Proyecto De Transporte .pdf

UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA Facultad de Ciencias y Tecnología

Proyecto Rediseño Gasoducto: Taquiperenda – Potosí Tramo: Torrepampa – Tarabuco – Sucre. Nombres: Dueñas Torrejón Camilo (Ing. PGN) García Cuevas Edwin Oscar (Ing. PGN) Gutiérrez Silisqui Jhilka América (Ing. PGN) Vargas Cano Rider (Ing. PGN – T.S. PGN) Materia: Almacenamiento, Transporte y Distribución (PGP-225) Docente: Ing. Miguel Ortiz Limón Fecha: 29 de julio del 2020 Sucre – Bolivia 1

INDICE 1.

2.

INTRODUCCION ..........................................................................................................................5 1.1.

ANTECEDENTES.................................................................................................................5

1.2.

JUSTIFICACIÓN ...................................................................................................................5

1.3.

OBJETIVOS ..........................................................................................................................5

1.3.1.

Objetivo general ............................................................................................................5

1.3.2.

Objetivos específicos ...................................................................................................5

MARCO TEORICO .......................................................................................................................6 2.1.

ANALISIS DEL FLUIDO TRANSPORTADO .....................................................................6

2.1.1.

Gas Natural....................................................................................................................6

2.1.2.

Composición del Gas Natural......................................................................................6

2.1.3.

Clasificación del Gas Natural ......................................................................................6

2.1.4.

Propiedades del Gas Natural ......................................................................................7

2.1.5.

Factor de Compresibilidad ...........................................................................................9

2.2.

ANALISIS DEL TRANSPORTE DEL FLUIDO ................................................................10

2.2.1.

Sistema de Tuberías ..................................................................................................10

2.2.2.

Flujo de Fluidos ...........................................................................................................13

2.2.3.

Ecuaciones de Diseño................................................................................................14

2.2.4.

Número de Reynolds (Re) .........................................................................................15

2.2.5.

Coeficiente de Fricción ...............................................................................................16

2.2.6.

Factor de Transmisión................................................................................................16

2.3.

DISEÑO MECANICO DEL GASODUCTO ......................................................................16

2.3.1.

Gasoducto....................................................................................................................16

2.3.2.

Formula de Diseño de Tuberías de Acero...............................................................17

2.3.3.

Factor de Diseño, f .....................................................................................................18

2.3.4.

Factor de Disminución de Temperatura, T ..............................................................19

2.3.5.

Factor de Junta Longitudinal, E ................................................................................19

2.3.6.

Tensión de Fluencia Mínima Especificada, S (TIME) ............................................20

2.3.7.

Espesor por Corrosión y Fabricación .......................................................................21

2.3.8.

Espesor Mínimo Requerido .......................................................................................22

2.4.

SIMULACION ......................................................................................................................23

2.4.1. 2.5.

Simulador .....................................................................................................................23

MARCO LEGAL Y NORMAS DE REFERENCIA ...........................................................26

2

3.

INGENIERIA DEL PROYECTO ................................................................................................28 3.1. ASPECTOS GENERALES SOBRE LA EMPRESA TRANSPORTADORA DE GAS NATURAL ........................................................................................................................................28 3.2.

CARACTERISTICAS DEL GASODUCTO ACTUAL ......................................................29

3.2.1. Características Principales; Caudales transportadas, Condiciones de operación, tuberías, Compresión .................................................................................................................29 3.2.2.

Perfil Topográfico ........................................................................................................34

3.3. ANALISIS DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL (A LOS DESTUINOS FINALES DE CONSUMO) ....................................................................................36 3.3.1.

Consumo Anual de Gas Natural ...............................................................................36

3.3.2.

Demanda proyectada (PROYECCION A 20 AÑOS)..............................................39

3.4.

PROPIEDADES DEL FLUIDO A TRANSPORTAR .......................................................42

3.5.

PROPUESTAS DE DISEÑO .............................................................................................44

3.5.1.

Condiciones de Diseño ..............................................................................................44

3.5.2.

Diseño Geométrico e Hidráulico ...............................................................................44

3.5.3.

Diseño Mecánico ........................................................................................................46

3.6. 4.

5.

SIMULACION DEL DISEÑO .............................................................................................47

ESTUDIO ECONOMICO ...........................................................................................................49 4.1.

GENERALIDADES .............................................................................................................49

4.2.

COSTOS DE MATERIALES .............................................................................................49

4.3.

COSTOS DE INSTALACION ............................................................................................50

4.4.

COSTO TOTAL DE INVERSION .....................................................................................50

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..........................................................................51 5.1.

CONCLUSIONES ...............................................................................................................51

5.2.

RECOMENDACIONES ......................................................................................................52

BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................................53 ANEXOS ..............................................................................................................................................55

ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1 cromatografia del gas que transporta el gasoducto ...................................................................6 Tabla 2 factores de diseño ....................................................................................................................18 Tabla 3 factores de temperatura ...........................................................................................................19 Tabla 4 factor junta longitudinal ...........................................................................................................19 Tabla 5 lista de especificacion de tubos ................................................................................................21 Tabla 6 normas y reglamentos para el diseño de un gasoducto ...........................................................27 3

Tabla 7 Volúmenes de entrada y salida tenemos a: ..............................................................................33 Tabla 8 Volúmenes de capacidad de trabajo .........................................................................................33 Tabla 9 Presión de llegada .....................................................................................................................33 Tabla 10 Datos de la demanda de gas por departamento .....................................................................40 Tabla 11 Compasión del gas ..................................................................................................................42 Tabla 12 Costo de equipo ......................................................................................................................49 Tabla 13 Costo de ingeniería y construcción .........................................................................................50 Tabla 14 Costo total de inversión ..........................................................................................................50 ÍNDICE DE GRAFICAS Gráfica 1 demanda de gas .....................................................................................................................40 Gráfica 2 Proyección gráfica del caudal a futuro ...................................................................................41 Gráfica 3 Variación de la presión entramos de cada 3000 ft .................................................................48 Gráfica 4 comportamiento de la velocidad ...........................................................................................48 Gráfica 5 Incremento de la fracción de líquido .....................................................................................49 INDICE DE FIGURAS figura figura figura figura figura figura figura figura figura figura

1 Tabla de herramientas del simulador ......................................................................................25 2 Simulador HYSYS .....................................................................................................................26 3 Gaseoducto Taquiperenda-Potosí ...........................................................................................31 4 trayectoria del gaseoducto Taquiperenda-Potosí ...................................................................34 5 Determinación de la longitud del tramo .................................................................................35 6 Levantamiento topográfico .....................................................................................................36 7 Evolución del consumo y producción de gas ...........................................................................37 8 Demanda del mercado interno del gas en el País....................................................................38 9 Consumo del gas natural en el área urbana ............................................................................39 10 Simulación del gaseoducto en Hysys .....................................................................................47 INDICE DE ECUACIONES

Ecuación 1 Ecuación de continuidad: ....................................................................................................10 Ecuación 2 Ecuación analítica ................................................................................................................10 Ecuación 3: Ecuación semiempírica .......................................................................................................11 Ecuación 4: Ecuación de association Natural Gas (AGA) sistema internacional ....................................14 Ecuación 5: número de reynolds ...........................................................................................................15 Ecuación 6: coeficiente de friccion (flujo laminar) ................................................................................16 Ecuación 7: coeficiente de friccion (flujo turbulento) ...........................................................................16 Ecuación 8: factor de transmision .........................................................................................................16 Ecuación 9: Formula de diseño de tuberias de acero ............................................................................17 Ecuación 10: ecuacion de calculo de espesor minimo requerido por presión interna ..........................21

4

1. INTRODUCCION 1.1.

ANTECEDENTES

El gasoducto Taquiperenda – Potosí cubre gran parte del sur del país pasando por diferentes tramos para el transporte de este hidrocarburo a través de una red de tuberías enterradas que no alteran el paisaje urbano, llegando a abastecer departamentos SUCRE y POTOSI, en este caso haremos la evaluación y rediseño del tramo Torrepampa – Tarabuco – Sucre. 1.2.

JUSTIFICACIÓN

Debido a la creciente demanda del gas natural en el departamento de Chuquisaca, haremos el rediseño del gasoducto, específicamente el tramo Torrepampa – Tarabuco - Sucre, siendo importante determinar el diámetro de las tuberías de acuerdo las condiciones de operación, para abastecer de este hidrocarburo al departamento para su distribución domiciliaria, comercial, industrial y vehicular. [1] 1.3.

OBJETIVOS

1.3.1. Objetivo general Rediseñar de manera óptima y eficiente el gasoducto Taquiperenda – Potosí, tramo Torrepampa – Tarabuco - Sucre. Teniendo en cuenta los datos técnicos como ser las presión del gas, densidad, viscosidad, cromatografía, etc. 1.3.2. Objetivos específicos Evaluar el rediseño conociendo la demanda del departamento de sucre Analizar las ecuaciones de flujo para el gas natural además de aplicarlas en el diseño correspondiente del ducto. Diseñar o dimensionar los componentes principales del gasoducto (Tuberías, Estaciones de compresión, etc.) Estimar la inversión necesaria para el gasoducto y realizar un análisis económico del proyecto. Verificar si hay cumplimiento y entrega de volúmenes de gas. Estudiar si es viable o no este rediseño. 5

2. MARCO TEORICO 2.1.

ANALISIS DEL FLUIDO TRANSPORTADO

2.1.1. Gas Natural El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos. 2.1.2. Composición del Gas Natural Tabla 1 cromatografía del gas que transporta el gasoducto Fracción molar N2 0.590 CO2 1.400 C1 90.029 C2 5.161 C3 1.800 iC4 0.260 nC4 0.440 iC5 0.120 nC5 0.100 C6 (+) 0.100 C7 (+) 0 TOTAL 100.000 Fuente: Datos de Qhora Qhora COMPONENTE

2.1.3. Clasificación del Gas Natural Clasificación del gas natural: se clasifica por su origen y por su composición.

6

Dependiendo su origen se clasifica en: Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos, como etano, propano, butano y naftas. Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo. Clasificación por composición Gas amargo: Contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros). Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo utilizando solventes químicos o físicos, o adsorbentes Clasificación por composición. Gas húmedo: Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado Gas seco: Contiene cantidades menores de otro hidrocarburo, es el gas no asociado. [2] 2.1.4. Propiedades del Gas Natural 

Definiciones

Mezcla compleja y multicomponente de hidrocarburos parafinicos, naftenicos y aromáticos en el rango C7+. La caracterización de crudos y fracciones C7+ consiste en definir los parámetros críticos para aplicar una ecuación de estado (ede) en función de propiedades medibles. 

Peso molecular

El peso molecular de un compuesto es la suma de las masas atómicas de los elementos constituyentes del compuesto. El conocimiento del peso molecular es de importancia porque facilita el cálculo del número de moles y de las cantidades de átomos individuales en una determinada cantidad de un compuesto. 7

Cuando se trata de una mezcla, el peso molecular se obtiene mediante el promedio ponderado de los pesos moleculares de las sustancias que componen la mezcla. El volumen que va a ocupar cualquier gas (ideal) en las mismas condiciones de presión y temperatura depende solamente del número de moles. Una forma de calcular el peso molecular de una mezcla gaseosa es utilizando el concepto de “Peso Molecular Promedio”, para lo cual solo se requiere dos cosas: El peso molecular de cada gas que integra la mezcla. La fracción mol (molar) de cada uno. Que es la relación entre los moles de un gas con respecto a los moles totales de mezcla. [3] 

Poder calorifico

La definición del poder calorífico de un combustible es la cantidad de calor que se obtiene tras su combustión. Durante la combustión, la energía química del combustible se transforma en energía térmica, la cual se transfiere en forma de calor. Por tanto, se puede decir que el poder calorífico es el calor de reacción de la combustión. [4] 

Viscosidad del gas

La viscosida de los gases tendran el siguiente comportamiento bajas presiones (menor a 1500psi), un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad. altas presiones (mayores a 1500psi), un aumento de temperatura disminuye la viscosidad. A cualquier temperatura si se aumenta la resion la viscosidad aumenta la viscosidad sera mayor a medida que el gas pesea componentes mas pesados. [5] 

Gravedad especifica 8

Se denota como γg. La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedades se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad. Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.966(peso molecular del aire). [6] 

Propiedades criticas

La condensación es lo contrario de la evaporación. En principio, un gas se puede licuar por cualquiera de las dos técnicas siguientes. Al enfriar una muestra de gas disminuye la energía cinética e sus moléculas, por lo que éstas se agregan y forman pequeñas gotas de líquido. De manera alternativa se puede aplicar presión al gas. La compresión reduce la distancia promedio entre las moléculas de tal forma que se mantienen unidas por atracción mutua. Los procesos de licuefacción industrial utilizan una combinación de estos dos métodos. Toda sustancia tiene una temperatura crítica (TC, por arriba de la cual la fase gaseosa no se puede licuar, independientemente de la magnitud de la presión que se aplique. Ésta es también la temperatura más alta a la cual una sustancia puede existir en forma líquida. Dicho de otro modo, por arriba de la temperatura crítica no hay una distinción fundamental entre un líquido y un gas: simplemente se tiene un fluido. La presión crítica (Pe) es la mínima presión que se debe aplicar para llevar a cabo la licuefacción a la temperatura crítica. 2.1.5. Factor de Compresibilidad Factor de compresibilidad (𝑧): El factor de compresibilidad (Z), conocido también como el factor de compresión, es la razón del volumen molar de un gas con relación al volumen molar de un gas ideal a la misma temperatura y presión. Es una propiedad termodinámica útil para modificar la ley de los gases ideales para 9

ajustarse al comportamiento de un gas real. En general, la desviación del comportamiento ideal se vuelve más significativa entre más cercano esté un gas a un cambio de fase, sea menor la temperatura o más grande la presión. [7] 2.2.

ANALISIS DEL TRANSPORTE DEL FLUIDO

2.2.1. Sistema de Tuberías Existe sistema de tuberías en serie, sistema de tuberías en paralelo, sistema de tuberías ramificadas y sistema de tuberías tipo red.

Sistema de tuberías en serie: Ecuación 1 Ecuación de continuidad: Flujo másico. 𝑚 = 𝑚1 = 𝑚2 = 𝑚3 𝑚 = 𝜌𝑜 ∗ 𝑄1 = 𝜌𝑜 ∗ 𝑄2 = 𝜌𝑜 ∗ 𝑄3 Flujo volumétrico: 𝑄 = 𝑄1 = 𝑄2 = 𝑄3 En condiciones estándar a 𝑃𝑜 y 𝑇𝑜 Ecuación de flujo: Ecuación 2 Ecuación analítica 1

2 𝑀 ∗ (𝑃12 − 𝑃22 ) 2 − 𝑔 ∗ 𝜌 ∗ ∆𝑧 𝑚̇ ] =[ 2∗𝑍∗𝑅∗𝑇 𝜌 1 𝐿 𝐴 𝑙𝑛 (𝜌1 ) + 2 ∗ (𝑓 𝐷 + ∑ 𝑘𝑖 ) 2

10

Ecuación 3: Ecuación semiempírica 𝑎

𝑃12 − 𝑒 2 ∗ 𝑃22 𝑄 = 𝐶( ) ∗ 𝐷 𝑏 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙 𝐿 (𝑃12 − 𝑒 2 ∗ 𝑃22 ) =

𝑘 ∗ 𝐿 ∗ 𝑄𝑛 𝐷𝑚

Dónde: 𝑛=

1 𝑎 1 ;𝑚 = ;𝑘 = 𝑛 𝑎 𝑏 𝐶

Criterio longitud equivalente:

Para ecuaciones analíticas de flujo: Condición:

ℎ𝑝𝑇𝑢𝑏 1 = ℎ𝑝𝑇𝑢𝑏 2 𝐿1 𝑣12 𝐿2 𝑣22 𝑓1 ∗ ∗ = 𝑓2 ∗ ∗ 𝐷1 2 ∗ 𝑔 𝐷2 2 ∗ 𝑔 𝐿2 = 𝐿1 ∗ (

𝐷2 5 ) 𝐷1

Para ecuaciones semiempiricas de flujo: Condición:

(𝑃12 − 𝑃22 ) 𝑇𝑢𝑏 1 = (𝑃12 − 𝑃22 ) 𝑇𝑢𝑏 2 𝑘 ∗ 𝐿1 ∗ 𝑄1𝑛 𝑘 ∗ 𝐿2 ∗ 𝑄2𝑛 = 𝐷1𝑚 𝐷2𝑚 𝐷2 𝑚 𝐿2 = 𝐿1 ∗ ( ) 𝐷1

Dependiendo de la ecuación semiempírica

11

𝑚=

𝑏 𝑎

Sistemas de tuberías en paralelo:

Ecuación de continuidad: 𝑚3 = 𝑚1 + 𝑚2

Nodo A:

𝜌𝑜 ∗ 𝑄3 = 𝜌𝑜 ∗ 𝑄1 + 𝜌𝑜 ∗ 𝑄2 𝑄3 = 𝑄1 + 𝑄2 Condición o criterio de tuberías en paralelo: (𝑃1 − 𝑃𝐴 ) 𝑇𝑢𝑏 1 = (𝑃1 − 𝑃𝐴 ) 𝑇𝑢𝑏 2 Ecuación de flujo Ecuación analítica: 1

2 𝑀 ∗ (𝑃12 − 𝑃22 ) − 𝑔 ∗ 𝜌 2 ∗ ∆𝑧 𝑚̇ ] =[ 2∗𝑍∗𝑅∗𝑇 𝜌 1 𝐿 𝐴 𝑙𝑛 (𝜌1 ) + 2 ∗ (𝑓 𝐷 + ∑ 𝑘𝑖 ) 2

Ecuación semiempírica: 𝑎

𝑃12 − 𝑒 2 ∗ 𝑃22 𝑄 = 𝐶( ) ∗ 𝐷 𝑏 𝐸𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑙 𝐿 (𝑃12 − 𝑒 2 ∗ 𝑃22 ) =

𝑘 ∗ 𝐿 ∗ 𝑄𝑛 𝐷𝑚

Dónde: 𝑛=

1 𝑎 1 ;𝑚 = ;𝑘 = 𝑛 𝑎 𝑏 𝐶

12

2.2.2. Flujo de Fluidos Movimiento o circulación de un fluido sin alterar sus propiedades físicas o químicas. Encuentra resistencia al movimiento, debido a una resistencia interna propia del fluido (viscosidad) fuerzas viscosas o de la acción exterior sobre el fluido (rozamiento) “fuerza de rozamiento”. Tipos de flujo: Flujo interno. - En el interior de conducciones. Flujo externo. - Alrededor de cuerpos solidos (sedimentación, filtración). [8] 1.1.1. Clasificación de los Fluidos Compresibles Para un gas ideal, el factor de compresibilidad es Z=1 por definición. En muchas aplicaciones del mundo real, los requerimientos de precisión demandan que las desviaciones del comportamiento de un gas, esto es, el comportamiento de un gas real, sean tomadas en cuenta. El valor de Z generalmente se incrementa con la presión y decrecen con la temperatura; a altas presiones

las moléculas colisionan

más a menudo, y esto permite que las fuerzas repulsivas entre las moléculas tengan un efecto notable, volviendo al volumen molar del gas real (Vm) más grande que el volumen molar del correspondiente gas ideal (Vm gas ideal=RT/p), lo que causa que Z sea mayor a 1.3 Cuando las presiones son menores, las moléculas son libres de moverse; en este caso, dominan las fuerzas de atracción, haciendo que Z<1. Cuanto más cercano esté el gas a su punto crítico o su punto de ebullición, Z se desviará más del caso ideal Fluidos compresibles. - Aquellos que varían por su densidad. Fluidos incompresibles. - Aquellos que no varían por su densidad.

13

[9] 2.2.3. Ecuaciones de Diseño Ecuaciones de flujo semiempiricas Ecuación 4: Ecuación de association Natural Gas (AGA) sistema internacional 0.5

𝑇𝑏 𝑃12 − 𝑒 2 ∗ 𝑃22 𝑄 = 38.77 ∗ 𝐹 ∗ ( ) ∗ ( ) 𝑃𝑏 𝐺 ∗ 𝑇𝑓 ∗ 𝐿𝑒 ∗ 𝑍 𝐿𝑒 =

∗ 𝐷 2.5

𝐹 ∗ (𝑒 𝑠 − 1) 𝑠

𝐻2 − 𝐻1 𝑠 = 0.0375 ∗ 𝐺 ∗ ( ) 𝑇𝑓 ∗ 𝑍 𝐹=

2 √𝑓

𝑓 = (𝑅𝑒, 𝜀) 𝑅𝑒 = 0.0004778 ∗ (

𝑇𝑏 𝐺∗𝑄 )∗( ) 𝑃𝑏 𝜇∗𝐷

𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑃1 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑟𝑟𝑖𝑏𝑎, 𝑝𝑠𝑖𝑎 𝑃2 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜, 𝑝𝑠𝑖𝑎 𝑇𝑓 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜, °𝑅 (460 + °𝐹 ) 𝐿𝑒 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑣𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑚𝑖𝑙𝑙𝑎𝑠 𝑧 = 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑓 = 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = 𝑓(𝑅𝑒, 𝜀) 14

𝑒 = 𝑅𝑢𝑔𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑝𝑙𝑔 𝐻1 = 𝐸𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑟𝑟𝑖𝑏𝑎, 𝑝𝑖𝑒𝑠 𝐻2 = 𝐸𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜, 𝑝𝑖𝑒𝑠 Condiciones promedio Presión: 𝑃𝑜 =

2 𝑃1 ∗ 𝑃2 ) ∗ (𝑃1 + 𝑃2 − 3 𝑃1 + 𝑃2

Temperatura: 𝑇𝑜 =

𝑇1 + 𝑇2 2

2.2.4. Número de Reynolds (Re) El número de Reynolds es una cantidad numérica adimensional que establece la relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas de un fluido en movimiento. Las fuerzas inerciales se determinan mediante la segunda ley de Newton y son responsables de la aceleración máxima del fluido. Las fuerzas viscosas son las fuerzas que se oponen al movimiento del fluido. Ecuación 5: número de Reynolds 𝑅𝑒 = 0.0004778 ∗ (

𝑇𝑏 𝐺∗𝑄 )∗( ) 𝑃𝑏 𝜇∗𝐷

Dónde: 𝑃𝑏 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑏𝑎𝑠𝑒, 𝑝𝑠𝑖𝑎 𝑇𝑏 = 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒, °𝑅 (460 + °𝐹 ) 𝐺 = 𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 (𝑎𝑖𝑟𝑒 = 1.00) 𝑙𝑏

𝜇 = 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 , 𝑝𝑖𝑒3 𝑄 = 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑑,

𝑝𝑖𝑒 3 𝑑𝑖𝑎

𝐷 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑝𝑙𝑔 Flujo laminar: (𝑅𝑒 < 2300)

15

Flujo turbulento: 𝑅𝑒 > 2300 2.2.5. Coeficiente de Fricción 𝑓, 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜𝑠 𝑙𝑎𝑚𝑖𝑛𝑎𝑟 (𝑅𝑒 < 2300) Ecuación 6: coeficiente de fricción (flujo laminar) 𝑓=

64 𝑅𝑒

𝑓, 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜𝑠 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑢𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑅𝑒 > 2300) Ecuación 7: coeficiente de fricción (flujo turbulento) −2

𝜀 𝐷 𝑓 = −2 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ∗ ( )− 3.7 {

[

5.02 𝜀 14.5 𝐷 )+ ] 𝑅𝑒 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ∗ [( 3.7 𝑅𝑒 ]}

2.2.6. Factor de Transmisión Algunas veces, la Ecuación General de Flujo es representada en términos del factor de transmisión F en lugar del factor de fricción f. Ecuación 8: factor de transmisión 𝐹=

2 √𝑓

[11] 2.3.

DISEÑO MECANICO DEL GASODUCTO

2.3.1. Gasoducto Este gasoducto es realizado para cumplir y mejorar la eficiencia de entrega de gas a diferentes departamentos y regiones partiendo de Taquiperenda pasando por Camiri con una longitud de 55.31 km y diámetro de la tubería de 10 ¾” de tubería cuando llega hasta Cerrillos tiene una longitud de 116.99 km con diámetro de 8 y 10” y está al pasar por Torrepampa con una longitud de 212.13 km con un diámetro de 6 5/8” 16

cuando llega a Tarabuco tiene una longitud de 298.82 km y un diámetro de 6 5/8” y la longitud de la tubería en Qhora Qhora es de 338.06 km con un diámetro de 6 5/8” finalmente la longitud de la tubería en sucre es de 342.06 km con el diámetro de la tubería 6 5/8” entregando un volumen de gas de 15 MMPCD. [12] 2.3.2. Formula de Diseño de Tuberías de Acero Los tendidos de tuberías se dividen en general en tuberías de acero para las redes primarias hasta 42 bar en función de la clase de trazado y tuberías de polietileno para las redes secundarias hasta 4 bares. Asimismo se permite emplear en las redes secundarias, tuberías de acero, a juicio de la distribuidora responsable. El tubo debe ser diseñado con suficiente espesor de pared, o debe ser instalado con protección adecuada, para soportar previsibles cargas y presiones externas que puedan serle impuestas después de instalado. La presión de diseño para tubos de acero se determina de acuerdo con la siguiente formula: Ecuación 9: Formula de diseño de tuberías de acero 𝑃=

2∗𝑆∗𝑡 ∗𝐹∗𝐸∗𝑇 𝐷

Dónde: P: presión de diseño en (Mpa). S: tensión de fluencia en (Mpa), determinada de acuerdo con la sección 2.3.6. D: diámetro nominal exterior de la tubería en (mm). t: espesor nominal de pared de la tubería en (mm). Si es desconocido, se determinará de acuerdo con el espesor nominal de pared para tubos de acero. F: factor de diseño determinado de acuerdo con la sección 2.3.3. E: factor de junta longitudinal determinada sección 2.3.5. T: factor de temperatura determinado de acuerdo con la sección 2.3.4. [13] 17

2.3.3. Factor de Diseño, f a) El factor de diseño a usarse en la ecuación 9, se determina de acuerdo con la siguiente tabla: Tabla 2 factores de diseño Clase de trazado Factor de diseño (F) 1 0,72 2 0,60 3 0,50 4 0,40 b) Un factor de diseño de 0,60 o menor debe ser usado en la fórmula de diseño en la ecuación 5 para tubo en clase 1 de trazado que: a. Cruce sin camisa la servidumbre de un camino público sin mejoras; b. Cruce sin camisa o corra paralelo en la servidumbre de cualquier camino de superficie dura, ruta, calle pública o ferrocarril.; c. Este soportado por un puente para vehículos, peatonal, ferroviario o para tubería; o d. Sea usado en fabricaciones de conjuntos (incluyéndose separadores, conjunto para válvulas de líneas principales, conexiones en cruces y colectores de cruces de ríos), o usado dentro de los 5 diámetros de tubería, en cualquier dirección desde el ultimo accesorio de un conjunto fabricado, que no sea una pieza de transición o en codo usado en lugar de una curva que no está asociado con un conjunto fabricado. c) Deberá usarse para clase 2 de trazado, un factor de diseño de 0,50 o menor, en la fórmula de cálculo de la ecuación 9 para los casos en que un tubo de acero sin camisa cruce la servidumbre de un camino de superficie compactada, una ruta, calle pública o ferrocarril. d) Deberá usarse, para clases 1 o 2 de trazado, un factor de diseño de 0,50 o menor, en la fórmula de la ecuación 9 para: 1. Tubos de acero en plantas compresoras, trampas de scraper, plantas de regulación o de medición, de acuerdo a: i.

Hasta un radio de 200 m desde la instalación de supercie de importancia más cercana al gasoducto, en plantas compresoras; y 18

hasta el cerco de alambrado industrial olímpico en las trampas de scraper, plantas de regulación y de medición, instaladas aisladamente en la línea. ii.

Se aplicara el mismo criterio de diseño que el señalado en 1.1 para plantas que operen con combustibles, plantas de almacenamiento de combustibles,

plantas

de

tratamiento

de

gas

natural

y otras

instalaciones cuya actividad propia conlleve riesgos potenciales. iii.

El tramo comprendido, 50m antes y después del cruce con ductos eléctricos de 500 kV o más.

e) Tubo de acero, incluyendo a la acometida o en aguas navegables interiores. [14] 2.3.4. Factor de Disminución de Temperatura, T El factor de temperatura a usarse en la fórmula de diseño de la ecuación 5 se determinada de la siguiente manera: Tabla 3 factores de temperatura Temperatura del gas Factor de reducción por temperatura (T) ºC ºF 121 o menos 250 o menos 1,00 149 300 0,967 177 350 0,933 204 400 0,900 232 450 0,867 Para temperaturas intermedias del gas, el factor se determina por interpolación. [15] 2.3.5. Factor de Junta Longitudinal, E El factor de junta longitudinal a usarse en la fórmula de cálculo de la ecuación 9 se determinara de acuerdo con la siguiente tabla: Tabla 4 factor junta longitudinal Especificaciones

Clase de tubo

IRAM-IAS U500-2613 (*)

Sin costura

Factor de junta longitudinal (E) 1,00

Soldado por resistencia

1,00 19

eléctrica Soldado a tope en horno ASTM A106 Sin costura ASTM A333 Sin costura Soldado eléctricamente ASTM A381 Soldado por doble arco sumergido ASTM A671 Soldado por fusión eléctrica ASTM A672 Soldado por fusión eléctrica ASTM A691 Soldado por fusión eléctrica API 5L Sin costura Soldado por resistencia eléctrica Soldado por destello eléctrico Soldado a tope de horno Otros Tubo mayor de 101 mm. Otros Tubo de 101 mm o menor (*) Corresponde a la ASTM A53

0,60 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 0,60 0,80 0,60

Si el tipo de junta longitudinal no puede ser determinado, el factor de junta a ser usado no debe exceder los indicadores en “Otros”. [16] 2.3.6. Tensión de Fluencia Mínima Especificada, S (TIME) a) Para tubo de acero fabricado de acuerdo con especificaciones incluidas en la Tabla 5, siguiente, la tensión de fluencia a ser usada de la ecuación 9 es la TFME establecida en la especificación acordada, si ese valor es conocido. b) Para tubos de acero fabricados de acuerdo a especificaciones no incluidas en la tabla 5, o cuya especificación o propiedades de tensión son desconocidas, la tensión de fluencia a ser usada en la fórmula de diseño en la ecuación 9 será una de las siguientes: 1) Si el tubo es probado a la tracción de acuerdo con la norma API 5L, la menor de las siguientes: 1. 80% del promedio de la tensión de fluencia determinada por el ensayo de tracción; 2. La más baja tensión de fluencia determinada por los ensayos de tracción, pero no mayor de 358 Mpa (52.000 Psi).

20

2) Si el tubo no es probado a la tracción como se prevé en 1), la tensión de fluencia S a utilizar será 169 Mpa (24.000 Psi). Tabla 5 lista de especificación de tubos Lista de especificación de tubos API 5L Tubos de cero ASTM A53 Tubo de acero ASTM A72 Tubo de hierro forjado ASTM A106 Tubo de acero ASTM A211 Tubo de acero y hierro ASTM A333 Tubo de acero ASTM A377 Tubo de fundición ASTM A381 Tubo de acero ASTM A539 Tubo de acero ASTM B42 Tubo de cobre ASTM B68 Tubos de cobre ASTM B75 Tubos de cobre ASTM B88 Tubos de cobre ASTM B251 Tubos y tubos de cobre ASTM D2513 Tubos y tubos termoplásticos ASTM D2517 Tubos y tubos plásticos termo endurecidos ISO 4437 Tubos de polietileno para el suministro de combustibles gaseosos EN-1555/2 Sistema de tuberías de Polietileno-Tuberías GE-N1.129 Redes para la distribución hasta 4 bar de gases de petróleo y manufacturado, de polietileno – tubos diversos diámetros hasta 250mm inclusive. IRAM-IAS U500Tubos de acero al carbono soldados y sin costura, cincados 2613 por inmersión en caliente sin sincar, para conducción de fluidos BGC/PS/PL2:Parte1 Especificación para tubos y accesorios de polietileno (PE) para gas natural y gas manufacturado. Parte 1-tubos DIN 8074 Tubos de polietileno de alta densidad (PEAD). Medidas DIN 8075 Tubos de PE de alta densidad. Ensayos y requisitos generales de calidad. [17] 2.3.7. Espesor por Corrosión y Fabricación El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna se determina mediante la siguiente expresión: Ecuación 10: ecuación de cálculo de espesor mínimo requerido por presión interna 21

𝑡𝑟 = 𝑡 + 𝑡𝑐 Dónde: 𝑡𝑟 : Espesor mínimo requerido por presión interna (in) 𝑡: Espesor de diseño por presión interna (in) 𝑡𝑟 : Tolerancia por corrosión (in) Es así que, para el caso del diseño de ductos, el espesor comercial debe seleccionarse a partir del espesor mínimo requerido (𝑡𝑟 ). A este espesor comercial que se ha seleccionado, se le debe restar el porcentaje por tolerancia de fabricación, esta diferencia debe ser mayor o igual al espesor mínimo requerido. Caso contrario debe seleccionarse el inmediato superior que se fabrique. 𝑡𝑟 ≤ 𝑡𝑐𝑜𝑚 − 𝑡𝑓𝑎𝑏 Dónde: 𝑡𝑐𝑜𝑚 : Espesor comercial para presión interna (in) 𝑡𝑓𝑎𝑏 : Tolerancia por fabricación (in) Con el espesor comercial ya seleccionado, se procede a recalcular la presión de diseño o la máxima presión admisible de operación (MAOP), utilizando la ecuación 9. Teniendo el espesor comercial y el diámetro interior definido, se puede afinar y filtrar aún más la búsqueda de una tubería comercial, la cual se procederá a verificar su resistencia a la presión interna mediante unas pruebas que el código exige. [18] 2.3.8. Espesor Mínimo Requerido El espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna se determina mediante la siguiente expresión: 𝑡𝑟 = 𝑡 + 𝑡𝑐 Dónde: 𝑡𝑟 : Espesor mínimo requerido por presión interna (in) 𝑡: Espesor de diseño por presión interna (in) 𝑡𝑟 : Tolerancia por corrosión (in)

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Es así que, para el caso del diseño de ductos, el espesor comercial debe seleccionarse a partir del espesor mínimo requerido (𝑡𝑟 ). A este espesor comercial que se ha seleccionado, se le debe restar el porcentaje por tolerancia de fabricación, esta diferencia debe ser mayor o igual al espesor mínimo requerido. Caso contrario debe seleccionarse el inmediato superior que se fabrique. 𝑡𝑟 ≤ 𝑡𝑐𝑜𝑚 − 𝑡𝑓𝑎𝑏 Dónde: 𝑡𝑐𝑜𝑚 : Espesor comercial para presión interna (in) 𝑡𝑓𝑎𝑏 : Tolerancia por fabricación (in) Con el espesor comercial ya seleccionado, se procede a recalcular la presión de diseño o la máxima presión admisible de operación (MAOP), utilizando la ecuación de la ecuación 9. Teniendo el espesor comercial y el diámetro interior definido, se puede afinar y filtrar aún más la búsqueda de una tubería comercial, la cual se procederá a verificar su resistencia a la presión interna mediante unas pruebas que el código exige. [19] 2.4.

SIMULACION

2.4.1. Simulador HYSYS es un programa interactivo enfocado a la ingeniería de procesos y la simulación, que se puede utilizar para solucionar toda clase de problemas relacionados con procesos químicos. Este simulador cuenta con una interfaz muy amigable para el usuario, además de permitir el empleo de operadores lógicos y herramientas que facilitan la simulación de diversos procesos. Fue adquirido por AspenTech en el 2004 por lo que es desarrollado en la actualidad por Aspen Technology. Es un simulador bidireccional, ya que el flujo de información va en dos direcciones (hacia delante y hacia atrás). De esta forma, puede calcular las condiciones de una corriente de entrada a una operación a partir de las correspondientes a la corriente de salida sin necesidad de cálculos iterativos. Posee un entorno de simulación modular tanto para estado estacionario como para régimen dinámico. (Andrés 2007) HYSYS es un software, utilizado para simular procesos en 23

estado estacionario y dinámico, por ejemplo, procesos químicos, farmacéuticos, alimenticios, entre otros, es una herramienta informática que nos va a permitir diseñar o modelar procesos químicos mediante la ayuda de un software. Posee herramientas que nos permite estimar propiedades físicas, balance de materia y energía, equilibrios líquido-vapor y la simulación de muchos equipos de Ingeniería Química. Los parámetros de diseño como número de tubos de un intercambiador de calor, diámetro de la carcasa y número de platos de una columna de destilación no pueden ser calculados por HYSYS, es una herramienta que proporciona una simulación de un sistema que se describe con anterioridad. Hysys puede emplearse como herramienta de diseño, probando varias configuraciones del sistema para optimizarlo. Ventajas del software Entre las principales ventajas que nos brinda el programa, se puede encontrar Nos ayuda a examinar varias configuraciones de una planta. 65 Disminuye el tiempo de diseño de una planta Nos permite mejorar el diseño de una planta Determina las condiciones óptimas del proceso. HYSYS es un programa de simulación de procesos químicos orientado a objetos. Posee un aspecto visual característico y trabaja sobre sistemas operativos Windows. Permite modelar sistemas complejos mediante una avanzada interfaz gráfica, que ofrece al usuario la posibilidad de armar el flowsheet de planta en una ventana llamada PFD, Process Flowsheet Diagram. (ASPEN Hysys)

24

Figura 1 Tabla de herramientas del simulador Posteriormente

ingresando

los

datos

necesarios

(presiones,

temperaturas,

composiciones, flujos y especificaciones técnicas de equipos, básicamente), se puede simular el sistema real y obtener los resultados o estimaciones adecuadas.

25

Figura 2 Simulador HYSYS Todas las consideraciones de manejo y creación de programas se encuentran totalmente detalladas en el Manual para simular procesos productivos en HYSYS, que se adjunta. Razón por la cual solo se esbozará brevemente los aspectos básicos de uso de HYSYS. El primer paso necesario es definir los componentes que están presentes en la simulación, y el paquete termodinámico asociado. Esto se realiza en una sección llamada Simulation Basis Manager. HYSYS provee de información detallada para bastantes modelos termodinámicos, e inclusive avisa al usuario cuando se escogen componentes que no pueden ser satisfactoriamente modelados mediante el sistema termodinámico seleccionado. Además, si se desea cambiar de termodinámica para ciertos equipos o secciones de la simulación, se da la posibilidad de elegir diversos paquetes termodinámicos y asociarlos a diferentes listados de componentes. 2.5.

MARCO LEGAL Y NORMAS DE REFERENCIA

Algunas autoridades federales o gubernamentales tienen el derecho de emitir reglamentos para definir el requerimiento mínimo que debe tener un gasoducto y sus instalaciones. Estos reglamentos son legalmente obligatorios para el diseño, construcción y operación del gasoducto, los cuales están bajo la jurisdicción de la 26

autoridad relevante. Los principales que se manejan para el diseño de gasoductos se pueden apreciar en la siguiente tabla: Tabla 6 normas y reglamentos para el diseño de un gasoducto

Tal como se menciona anteriormente, el gobierno tiene la facultad de implantar ciertas normas que deben ser consideradas en el diseño del gasoducto, para el caso particular de nuestro país, en orden de preservar el medio ambiente se han establecido leyes que se deben respetar y considerar en el transcurso del diseño del gasoducto. Las leyes que se han de tomar en cuenta para el diseño son las siguientes: Constitución Política del Perú de 1993. Ley Orgánica de Hidrocarburos. Ley 26221. Código del Medio Ambiente y los Recursos Naturales. Decreto Legislativo 757. Código Sanitario del Perú. Decreto Ley 17505.  Ley Forestal y de Fauna Silvestre. Decreto Ley No 21147. Ley General de Aguas. Decreto Ley 17752. Modificaciones a la ley General de Aguas en sus títulos I, II y III. Decreto Supremo 007-83-SA. 27

Ley Marco para el Crecimiento de la Inversión Privada. Decreto Legislativo 757. 3. INGENIERIA DEL PROYECTO 3.1.

ASPECTOS GENERALES SOBRE LA EMPRESA TRANSPORTADORA DE GAS NATURAL

El 11 de septiembre de 2007 se iniciaron las negociaciones para la compra de las acciones de TR Holdings Ltd. en la transportadora de hidrocarburos, Transredes S.A. Estas negociaciones respondían al interés del gobierno por la compra del número de acciones necesario para que el Estado asuma la participación mayoritaria en la empresa. Finalmente, mediante decreto aprobado el 27 de marzo de 2008, se estableció el 30 de abril de 2008 como la fecha límite para concluir las negociaciones y firmar todos los documentos necesarios y los acuerdos de transferencia para la adquisición de las acciones de Chaco S.A., Andina S.A. y Transredes S.A. conforme a lo dispuesto en el Decreto Supremo Nº 28701. Asimismo los accionistas deberán respetar el patrimonio de estas Sociedades, mantenimiento la participación que éstas tienen en otras sociedades, sean nacionales o extranjeras. De este modo, y sin resultados en la negociación, a través del Decreto Supremo Nº 29541 el gobierno nacionaliza las acciones necesarias de TR Holdings Ltd. para que YPFB tenga la mayoría accionaria en Transredes S.A. con el Decreto Supremo Nº 29541, dando un plazo de 30 días para que esto suceda. Al no llegar a un acuerdo dentro de este último plazo, el Gobierno, mediante Decreto Supremo Nº 29586, decidió tomar la totalidad de las acciones de TR Holdings Ltd. y nacionalizar la empresa Transredes S.A, ofreciendo pagar US$ 48,0 dólares por acción. YPFB Logística S.A. se constituye como empresa jurídica el 03 de marzo de 2011 mediante testimonio 335/2011 en aplicación de los Decretos Supremos 29542 y 29554 de 1 y 8 de mayo de 2008 y del Decreto Supremo 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos “Héroes del Chaco” de 1 de mayo de 2006, mediante el cual Bolivia logra recuperar el derecho propietario sobre la totalidad de nuestros hidrocarburos en el territorio nacional, así como el control de todas las fases o etapas de la cadena de producción y comercialización de los hidrocarburos. 28

En el periodo 2000 – 2008 la empresa desarrollo sus actividades bajo el régimen de privatización mediante la Compañía Logística de Hidrocarburos de Bolivia S.A. – CLHB S.A.; sociedad conformada por Graña Montero S.A. de Perú y Oil Tanking GMBH. De Alemania. Los negocios asociados a este régimen fueron el de transporte por poliductos y el almacenaje de hidrocarburos líquidos. A partir de enero 2017 el sistema de poliductos es transferido a YPFB Transporte S.A. a efecto de conformar la Empresa Única de Transportes - EUT conjuntamente las empresas YPFB Transierra S.A. y Gas Trans Boliviano – GTB, en el marco de directrices corporativas. Por tanto, a partir de esta gestión YPFB Logística S.A. es responsable de la administración y operación del sistema de almacenaje, recepción y despacho de combustibles líquidos mediante 16 plantas de almacenaje. El patrimonio de YPFB Logística S.A. hasta el 2016 estuvo constituido por 1650 Km de poliductos, 20 estaciones de poliductos y 16 plantas de almacenaje en operación los cuales fueron construidos por YPFB en distintos periodos desde el 1950 al 1980. Actualmente se constituye en empresa subsidiaria de YPFB encontrándose en etapa de transición a YPFB – Casa Matriz como Unidad Productiva en conformidad a la Ley 466 de Empresas Públicas. 3.2.

CARACTERISTICAS DEL GASODUCTO ACTUAL

3.2.1. Características Principales; Caudales transportadas, Condiciones de operación, tuberías, Compresión El sistema de transporte para el Mercado Interno Sur abastece a las ciudades de Sucre, Potosí y Tarija y otras poblaciones que se encuentran a lo largo del ducto, mediante los gasoductos: Gasoducto Taquiperenda-Cochabamba (GTC), Gasoducto Tarabuco-Sucre (GTS), Gasoducto Sucre-Potosí (GSP), Gasoducto VillamontesTarija (GVT). Mientras de acuerdo a la descripción bajo el contexto de la demanda del gas se tiene que el sistema Mercado Interno Occidente abastece a las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz y poblaciones que se encuentran cerca al Gasoducto al Altiplano (GAA). El sistema Mercado interno Norte abastece a las poblaciones intermedias que 29

se encuentran a lo largo del Gasoducto Carrasco-Yapacaní-Colpa-Rio Grande (GCY) y el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC). El sistema de transporte de gas para el Mercado de Exportación cubre los volúmenes contratados para Brasil y Argentina y también atiende la demanda interna de la ciudad de Santa Cruz y otras poblaciones a lo largo de los ductos de este sistema que son el Gasoducto Río Grande Yacuiba (GSCY) y el Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA). En este caso se hace mayor énfasis al gaseoducto Taquiperenda-Potosí el cual abastece de gas a la ciudad de Sucre y Potosí ya que actualmente opera mediante tres estaciones de compresión ubicados en Sucre, Monteagudo donde la red cuenta con una longitud total de 486 kilómetros que se extiende desde Taquiperenda hasta Potosí ya que a lo largo de su trayectoria los diámetros varían desde un valor máximo de 10” hasta 4 ½” con el cual llega al departamento de Potosí. La estación de compresión de Torrepampa se encuentra en el KP 227+903 del Gasoducto Taquiperenda Cochabamba (GTC), abarca un área de influencia de la Kp 177+000 Rio Azero a la Válvula de Bloqueo (Icla) Kp 275+684, se recibe el gas de cerrillos del tramo Taquiperenda Cochabamba. Entrega GN a la concesionaria de distribución del departamento de Chuquisaca. REDES GAS, en dos puntos de entrega para las Poblaciones de El villar y San Pedro – Sopachuy. La compresión se realiza hacia la ciudad de Sucre, para cumplir la programación solicitada por Gasoductos Control Santa Cruz. La Estación cuenta con 3 Motocompresores con una capacidad de 12 MMPCD Compresor AJAX DPC 600, Se tiene en Generación Eléctrica una Microturbina Capstone C60 y Grupo electrógeno Cummings GTA 12, una camioneta 4x4 doble cabina y lubricantes para auto suministro. El Sistema de gestión permite asegurar la fidelidad de las mediciones, a través de calibraciones periódicas que son fiscalizadas por las partes interesadas en el proceso de entrega de producto, en base al que podemos determinar el cumplimiento

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de la programación de transporte que se fija para cada día y tomar acciones oportunas para la satisfacción de los clientes.

Figura 3 Gaseoducto Taquiperenda-Potosí Como se puede ir viendo en la figura 3 el gaseoducto cuenta con un punto de derivación que se da en la localidad de Tarabuco del cual se transporta el gas hasta la ciudad de Cochabamba con un diámetro de 6 5/8” para lo cual se debe considerar el consumo de la ciudad de Cochabamba, Sucre y Potosí para estudiar el tramo de Torre pampa-Tarabuco. YPFB trasporte realiza operaciones de trasportar gas por medio de gaseoductos a distintos departamentos como por ejemplo potosí y algunos pueblos que pasa el gaseoducto que parte desde Taquiperenda donde a continuación se describen las condiciones actuales de operación con las que cuenta el gaseoducto TaquiperendaPotosí. Gaseoducto: para transportar el gas mediante un gaseoducto se realiza mediante los pasos siguientes: todo se normaliza trasportadores mediante cisterna y calidad bomba de tiempo medio ambiente.

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También tiene ductos de 6pulgadas y de 10 pulgadas donde su inicio es de la estación de Charagua, la estación Taquiperenda y sale hasta camirí, Monteagudo, cerrillos que cuenta con cinco compresores con una presión de succión de 700 y sube hasta 1220. Podemos decir que Torre pampa, Tarabuco, Cochabamba tiene dos entradas que se une a Taquiperenda. La limpieza de los ductos se realiza mediante el chancho que viene limpiando desde los puntos de estación y se lo detiene en la trampa del chancho que tiene los respectivos ductos, también hay el chancho inteligente que su función es sacar radiografías de todo el trascurso de los ductos para verificar si existe daño o puede afectar la corrosión, todo se lo mide en: kilometraje kp sistema de calidad y gerencia protección catódica: su función es inyectar un sistema de electricidad así para que el ducto no sufra ningún inconveniente y se mantenga como de fábrica. Transmisor de temperatura: es el sistema que comprime y lo expande el gas y también mide la presión de llegada de las diferentes estaciones así para calcular el volumen. Válvula de seguridad: Es automática está regulada para una presión de 1000psia y si se sobre la presión se va directo al venteo como un sistema de seguridad de la planta (todos los instrumentos de seguridad son de color rojo) Filtro separador: es el que vaporiza el gas para mantener seco y poder mandar mediante los gaseoductos. FUENTE DE MEDICION: entre las fuentes de medición correspondientes tenemos el medidor: Placa de orificio: son placas que se las puede cambiar dependiendo lo que queremos medir ya sea la presión o también la temperatura. Medidor tipo turbina: 32

REGULADORA: Es el que regula el flujo ya sea de llegada como por ejemplo 750 psis de llegada y lo que manda a potosí es de 500psi de llega y manda con lo mismo. MECANICA: Es muy importante el conocimiento de la mecánica y el funcionamiento de los motores puede haber motores y compresores, bombas. MOTOCOMPESORES: el que realiza la operación de medición tipo tabina que se la regula con la válvula de succión y la válvula de descarga 500 de succión y 1180 de descarga. MOTOR COMPRESOR INTEGRAL MTT012: es el que está conectado todo el sistema de operación de la planta por lo cual lo pueden manipular desde este punto el motor cuenta con la más alta tecnología para operar el sistema de seguridad y transporte dela gaseoducto incluyendo el plc.se arranca, manipula y manda. PARTE DE ENTREGA:

tenemos los calentadores católicos y se mantiene la

temperatura, en la parte de entrega tenemos a redes de gas con 350psi a potosí a 500psi.tenemos también el taller eléctrico. Tabla 7 Volúmenes de entrada y salida tenemos a: Taquiperenda Cerrillos Pampas

6,5 mmpc 7.068mmpc 7.068mmpc 2.28mpc cte. de 950psi

Secado Tabla 8 Volúmenes de capacidad de trabajo Qhora Qhora Capacidad Potosí Sucre Fábrica de cemento Potosí karachipampa Tabla 9 Presión de llegada Presión de QHORA QHORA Presión POTOSI

12.41mmpc 26 mmpc 6.23mmpc 4.33mmpc 9.4 mmpc 3.417mmpc 755psi a temperatura 70ºf 1136psi

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3.2.2. Perfil Topográfico Para el perfil topográfico que se realiza a continuación se hace el uso del software Google Heard con el cual se marca la trayectoria y se define las distancias en diferentes tramos debido a que los datos obtenidos del perfil topográfico son tomados en cuenta para realizar la simulación donde se aplica el simulador Pipesim.

Figura 4 trayectoria del gaseoducto Taquiperenda-Potosí En la figura 4 podemos ver la trayectoria del gasoducto que parte desde Taquiperenda llegando a Camiri del cual seguidamente llega Monteagudo, llega a sucre pasando por Tarabuco y Torre pampa y finalmente después de sucre al derivarse una gran parte la red llega al departamento de potosí. En cuanto a la ruta que sigue el gaseoducto podemos ver que la trayectoria se enmarca en forma paralela de la carreta que parte desde Tarabuco hasta Camiri donde a partir de ahí se da un desvió hacia parte Norte del departamento de Cochabamba del cual influye una gran parte del consumo del gas considerando el tramo Tarabuco-Torrepampa. Seguidamente se procede a analizar más específicamente dicho tramo con el cual se realizara el diseño del gaseoducto para el tramo de Torrepampa y Taquiperenda. 34

Figura 5 Determinación de la longitud del tramo En la figura 5 se puede ver la determinación de la longitud del tramo donde se realizará el diseño del gaseoducto a que se determina un valor de 76,6 kilómetros de longitud para el diseño. Mediante el perfil topográfico se puede abalizar la nivelación del terreno que permite proveer un área de trabajo lisa y pareja con cambios de dirección suaves, que eviten doblar sus tuberías más allá de sus especificaciones.

Para lograr

estas características del terreno es necesario desbastar áreas y rellenar otras para obtener un nivel uniforme en la tubería para poder realizar de manera más eficiente el tendido de las tuberías y poder atravesar los tramos difíciles como el cruce de ríos, laderas etc... En obras de desarrollo longitudinal como en este caso de la construcción de red de gas, se seguirá con esta costumbre, avalado por la inestabilidad de los puntos planimétricos. Por lo tanto se colocarán mojones de hormigón firmemente ubicados a un costado de la zona de camino, canal, etc. protegido del tránsito de maquinarias pesadas, sin interesarnos la visibilidad entre ellos, se los colocarán a una distancia no mayor de 500 m.

35

figura 6 Levantamiento topográfico Como se puede ver en la figura 6 podemos ver el desarrollo del perfil topográfico en el tramo de Torrepampa-Tarabuco donde la altitud que varía desde los 3457 metros descendiendo a un valor de 3056 metros en el kilómetro 20 del cual a partir de ahí incrementa nuevamente la altitud a un valor de 3690 metros donde finalmente a partir del kilómetro 20 hasta el kilómetro 72 desciende la altura a su valor minino que es de 2064 metros sobre el nivel del mar. 3.3.

ANALISIS DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL (A LOS DESTUINOS FINALES DE CONSUMO) 3.3.1. Consumo Anual de Gas Natural Próximamente se analiza el incremento de la demanda del gas natural para el tramo de la red de Tarabuco -Torrepampa donde se analiza el consumo del gas donde ese tramo abastece a Cochabamba, Sucre y Potosí. En la figura 3.15 se puede observar la evolución histórica de la producción bruta de gas natural de Bolivia. Producto de los contratos de exportación, la producción se fue ajustando año tras año con una clara tendencia incremental hasta 2015 alcanzando 61,38 MMmcd con un crecimiento por año del 7%. 36

Los últimos tres años se han tenido ajustes en los ratios de producción cercanos al 5% cada año respecto a los máximos volúmenes de producción alcanzados en 2015, este descenso se debe principalmente a la menor demanda por parte de Brasil. Adicionalmente se debe resaltar la declinación natural que los campos, como es el caso de San Alberto, Sábalo e Itaú.

figura 7 Evolución del consumo y producción de gas Los sectores de generación eléctrica, industrial y vehicular son los de mayor consumo y juntos tienen cerca del 65% del total de la demanda interna. Por otro lado, cabe destacar el fuerte impulso que se está dando al desarrollo de redes de gas natural a nivel nacional, inclusive mediante gasoductos virtuales mediante la planta de “Small LNG” de Río Grande. A diciembre de 2018, el número de instalaciones de gas domiciliario alcanzaron a 877.555, según datos presentados por YPFB en la audiencia de rendición pública de cuentas final 2018 e inicial 2019. Se proyecta ejecutar 123 mil nuevas instalaciones internas, con las que se superará el millón al finalizar 2019. Para este mismo período, el consumo de gas natural destinado para la generación de energía eléctrica en Bolivia alcanzó un promedio de 5,07 MMmcd. Las 37

termoeléctricas son las principales consumidoras de gas dentro del mercado interno. El alto consumo se debe a que la generación de energía a través de hidroeléctricas y energías renovables todavía no tienen un importante impacto en la matriz energética nacional o han tenido retrasos en su operación.

figura 8 Demanda del mercado interno del gas en el País Ante esta situación durante los últimos años se generó la caída de las exportaciones de gas a los mercados de Brasil y Argentina implica menores ingresos para el país, pero también un problema para subsidiar el gas que se consume en Bolivia, cuyo volumen superó al demandado por los mercados de exportación durante el mes de abril de 2019. Según datos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), el consumo interno alcanzó a 13,16 millones de metros cúbicos día (MMm3d) en abril, mientras que el volumen comercializado a Brasil fue de 12,52 y a Argentina de 10,72.

38

figura 9 Consumo del gas natural en el área urbana La demanda interna de gas natural en los últimos meses ya superó a la demanda de Brasil e incluso la de Argentina, aunque por este concepto las arcas fiscales del país reciben menos ingresos. Por ejemplo en abril el requerimiento en el país fue de 13,16 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), mientras que a Brasil se enviaron 12,52 MMmcd y al mercado argentino 10,72 MMmcd, de acuerdo con datos oficiales recopilados por la Secretaria de Energía e Hidrocarburos de Tarija. En mayo, a nivel interno, se consumieron 13,82 MMmcd, Brasil demandó 12,39 MMmcd y Argentina subió la importación de Bolivia a 16,18 MMmcd. 3.3.2. Demanda proyectada (PROYECCION A 20 AÑOS) Para el estudio de la proyección a continuación se tabulan los datos que son tomados en cuenta para analizar el incremento del consumo del gas en el mercado interno que se da por parte del departamento de Chuquisaca, Cochabamba y Potosí para lo cual considerando la sumatorio total del incremento del consumo del gas en esos tres departamentos se obtendrá el caudal proyectado en el tramo TarabucoTorrepampa para el abastecimiento del consumo del gas. En el caso del departamento de Chuquisaca una de las mayores influencias en cuanto al a puesta en marcha de la nueva línea de producción de FANCESA, Kawasaki, elevó el consumo de gas natural en Sucre a 14,6 millones de pies cúbicos 39

por día, lo que representa un 46% de incremento entre las gestiones 2012 y 2013. El crecimiento estimado por la Gerencia Distrital de Redes de Gas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) era del 60%, lo que no fue posible porque la ampliación de FANCESA todavía no alcanzó su tope máximo de producción, aseguraron. El gerente distrital de YPFB Redes de Gas Chuquisaca, Salvador Dipp, informó que en sólo un año el consumo de gas natural en Sucre creció de 10 a 14,6 Millones de Pies

Cúbicos

Día

(MPCD).

Detalló que el mayor consumidor en Sucre es la Fábrica Nacional de Cemento S.A (FANCESA) con 9,1 MPCD, que tiene un 62% de todo el volumen. Le siguen las estaciones de servicio a gas natural vehicular con 15%, y otras industrias, comercios y domicilios reciben el 23%. Tabla 10 Datos de la demanda de gas por departamento

Año 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Consumo del gas MMm3/d Chuquisaca Potosí Cochabamba 0,4156 0,1487 0,2845 0,4267 0,1578 0,2978 0,4295 0,1643 0,2981 0,4376 0,1689 0,3021 0,4414 0,1694 0,3065 0,4587 0,1765 0,3078 0,4588 0,1845 0,3134 0,4606 0,1911 0,3195 0,4786 0,1954 0,3248 0,4821 0,1987 0,3264

Consumo Total 0,8488 0,8823 0,8919 0,9086 0,9173 0,943 0,9567 0,9712 0,9988 1,0072

La tabla 10 describen los datos que se consideran para la proyección de la demanda del gas en un futuro de 20 años del cual se expresa gráficamente a continuación donde se puede ver el ritmo de incremento del consumo del gas que se toma en cuenta en este tramo el abastecimiento de tres ciudades que crecerán en un futuro. Gráfica 1 demanda de gas

40

Demanda del gas 1,2

MMm3/d

1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

Año Chuquisaca

Potosi

Cochabamba

Consumo Total

En la figura 3.8 se pueden ver que uno del departamento de mayor demanda incremento es el departamento de Potosí, Seguido de Chuquisaca y Cochabamba el cual es graficado tras la descripción de los datos recolectados desde el año 2010 hasta el 2019. A continuación, se realiza en la gráfica 3.9 un ajuste grafico donde se determina el valor del caudal que se va proyectar para un futuro de 20 años. Gráfica 2 Proyección gráfica del caudal a futuro

41

En la gráfica 3.9 se ve que la proyección para el año 2040 indica un valor del caudal de 1.4 MMm3/d el cual equivale a 49,4 MMPCD lo cual se lo puede redondear a un valor entero de 50 MMPCD para el diseño del tramo mencionado. 3.4.

PROPIEDADES DEL FLUIDO A TRANSPORTAR

Seguidamente se realiza el análisis de la composición del gas que se considera para el diseño del gaseoducto donde se puede ver que en pequeñas proporciones cuenta con la composición química del Nitrógeno y CO2 y viendo que el gas no cuenta con la impureza del H2S que reduce el `poder calorífico del gas. Ante estas características del fluido donde el gas es proveniente de yacimientos de gas condensado se toma en cuenta para calcular las propiedades del gas como se va describiendo más adelante donde se va calculando cada propiedad a manera de demostrar una corrida ya que a partir de la cromatografía del gas donde se tiene la composición se calcula la gravedad específica para el diseño. Tabla 11 Compasión del gas Composición del Gas en Línea Componente

Composición promedio molar

Nitrógeno

0,007737

Dióxido de Carbono

0,013031

Metano

0,886304

Etano

0,059529 42

Propano

0,021628

Iso-Butano

0,003476

N-Butano

0,004751

Iso-Pentano

0,001444

N-Pentano

0,001037

Hexanos

0,001063

Flujo de gas natural = 50 MMpcd Presión de llegada = 800 Psia Temperatura de llegada = 70 ºF Presión de Rocío = 640,0504 Psia Temperatura de Rocío = 25,088 ºF  Determinación de factor de compresibilidad (z) o Calculo de las propiedades Pseudocriticas 𝑛

𝑛

𝑃𝑃𝑐 = ∑ 𝑃𝐶𝑖 ∗ 𝑦𝑖

;

𝑇𝑃𝐶 = ∑ 𝑇𝐶𝑖 ∗ 𝑦𝑖

𝑖=1

𝑖=1

o Calculo de las propiedades Pseudoreducidas 𝑃

𝑃𝑃𝑟 = 𝑃 .

;

𝑃𝑐

𝑧 = 0,915

𝑃

𝑇𝑃𝑟 = 𝑃

𝑃𝑐

Leído de grafica

 Determinación del peso molecular (PM) 𝑛

𝑃𝑀 = ∑ 𝑃𝑀𝑖 ∗ 𝑦𝑖 𝑖=1

𝑃𝑀 = 18,499

43

 Determinación de la densidad del Gas Natural 𝜌=

𝑚 𝑧∗𝑅∗𝑇 = 𝑉 𝑃𝑀 ∗ 𝑃

𝜌 = 2,600 𝑙𝑝𝑝𝑐  Determinación de la viscosidad del gas natural o Método de Lee, González y Eakin 𝜇 = 1 ∗ 10−4 ∗ 𝐾 ∗ 𝑒 𝑋∗𝜌

𝑌

(9,4 + 0,02 ∗ 𝑃𝑀) ∗ 𝑇 1,5 𝐾= 209 + 19 ∗ 𝑃𝑀 + 𝑇 𝑋 = 3,5 +

986 + 0,01 ∗ 𝑃𝑀 𝑇

;

𝑌 = 2,4 − 0,2 ∗ 𝑋

𝜇 = 0,01109 𝑐𝑝 3.5.

PROPUESTAS DE DISEÑO

3.5.1. Condiciones de Diseño Para los condones de diseño se considera una presión de partida de 2700 psi con una presión de llegada con 800 psi con el caudal proyectado de 50 MMPCD para poder calcular el diámetro del gaseoducto con el caudal proyectado calculando una gravedad específica del gas de 0,6386. Para los desniveles se consideran datos del perfil topográfico seccionando por tramos para obtener los resultados con mayor exactitud. 3.5.2. Diseño Geométrico e Hidráulico Calculo del diámetro del gasoducto despejando de la siguiente ecuación analizando cuyo tramo hasta una longitud inicial que parte del kilómetro 28 hasta el Kilómetro 65 donde se tiene una diferencia de altura H1, H2 de 3690 msnm hasta los 2260 msnm en el kilómetro 68 ya que el caculo seccionado por tramos se realiza considerando el tramo más largo de la sección de estudio. 44

27002𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎 − 𝑒 2 ∗ 8002𝑙𝑙𝑒𝑔𝑎 535 )∗( 𝑄 = 38.77 ∗ 13,1876 ∗ ( ) 14,7 0,6386 ∗ 531,5 ∗ 14,8236 ∗ 0,915

0.5

∗ 162.5

= 49 𝑀𝑀𝑃𝐶𝐷 13,1876 ∗ (𝑒 0,2295 − 1) 𝐿𝑒 = = 14,8236 0,2295 𝑠 = 0.0375 ∗ 0,6386 ∗ ( 𝐹=

12106 − 7414 ) = 0,2295 535 ∗ 0,915

2 = 13,1876 √0,023 𝑓 = (𝑅𝑒, 𝜀)

𝑅𝑒 = 0.0004778 ∗ (

𝑃𝑜 =

535 0,6386 ∗ 50000000 )∗( ) = 3154778 14,7 0,011 ∗ 16

2 2700 ∗ 800 ) = 1921,9 𝑝𝑠𝑖 ∗ (2700 + 800 − 3 2700 + 800

Temperatura: 𝑇𝑜 =

535 + 528 = 531,5 º𝑅 2 −2

0,03 𝑓 = −2 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ∗ ( 16 ) − 3.7 {

[

5.02 0,03 16 ) + 14.5 ] 3154778 ∗ 𝑙𝑜𝑔 ∗ [( 3.7 3154778

= 0,023 ]}

Dónde: 𝑃𝑏 = 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑏𝑎𝑠𝑒, 𝑝𝑠𝑖𝑎 𝑇𝑏 = 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑎𝑠𝑒, °𝑅 (460 + °𝐹 ) 𝐺 = 𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 (𝑎𝑖𝑟𝑒 = 1.00) 𝑙𝑏

𝜇 = 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 , 𝑝𝑖𝑒3 𝑄 = 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 𝑠𝑡𝑎𝑛𝑑𝑎𝑟𝑑,

𝑝𝑖𝑒 3 𝑑𝑖𝑎

𝐷 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎, 𝑝𝑙𝑔 45

De forma Iterativa se realiza donde le diámetro calculado resulta llegar a un valor de 15” 3.5.3. Diseño Mecánico En cuanto al diseño mecánico se realiza el cálculo del espesor de la tubería y a la potencia requerida de la estación de compresión de Torrepampa para el funcionamiento del gaseoducto con el mayor diámetro calculado. Para el cálculo del espesor por presión interna, se toma en cuenta lo que la norma ASME B31.8 señala. La fórmula utilizada para este propósito en la norma, es la ecuación de Barlow en una forma modificada y es la siguiente: 𝑡=

𝑃∗𝐷 𝑒𝑐𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 5 2∗𝑆∗𝐹∗𝑇

Análisis en base a tabla 4. a) Localidad Clase 1: Si en dicha zona delimitada hay 10 o menos edificaciones previstas para la ocupación humana. Abarca áreas tales como páramos, desiertos, montañas, tierras de pastura, tierras de cultivo y de escasa población. a.1) Clase 1, División 1: Dicha división es también una localidad clase 1 donde el factor de diseño de la tubería a utilizarse es mayor que 0.72 pero igual o menor que 0.80 y deberá probarse a 1.25 veces la máxima presión de operación (MOP). a.2) Clase 1, División 2: Dicha división es también una localidad clase 1 donde el factor de diseño de la tubería es igual o menor que 0.72 y deberá probarse a 1.1 veces la máxima presión de operación (MOP). b) Localidad Clase 2: Si en la zona delimitada hay más de 10 pero menos de 46 edificaciones previstas para la ocupación humana. Dicha división deberá probarse a no menos de 1.25 veces de la máxima presión de operación (MOP). Abarca las áreas en las afueras o alrededor de ciudades y pueblos, áreas industriales, granjas o ranchos, etc. c) Localidad Clase 3: Si la zona delimitada tiene 46 o más edificaciones previstas para la ocupación humana. Dicha división debe probarse a no menos de 1.4 46

veces de la máxima presión de operación (MOP). Abarca las áreas de desarrollo

urbano,

centros

comerciales,

áreas

residenciales,

áreas

industriales, y otras áreas pobladas no consideradas en los requerimientos en la localidad clase 4. d) Localidad Clase 4: Las áreas geográficas que caen en dicha clasificación son aquéllas donde los edificios multifamiliares de 4 o más pisos son predominantes, el tráfico vehicular es denso y se tiene instalaciones subterráneas. Dicha división deberá probarse a no menos de 1.4 veces de la máxima presión de operación (MOP). 𝑡= 3.6.

4050 ∗ 16 = 12 𝑚𝑚 2 ∗ 2700 ∗ 1 ∗ 1

SIMULACION DEL DISEÑO

Como se puede ver en la figura en la figura 3.10 se realiza la simulación con el software Hysys donde se considera las características y el tamaño de la tubería determinado en los cálculos anteriores.

figura 10 Simulación del gaseoducto en Hysys En la figura 10 se puede ver que se considera el punto de partica de Torrepampa y punto de llegada a la localidad de Tarabuco realizando dicha simulación del tramo para analizar el comportamiento de flujo a lo largo de la trayectoria de la red ya que se consideran diferentes escenarios de estudio para el diseño y analizar los resultados de la simulación.

47

Gráfica 3 Variación de la presión entramos de cada 3000 ft

En la grafica 3 se puede ver la variación de la caída de presión en un promedio de cada 3000 ft donde se registra una variación de la caída de presión de 20 a 14 psi por cada longitud de los 3000 ft dando Gráfica 4 comportamiento de la velocidad

En la grafica 4 podemos ver la variación de velocidad en el gasoducto que debido al cambio de la temperatura y presión se da un cambio en las propiedades del fluido llegando a modificar su comportamiento el cual genera un incremento en su velocidad. 48

Gráfica 5 Incremento de la fracción de líquido

En la gráfica 5 podemos ver que como incrementa la fracción de líquido como respuesta al efecto de condensación debido a que la temperatura baja respecto al punto de partida dando lugar a fracciones de líquido en el gasoducto. 4. ESTUDIO ECONOMICO 4.1.

GENERALIDADES

Para el estudio económico se consideran los siguientes aspectos donde se toman en cuenta los precios unitarios para cotizar la construcción del gaseoducto tomando en cuenta que la inversión total llegaría a ser los ingresos del proyecto. 4.2.

COSTOS DE MATERIALES

Para iniciar es importante saber la capacidad, el dimensionamiento y la cantidad de equipos que conlleva el sistema de separación. En la tabla se muestran el costo del equipo, los cuales son calculados a partir de la capacidad que manejan y el dimensionamiento se propuso. Tabla 12 Costo de equipo ITEM

DESCRIPCIÓN

UNIDAD CANTIDAD

PRECIO UNITARIO (Bs)

SUBTOTAL (Bs)

49

1

TUBERIA DE 16” Incluyendo: Accesorios & conexiones, válvulas, EQUIPO elementos filtrantes y estructuras.

6900

29.718.224,68 29.718.224,68

Este tiene como propósito fundamental el análisis, diseño y automatización de procesos, como también ofrece soluciones de optimización de procesos productivos con la capacidad garantizar la confiabilidad de los mismos. Entre los cuales se encuentran: sensores, medidores, PLC, válvulas de control, software de supervisión y control de procesos. 4.3.

COSTOS DE INSTALACION

Este punto es importante saber que, aunque los costos asociados son de ingeniera conceptual, se sabe que para la construcción e instalación del sistema de separación ya se debe tener toda la ingeniería de detalle. Tabla 13 Costo de ingeniería y construcción ITEM

DESCRIPCIÓN

1

Ingeniería básica Construcción e instalación Ingeniería de Detalle Puesta en marcha y servicio de inicio

2

3

Global

1

PRECIO UNITARIO (Bs) 8.204.860,34

Global

1

11.503.362,03

503.362,03

Global

1

2.136.882,35

136.882,35

UNIDAD CANTIDAD

SUBTOTAL (Bs) 204.860,34

TOTAL 21.708.222,37

4.4.

COSTO TOTAL DE INVERSION

Tabla 14 Costo total de inversión

50

ITEM 1

2

3

4

DESCRIPCIÓN Costo de materiales Costo de instrumentación, control y sistema eléctrico Costo de transporte e insumos Costo de ingeniería y construcción

PRECIO UNITARIO (Bs)

SUBTOTAL (Bs)

UNIDAD

CANTIDAD

Global

1

Global

1

337.885,09

337.885,09

Global

1

345.662,50

345.662,50

Global

1

29.718.224,68 29.718.224,68

21.708.222,37 21.708.222,37 TOTAL 52.109.994,64

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. 

CONCLUSIONES De acuerdo a los cálculos realizados podemos ver en los resultados que que el diámetro incrementa de 10 a 16” de acuerdo a las proyección realizada de la demanda del gas en el tramo Torrepampa-Tarabuco donde se proyecta un caudal de 50 MMPCD para el 2040.



Analizando los volúmenes de gas en el departamento de sucre se puede observar un aumento de volúmenes en comparación de años pasados esto se debe al consumo de gas que la fábrica de cemento s.a(fancesa) consume aproximadamente un 60% de todo el volumen ingresado a la ciudad de sucre y seguirá aumentando el consumo ya que esta empresa aun no alcanzo su máxima producción.



La inversión para este rediseño es un monto muy

bueno ya que con la

actualidad los materiales son mejores diseñados, tienen mejor eficiencia a ya sea por los problemas internos y externos y estos materiales son fabricados con menor costo.

51



Se realizo el Diseño del gasoducto determinando que una tuberia de 14.8236 Km de largo, de 15'' de diametro es capaz de distribuir49MMPCD a una presion de entrega de 2700 psia y una presion de llegada de 800 psia en ambos casos superan las condiciones minimas requeridas.



Llevando a cabo una investigación se llega a observar el crecimiento de la demanda sobre dicho hidrocarburo para lo cual es necesario realizar estudios sobre esto para poder llevar a una expansión o aumentos de volúmenes

5.2. 

RECOMENDACIONES Es recomendable realizar el mantenimiento de las tuberías del gasoducto para un óptimo funcionamiento.



Se recomienda mantener el diámetro de 15'' debido a que aumentando el diámetro el caudal va disminuir y no cumple con las demandas de caudal.



se puede llegar a un estudio de expansión del proyecto viendo la creciente demanda de este hidrocarburo en los diferentes departamentos por donde llega a pasar.



se recomienda Tener cuidado con la selección de los componentes

de

hidrocarburos para la introducción al simulador ya que este trabaja con varios ecuaciones de estado y en especial al inicio de la simulación introducir datos de presión , temperatura al simulador y trabajar de manera ordenada. 

se recomienda hacer un analisis mas profundo de la calidad del gas para estar seguro que el gas cumpla con la norma.



se recomienda tener mucho cuidado a la hora de hacer los requerimientos de equipos y materiales al departamento de compras para evitar errores y siempre teniendo en cuenta los costos.

52

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Pagina

10-38

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Página 44 fecha jueves 17/09/2020 12. GASODUCTO%20TAQUIPERENDA-SUCRE-POTOSI.pdf Pagina 1 fecha de ingreso 16/09/2020 13. Pdf factor de diseño ANH, Pagina 6/7-35, fecha 16/09/2020, hora: 23:11 14. Fuente: Pdf factor de diseño ANH, Pagina 9-35 Pdf factor de diseño ANH, Pagina 9/10-35, fecha 17/09/2020, hora: 00:01 15. Fuente: Pdf factor de diseño ANH, Pagina 12-35 Fuente: Pdf factor de diseño ANH, Pagina 12-35 16. Fuente: Pdf factor de diseño ANH, Pagina 11-35 Pdf factor de diseño ANH, Pagina 11/12-35, fecha 17/09/2020, hora: 08:04 17. Fuente: Pdf factor de diseño ANH, pagina 8-35 Pdf factor de diseño ANH, Pagina 8-35, fecha 16/09/2020, hora: 23:25 18. García, J. (2015). Diseño de gasoductos mediante el uso de herramientas computacionales de propósito general. Tesis de pregrado no publicado en ingeniería Mecánico Eléctrica. Universidad de Piura. Facultad de Ingeniería. Programa académico de Ingeniería Mecánico Eléctrica. Piura, Perú. DISEÑO DE GASODUCTOS MEDIANTE EL USO DE HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES DE PROPÓSITO GENERAL. Página 66-159, fecha 17/09/2020, hora 1:25. 19. García, J. (2015). Diseño de gasoductos mediante el uso de herramientas computacionales de propósito general. Tesis de pregrado no publicado en ingeniería Mecánico Eléctrica. Universidad de Piura. Facultad de Ingeniería. Programa académico de Ingeniería Mecánico Eléctrica. Piura, Perú. DISEÑO DE GASODUCTOS MEDIANTE EL USO DE HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES DE PROPÓSITO GENERAL. Página 66-159, fecha 17/09/2020, hora 1:25.

54

ANEXOS Anexo 1 Procedimiento del Hysys

Inicio del programa hysys donde se empieza acrera el archivo para la simulacion.

Entorno para seleccionar componentes de los hidrocarburos para la simulacion del diseño del gaseoducto.

55

Seleccionamos los componentes necesarios para la simulacion del gaseoducto.

Proximamente se procede a seleccionar la correlacion de calculo para las propiedades del gas en la simulacion del diseño.

56

Al tratarse de hidrocarburos se realiza la selección del metodo de Peng Robinson para el calculo de las propiedades del gas.

Proximamente vamos al entorno de la simulacion para crear los flujos de entrada hacia el gaseodcuto

57

Se inicia seleccionando la obion de flujo para crera e introducir datos de presion y temperatura que influyen en las condiciones de entrada al separador para la simulacion.

58

59