacionescorrespondientes.

Es muy importante además el mantenimiento de las rutas del gasoducto y sus instalaciones para proteger y cuidar el ambiente, si la ruta o trayecto no está limpia la maleza puede ser focos de incendios y en elcaso de fugas o explosiones se dificultan los trabajos de contingencia y reparaciones.

Para evitar accidentes que puedan ser ocasionados por terceros es necesario que cuando el gasoductoeste enterrado se señalen debidamente aquellas partes de la rutas o cruces que puedan ser objeto deexcavaciones en proyectos o construcciones futuras.

Consideraciones de Costos:

El costo de un gasoducto depende de varios factores. Depende por supuesto de su tamaño, es decir, deldiámetro de la tubería y también como es lógico de la longitud, a mayor recorrido mayor costo. Pero

además depende de las características del territorio que recorra, de su geología, su relieve, su dotaciónde infraestructura y de los costos ambientales que involucre su instalación. Otro factor se relaciona conlos tramos submarinos y las profundidades asociadas, así como el cruce de ríos y humedales.

Un aspecto importante tiene que ver con la presión inicial del gas en el origen, que afecta el espesor deltubo, requiriéndose mayor grosor a mayor presión, pero también la mayor presión reduce la cantidad deestaciones intermedias de compresión.

Sin embargo, a pesar de que el costo definitivo está afectado por múltiples factores, eso no significa quesea imposible hacer un estimado grueso y general de lo que puede costar un gasoducto. El BancoMundial publica una regla a la que llama ³regla del dedo gordo´ (Rule-of-Thumb) en la que ofrece unestimado inicial que asocia a sólo dos variables, el diámetro y la longitud. De acuerdo a esta regla el

costo se sitúa entre 15 y 30 dólares por cada pulgada de diámetro y por cada metro de longitud,recomendando inclusive usar 20 dólares para un primer cálculo. Así, para un gasoducto de 10 pulgadasde diámetro basta multiplicar por 20, de modo que el primer estimado será 200 dólares por metro omejor 200.000 dólares por kilómetro.



Impacto Ambiental de los Gasoductos.

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vezterminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, almovimiento de maquinaria, entre otras consideraciones. Queda, únicamente, comprobar la efectividadde las medidas correctivas que se haya debido tomar en función.

Los beneficios generados por el Gasoducto sobre los recursos naturales pueden Generalizarse en:

y En algunos casos, se puede considerar que los gasoductos contribuyen a la calidad del medioambiente porque facilitan la disponibilidad de combustibles más limpios (p.ej., el gas con poco azufreversus el carbón con un alto contenido de azufre) para producir energía y/o para uso industrial. En lasáreas costa afuera.

En general los daños originados por los gasoductos sobre los recursos naturales pueden generalizarseen:

y Los gasoductos costa afuera y cerca de la orilla afectan los recursos acuáticos marítimos y de losdeltas. Los gasoductos en tierra alta pueden afectar los recursos de agua dulce. Dependiendo de laubicación del derecho de vía, la construcción de un gasoducto, en el cauce mayor de un arroyo, río, ocerca de los arroyos, ríos, lagos o esteros puede causar impactos importantes en la calidad del aguadebido a la sedimentación y erosión. Además, las funciones de almacenamiento de inundaciones que poseen estos sistemas pueden ser alteradas debido a los cambios en el drenaje del agua y la construcciónde instalaciones dentro de estas extensiones de agua.

y La construcción de gasoductos en el fondo del mar puede impactar en los recursos marítimos ycostaneros importantes (por ejemplo: arrecifes de coral, áreas de hierba marina, entre otros), y afectar lasactividades de la pesca. Las roturas del gasoducto o derrames casuales de gas en los terminales,afectaría, significativamente, la calidad del agua de los arroyos, ríos, lagos, esteros y otras extensionesde agua a lo largo del derecho de vía del gasoducto. Puede haber contaminación del agua freática debidoa estos derrames, dependiendo de su tipo y extensión y las características hidrogeológicas del área.

y Los gasoductos largos pueden abrir las áreas naturales poco accesibles, como las tierrassilvestres, para la actividad humana (agricultura, cacería, recreación,). Dependiendo de la tolerancia delos recursos ecológicos de estas áreas y las características socioculturales de la población, estasactividades pueden tener un impacto adverso.

y Las roturas y fugas, así como los desechos generados en las estaciones de bombeo ytransferencia, pueden causar, potencialmente, la contaminación de los suelos, aguas superficiales y el

agua freática. La importancia de esta contaminación depende del tipo y magnitud de la fuga, y el tipo yvolumen de los desechos que se generen, y el grado en el que se afecte el recurso natural. La rotura delos gasoductos que cruzan los ríos u otras extensiones de agua pueden causar importantes dañosambientales.

y Las fugas o roturas de los gasoductos pueden causar explosiones e incendios. En las áreasdesarrolladas, estos accidentes representan un riesgo importante para la salud humana.



y En las áreas desarrolladas, los gasoductos pueden interferir con el uso del suelo y desplazar la población, debido a la instalación de la tubería y las subestaciones. Algunos tipos de actividadesagrícolas pueden ser afectadas, solamente a corto plazo, durante el periodo de construcción.

TRABAJO 3

VARIABLES DE FLUJO

Deslizamiento y velocidad de deslizamiento: fenómeno típico que ocurre durante un flujo bifásico gas-liquido y se refiere a la capacidad que tiene gas de deslizarse por la fase liquida debido a las fuerzasflotantes ejercidas sobre las burbujas de gas.

Entrampamiento (holdup) de liquido: definido como la fracción de un elemento volumétrico detubería que se ocupado por liquido en cualquier instante.

Entrampamiento de líquido sin deslizamiento: definido como el flujo fraccional de líquido que

existiría si las velocidades del gas y del líquido fueran iguales, o sea que no ocurra deslizamiento.

Velocidad de los fluidos: se define como la velocidad que cada fase tendría si ella sola fluyera a travésdel área seccional de la tubería.

Viscosidad de los fluidos: Es la variable fundamental en las pérdidas de energía debidas a la fricción.

FLUJO CONTINÚO

Se produce cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, o asociado a un gran acuífero, de tal forma que

el borde exterior de dicha área existe flujo para mantener constante la presión (Pws). En este periodo deflujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por ladiferencia entre la presión en el radio externo de drenaje, Pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, Pwfs a una distancia rw o radio del pozo; ambas presiones debenser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones ocañoneo.

FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS.

El flujo multifásico es el movimiento de gas libre y de líquido, el gas puede estar mezclado en forma

homogénea con el líquido o pueden existir formando un oleaje donde el gas empuja al líquido desdeatrás o encima de él, provocando en algunos casos crestas en la superficie del líquido, puede darse elcaso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbaciónrelevante sobre la superficie de la interfase gas-líquido.

El flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo paratransportar un determinado caudal de producción hasta la estación de flujo en la superficie y cuyo



objetivo es es determinar, mediante correlaciones de flujo multifásico en tuberías (FMT), la habilidadque tiene un pozo para extraer fluidos del yacimiento.

El flujo simultáneo de gas y líquido en una tubería es muy importante en las operaciones modernas. Paramuchas instalaciones el uso de tuberías que manejan flujos multifásico es la solución más económica, ya

que disminuye el costo 20 a 25% con respecto a utilizar dos tuberías para manejar fluidos en una solafase

CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS VERTICALES.

Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales tienen comoobjetivos predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importanciaque tienen para la industria petrolera. Las correlaciones realizadas mediantes técnicas de laboratorio y/odatos de campos poseen sus limitaciones al ser aplicada en condiciones diferentes a la de su deducción.Los factores más importantes tomados en cuenta son: el cálculo de la densidad de la mezcla, el factor de

entrampamiento de líquido, regímenes de flujo, factor de fricción, entre otros.CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS HORIZONTALES.

El problema del flujo horizontal bifásico se considera tan complejo como el flujo bifásico vertical. Parael diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las caídas de presión que se producen a lolargo de ellas. La predicción de las caídas depresión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en unconducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería. Desde hace más de 30 años, variosautores han intentado hallar correlaciones que permitan predecir las caídas de presión que se producenen el caso de flujo bifásico en conductos cerrados.

PATRONES DE FLUJO

Los tipos de regímenes que pueden darse en flujo multifásico horizontal dependen de las variaciones de presión o de la velocidad de flujo de una fase con respecto a la otra.

Flujo Estratificado: El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquido en la parte inferior,con una interfase continua y lisa.

Flujo Intermitente: (Flujo Tapón y Flujo de Burbuja Alargada):El flujo intermitente escaracterizado por flujo alternado de líquido y gas, plugs o slugs de líquido, los cuales llenan el áreatransversal de la tubería, son separados por bolsillos de gas, los cuales tienen una capa líquida

estratificada fluyendo en el fondo de la tubería. El patrón de flujo intermitente es dividido en patrones deflujo Slug (SL) y de burbuja alongada el comportamiento de flujo entre estos patrones es el mismo conrespecto al mecanismo de flujo, y por eso, generalmente, ninguna distinción se realiza entre ellos.

Flujo Anular (A): El Flujo anular ocurre a muy altas tasas de flujo de gas. La fase gaseosa fluye en uncentro de alta velocidad, la cual podría contener gotas de líquido arrastradas. El líquido fluye como una



delgada película alrededor de la pared de la tubería. La película al fondo es generalmente más gruesaque al tope, dependiendo de las magnitudes relativas de las tasas de flujo de gas y líquido.

Flujo Slug (Tapón ³Sl´): Este patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de latubería. La mayoría de la fase gaseosa está localizada en bolsillos de gas en forma de una gran bala

denominada ³Taylor Bubble´ con un diámetro casi igual al diámetro de la tubería. El flujo consiste desucesivas burbujas separadas por tapones de líquido. Una delgada película líquida fluye corriente abajoentre la burbuja y la pared de la tubería.

PATRONES DE FLUJO PARA FLUJO VERTICAL Y FUERTEMENTE INCLINADO.

En este rango de ángulos de inclinación, el patrón estratigráfico desaparece y un nuevo modelo de flujoes observado: el Churn flow. Generalmente los patrones de flujo son más simétricos alrededor de ladirección axial, y menos dominados por gravedad.los patrones de flujos existentes son:

Flujo de Burbuja: Se caracteriza por una distribución uniforme de la fase gaseosa así como la presencia

de burbujas discretas en una fase líquida continua. El régimen de flujo de burbujas, se divide en flujo burbujeante y flujo de burbujas dispersas. Los dos tipos difieren en el mecanismo de flujo.

El flujo burbujeante: ocurre a tasas de flujo relativamente bajas, y se caracteriza por deslizamientoentre las fases de gas y líquido.

El flujo de burbujas dispersas: ocurre a tasas altas de flujo, moviéndose las burbujas de gas a lo largode la parte superior de la tubería. La fase continua es el líquido que transporta las burbujas.

Flujo Transitorio: Este patrón de flujo es caracterizado por un movimiento oscilatorio, este tipo de

flujo es similar al Slug Flow, los límites no están bien claros entre las fases. Ocurre a mayores tasas deflujo de gas, donde el tapón de líquido en la tubería llega a ser corto y espumoso. Las burbujas de gas pueden unirse entre sí y el líquido puede entrar en las burbujas.

Flujo de Tapón de Gas: Se caracteriza porque exhibe una serie de unidades de tapón, cada uno escompuesto de un depósito de gas llamado burbujas de Taylor y una cubierta de líquido alrededor de la burbuja. Los tapones van incrementando su tamaño hasta cubrir toda la sección transversal de la tubería.

Flujo Anular (Neblina): En flujo vertical, debido a la simetría de flujo el espesor de la película líquidaalrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. Como en el caso horizontal el flujo escaracterizado por un rápido movimiento de gas en el centro. La fase líquida se mueve más lenta como

una película alrededor de la pared de la tubería y como gotas arrastradas por el gas. La interfase esaltamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial.

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