Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran escala. Es muy importante su función en la actividad económica actual. Impropiamente, y puede que por analogía con el oleoducto, se le llama con frecuencia gaseoducto. Economía de los Gasoductos en los proyectos de gas: Venezuela cuenta con un enorme volumen de recursos de gas natural, sin embargo en la actualidad no exporta más que pequeñas cantidades de productos derivados del mismo. Esto a juicio del autor del trabajo es un error, ya que dispone de reservas suficientes para abastecer durante muchos años al mercado doméstico y para exportar vía gasoductos o GNL, y obtener un gran beneficio a cambio de ello. El presente trabajo examina las razones por las cuales el país no exporta gas natural, concluyendo que se trata de un sector con una grave crisis estructural que no cuenta a día de hoy con la infraestructura necesaria para exportar. Adicionalmente, Adicionalmen te, Venezuela no parece que tenga un plan de acción ambicioso en cuanto a la posible exportación de gas en el futuro. Por ejemplo en Venezuela el proyecto Cristóbal Colón está concebido como un proyecto integrado, incluyendo la explotación y producción del gas natural, su procesamiento en un complejo de licuefacción, el transporte marítimo en barcos especializados y su entrada a los mercados a través de terminales de recepción y regasificación. Su comercialización estará orientada a los segmentos de mercado y áreas geográficas más atractivas de Estados Unidos y Europa. 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 de distribución adecuada que suministre gas a todas las industrias que lo necesitan y así mismo para la exportación, tal vez porque se cuenta con pocos proyectos en el país así también con los costos que generan dichos proyectos.
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 los diferentes puntos de distribución etc. La economía de los gasoductos tiene muchos aspectos a tratar, como por ejemplo lo que cuesta hacer un gasoducto, los diferentes materiales que se emplean en la construcción del mismo, la distancia que 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 en nuestro 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 se habla 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 o superficial, si en superficie se lleva a nivel de tierra o subterráneo, etc. Estos factores influyen en costo del 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 de distribución adecuada que suministre gas a todas las industrias que lo necesitan y así mismo para la exportación, tal vez porque se cuenta con pocos proyectos en el país así también con los costos que generan dichos proyectos.
2.- DEFINICIÓN DE GASODUCTO. Son conducciones de acero o polietileno, que sirven para transportar gases combustibles a gran escala, 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 terminales de almacenamiento y distribución. Muchos gasoductos son subterráneos. Los construidos sobre el terreno se usan a menudo para transportar combustible hasta terminales marinas y desde ahí a otros lugares. 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 buques cisterna a tanques de almacenamiento y se carga a pequeñas embarcaciones como barcazas para transporte posterior. Aunque los gasoductos tienen una buena trayectoria en materia de seguridad, pueden averiarse y causar 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 vida silvestre 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 sus diferentes destinos.
b) Gasoductos Costa Afuera:
Son aquellos que se encuentran en el lecho marino para facilitar el transporte del gas a través de ríos, mares, lagos, océanos, etc. Los desarrollos de gas y petróleo costa afuera que se adelantan en Venezuela, abarcan cerca de 500 mil kilómetros cuadrados, lo que amerita el conocimiento pleno dentro del cual éstos se van a ejecutar: El mar. Estas actividades requieren cuantiosas inversiones y además, traen consigo una serie de riesgos asociado a las personas, la estructura y el ambiente. Por tal motivo, resulta fundamental implantar un intenso plan de mediciones, a fin de contar con información confiable, para garantizar que los proyectos se lleven a cabo de manera eficiente y segur
4.- ELEMENTOS QUE CONFORMAN UN GASODUCTO.
La tubería misma. Los caminos de acceso o mantenimiento. Las estaciones de recepción, de despacho, y de control, y las estaciones de compresores o bombeo. 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 lo largo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión. El oleoducto o gasoducto puede transportar 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 y acueductos en la industria petrolera aparecen en las recomendaciones publicadas por el API. Las tuberías 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 está haciendo una obra para 15 ó 20 años de servicio. Su funcionamiento está atado a la vida productiva de los yacimientos que sirve.
6.- MATERIALES DE FABRICACION. El material principal que se emplea para la construcción de los 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 americana API que define sus características. Las conducciones de gas natural podemos dividirlos 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 presiones entre los 16 y los 25 bares.
- Redes de distribución doméstico-comercial constituidas por extensas mallas en el interior de las ciudades 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 a distancias 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 las tuberías. 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 les rodea y que provoca en ellas corrosión de diferentes tipos que reducen de forma importante su vida útil si no se protegen adecuadamente.
7.- PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE GAS La planificación es una estrategia que surge por una necesidad para crear o diseñar un mecanismo 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 gasoducto dentro 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 gas entre puntos de abastecimiento y puntos de distribución a las áreas de consumo (de mercado). El gas distribuido 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 de tubería interconectados y frecuentemente incluyen estaciones compresoras ubicadas a intervalos conforme a las necesidades de variación de presión del flujo de gas a través de las tuberías. La distancia entre estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48 km a más de 241 km, dependiendo de las condiciones 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 transmisión son 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 el lugar 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 de vital importancia la utilización de buenos materiales y equipos de trabajo. El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación, generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el gas natural, se llaman
metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (-161 ºC). 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 fauna del 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 protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos 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 la tubería, y también la velocidad se incrementa. El incremento de velocidad, a su turno, hace que el gradiente de presión sea mayor. Esto ilustra por qué la compresión es localizada a intervalos relativamente cortos en sistemas de ductos y también muestra los beneficios de presiones de operación más altas y el mantenimiento de estas presiones en un sistema de transmisión. La presión de operación más 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 de entrada 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 una función 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. La unidad integrada por la fuerza motriz y el compresor deben ser seleccionados teniendo en cuenta la aplicación 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 el fín de suministrar la energía necesaria para su transporte. Para la estación se cuenta con una línea de succión donde el flujo inicia su recorrido, pasando luego por unos medidores de flujo computarizados que son los encargados de medir y almacenar minuto a minuto toda la información referente a la corriente de entrada, datos de presión, temperatura, volumen y caudal. El gas continúa su recorrido hacia los compresores, pasando antes por los "scrubbers", que se encargan de extraer el posible contenido de líquido. 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 y refrigerantes que son utilizados en los motores, y para los condensados drenados en la operación, esto último, 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. La selección de un particular tipo dependerá de las consideraciones en conjunto de los aspectos técnicos y económicos. Las consideraciones técnicas deberían incluir:
disponibilidad en el tamaño requerido. compatibilidad con los tipos ya existentes en operación. fiabilidad, seguridad y flexibilidad bajo variaciones de presión. conveniencia para operación remota o manual. disponibilidad de energía (por ejemplo, para motores eléctricos) consideraciones ambientales (emisiones, niveles nocivos).
Las consideraciones económicas debieran incluir:
costo de capital; costos de mantenimiento y operación; Costo de combustible
8.- CRITERIOS OPERATIVOS Y DE DISEÑO Los ductos y los tubos de salida, deberán ser diseñados para resistir los siguientes posibles modos de falla, según resulte apropiado:
fluencia excesiva pandeo
falla por fatiga fractura dúctil fractura frágil pérdida de estabilidad en sitio fractura en propagación corrosión colapso Asimismo, se deberá considerar los impactos debidos a:
objetos extraños anclas tablas de pesca de rastra embarcaciones, quillas con hielo, etc.
9.- REQUERIMIENTOS OPERATIVOS La disponibilidad requerida de las instalaciones del ducto será logradas asegurando que todos estos 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 de mantenimiento. Previo al comienzo de la operación. Se elaborará un programa de mantenimiento consistente en lo siguiente:
Procedimientos de mantenimiento detallados Frecuencia de tareas Listado de refacciones Cantidad y tipo de aptitud del personal Tiempo requerido para completar los trabajos Herramientas y equipos especiales requeridos Procedimientos de seguridad 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 sus requerimientos. Los mismos incluirán capacitación sobre la seguridad y los procedimientos de operaciones 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 de mantenimiento y que existan condiciones de trabajo seguras.
d) Refacciones e inventario Las refacciones para actividades de mantenimiento y para fines de urgencia serán adquiridas y almacenadas en un inventario. Estas piezas de reposición se ubicarán en las diferentes instalaciones de la empresa (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 reparación de equipos. Un listado de los componentes más pequeños que se recomiendan será elaborado en base a las recomendaciones de los fabricantes y la experiencia de mantenimiento práctica adquirida después de que se hayan identificado los equipos específicos que deben ser comprados. En algunos casos, se celebrarán convenios especiales con los proveedores a fin de asegurar la disponibilidad de equipos y refacciones principales.
e) Registros de mantenimiento Es importante contar con registros de mantenimiento apropiados a fin de asegurar un mantenimiento 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 de trabajo, 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 de trabajo 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 de éstos 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 de carbono, ácido sulfúrico y agua líquida. Su gravedad específica es e 0.98 y flotan en el agua, pero no se hunden en los hidrocarburos. La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por debajo de la temperatura de formación de hidratos, llamada también “de formación de rocío”. 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 se obtiene el punto de rocío requerido para las ventas de gas equivalente a 7 lbs/MMPCN, corrosión de la
tubería y en casos más graves ocasionaría el reemplazo de la tubería y detención de las operaciones de las plantas, entre otros. Es por eso que las industrias tienen que implementar técnicas para deshidratar el gas natural y así evitar la formación de hidratos. También se puede evitar removiendo el agua del gas antes del enfriamiento 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, sales ácidas y sustancias corrosivas. La formación de estos ocasiona grandes pérdidas de presión, disminución del caudal, reducción de la eficiencia de transmisión; en cuanto a los equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas, daños de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos para eliminar los líquidos en los gasoductos, el más usado en la industria es el cochino limpiador.
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 gas asociado con petróleo, aunque pareciera difícil porque antes de transportar el gas, este es sometido por procesos de separación y depuración que lo hacen considerar relativamente limpio, pero este evento se ha presenciado, posiblemente por deficiencia de los equipos de separación y quizás por la formación de espumas en el separador, ya que todos los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conlleva a arrastres en las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema, aumento en la frecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las herramientas de limpieza, entre otros. 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 la demanda máxima de sus cargadores que tienen contrato de servicio firme. Para cumplir con este requisito las instalaciones desarrolladas por la industria del transporte del gas natural son una combinación de líneas de transmisión para llevar el gas a las áreas de mercado y de los sitios subterráneos de almacenamiento de gas natural y gas natural licuado (GNL) en horas pico, situados las áreas 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 la tubería 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 bien anclados, parar evitar tensiones indebidas en el equipo conectado. Si la tubería está anclada mediante
sujeción 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 la tubería dentro de zanja. Los asentamientos desiguales, pueden producir tensiones flectoras adicionales en la tubería. Mientras en los gasoductos costa afuera, un medio apropiado para evitar las tensiones indebidas en las conexiones de tubería sumergidas, es la de proveer adecuada flexibilidad en las conexiones del lecho marino. De igual manera, donde los gasoductos y líneas principales cruzan áreas que normalmente se halla bajo agua o sujetas a inundación (por ejemplo: lagos, bahías o pantanos), se deberá aplicar suficiente peso o anclajes a la línea para evitar su flotación.
Distancia. Los gasoductos se entierran a una profundidad habitual de 1 metro; mientras los gasoductos costa afuera 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 las 24 pulgadas (0.61 m). En los lugares en que no se pueda cumplir esta disposición de cobertura, o donde las 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 se tengan conjuntos fabricados, tales como las conexiones para separadores, conjuntos de válvulas para la línea principal, conexiones de cruce, cruces de ríos, cabezales, etc., que se tengan que instalar en áreas definidas, se requiere usar un factor de diseño de 0.6 en todo le conjunto y por una distancia igual o menor a 5 diámetros o 10 pies en cada dirección, pasado el último accesorio. Pudiera usarse distancias más 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 presión y temperatura coincidentes. Los requisitos para determinar la temperatura del metal de diseño para tuberías son como sigue: Para componentes de tubería con aislamiento externo, la temperatura del metal para diseño será la máxima temperatura de diseño del fluido contenido.
Para componentes de tubería sin aislamiento externo y sin revestimiento interno, con fluidos a temperaturas de 32ºF y mayores, la temperatura del metal para diseño será la máxima temperatura de diseño 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 del sistema (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 el compresor y otras demandas de gas), gas de empaque (si se requiere, en función de la disponibilidad del sistema), 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 por otros 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 ha demostrado que a ciertas condiciones la presión puede afectar la viscosidad del flujo de manera tal, que la 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 a transmitirse 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 tubería no soporta la presión suministrada. Es decir se deben conocer los límites de la presión máxima de trabajo, ya que el espesor de las tuberías a usar, además de la clase de aceros, forma de manufacturación de las tuberías, máxima temperatura de operación y el medio ambiente que rodea al sistema de transporte 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 será mayor cuanto más alto sea la presión de ingreso al gasoducto, será también mayor la potencia necesaria de las plantas compresoras y más resistentes todas las demás partes que componen el sistema. Por lo tanto, la decisión de adopción de una presión de diseño deberá estar encada caso condicionada, como contrapartida de los mayores caudales transportados, a los mayores costos de inversión y operación en que se incurrirá por la necesidad de utilizar materiales más resistentes. En la actualidad los gasoductos de transporte se dimensionan para presiones comprendidas entre 1,230 Psig (presión de operación) 1,450.00 Psig presión operativa, dependiendo de la selección de los valores intermedios 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 que comunican presión al gas natural se denominan compresores, los cuales al tratar de comunicar presión al gas reducen su volumen. Por lo tanto se requiere el uso de las estaciones de regulación, que consiste en el equipo instalado para reducir automáticamente y regular la presión en el gasoducto de aguas abajo o
línea 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 de ventilación. Este proceso tiene su importancia, cuando las distancias a las que será transportado el gas, sean muy largas. Cuando esto ocurre, se presenta la alternativa de comprimir el gas a presiones suficientemente elevadas, 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:
Establecer la necesidad del servicio de compresión. Selección y diseño del compresor requerido. 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 fluidos líquidos., tal como, cuando aumenta la temperatura, la viscosidad del gas, también aumenta Es, por ello que se debe de mantener una temperatura adecuada, de tal forma que el gas pueda fluir libremente a través 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 y se formen hidratos. La baja temperatura, puede también ser la causante de hacer reaccionar la película que rodea la tubería y producir corrosión. La verdad es que no se debe sobrepasar el valor de temperatura a la cual fue diseñado el gasoducto, desde luego que hay que tener cuidado con el manejo de 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 cuerpos que puedan causar taponamiento en las tuberías.
CONSIDERACIONES AMBIENTALES DE COSTOS Y DE OPTIMIZACIÓN DE CAPACIDAD. Con el paso del tiempo de un gasoducto en operación, se depositan en la pared interna de la tubería capas de hidrocarburos, escoraciones y sedimentos finos que particularmente reducen el diámetro del conducto, tales obstrucciones ocasionan incremento en la presión de operación y reducción del volumen o flujo de gas. Un aspecto importante que debe tomarse en cuenta en el mantenimiento de un gasoducto es la evaluación del aspecto, puesto que aunque es un conducto de acero esta supuesto a fuerzas internas
como 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 través de observaciones visuales o exámenes de rayos x para luego proceder a las reparaciones correspondientes. 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 el caso 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 gasoducto este enterrado se señalen debidamente aquellas partes de la rutas o cruces que puedan ser objeto de excavaciones 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, del diámetro 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 dotación de infraestructura y de los costos ambientales que involucre su instalación. Otro factor se relaciona con los 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 del tubo, requiriéndose mayor grosor a mayor presión, pero también la mayor presión reduce la cantidad de estaciones intermedias de compresión. Sin embargo, a pesar de que el costo definitivo está afectado por múltiples factores, eso no significa que sea imposible hacer un estimado grueso y general de lo que puede costar un gasoducto. El Banco Mundial publica una regla a la que llama “regla del dedo gordo” (Rule-of-Thumb) en la que ofrece un estimado 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 pulgadas de diámetro basta multiplicar por 20, de modo que el primer estimado será 200 dólares por metro o mejor 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 vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, entre otras consideraciones. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función. Los beneficios generados por el Gasoducto sobre los recursos naturales pueden Generalizarse en:
En algunos casos, se puede considerar que los gasoductos contribuyen a la calidad del medio ambiente porque facilitan la disponibilidad de combustibles más limpios (p.ej., el gas con poco azufre versus el carbón con un alto contenido de azufre) para producir energía y/o para uso industrial. En las áreas costa afuera.
En general los daños originados por los gasoductos sobre los recursos naturales pueden generalizarse en: Los gasoductos costa afuera y cerca de la orilla afectan los recursos acuáticos marítimos y de los deltas. Los gasoductos en tierra alta pueden afectar los recursos de agua dulce. Dependiendo de la ubicación del derecho de vía, la construcción de un gasoducto, en el cauce mayor de un arroyo, río, o cerca de los arroyos, ríos, lagos o esteros puede causar impactos importantes en la calidad del agua debido 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 construcción de instalaciones dentro de estas extensiones de agua.
La construcción de gasoductos en el fondo del mar puede impactar en los recursos marítimos y costaneros importantes (por ejemplo: arrecifes de coral, áreas de hierba marina, entre otros), y afectar las actividades 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 extensiones de agua a lo largo del derecho de vía del gasoducto. Puede haber contaminación del agua freática debido a estos derrames, dependiendo de su tipo y extensión y las características hidrogeológicas del área.
Los gasoductos largos pueden abrir las áreas naturales poco accesibles, como las tierras silvestres, para la actividad humana (agricultura, cacería, recreación,). Dependiendo de la tolerancia de los recursos ecológicos de estas áreas y las características socioculturales de la población, estas actividades pueden tener un impacto adverso.
Las roturas y fugas, así como los desechos generados en las estaciones de bombeo y transferencia, 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 y volumen de los desechos que se generen, y el grado en el que se afecte el recurso natural. La rotura de los gasoductos que cruzan los ríos u otras extensiones de agua pueden causar importantes daños ambientales.
Las fugas o roturas de los gasoductos pueden causar explosiones e incendios. En las áreas desarrolladas, estos accidentes representan un riesgo importante para la salud humana.
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 actividades agrícolas 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 gasliquido y se refiere a la capacidad que tiene gas de deslizarse por la fase liquida debido a las fuerzas flotantes ejercidas sobre las burbujas de gas. Entrampamiento (holdup) de liquido: definido como la fracción de un elemento volumétrico de tubería 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 través del 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 de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia 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 deben ser referidas a la misma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones o cañoneo.
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 desde atrás o encima de él, provocando en algunos casos crestas en la superficie del líquido, puede darse el caso en el cual el líquido y el gas se mueven en forma paralela, a la misma velocidad y sin perturbación relevante sobre la superficie de la interfase gas-líquido. El flujo multifásico en tuberías permite estimar la presión requerida en el fondo del pozo para transportar 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 habilidad que 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. Para muchas 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 sola fase
CORRELACIONES DE FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERÍAS VERTICALES.
Los estudios realizados en el comportamiento de flujo multifásico en tuberías verticales tienen como objetivos predecir el gradiente de presión a través de la tubería de producción, debido a la importancia que tienen para la industria petrolera. Las correlaciones realizadas mediantes técnicas de laboratorio y/o datos 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. Para el diseño de las tuberías de gran longitud es necesario conocer las caídas de presión que se producen a lo largo de ellas. La predicción de las caídas depresión, cuando una mezcla de gas y líquido fluye en un conducto cerrado, es uno de los mayores problemas de ingeniería. Desde hace más de 30 años, varios autores han intentado hallar correlaciones que permitan predecir las caídas de presión que se producen en 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 es caracterizado por flujo alternado de líquido y gas, plugs o slugs de líquido, los cuales llenan el área transversal 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 de flujo Slug (SL) y de burbuja alongada el comportamiento de flujo entre estos patrones es el mismo con respecto 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 un centro 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 gruesa que al tope, dependiendo de las magnitudes relativas de las tasas de flujo de gas y líquido. Flujo Slug (Tapón “Sl”): Este
patrón de flujo en tuberías verticales es simétrico alrededor del eje de la tubería. La mayoría de la fase gaseosa está localizada en bolsillos de gas en forma de una gran bala denominada “Taylor Bubble” con un diámetro casi igual al diámetro de la tubería. El flujo consiste de sucesivas burbujas separadas por tapones de líquido. Una delgada película líquida fluye corriente abajo entre 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 flujo es observado: el Churn flow. Generalmente los patrones de flujo son más simétricos alrededor de la dirección 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 deslizamiento entre las fases de gas y líquido. El flujo de burbujas dispersas: ocurre a tasas altas de flujo, moviéndose las burbujas de gas a lo largo de 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 de flujo 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 es compuesto 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 líquida alrededor de la pared de la tubería es aproximadamente uniforme. Como en el caso horizontal el flujo es caracterizado 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 es altamente ondeada, resultando en un alto esfuerzo de corte interfacial.
