calculo de gas natural redes internas

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA MECANICA Y ELECTRICA

UNIDAD AZCAPOTZALCO

Gas Natural - Página 1

DISEÑO Y ANÁLISIS DE LA RED INTERNA DE CONDUCCIÓN

Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL HACIA LOS CENTROS

DE CONSUMO DE LA PLANTA METAL-MECÁNICA, BAJO

NORMAS DE USO Y MANEJO DE GAS NATURAL.

Tesis para obtener el grado de

Ingeniero Mecánico

Presenta el alumno:

Erick Fernando Ramírez Espejel

Director de Tesis:

Ing. J. Santana Villarreal Reyes

México, D. F., Enero 2013



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AGRADESIMIENTOS.

Agradezco y honro a mi madre Ma. Del Carmen Espejel Monsalvo; quien a pesar de todas las

adversidades que se le presentaron sola siempre me impulso y apoyo para formarme como

profesionista y persona sin imponerme una forma de ser, además de ser un ejemplo de fuerza,

constancia, confianza, dedicación y amor, a mi esposa Lysbet Angeles Mancilla quien también

me a dado fuerzas para salir adelante y fortalecer mi carrera como ingeniero mecánico, como

pareja el amor y padre de familia, a mis hijos Ian Kaleb Ramirez Angeles y Erick Naim Ramirez

Angeles, a ellos por darme una fortaleza mas pra superar mis expectativas así como

plantearme más objetivos para trabajar por su bienestar; a mis Hermanos Hector, Mario y

Francisco quienes también saben que los buenos valores, unión y amor por uno mismo y de

una familia, pueden sacar adelante a cualquier persona sin importar de la situaciones. Al

Ingeniero Santana Villarreal gracias por mostrarme su calidad como docente y persona, por su

paciencia e interés para guiarme a desarrollar mi proyecto.

Gracias DIOS por mi salud, gracias por mi familia, gracias por estos y muchos más éxitos

gracias por mi VIDA.

Me di cuenta que si iba a lograr algo en la vida debía ser agresivo. Tenía que buscarlo.

Yo se que el miedo es un obstáculo para muchas personas, pero para mí es una ilusión

Michael Jordan 23.

.



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RESUMEN

La ingeniería es una ciencia en constante desarrollo. A medida que la investigación y la

experiencia amplían nuestros conocimientos, se requieren cambios en el uso de los

energéticos y materiales en medida de la aplicación de estas en obra y procesos

Residenciales, Comerciales e Industriales. Así pues, aunque hay características que se puede

predecir por la experiencia, es importante comprobarlo y sustentar estas decisiones con bases

técnicas y experimentales, en este trabajo se ha esforzado por asegurar la calidad en los

sistemas de consumo de Gas Natural, siempre en mejora a la atención, cumplimiento de las

necesidades del cliente y .normas que regulan a este energético (Gas Natural).



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INTRODUCCION

Con el presente trabajo se busca en esencia el uso del Gas Natural para los distintos mercados

tanto industrial, comercial y domestico, dando a conocer el enfoque del Ingeniero para

comenzar el Análisis y Diseño dependiendo el mercado de aplicación.

El trabajo consta de cuatro temas principalmente siendo que en el primero nos enfocamos en

temas como anteriormente lo comentamos historia del gas natural, pasando a características

químicas del hidrocarburo y el porcentaje de cada uno de los compuestos en el gas natural, se

comentara de las diferencias entre lo que es el Gas Natural y el Gas LP asiendo notar los

beneficios del uso del gas natural ante el LP.

Continuando con el estudio y métodos para la localización, Extracción y Refinación del gas

natural, conocerán el proceso de licitación para Transporte del Gas natural y los requerimientos

de la dependencia Federal para el uso del Gas natural. Así también el desarrollo de la industria

del GAS NATURAL en el Mundo y principalmente en México para su localización, extracción,

almacenamiento y transporte.

En el segundo tema se presenta el Marco regulatorio oficial en México sobre el diseño,

instalación, uso y mantenimiento para los distintos trabajos que se pueden tener sea

Transporte, distribución, autoabastecimiento y aprovechamiento del Gas Natural, dentro de

este tema se muestran las cualidades del hidrocarburo y los manejos y seguridad que se debe

tener para su uso con forme a la ficha técnica de PEMEX.

En el tema tres conocemos al hidrocarburo como Fluido sus propiedades y características en

esta condición física para el transporte, distribución y aprovechamiento, sabremos de qué

depende la selección de los elementos y accesorios que nos ayudaran al desarrollo de nuestro

proyecto.

El análisis y el diseño de nuestro proyecto que es el alimentar de manera eficaz y eficiente a

los equipos de consumo de la empresa Metal Mecánica ubicada en Av. Acueducto del Alto

Lerma No. 2, Parque Industrial Ocoyoacac C.P. 52740, Estado de México, México

Para terminar en el tema 5 con el Análisis Costo Beneficio del Proyecto donde veremos el costo

y valor total de nuestro proyecto par el cliente directo, tomando en cuenta costos de

Verificación y Validación ante la CRE (Comisión Reguladora de Energía).



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OBJETIVO:

Satisfacer las necesidades del cliente, consumidor de combustible (Gas LP), con un

combustible alterno (Gas Natural), a un bajo costo e inversión de areas y personal capacitado

para su manejo.

JUSTIFICACION:

Debido a que la empresa metal-mecánica consume grandes cantidades de Gas LP es

necesario diseñar una red de combustible alterno en este caso Gas Natural, que satisfaga las

necesidades propias de la empresa por un lado dando la presión necesaria y por el otro la

cantidad de gas requerido evitando asi el costo de transporte y almacenamiento.



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ÍNDICE

AGRADECIMIENTOS ii

RESUMEN iii

INTRODUCCION iv

OBJETIVO v

JUSTIFICACIÓN vi

INDICE vii

INDICE DE FIGURAS viii

INDICE DE ECUACIONES ix

INDICE DE TABLAS x

INDICE DE DIAGRAMAS xi

INDICE DE GRAFICAS xii

TEMA 1. GENERALIDADES DEL USO Y MANEJO DEL GAS NATURAL

1.1 Reseña histórica del Gas natural 1

1.2 Propiedades y Especificaciones del Gas natural 3

1.3 Diferencias entre el Gas natural y el Gas L.P 6

1.4 Exploración, localización, Extracción y procesamiento 7

1.5 Procedimiento para uso del Gas natural 34

1.6 Clasificación de las Instalaciones de Aprovechamiento de gas natural 39

1.7 Consumos y Reservas actuales del Gas natural en el mundo 39

TEMA 2. NORMAS REGULADORAS ACTUALIZADAS DEL USO Y MANEJO DEL GAS

NATURAL

2.1 Tabla de las Normas Oficiales Mexicanas (Gas Natural y Gas Licuado) 58

NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del Gas Natural.

NOM-002-SECRE-2010 Instalaciones de Aprovechamiento de Gas natural.

NOM-003-SECRE-2002 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por



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Ductos.

NOM-007-SECRE-2010 Transporte de Gas Natural.

NOM-008-SECRE-1999 Control de la Corrosión Externa en tuberías de acero

Enterradas y/o sumergidas.

2.2 Hojas de datos de seguridad de Gas natural 59

TEMA 3. INGENIERIA DEL GAS NATURAL

3.1 Fluido 70

3.2 Propiedades de los fluidos 70

3.3 Características de los hidrocarburos 74

3.4 Gas natural 78

3.5 Propiedades y comportamiento del gas natural 79

3.6 Fundamentos del Flujo del Gas 85

3.7 Presión 91

3.8 Almacenamiento, transporte y medición del gas natural. 97

3.9 Concepto de mol . Ley de Avogadro 115

3.10 Ley de los gases perfectos 115

3.11 Densidad, volumen, específico y gravedad específica de gases ideales 120

3.12 Condiciones para el Cálculo del Sistema de gas Natural (Red interna de

aprovechamiento) 121

3.13 Selección de tubería para las líneas de conducción del gas natural 125

3.14 Software para análisis y cálculo de las condiciones en el Sistema de Gas

Natural. 130

3.15 Tubería y Materiales utilizados 135

3.16 Instalación y Construcción de materiales y accesorios ( tuberías, válvulas y

conexiones de acero, cobre y polietileno), para redes internas 151

Tema 4. DESARROLLO DEL PROYECTO.

4.1 Nombre y ubicación de la instalación de aprovechamiento. 146

4.2 Características de servicio. 146

4.3 Filosofía de operación, procesos industriales y sus interrelaciones 147

4.4 Descripción de la red de aprovechamiento de gas natural 147

4.5 Equipos y consumos 157



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4.6 Diseño de la red de aprovechamiento de Gas Natural 158

4.6.1 Calculo de las Condiciones reales de consumo 162

4.7 Calculo del espesor del tubo 163

4.8 Memoria de calculo 166

4.9 Demostración de la estimación del diámetro del tubo necesario para la

conducción del gasto real. 168

4.10 Sistemas contra incendios 173

4.11 Especificación de válvulas y conexiones 173

4.12 Instalación de aprovechamiento 173

4.13 Tendido de tubería 174

TEMA 5. COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO 175

5.1 Beneficios 178

CONCLUSIONES 179

BIBLIOGRAFIA 181

REFERENCIAS 181

ANEXOS 183

INDICE DE FIGURAS

Fig 1 Compuestos Químicos del Gas Natura 4



Fig 4 Superficie Geológica 8

Fig 5 Sismógrafo 9

Fig 6 Colocación de geófonos 9

Fig 7 Sismología en la Practica 10



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Fig 8 Camión vibrador sísmico 11

Fig 9 Exploración Sísmica costa afuera 13

Fig 10 Ej de datos de registro de polos 15

Fig11 uso interactivo de Sísmica 3-D 17

Fig 12 Ej. De 3-D de imagen sísmica 18

Fig 13 Sísmica en la Practica 19

Fig 14 Extracción 20

Fig 15 Procesamiento Ind. Del GN 22

Fig 16 planta de procesamiento de GN 23

Fig 17 Ingeniero Pemex 25

Fig 18 Planta de Procesamiento México 28

Fig 19 Tuberías y torre de absorción 29

Fig 20 Planta de Gas Endulcorante 32

Fig 21 Etapas de Procesamiento del GN 33

Fig 22 Consumo Regional de GN 2009 42

Fig 23 Distribución regional de las reservas probadas de Gas Seco 2009 47

Fig 24 Crecimiento de la Demanda de GN y el PIB de México 1999-2009 49

Fig 25 Extracción de GN por Región 2009 56

Fig 26 Rombo de clasificación de riesgo NFRA-704 59

Fig 27 Mezcla de Aire + Gas Natural 62

Fig 28 Correcta ventilación donde exista GN 64

Fig 29 Numero asignado por la ONU 68

Fig 30 Alcanos 75

Fig 31 Factor volumétrico de formación del Gas 84



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Fig 32 Flujo turbulento 86

Fig 33 Flujo Laminar 88

Fig 34 Fuerza dP- dS 91

Fig 35 Ciclo del GN 101

Fig 36 Red de Ducto y centros de procesados de Gas 105

Fig 37 Distribución de GN desde estación de compresión de Gn 2009 106

Fig 38 Calidad de la interconexión de GN con EU 107

Fig 39 Ley de Charles Gay Lussac 117

Fig 40 LEy de Boyle 118

Fig 41 Mapa de ubicación de la empresa 118

INDICE DE ECUACIONES.

Ec 1Constitutiva 71

Ec 2 Ec. Constitutiva que relaciona el tensor tensión y el gradiente de celocidad 72

Ec 3 Viscocidad y Temperatura 72

Ec 4 Peso molecular del gas 80

Ec 5 Densidad del Gas 81

Ec 6 Factor de compresibilidad 82

Ec 6.1 Factor de compresibilidad pseudo critica por temperatura 82

Ec 6.2 Factor de compresibilidad pseudo critica por presión 83

Ec 7 Factor de compresibilidad pseudo reducida por presión 83

Ec 8 Factor de compresibilidad pseudo reducida po temperatura 83

Ec 9 –Ec 10 Ecuaciones peseudo reducidas = Z 83

Ec 11 Factor volumétrico de formación del Gas 84



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Ec 12 Volumen especifica 84

Ec 13 Compresibilidad isométrica del gas 85

Ec 14 Flujo turbulento 86

Ec 15 Flujo turbulento por esfuerzos cortantes 86

Ec 16 Flujo laminar 87

Ec 17 Flujo incompresible 88

Ec 18 flujo permanente 89

Ec 19 Flujo permanente según el punto de interés 89

Ec 20 Flujo no permanente 89

Ec 21 Flujo uniforme 90

Ec 22 Presión 92

Ec 23 Presión cuando la fuerza tiene cualquier dirección 92

Ec 24 Presión manométrica 94

Ec 25 Presión vacuométrica 94

Ec 26 Factores de corrección 111

Ec 27 Volumen de Gas 111

Ec 28 Factor de Presión 111

Ec 29 Factor de Temperatura 112

Ec 30 Factor de supercompresibilidad 112

Ec 31 Ley de Boyle 115

Ec 32 Ley de Boyle constante de temperatura 115

Ec 33 Ley de Boyle cuando la densidad varia directamenete 116

Ec 34 Ley de Charles Gay Lussac 116

Ec 34.1 Ley de charles a presión constante 116

Ec 35 Gases ideales 118

Ec 36 Gas ideal formula con la constante individual R. 119



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Ec 37 Gases idelaes y la constante Ru 119

Ec 38 Densidad 120

Ec 39 Volumen especifico 120

Ec 40 Gravedad del Gas 121

Ec 41 Formula de Barlow , para espesores de tubería de acero 127

Ec 42 Formula para determinar la presión de trabajo de tubería de PE 3408 128

Ec 43 Consumo Real 162

Ec 45 Formula de Chamberlain Cox 168

Ec 45.1 Presión 2 absoluta por Cox 169

Ec 46 Formula de Dr. Pole 172

Ec 47 Formula de continuidad (despejando velocidad) 169

INDICE DE TABLAS

Tabla 1 Clasificacion de las Instalaciones de Aprovechamiento de GN 39

Tabla 2 Clasificacion de la reservas de GN 39

Tabla 3 Consumo Anual de energía por tipo de fuente de 1999-2009 41

Tabla 4 Consumo de GN 2009 43

Tabla 5 Consumo regional de GN 2000-2010 50

Tabla 6 Reservas remanentes totales de GN 2000-2010 51

Tabla 7 Reservas probadas de Gas seco por región 2000-2010 53

Tabla 8 Extracción de GN por Región 1999-2009 54

Tabla 9 Extracción de Gas Natural por Región 1999-2009 56

Tabla 10 Norma oficiales Mexicanas (gas natural y gas licuado) 59

Tabla 11 Tipos de fluidos, su comportamiento y características. 73

Tabla 12 Fricción de hidrocarburos separados por destilación 78

Tabla 13 Conversión de unidades de Presión 96



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Tabla 14 Permisos de transporte de uso propio 102

Tabla 15 Usuarios totales del servicio de distribución por permisionario 103

Tabla 16 Capacidad mundial de almacenamiento de GN 2009 109

Tabla 17 Factor de diseño de población 124

Tabla 18 Consideración de las variables de diseño según el tipo de instalación 125

Tabla 19 Factor de eficiencia de la junta longitudinal 127

Tabla 20 Clasificación de la colocación para y accesorios dependiendo el material 139

Tabla 21 Selección de material por concepto de experiencia 156

Tabla 22 Consumo por hora de cada equipo en la planta 163

Tabla 23 Resultado del cálculo de la red de alta presión 166

Tabla 24 Constante de la red de aprovechamiento 167

Tabla 25 Resultados del cálculo de red de baja presión 172

INDICE DE DIAGRAMAS

Diag 1 Proceso para otorgar un permiso de transporte de GN 35

Diag 2 Marco Regulatorio de la CRE para permisos de transporte 38

Diag 3 Cadena de Gas Natural 99

INDICE DE GRAFICAS

Graf 1 Reservas probadas mundiales de GN 2009 45

Graf 2 Reservas remanentes de GNpor categoría al 01 de Enero 2010 52

Graf 3 Produccion de GN por tipo y % de Gas enviado 57

Graf 4 Factor de compresibilidad de los Gases idelaes 82



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TEMA 1 GENERALIDADES DEL USO Y MANEJO DEL GAS NATURAL

1.1 Reseña histórica del Gas Natural.

Los primeros descubrimientos de yacimientos de gas natural fueron hechos en Irán entre los

años 6000 y 2000 A.C. Estos yacimientos de gas, probablemente encendidos por primera vez

mediante algún relámpago, sirvieron para alimentar los "fuegos eternos" de los adoradores del

fuego de la antigua Persia. También se menciona el uso del gas natural en China hacia el 900

A.C. Precisamente en China se reporta la perforación del primer pozo conocido de gas natural

de 150 metros de profundidad en el 211 A.C. Los chinos perforaban sus pozos con varas de

bambú y primitivas brocas de percusión, con el propósito expreso de buscar gas en

yacimientos de caliza. Quemaban el gas para secar las rocas de sal que encontraban entre las

capas de caliza. El gas natural era desconocido en Europa hasta su descubrimiento en

Inglaterra en 1659, e incluso entonces, no se masificó su utilización. La primera utilización de

gas natural en Norteamérica se realizó desde un pozo poco profundo en la localidad de

Fredonia, estado de Nueva York, en 1821. El gas era distribuido a los consumidores a través

de una cañería de plomo de diámetro pequeño, para cocinar e iluminarse. A lo largo del siglo

19, el uso del gas natural permaneció localizado porque no había forma de transportar grandes

cantidades de gas a través de largas distancias, razón por la que el gas natural se mantuvo

desplazado del desarrollo industrial por el carbón y el petróleo.

Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la invención

de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y técnicas de

construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas natural más allá de

160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas asociado se quemaba en

antorchas y el gas no asociado se dejaba en la tierra. El transporte de gas por largas distancias

se hizo practicable a fines de la segunda década del siglo 20 por un mayor avance de la

tecnología de cañerías. En Estados Unidos entre 1927 y 1931 se construyeron más de 10

grandes sistemas de transmisión de gas. Cada uno de estos sistemas se construyó con

cañerías de unos 51 centímetros de diámetro y en distancias de más de 320 kilómetros.

Después de la Segunda Guerra Mundial se construyeron más sistemas de mayores longitudes

y diámetros. Se hizo posible la construcción de cañerías de 142 centímetros de diámetro.

A principios de la séptima década del siglo veinte tuvo su origen en Rusia la cañería de gas

más larga. La red de Northern Lights, de 5470 kilómetros de longitud, cruza los Montes Urales y



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unos 700 ríos y arroyos, uniendo Europa Oriental con los campos de gas de Siberia del Oeste

en el círculo Ártico. Otra red de gas, más corta, pero de gran dificultad de ingeniería, es la que

se extiende desde Argelia, a través del Mar Mediterráneo hasta Sicilia. El mar tiene más de 600

metros de profundidad en algunos tramos de la ruta.

Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la invención

de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y técnicas de

construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas natural más allá de

160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas asociado se quemaba en

antorchas y el gas no asociado se dejaba en la tierra.

El transporte de gas por largas distancias se hizo practicable a fines de la segunda década del

siglo 20 por un mayor avance de la tecnología de cañerías. En Estados Unidos entre 1927 y

1931 se construyeron más de 10 grandes sistemas de transmisión de gas. Cada uno de estos

sistemas se construyó con cañerías de unos 51 centímetros de diámetro y en distancias de

más de 320 kilómetros. Después de la Segunda Guerra Mundial se construyeron más sistemas

de mayores longitudes y diámetros. Se hizo posible la construcción de cañerías de 142

centímetros de diámetro.

A principios de la séptima década del siglo veinte tuvo su origen en Rusia la cañería de gas

más larga. La red de Northern Lights, de 5470 kilómetros de longitud, cruza los Montes Urales y

unos 700 ríos y arroyos, uniendo Europa Oriental con los campos de gas de Siberia del Oeste

en el círculo Ártico. Otra red de gas, más corta, pero de gran dificultad de ingeniería, es la que

se extiende desde Argelia, a través del Mar Mediterráneo hasta Sicilia. El mar tiene más de 600

metros de profundidad en algunos tramos de la ruta.



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1.2 Propiedades y especificaciones del Gas Natural.

El gas natural es un componente vital del suministro mundial de energía. Se trata de uno de los

más limpios, más seguros y más útil de todas las fuentes de energía. A pesar de su

importancia, sin embargo, hay muchas ideas equivocadas sobre el gas natural. Por ejemplo, el

"gas" de la palabra en sí tiene una gran variedad de usos diferentes, y los significados. Cuando

damos combustible a nuestra auto, ponemos "gas" en ella. Sin embargo, la gasolina que entra

en su vehículo, mientras que un combustible fósil en sí, es muy diferente del gas natural. El

'gas' en la barbacoa común es en realidad el propano, el cual, aunque estrechamente

relacionados y se encuentran comúnmente en el gas natural, no es realmente el gas natural en

sí. Aunque comúnmente se agrupan con otros combustibles fósiles y las fuentes de energía,

hay muchas características del gas natural que lo hacen único. A continuación se muestra un

poco de información básica sobre el gas natural

¿Qué es exactamente, cómo se forma y cómo se encuentran en la naturaleza?

El gas natural, en sí mismo, puede ser considerado un gas sin interés - es incoloro, sin forma, y

sin olor en su forma pura. Muy interesante, salvo que el gas natural es combustible, abundante

en los Estados Unidos y cuando se quema emite una gran cantidad de energía y las emisiones

de pocos. A diferencia de otros combustibles fósiles, el gas natural es de combustión limpia y

emite niveles más bajos de subproductos potencialmente dañinos en el aire. Se requiere de

energía constante, para calentar nuestros hogares, cocinar nuestros alimentos, y generar la

electricidad. Es esta necesidad de energía que ha elevado el gas natural a un nivel de

importancia en nuestra sociedad, y en nuestras vidas.

El gas natural es una mezcla combustible de gases de hidrocarburos. Mientras que el gas

natural está formada principalmente de metano, que también puede incluir etano, propano,

butano y pentano. La composición del gas natural puede variar ampliamente, pero a

continuación es una tabla que resume la composición típica del gas natural antes de que se

refina.



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(Fig. 1)

En su forma más pura, como el gas natural que se entrega a su casa, es casi metano puro. El

metano es una molécula compuesta por un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno, y

se conoce como el CH4. El distintivo "huevo podrido" que se suele asociar con el gas natural es

en realidad un odorante llamado mercaptano que se añade al gas antes de que se entrega al

usuario final. Mercaptano ayuda en la detección de cualquier fuga.

Etano, propano, y los otros hidrocarburos comúnmente asociados con el gas natural tienen

ligeramente diferentes formulas químicas.

(Fig 2)

Composición típica de Gas Natural

Metano CH 4 70-90%

Etano C 2 H 6

0-20% Propano C 3 H 8

Butano C 4 H 10

Dióxido de carbono CO 2 0-8%

Oxígeno O 2 0-0.2%

Nitrógeno N 2 0-5%

El sulfuro de hidrógeno H 2 S 0-5%

Gases raros A He, Ne, Xe rastrear



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El gas natural es considerado "seco" cuando es casi metano puro, después de haber tenido la

mayoría de los otros hidrocarburos asociados comúnmente eliminados. Cuando estén

presentes otros hidrocarburos, el gas natural es "húmedo".

El gas natural es considerado "seco" cuando es casi metano puro, después de haber tenido la

mayoría de los otros hidrocarburos asociados comúnmente eliminados. Cuando estén

presentes otros hidrocarburos, el gas natural es "húmedo".

El gas natural tiene muchos usos, residencial, comercial, e industrial. Se encuentra en los

embalses por debajo de la tierra, el gas natural se asocia a menudo con los depósitos de

petróleo. Las compañías de producción búsqueda de evidencias de estos depósitos mediante

el uso de una sofisticada tecnología que ayuda a encontrar la ubicación del gas natural, y los

pozos de perforación en la tierra donde es probable que se encuentre. Una vez llevado desde

el subsuelo, el gas natural se refina para eliminar impurezas tales como agua, otros gases,

arena y otros compuestos. Algunos hidrocarburos se eliminan y se vende por separado,

incluidos el propano y butano. Otras impurezas se eliminan también, tales como sulfuro de

hidrógeno (la refinación de los cuales puede producir azufre, que luego se venden también por

separado). Después de la refinación, el gas natural limpio se transmite a través de una red de

tuberías, miles de kilómetros de los que existen en los Estados Unidos. A partir de estas

tuberías, el gas natural se entrega a su punto de uso. Para obtener más información acerca de

cómo el gas natural llega por debajo de la tierra a su destino final.

El gas natural puede ser medido en un número de maneras diferentes. Como gas, que puede

ser medido por el volumen que ocupa a temperaturas y presiones normales, comúnmente

expresado en metros cúbicos. Las compañías de producción y distribución de frecuencia mide

el gas natural en miles de pies cúbicos (Mpc), millones de pies cúbicos (MMcf), o trillones de

pies cúbicos (TCF).Durante la medición en volumen es útil, el gas natural también se puede

medir como una fuente de energía. Al igual que otras formas de energía, el gas natural que

comúnmente se mide y se expresa en unidades térmicas británicas (Btu). Un BTU es la

cantidad de gas natural que producirá energía suficiente para calentar una libra de agua en un

grado a presión normal. Para dar una idea, un pie cúbico de gas natural contiene alrededor de

1,027 Btu. Cuando el gas natural se entrega a una residencia, se mide por la utilidad de gas en

los termias para los fines de facturación. Una termia es equivalente a 100.000 Btu, o un poco

más de 97 pies cúbicos, de gas natural.



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1.3 Diferencias entre gas natural y gas lp

¿Qué hace?

El procesamiento del gas son los procesos industrial que transforman el gas natural extraído

del subsuelo en:

• Gas Seco o Gas Natural Comercial GN

• Gas Licuado de Petróleo GLP

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples compuesta principalmente de metano

(CH4) y otros hidrocarburos más pesados; además también puede contener trazas de

nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo de su origen se clasifica

en:

• Gas asociado: es el que se extrae junto con el petróleo crudo 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.

Hay dos formas principales de transportar gas seco (gas natural comercial) de los centros

productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de Gas Natural Licuado

(GNL).

Fig 3 Componentes del gas natural antes de ser procesado



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1.4 Exploración, localización, Extracción y procesamiento.

La práctica de la localización de los depósitos de gas natural y derivados del petróleo se ha

transformado dramáticamente en los últimos 20 años con la llegada de muy avanzada, la

tecnología ingeniosa. En los primeros días de la industria, la única manera de localizar el

petróleo bajo tierra y depósitos de gas natural era buscar pruebas superficie de estas

formaciones subterráneas. Los que buscan depósitos de gas natural se vieron obligados a

recorrer la tierra, en busca de filtraciones de hidrocarburos o de gas emitido desde el subsuelo

antes de que tuvieran alguna idea de que había depósitos por debajo. Sin embargo, debido a

una proporción tan baja de petróleo y gas natural en realidad filtrarse a la superficie, este hecho

para un proceso de exploración muy ineficiente y difícil. A medida que la demanda de energía

de combustibles fósiles se ha incrementado dramáticamente en los últimos años, por lo que

tiene la necesidad de métodos más precisos de localización de estos depósitos.

1.4.1 Exploracion

Fuentes de datos

La tecnología ha permitido un notable incremento en la tasa de éxito de la localización de

yacimientos de gas natural. En esta sección, se describe cómo los geólogos y geofísicos utilizar

la tecnología y el conocimiento de las propiedades de los depósitos subterráneos de gas

natural para obtener datos que luego pueden ser interpretados y utilizados para hacer

conjeturas en cuanto a donde existen yacimientos de gas natural. Sin embargo, hay que

recordar que el proceso de exploración de gas natural y los depósitos de petróleo es una forma

característica una incierta, debido a la complejidad de la búsqueda de algo que es a menudo

miles de metros bajo tierra.

Servicios Geológicos

La exploración de gas natural, por lo general comienza con geólogos examinando la estructura

superficial de la tierra, y determinar las áreas donde es probable que geológicamente

yacimientos de petróleo o de gas que podrían existir. Fue descubierto a mediados de 1800 que

los pendientes de los anticlinales tenido la oportunidad en particular el aumento de contener

yacimientos de petróleo o de gas. Estas pendientes anticlinales son las zonas donde la tierra

se ha doblado sobre sí mismo, formando la forma de cúpula que es característico de un gran



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número de embalses. Por topografía y cartografía de la superficie y la superficie sub-

características de un área determinada, el geólogo puede extrapolar las áreas de más probable

que contenga un reservorio de petróleo o gas natural. El geólogo tiene muchas herramientas a

su disposición para hacerlo, a partir de los afloramientos de rocas en la superficie o en los

valles y quebradas, a la información geológica alcanzado desde los detritos de la roca y las

muestras obtenidas a partir de la excavación de zanjas de irrigación, pozos de agua y otros

pozos de petróleo y gas. Esta información se combinaron para permitir que el geólogo para

hacer inferencias en cuanto al contenido líquido, la porosidad, la permeabilidad, la edad, y la

secuencia de formación de las rocas debajo de la superficie de un área particular. Por ejemplo,

en la imagen que se muestra, un geólogo puede estudiar los afloramientos de roca para

conocer mejor la geología del subsuelo de las áreas.

Fig. 4 Superficie geología

Una vez que el geólogo ha determinado una zona en la que es geológicamente posible que un

gas natural o petróleo, la formación de existir, otras pruebas se pueden realizar para obtener

datos más detallados sobre el área de la reserva potencial. Estas pruebas permiten la

cartografía más precisa de las formaciones subterráneas, sobre todo aquellas formaciones que

se asocian comúnmente con gas natural y reservas de petróleo. Estas pruebas se realizan

comúnmente por un geofísico, el que utiliza la tecnología para encontrar y cartografiar

formaciones subterráneas de roca.

Superficie Geología

Fuente: Anadarko Petroleum Corporation



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Fig.5 Sismógrafo

Exploración Sísmica

Podría decirse que el mayor avance en el petróleo y gas natural llegó a través del uso de la

sismología básica. Sismología se refiere al estudio de cómo la energía, en forma de ondas

sísmicas, se mueve a través de la corteza de la Tierra e interactúa de manera diferente con los

distintos tipos de formaciones subterráneas. En 1855, L. Palmiere desarrolló el primer

"sismógrafo", un instrumento utilizado para detectar y registrar los terremotos. Este dispositivo

era capaz de recoger y registrar las vibraciones de la tierra que se producen durante un

terremoto. Sin embargo, no fue hasta 1921 que esta tecnología se aplicó a la industria del

petróleo y se utiliza para ayudar a localizar las formaciones subterráneas de combustibles

fósiles.

Fig. 6 Colocación de Geófonos

Un sismógrafo

Fuente: Servicio Geológico

de EE.UU.

Colocacion de goefonos



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El concepto básico de la sismología es bastante simple. Como la corteza terrestre se compone

de diferentes capas, cada una con sus propias características, la energía (en forma de ondas

sísmicas) que viajan subterránea interactúa de manera diferente con cada una de estas

capas.Estas ondas sísmicas, emitido por una fuente, viajará a través de la tierra, sino que

también se refleja de vuelta hacia la fuente por las capas de metro.

A través de la sismología, los geofísicos son capaces de crear artificialmente las vibraciones en

la superficie y el registro de cómo estas vibraciones se reflejan de vuelta a la superficie,

dejando al descubierto las propiedades de la geología por debajo.

Una analogía que tiene un sentido intuitivo es que de rebote una pelota de goma. Una pelota

de goma que se deja caer sobre el concreto se recuperará de una manera muy diferente a una

pelota de goma lanzada sobre la arena. De la misma manera, las ondas sísmicas enviado

subterráneo se reflejan en las capas densas de roca de manera muy diferente que las capas

extremadamente porosos de roca, permitiendo que el geólogo deducir de los datos sísmicos

exactamente lo capas existen subterráneo y en qué profundidad. Mientras que el uso real de la

sismología en la práctica es un poco más complicado y técnico, este concepto básico se

mantiene.

Aquí está una descripción más detallada de la exploración sísmica .

Fig. 7 Sismología en la practica

Sismología en la práctica

http://walter.kessinger.com/work/seisx_outline.html



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Sismología en tierra

En la práctica, con la sismología para explorar áreas en tierra consiste en crear artificialmente

las ondas sísmicas, la reflexión de los cuales son luego recogidas por partes sensitivas de

equipo de los llamados geófonos de los que están incrustados en el suelo. Los datos recogidos

por estos geófonos se transmite a un camión de registro sísmico, que registra los datos de una

interpretación posterior por los geofísicos e ingenieros de petróleo del yacimiento. El dibujo

muestra los componentes básicos de un equipo de estudio sísmico. La fuente de las ondas

sísmicas (en este caso, una explosión subterránea) crea que se reflejan en las diferentes capas

de la Tierra, para ser recogidos por los geófonos en la superficie y de transmitirla a un camión

de registro sísmico debe ser interpretado y registrado.

Aunque el sismógrafo fue originalmente desarrollado para medir los terremotos, se descubrió

que gran parte de la misma clase de vibraciones y ondas sísmicas podrían ser producidos

artificialmente y se utiliza para asignar las formaciones geológicas subterráneas. En los

primeros días de la exploración sísmica, las ondas sísmicas fueron creado con dinamita. Estos

cuidadosamente planificadas, pequeñas explosiones crea las ondas sísmicas necesarias, las

cuales fueron recogidos por los geófonos, la generación de datos para ser interpretados por los

geofísicos, geólogos e ingenieros de petróleo.

Fig. 8 Camión vibrador sísmico

Recientemente, debido a las preocupaciones ambientales y la mejora de la tecnología, es a

menudo ya no es necesario utilizar cargas explosivas para generar las ondas sísmicas

Un camión vibrador sísmico



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necesarias. En cambio, los equipos más sísmicas utiliza no explosivo tecnología sísmica para

generar los datos requeridos. Esta tecnología no es explosivo por lo general consiste en una

grande y pesada, de ruedas u orugas, vehículo que transportaba a un equipo especial

diseñado para crear un gran impacto o una serie de vibraciones. Estos impactos o vibraciones

crean ondas sísmicas similares a los creados por la dinamita. En el camión sísmica se muestra,

el pistón grande en el medio se utiliza para crear vibraciones en la superficie de la tierra, el

envío de ondas sísmicas que se utilizan para generar datos útiles.

Sismología Marina

El mismo tipo de proceso se utiliza en la exploración sísmica en alta mar. Cuando la

exploración de gas natural que pueden existir miles de metros debajo del lecho marino, que

puede ser en sí miles de metros bajo el nivel del mar, un método ligeramente diferente de la

exploración sísmica que se utiliza. En lugar de camiones y geófonos, un barco se utiliza para

recoger los datos sísmicos y los hidrófonos son usados para captar las ondas sísmicas

submarinas. Estos hidrófonos se remolcado detrás del buque en varias configuraciones,

dependiendo de las necesidades de la geofísico. En lugar de utilizar dinamita o los impactos

sobre los fondos marinos, el buque sísmico utiliza una pistola de aire grande, que libera las

ráfagas de aire comprimido bajo el agua, la creación de las ondas sísmicas que pueden viajar a

través de la corteza de la Tierra y generar las reflexiones sísmicas que son necesarios.

Magnetómetros

Además de utilizar la sismología para recoger datos sobre la composición de la corteza

terrestre, las propiedades magnéticas de las formaciones subterráneas pueden ser medidos

para generar datos geológicos y geofísicos. Esto se logra mediante el uso de magnetómetros,

que son dispositivos que pueden medir las pequeñas diferencias en el campo magnético de la

Tierra. En los primeros días de magnetómetros, los dispositivos eran grandes y voluminosos, y

sólo es capaz de medir un área pequeña a la vez.



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Fig. 9 Exploración sísmica costa afuera

Gravímetros

Además de utilizar las diferencias en el campo magnético de la Tierra, los geofísicos pueden

medir y registrar la diferencia en el campo gravitatorio de la Tierra para obtener una mejor

comprensión de lo que está bajo tierra. Diferentes formaciones subterráneas y tipos de rocas

tienen un efecto ligeramente diferente en el campo gravitatorio que rodea la Tierra. Al medir

estas pequeñas diferencias con equipos muy sensibles, los geofísicos son capaces de analizar

las formaciones subterráneas y desarrollar una visión más clara sobre los tipos de formaciones

que pueden caer por debajo del suelo, y si las formaciones tienen el potencial de contener

hidrocarburos como el gas natural.

Pozos Exploratorios

La mejor manera de obtener un completo entendimiento de la geología del subsuelo y el

potencial de yacimientos de gas natural que existen en un área determinada es perforar un

pozo exploratorio. Consiste en excavar en la corteza terrestre para permitir a los geólogos

estudiar la composición de las capas de rocas subterráneas en detalle. Además de en busca

de gas natural y los depósitos de petróleo mediante la perforación de un pozo exploratorio, los

geólogos examinan también los cortes de perforación y fluidos para obtener una mejor

comprensión de las características geológicas de la zona. Inicio de sesión, se explica más

adelante, es otra herramienta que se utiliza en los países desarrollados, así como los pozos

exploratorios. Perforación de un pozo exploratorio es un esfuerzo costoso, consume mucho

tiempo. Por lo tanto, sólo se pozos exploratorios perforados en áreas donde otros datos ha

Exploración sísmica costa afuera



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indicado una alta probabilidad de formaciones de petróleo. Para obtener más información sobre

el proceso de perforación de pozos de gas natural.

1.4.2 Localización

El registro se refiere a la realización de pruebas durante o después del proceso de perforación

que permiten a los geólogos y los operadores de perforación para monitorear el progreso de la

perforación de pozos y para obtener una imagen más clara de las formaciones del

subsuelo. Hay muchos tipos diferentes de registro, de hecho, más de 100 pruebas diferentes

de registro se puede realizar, pero en esencia consisten en una variedad de pruebas que

ilumina la verdadera composición y las características de las diferentes capas de roca que el

bien pasa a través.Registro también es esencial durante el proceso de perforación. Los

registros de vigilancia pueden garantizar que el equipo de perforación se usa correcta y que la

perforación no se continúa, si las condiciones desfavorables de desarrollo.

Está más allá del alcance de este sitio web para entrar en detalles con respecto a los distintos

tipos de registro de las pruebas que se pueden realizar. Varios tipos de pruebas son estándar,

acústica, electricidad, radiactividad, la densidad, la inducción, la pinza, la tala direccional y la

energía nuclear, por citar sólo algunos. Dos de las pruebas más prolíficos e interpretada a

menudo incluyen el registro estándar y del perfilaje eléctrico.

Registro estándar consiste en el examen y el registro de los aspectos físicos de un pozo. Por

ejemplo, los cortes de perforación (trozos de roca desplazados por la perforación del pozo) son

todos examinados y registrados, permitiendo geólogos para examinar físicamente la roca del

subsuelo. Además, los testigos se tomada por el levantamiento de una muestra de roca

subterránea intacta a la superficie, permitiendo que las diversas capas de roca y su espesor a

examinar. Estos cortes y los núcleos se examinan a menudo con poderosos microscopios que

pueden magnificar la roca hasta 2.000 veces. Esto permite que el geólogo para examinar el

contenido de la porosidad y el fluido de la roca del subsuelo, y para obtener una mejor

comprensión de la tierra en la que está siendo el pozo perforado.

Registro eléctrico consiste en bajar un dispositivo utilizado para medir la resistencia eléctrica de

las capas de roca en la parte del "fondo del pozo 'del pozo. Esto se realiza mediante la

ejecución de una corriente eléctrica a través de la formación de roca y la medición de la

resistencia que encuentra a lo largo de su camino. Esto da una idea de geólogos el contenido



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de fluido y las características. Una nueva versión de perfilaje eléctrico, llamado el registro

eléctrico de inducción, proporciona gran parte los mismos tipos de lecturas, pero es más fácil

de realizar y proporciona datos que es más fácil de interpretar.

Un ejemplo de los datos obtenidos a través de diversas formas de registro se muestra a

continuación. En esta representación, las distintas columnas indican los resultados de

diferentes tipos de pruebas. Los datos son interpretados por un geólogo con experiencia,

geofísico o ingeniero en petróleo, que es capaz de aprender de lo que aparecen como los

garabatos de las líneas de la lectura de los datos también.

Fig. 10 Ejemplo de datos de registros de pozos

La perforación de un estudio exploratorio o en desarrollo y es el primer contacto que un

ingeniero geólogo o el petróleo tiene con el contenido real de la geología del

subsuelo. Registro, en sus múltiples formas, utiliza esta oportunidad de adquirir una

comprensión más completa de lo que realmente se encuentra debajo de la superficie. Además

de proporcionar información específica para ese bien particular, vastos archivos de los registros

históricos existen para los geólogos interesados en las características geológicas de una zona

determinada o similar.

Interpretación de los datos

Hay muchas fuentes de datos e información para el geólogo y geofísico para su uso en la

exploración de hidrocarburos. Sin embargo, estos datos en bruto sólo sería inútil sin una

Un ejemplo de datos de registro de pozos



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interpretación cuidadosa y metódica. Al igual que armar un rompecabezas, el geofísico utiliza

todas las fuentes de datos disponibles para crear un modelo, o conjetura, en cuanto a la

estructura de las capas de roca debajo de la tierra. Algunas técnicas, incluyendo la exploración

sísmica, se prestan bien a la construcción de una interpretación a mano o por computadora-

visual de una formación subterránea. Otras fuentes de datos, como la obtenida de muestras de

núcleos o la tala, son tenidos en cuenta por el geólogo para determinar las estructuras

geológicas del subsuelo. A pesar de la sorprendente evolución de las técnicas de la tecnología

y la exploración, la única manera de estar seguro de que un depósito de gas licuado de

petróleo o natural que existe es para perforar un pozo exploratorio. Los geólogos y geofísicos

pueden hacer sus mejores estimaciones en cuanto a la ubicación de los yacimientos, pero

estos no son infalibles.

Interpretación sísmica 2-D

La imagen bidimensional sísmica se refiere a los geofísicos utilizan los datos de las actividades

de exploración sísmica para desarrollar una imagen de corte transversal de las formaciones

rocosas subterráneas. El geofísico interpreta los datos sísmicos obtenidos en el campo,

teniendo las grabaciones de vibración del sismógrafo y su utilización para desarrollar un

modelo conceptual de la composición y el grosor de las distintas capas de tierra de rock. Este

proceso normalmente se utiliza para asignar formaciones subterráneas, y hacer estimaciones

basadas en las estructuras geológicas para determinar dónde es probable que los depósitos

pueden existir.

Otra técnica que utiliza de base de datos sísmicos que se conoce como "la detección

directa. En los mediados de 1970, se descubrió que las bandas de blancos, llamados 'puntos

brillantes', a menudo apareció en tiras de registro sísmico. Estas bandas blancas podrían

indicar depósitos de hidrocarburos. La naturaleza de la roca porosa que contiene el gas natural

a menudo puede resultar en consecuencia del fortalecimiento de las reflexiones sísmicas de lo

normal, lleno de agua de roca. Por lo tanto, en estas circunstancias, el depósito real de gas

natural podría ser detectada directamente de los datos sísmicos. Sin embargo, esto no se

sostiene universalmente. Muchos de estos 'puntos brillantes "no contienen hidrocarburos, y

muchos depósitos de hidrocarburos no están indicados por las tiras blancas en los datos

sísmicos. Por lo tanto, aunque la adición de una nueva técnica de localizar petróleo y depósitos

de gas natural, la detección directa no es un método completamente fiable.



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Asistido por Computadora de exploración

Una de las mayores innovaciones en la historia de la exploración de petróleo es el uso de

ordenadores para compilar y reunir los datos geológicos en un todo coherente "mapa" de la

tierra. El uso de esta tecnología de la computación se conoce como 'CAEX', que es la

abreviatura de "exploración asistida por ordenador".

Fig. 11 Uso interactivo de sísmica 3-D

Con el desarrollo del microprocesador, se ha vuelto relativamente fácil de usar equipos para

ensamblar los datos sísmicos que se recoge desde el campo. Esto permite el procesamiento de

grandes cantidades de datos, aumentando la fiabilidad y el contenido informativo del modelo

sísmico. Hay tres tipos principales de modelos de exploración asistida por ordenador: dos

dimensiones (2-D), en tres dimensiones (3-D), y, más recientemente, de cuatro dimensiones (4-

D). Estas técnicas de imagen, mientras que se basan principalmente en los datos sísmicos

adquiridos en el campo, se están volviendo más y más sofisticados. La tecnología informática

ha avanzado tanto que ahora es posible incorporar los datos obtenidos de los diferentes tipos

de pruebas, tales como la tala, la información de la producción y ensayo gravimétrico, los

cuales pueden ser combinados para crear una 'visualización' de la formación subterránea. Así,

los geólogos y geofísicos son capaces de combinar todas sus fuentes de datos para compilar

una imagen clara y completa de la geología del subsuelo. Un ejemplo de esto se muestra que

un geólogo utiliza una visualización interactivo de computadoras genera de 3-D los datos

sísmicos para explorar las capas del subsuelo.

Geólogo uso interactivo de sísmica3-D



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3-D de imágenes sísmicas

Uno de los mayores avances en la exploración asistida por ordenador fue el desarrollo de

imágenes sísmicas en tres dimensiones (3-D). Tres-D de imágenes utiliza datos sísmicos de

campo para generar un período de tres dimensiones "imagen" de las formaciones subterráneas

y características geológicas. Esto, en esencia, permite que el geofísico y geólogo para ver una

imagen clara de la composición de la corteza terrestre en una zona determinada. Esto es

tremendamente útil para permitir la exploración de petróleo y gas natural, como una imagen

real podría ser utilizado para estimar la probabilidad de las formaciones existentes en un área

en particular, y las características de la formación potencial. Esta tecnología ha tenido un gran

éxito en el aumento de la tasa de éxito de los esfuerzos de exploración. De hecho, utilizando

sísmica 3-D se ha estimado para aumentar la probabilidad de éxito ubicación depósito 50 por

ciento.

Fig. 12 Ej de 3-D de tecnología de imagen sísmica

Aunque esta tecnología es muy útil, también es muy costoso. Tres-D de imágenes sísmicas

puede costar cientos de miles de dólares por milla cuadrada. La generación de imágenes 3-D

requiere que los datos se recogieron a partir de varios miles de sitios, a diferencia de imágenes

2-D, que sólo requiere varios cientos de puntos de datos. Como tal, 3-D es un proceso mucho

más complejo y prolongado. Por lo tanto, generalmente se utiliza en conjunción con otras

técnicas de exploración. Por ejemplo, un geofísico puede utilizar tradicional 2-D de modelado y

examen de las características geológicas para determinar si hay una probabilidad de la

presencia de gas natural.Una vez que estas técnicas básicas se utilizan, en 3-D de imágenes

Un ejemplo de 3-D de tecnología de imagen sísmica



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sísmicas se puede utilizar sólo en aquellas áreas que tienen una alta probabilidad de contener

yacimientos.

Además de la localización del petróleo en términos generales los embalses, en 3-D de

imágenes sísmicas permite la colocación más exacta de los pozos a ser perforados. Esto

aumenta la productividad de los pozos con éxito, permitiendo más petróleo y gas natural que se

extrae del suelo. De hecho, sísmica 3-D puede aumentar las tasas de recuperación de los

pozos productores de 40-50 por ciento, en comparación con 25-30 por ciento con las técnicas

tradicionales de exploración 2-D.

Fig 13 imagen sísmicas en la practica

Tres-D de imágenes sísmicas se ha convertido en una herramienta extremadamente

importante en el gas de la búsqueda natural. En 1980, a sólo 100 en 3-D las pruebas de

obtención de imágenes sísmicas se había realizado. Sin embargo, a mediados de la década de

1990, de 200 a 300 en 3-D los estudios sísmicos se llevaban a cabo cada año. En 1996, en el

Golfo de México, uno de los mayores productores de gases naturales-áreas en los EE.UU., casi

el 80 por ciento de los pozos perforados en el Golfo se basa en 3-D los datos sísmicos. En

1993, el 75 por ciento de todos los estudios exploratorios en tierra conducidas utilizada en 3-D

de imágenes sísmicas.

Imágenes sísmicas en la práctica



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1.4.3 Extracción.

Una vez que un depósito potencial de gas natural ha sido localizado por un equipo de geólogos

y geofísicos, le corresponde a un equipo de expertos de perforación para excavar hacia abajo,

donde el gas natural se cree que existe. Esta sección describe el proceso de perforación de

gas natural, tanto en tierra como costa afuera. Aunque el proceso de excavar profundamente

en la corteza de la Tierra para encontrar depósitos de gas natural que puede o no puede

realmente existir parece desalentador, la industria ha desarrollado una serie de innovaciones y

técnicas que ambos disminuyen el costo y aumentar la eficiencia de la perforación de gas

natural . Los avances en la tecnología han contribuido en gran medida al aumento de la

eficiencia y la tasa de éxito para la perforación de pozos de gas natural.

Fig. 14 Extracción

La determinación de si se debe perforar un pozo depende de una variedad de factores,

incluyendo el potencial económico de la reserva de gas natural, esperado. Su precio es de una

gran cantidad de dinero para las compañías de exploración y producción para buscar y perforar

en busca de gas natural, y siempre existe el riesgo inherente de que no hay gas natural se

encuentra.

La colocación exacta del sitio de perforación depende de muchos factores, incluyendo la

naturaleza de la formación potencial de ser perforado, las características de la geología del

subsuelo, y la profundidad y el tamaño del depósito de destino. Después de que el equipo de



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geofísicos identifica la ubicación óptima para un pozo, es necesario que la empresa de

perforación para asegurar que se complete todas las medidas necesarias para que legalmente

puede perforar en esa zona. Esto implica generalmente la obtención de permisos para las

operaciones de perforación, el esta cimiento de un acuerdo legal que permita a la compañía de

gas natural para extraer y vender los recursos en un área determinada de tierra, y un diseño de

recogida de las líneas que conectan el pozo con la tubería.

Hay una variedad de posibles propietarios de los derechos a la tierra y minerales de una zona

determinada.

Si el nuevo pozo, una vez perforado, no en el hecho de entrar en contacto con depósitos de

gas natural, que ha sido desarrollado para permitir la extracción de este gas natural, y se

denomina "desarrollo" o "productivo" bien. En este punto, con el pozo perforado y el presente

hidrocarburos, el bien puede ser completada para facilitar su producción de gas natural. Sin

embargo, si el equipo de exploración era incorrecta en su estimación de la existencia de una

cantidad comercial de gas natural en un pozo, el pozo se denomina un "pozo seco", y la

producción no se detiene.

En tierra y costa afuera de perforación presentan ambientes únicos de perforación, lo que

requiere técnicas y equipos especiales

Procesamiento industrial del gas natural

El gas natural, ya que es utilizado por los consumidores, es muy diferente de la de gas natural

que se trae desde el subsuelo hasta la boca del pozo. Aunque el procesamiento de gas natural

en muchos aspectos es menos complicado que el procesamiento y refinación de petróleo

crudo, es igualmente necesario antes de su uso por los usuarios finales.

http://naturalgas.org/naturalgas/production.asp

http://naturalgas.org/naturalgas/production.asp

http://naturalgas.org/naturalgas/extraction_onshore.asp

http://naturalgas.org/naturalgas/extraction_offshore.asp



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Fig. 15 Procesamiento industrial de Gas Natural

El gas natural utilizado por los consumidores se compone casi exclusivamente de metano. Sin

embargo, el gas natural que se encuentra en boca de pozo, a pesar de que está compuesta

principalmente de metano, no es en absoluto tan puro. De gas natural en bruto proviene de tres

tipos de pozos: pozos petroleros, pozos de gas y condensado de los pozos. El gas natural que

proviene de los pozos de petróleo normalmente se denomina "gas asociado". Este gas puede

existir separado del aceite en la formación (gas libre), o disuelto en el petróleo crudo (gas

disuelto). El gas natural desde los pozos de gas y condensado, en las que hay petróleo crudo

poca o ninguna, se denomina "gas no asociado '. Pozos de gas suelen producir gas natural

crudo por sí mismo, mientras que los pozos producen gas natural condensado libre junto con

un hidrocarburo condensado semi-líquida.Cualquiera que sea la fuente del gas natural, una vez

separado de petróleo crudo (si está presente) que existe comúnmente en mezclas con otros

hidrocarburos; principalmente etano, propano, butano y pentanos. Además, el gas natural en

bruto contiene vapor de agua, sulfuro de hidrógeno (H 2 S), dióxido de carbono, helio,

nitrógeno y otros compuestos.

Procesamiento de gas natural consiste en separar todos los diferentes tipos de hidrocarburos y

líquidos del gas natural puro, para producir lo que se conoce como gas natural seco "calidad

gasoducto. Los principales gasoductos de transporte por lo general imponen restricciones

sobre la composición del gas natural que se permite en la tubería. Esto significa que antes de

que el gas natural puede ser transportado debe ser purificado. Mientras que el etano, propano,



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butano y pentanos debe ser removido del gas natural, esto no quiere decir que todos ellos son

los productos de desecho.

De hecho, los hidrocarburos asociados, conocidos como los líquidos de gas natural (LGN)

pueden ser muy valiosos subproductos del procesamiento del gas natural. LGN incluyen etano,

propano, butano, iso-butano, y gasolina natural. Estos líquidos de gas natural se vende por

separado y tienen una variedad de diferentes usos, incluyendo la mejora de la recuperación de

petróleo en pozos de petróleo, suministro de materias primas para refinerías de petróleo o

plantas petroquímicas, y como fuentes de energía.

Fig 16. Planta de Procesamiento de gas natural

Mientras que algunos de la transformación necesaria se puede conseguir en o cerca de la

cabeza del pozo (procesamiento de campo), la transformación completa de gas natural se lleva

a cabo en una planta de transformación, que normalmente se encuentra en una región

productora de gas natural. El gas natural extraído es transportado a estas plantas de

procesamiento a través de una red de ductos de recolección, que son de pequeño diámetro,

tuberías de baja presión. Un complejo sistema de recolección puede estar formado por miles

de kilómetros de tuberías, la interconexión de la planta de procesamiento de más de 100 pozos

en el área.



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Además de la transformación efectuada en boca de pozo y en las plantas de procesamiento

centralizado, un tratamiento final a veces también se realiza en las plantas de extracción de

pórtico. Estas plantas se encuentran en sistemas de tuberías principales. Aunque el gas natural

que llega a estas plantas de empalme de extracción ya es de calidad gasoducto, en ciertos

casos existen todavía pequeñas cantidades de líquidos de gas natural, que se extraen en las

plantas de empalme.

La práctica actual de procesamiento de gas natural a los gasoductos de gas seco niveles de

calidad puede ser bastante complejo, pero por lo general consta de cuatro procesos principales

para eliminar las impurezas diversas:

El petróleo y de eliminación de condensación

La eliminación de agua

Separación de Líquidos del Gas Natural

La eliminación de azufre y dióxido de carbono

Desplácese hacia abajo, o haz clic en el enlace de arriba para ser transportados a una sección

en particular.

Además de los cuatro procedimientos anteriores, los calentadores y depuradores están

instalados, por lo general en o cerca de la cabeza del pozo. Los lavadores de servir

principalmente para eliminar la arena y otras impurezas de partículas grandes. Los

calentadores de asegurar que la temperatura del gas no descienda demasiado bajo. Con el gas

natural que contiene incluso pequeñas cantidades de agua, los hidratos de gas natural tienen

una tendencia a formar cuando la temperatura baja. Estos hidratos son compuestos sólidos o

semi-sólida, parecida hielo como cristales. En caso de que estos hidratos se acumulan, pueden

impedir el paso de gas natural a través de válvulas y sistemas de recolección. Para reducir la

aparición de los hidratos, pequeñas naturales a gas unidades de calentamiento normalmente

se instalan a lo largo del tubo de recogida donde es probable que se pueden formar hidratos.

El petróleo y de eliminación de condensación

Con el fin de procesar y transportar gas asociado disuelto natural, debe ser separado del aceite

en el que se disuelve. Esta separación de gas natural a partir de aceite se realiza con más

frecuencia con los equipos instalados en o cerca de la boca del pozo.

http://naturalgas.org/naturalgas/processing_ng.asp#oil

http://naturalgas.org/naturalgas/processing_ng.asp#water

http://naturalgas.org/naturalgas/processing_ng.asp#seperateng

http://naturalgas.org/naturalgas/processing_ng.asp#sulphur



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El proceso real utilizado para separar el aceite del gas natural, así como el equipo que se

utiliza, puede variar ampliamente. Aunque la calidad de tubería de gas seco natural es

prácticamente idéntico a través de diferentes áreas geográficas, el gas natural en bruto de

diferentes regiones pueden tener diferentes composiciones y los requisitos de separación. En

muchos casos, el gas natural se disuelve en aceite subterráneo principalmente debido a la

presión que la formación es bajo. Cuando este gas natural y petróleo que se produce, es

posible que se separará por su cuenta, simplemente debido a la disminución de la presión, al

igual que la apertura de una lata de refresco permite la liberación de dióxido de carbono

disuelto. En estos casos, la separación de petróleo y gas es relativamente fácil, y los dos

hidrocarburos se envían caminos separados para su posterior procesamiento. El tipo más

básico de separador se conoce como un separador convencional. Se compone de un tanque

cerrado simple, donde la fuerza de la gravedad sirve para separar los líquidos más pesados

como el petróleo, y los gases más ligeros, como el gas natural.

Fig 17. Ing. pemex

En ciertos casos, sin embargo, el equipo especializado es necesario separar el aceite y el gas

natural. Un ejemplo de este tipo de equipo es el separador de baja temperatura (LTX). Esta es

la más utilizada en los pozos productores de gas de alta presión junto con el petróleo crudo

ligero y condensado. Estos separadores utilizar diferenciales de presión para enfriar el gas



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natural húmedo y separar el aceite y el condensado. El gas húmedo entra en el separador, se

enfría ligeramente por un intercambiador de calor. El gas se desplaza a través 'nocaut' un

líquido a alta presión, que sirve para eliminar cualquier líquido en un separador de baja

temperatura. El gas pasa entonces a este separador de baja temperatura a través de un

mecanismo de estrangulación, que se expande el gas que entra en el separador. Esta rápida

expansión del gas permite la disminución de la temperatura en el separador. Después de la

eliminación de líquido, el gas seco se desplaza entonces hacia atrás a través del

intercambiador de calor y es calentado por el gas húmedo entrante. Al variar la presión del gas

en diversas secciones del separador, es posible variar la temperatura, que hace que el aceite y

un poco de agua que se condensa de la corriente de gas húmedo. Esta base de presión-

temperatura relación puede funcionar a la inversa, así, para extraer gas de una corriente de

aceite líquido.

La eliminación de agua

Además de separar el aceite y el condensado alguna de la corriente de gas húmedo, es

necesario para eliminar la mayor parte del agua asociada. La mayor parte del agua líquida,

libre asociado con el gas natural se extrae separa por métodos de separación simples en o

cerca de la cabeza del pozo. Sin embargo, la eliminación del vapor de agua que existe en

solución en el gas natural requiere un tratamiento más complejo. Este tratamiento consiste en

'deshidratar' el gas natural, que por lo general implica una de dos procesos: o absorción o

adsorción.

La absorción se produce cuando el vapor de agua se saca por un agente deshidratante. La

adsorción se produce cuando el vapor de agua se condensa y se recoge en la superficie.

La deshidratación de glicol

Un ejemplo de la deshidratación de absorción que se conoce como deshidratación de glicol. En

este proceso, un deshidratador desecante líquido sirve para absorber vapor de agua de la

corriente de gas. Glicol, el agente principal en este proceso, tiene una afinidad química del

agua. Esto significa que, cuando está en contacto con una corriente de gas natural que

contiene agua, glicol servirá para "robar" el agua de la corriente de gas. Esencialmente, la

deshidratación de glicol implica el uso de una solución de glicol, por lo general bien

dietilenglicol (DEG) o trietilenglicol (TEG), que se pone en contacto con la corriente de gas



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húmedo en lo que se denomina la "contactor". La solución de glicol absorbe agua del gas

húmedo. Una vez absorbidos, las partículas de glicol se vuelven más pesados y se hunden al

fondo del contactor donde se retiran. El gas natural, después de haber sido despojado de la

mayor parte de su contenido de agua, se transporta fuera del deshidratador. La solución de

glicol, teniendo todo el agua rectificada del gas natural, se somete a una caldera especializada

diseñada para vaporizar sólo el agua de la solución. Mientras que el agua tiene un punto de

ebullición de 212 grados Fahrenheit, el glicol de no hervir hasta 400 grados Fahrenheit. Este

diferencial de punto de ebullición hace relativamente fácil de eliminar el agua de la solución de

glicol, permitiendo que se reutiliza en el proceso de deshidratación.

Una nueva innovación en este proceso ha sido la adición de Flash tanque separador de

condensadores. Así como la absorción de agua de la corriente de gas húmedo, la solución de

glicol ocasionalmente lleva consigo pequeñas cantidades de metano y otros compuestos que

se encuentran en el gas húmedo. En el pasado, este metano se purgó simplemente fuera de la

caldera. Además de perder una porción del gas natural que se extrajo, esta ventilación

contribuye a la contaminación del aire y el efecto invernadero. Con el fin de disminuir la

cantidad de compuestos de metano y otros que se pierden, flash tanque separador de

condensadores trabaja|r para eliminar estos compuestos antes de la disolución de glicol llega a

la caldera. Esencialmente, un depósito separador de líquido consiste en un dispositivo que

reduce la presión de la corriente de solución de glicol, permitiendo que el metano y otros

hidrocarburos para vaporizar ("flash"). La solución de glicol se desplaza entonces a la caldera,

que también puede estar equipado con condensadores enfriados por aire o agua, que sirven

para capturar cualquier compuestos orgánicos restantes que pueden permanecer en la

solución de glicol. En la práctica, de acuerdo con el Departamento de Energía de la Oficina de

la energía fósil , estos sistemas se han mostrado para recuperar el 90 al 99 por ciento de

metano que de lo contrario sería quemado en la atmósfera.

Para obtener más información acerca de la deshidratación de glicol, visite la página web del

Instituto de Tecnología.

Desecante sólido deshidratación

Desecante sólido deshidratación es la forma primaria de deshidratación del gas natural

mediante adsorción, y generalmente se compone de dos o más torres de adsorción, que están

llenos con un desecante sólido. Desecantes típicos incluyen alúmina activada o un material de

http://www.fe.doe.gov/

http://www.fe.doe.gov/



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gel de sílice granular. El gas natural húmedo se pasa a través de estas torres, de arriba a

abajo. A medida que el gas húmedo pasa alrededor de las partículas de material desecante, el

agua es retenida en la superficie de estas partículas desecantes. Pasando a través del lecho

desecante entera, casi toda el agua se adsorbe sobre el material desecante, dejando el gas

seco para salir de la parte inferior de la torre.

Desecante sólido deshidratadores son generalmente más eficaces que los deshidratadores de

glicol, y generalmente se instala como un tipo de sistema a horcajadas a lo largo de las

tuberías de gas natural. Estos tipos de sistemas de deshidratación son los más adecuados

para grandes volúmenes de gas a presión muy alta, y por lo tanto se encuentra normalmente

en una tubería aguas abajo de una estación de compresión. Dos o más torres son necesarios

debido al hecho de que después de un cierto período de uso, el desecante en una torre

particular, se satura con agua. Para 'regenerar' el desecante, un calentador de alta temperatura

se utiliza para calentar el gas a una temperatura muy alta. Pasando este gas caliente a través

de un lecho de desecante saturado vaporiza el agua en la torre de desecante, dejándolo seco y

permitiendo además la deshidratación de gas natural.

Separación de Líquidos del Gas Natural

El gas natural que viene directamente de un

pozo contiene muchos líquidos de gas

natural que se suelen eliminar. En la

mayoría de los casos, los líquidos de gas

natural (LGN) tienen un valor superior como

productos separados, por lo que es

económico para retirarlos de la corriente de

gas. La eliminación de los líquidos de gas

natural por lo general tiene lugar en una

planta de procesamiento relativamente

centralizada, y utiliza técnicas similares a los

utilizados para deshidratar el gas natural.

Fig. 18 Planta de Procesamiento - México



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Fig. 19 tuberías y torre de absorción

Hay dos pasos básicos para el tratamiento de los líquidos de gas natural en la corriente de gas

natural. En primer lugar, los líquidos deben ser extraído del gas natural. En segundo lugar,

estos líquidos de gas natural se debe a sí mismos separados, hasta sus componentes básicos.

Extracción de LGN

Hay dos técnicas principales para la eliminación de líquidos de gas natural a partir de la

corriente de gas natural: el método de absorción y el proceso criogénico expansor. De acuerdo

con la Asociación de Procesadores de Gas , estos representan dos procesos alrededor del 90

por ciento del total de gas natural la producción de líquidos.

El método de absorción

El método de absorción de extracción NGL es muy

similar al uso de absorción para la deshidratación. La

diferencia principal es que, en la absorción NGL, un

absorbente de aceite se utiliza en lugar de glicol. Este

aceite tiene un absorbente 'afinidad' para líquidos de

gas natural en gran parte la misma manera que glicol

tiene una afinidad por el agua. Antes de que el petróleo

se ha recuperado ningún líquidos de gas natural, se

denomina 'magra' absorción de aceite. A medida que el

gas natural se hace pasar a través de una torre de

absorción, se pone en contacto con la absorción de

aceite que absorbe una alta proporción de los líquidos

de gas natural. El "rico" del petróleo de absorción, que

ahora contiene líquidos de gas natural, sale de la torre

de absorción a través de la parte inferior.

Ahora es una mezcla de aceite de absorción, propano, butanos, pentanos, y otros

hidrocarburos más pesados. El aceite rico se alimenta en alambiques petróleo magras, donde

se calienta la mezcla a una temperatura superior al punto de ebullición de los líquidos de gas

natural, pero por debajo de la del aceite. Este proceso permite la recuperación de alrededor del

http://www.gpaglobal.org/



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75 por ciento de butanos, y 85 a 90 por ciento de pentanos y moléculas más pesadas de la

corriente de gas natural.

El proceso de absorción de base antes pueden ser modificados para mejorar su eficacia, o

para orientar la extracción de líquidos de gas natural específicos. En el método de absorción de

aceite refrigerado, donde se enfría el aceite magra a través de la refrigeración, la recuperación

de propano pueden ser más de 90 por ciento, y alrededor de 40 por ciento de etano puede ser

extraído de la corriente de gas natural. La extracción de los líquidos de gas natural de otros,

más pesados puede ser cercana al 100 por ciento con este proceso.

El proceso de expansión criogénica

Procesos criogénicos también se utilizan para extraer líquidos de gas natural a partir de gas

natural. Si bien los métodos de absorción puede extraer casi todos los líquidos de gas natural

más pesados, los hidrocarburos más ligeros, tales como etano, son a menudo más difícil

recuperarse de la corriente de gas natural. En ciertos casos, es económico para dejar

simplemente los líquidos de gas natural más ligeros en la corriente de gas natural. Sin

embargo, si es económico para extraer etano y otros hidrocarburos ligeros, los procesos

criogénicos son necesarios para altas tasas de recuperación. Esencialmente, los procesos

criogénicos consisten en dejar caer la temperatura de la corriente de gas a alrededor de -120

grados Fahrenheit.

Hay un número de diferentes formas de enfriar el gas a estas temperaturas, pero una de las

más eficaces es conocido como el proceso turbo expansor. En este proceso, los refrigerantes

exteriores se utilizan para enfriar la corriente de gas natural. Entonces, una turbina de

expansión se utiliza para ampliar rápidamente los gases fríos, lo que provoca que la

temperatura disminuya de manera significativa. Esta caída rápida de la temperatura condensa

etano y otros hidrocarburos en la corriente de gas, mientras se mantiene el metano en forma

gaseosa. Este proceso permite la recuperación de aproximadamente 90 a 95 por ciento del

etano originalmente en la corriente de gas. Además, la turbina de expansión es capaz de

convertir parte de la energía liberada cuando la corriente de gas natural se expandió a volver a

comprimir el metano efluente gaseoso, lo que ahorra costes de energía asociados con la

extracción de etano.



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La extracción de líquidos de gas natural de la corriente de gas natural produce tanto más

limpio, más puro de gas natural, así como los hidrocarburos valiosos que son los propios

líquidos de gas natural.

Fraccionamiento de Líquidos de Gas Natural

Una vez LGN se han eliminado de la corriente de gas natural, deben dividirse en sus

componentes básicos para ser útil. Es decir, la corriente mixta de LGN diferentes deben ser

separadas. El proceso utilizado para llevar a cabo esta tarea se llama

fraccionamiento. Fraccionamiento funciona basada en los diferentes puntos de ebullición de los

diferentes hidrocarburos en la corriente de NGL. Esencialmente, el fraccionamiento se produce

en las etapas que consisten en el apagado de ebullición de los hidrocarburos, uno por uno. El

nombre de una columna de fraccionamiento en particular, da una idea de su propósito, ya que

es convencionalmente llamado así por el hidrocarburo que se evapora. El proceso de

fraccionamiento entero se divide en pasos, comenzando con la eliminación de los líquidos de

gas natural más ligeros de la corriente. Los fraccionadores particulares se utilizan en el orden

siguiente:

Deetanizador - este paso separa el etano de la corriente de NGL.

Despropanizador - el siguiente paso separa el propano.

Desbutanizador - Este paso hierve los butanos, dejando a los pentanos e hidrocarburos

más pesados en el flujo de LGN.

Del separador de butano o Deisobutanizer - este paso que separa a los butanos iso y

normales.

Al proceder de las más ligeras de hidrocarburos a la más pesada, es posible separar los

líquidos de gas natural diferentes razonablemente fácil.

La eliminación de azufre y dióxido de carbono

Además de la eliminación de agua, aceite, y LGN, una de las partes más importantes de

procesamiento de gas consiste en la eliminación de azufre y dióxido de carbono. El gas natural

a partir de algunos pozos contiene cantidades significativas de azufre y dióxido de

carbono. Este gas natural, debido al olor podrido proporcionada por su contenido de azufre, se

conoce comúnmente como "gas amargo". El gas ácido es indeseable debido a que los



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compuestos de azufre que contiene puede ser

extremadamente dañino, incluso mortal, para

respirar. El gas ácido también puede ser muy

corrosivo. Además, el azufre que existe en la

corriente de gas natural puede ser extraído y

comercializado por sí solo. De hecho, según el

USGS, la producción de azufre de los EE.UU.

las plantas de procesamiento de gas

representa alrededor del 15 por ciento de la

producción total de EE.UU. de azufre.El azufre existe en el gas natural como sulfuro de

hidrógeno (H 2 S), y el gas se considera generalmente agria si el contenido de sulfuro de

hidrógeno supera 5,7 miligramos de H 2 S por metro cúbico de gas natural. El procedimiento

para eliminar sulfuro de hidrógeno a partir de gas ácido que comúnmente se conoce como

"endulzamiento" del gas.

El proceso primario de edulcorante natural, gas amargo es bastante similar a los procesos de

deshidratación de glicol y la absorción de NGL.En este caso, sin embargo, las soluciones de

aminas se utilizan para eliminar el sulfuro de hidrógeno. Este proceso se conoce simplemente

como el "proceso de amina ', o alternativamente como el proceso Girdler, y se utiliza en 95 por

ciento de las operaciones de EE.UU. edulcorantes de gas. El gas agrio se ejecuta a través de

una torre, que contiene la solución de amina. Esta solución tiene una afinidad para el azufre, y

absorbe mucho como agua glicol absorbente. Hay dos soluciones de aminas principio utilizado,

monoetanolamina (MEA) y dietanolamina (DEA). Cualquiera de estos compuestos, en forma

líquida, se absorber compuestos de azufre del gas natural a medida que pasa a través. El gas

efluente está virtualmente libre de compuestos de azufre, y por lo tanto pierde su condición de

gases sulfurosos. Al igual que el proceso para la extracción de LGN y deshidratación de glicol,

la solución de amina utilizada puede ser regenerada (es decir, el azufre absorbido se elimina),

lo que le permite ser reutilizada para tratar el gas más agria.

Aunque endulzamiento de gas más agria implica el proceso de absorción de amina, también es

posible utilizar desecantes sólidos como esponjas de hierro para eliminar el sulfuro y dióxido de

carbono.

Fig. 20 Planta de Gas edulcorantes



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El azufre puede ser vendido y utilizado si se reduce a su forma elemental. El azufre elemental

es un polvo de color amarillo brillante como el material, y con frecuencia se puede ver en

grandes pilas cerca de las plantas de tratamiento de gas, como se muestra. Con el fin de

recuperar azufre elemental de la planta de procesamiento de gas, la descarga de azufre que

contiene de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente. El proceso

utilizado para recuperar azufre se conoce como el proceso de Claus, y implica el uso de

reacciones térmicas y catalítico para extraer el azufre elemental de la solución de sulfuro de

hidrógeno

En total, el proceso de Claus es generalmente capaz de recuperar el 97 por ciento del azufre

que se ha eliminado de la corriente de gas natural. Ya que es una sustancia contaminante y

nocivo, además de filtrado, la incineración, y los esfuerzos de limpieza 'de gas se cerciorarán

de que más del 98 por ciento del azufre se recupera.

Fig.21 Etapas del procesamiento de gas natural

Gas amargo

Gas húmedo dulce

Gas húmedo dulce

Pág

ina2

Figura 2. Etapas del procesamiento de gas natural

FUENTES

Yacimiento de Petróleo

Crudo + Gas

asociado

ETAPA I. Separación.

Petróleo crudo

ETAPA II. Endulzamiento. Separación de agua y gases

ácidos, específicament

e ácido sulfhídrico

(H2S) y bióxido de carbono

(CO2).

Bióxido de carbono

ETAPA III. Recuperación

de azufre. Separación del azufre a través de

reacciones térmicas y

catalíticas. El azufre como

producto terminado se comercializa

en el mercado.

ETAPA IV. Recuperación de licuables. Separación

de los hidrocarburo

s líquidos mediante procesos

criogénicos

ETAPA V. Fraccionamiento

de hidrocarburos.

Los licuables del gas son

separados en tres productos terminados para

ser comercializados

Etano Etileno

Propano Propileno

Gas natural

Yacimiento de Gas no asociado

Gas amargo

Gas húmedo

dulce

Gas seco

Gas ácido Azufre

Gas húmedo

dulce Gas húmedo

dulce

Licuables del gas

Gas seco

Naftas

(gasolinas naturales)

Gasolinas naturales

(naftas)

Producto final



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1.5. Procedimiento para uso del gas natural.

Antes debemos entender que de acuerdo a la tipo de suministro se otorgara el permiso por la

Comisión Reguladora de Energía (CRE), de los cuales se clasifica de la siguiente manera.

Permisos a solicitud de parte. Son aquellos permisos solicitados a la CRE por las partes

interesadas para la prestación del servicio de transporte, almacenamiento y distribución de gas

natural.

Permisos para usos propios. Son aquellos permisos solicitados a la CRE por usuarios

finales o sociedades de autoabastecimiento para el transporte o almacenamiento de gas

natural con fines de autoabastecimiento.

a) Procedimiento para transportar gas natural.

Las etapas del trámite de obtención de permisos para la prestación del servicio de transporte

son las siguientes:

Entrega de solicitud;

Revisión de la documentación;

Requerimiento de información adicional, en su caso; Aceptación a trámite;

Aviso al público; Evaluación del proyecto;

Modificaciones al proyecto, en su caso; Resolución de la CRE, y

Otorgamiento del permiso.

El procedimiento para solicitar y, en su caso, obtener un permiso de transporte de gas natural

se resume en tres fases, cada una de las cuales abarca a más de una de las etapas

mencionadas.

La primera fase consiste en reunir todos los requisitos de información y documentación, para

la presentación de la solicitud ante la CRE. Una vez recibida la solicitud, la CRE la revisa

para verificar que esté completa y, en caso de detectar omisiones o deficiencias, le requiere al

solicitante integrar la información necesaria.

Una vez satisfechos los requisitos de la etapa de revisión, comienza la segunda fase con la

aceptación a trámite de la solicitud. La CRE publicará en el DOF un aviso que consta de un

extracto del proyecto, con el fin de recibir objeciones o comentarios. En forma paralela, se



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dará inicio al proceso de análisis y evaluación de la información y documentación, mismo

que se realizará con base en el cumplimiento de todos los requisitos, tanto del solicitante

como del proyecto .

En la última fase y como resultado de la evaluación, se podrán requerir modificaciones al

proyecto . Una vez satisfechos todos los requisitos y modificaciones que resultaran

necesarias, se presentará el proyecto de resolución a la consideración del Pleno de

Comisionados de la CRE. Éste emitirá su resolución y, en su caso, otorgará el permiso

correspondiente.



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b) Etapas del trámite para la obtención de permisos

1.5.1 Entrega de solicitud

La solicitud deberá presentarse acompañada de un escrito libre dirigido a la atención del

Secretario Ejecutivo de la CRE en original y dos copias, y firmada por el representante legal

del solicitante que cuente con facultades para realizar actos de administración en nombre y por

cuenta del mismo.

Además, la información de la solicitud deberá ser presentada en medio magnético/electrónico

compatible con Microsoft Office MR. Los documentos legales, contables u otros, que por su

naturaleza no puedan ser presentados en medios magnéticos, están exentos de este

requerimiento. Los planos del sistema de transporte deberán ser respaldados en formato

Autocad 14 o versión anterior.

La información y la documentación deberán presentarse en idioma español, en caso contrario,

será necesario presentar la traducción correspondiente (no es necesario que ésta haya sido

realizada por perito traductor).

Los interesados deberán agregar a su solicitud, el original del pago de derechos por concepto

del análisis y evaluación de la solicitud y, en su caso, la expedición del título de permiso

relacionado con el transporte de gas natural, de conformidad con el artículo 57, fracción IV y

relativos de la Ley que modifica la Ley Federal de Derechos, publicada en el DOF el 31 de

diciembre de 1998. El monto de los derechos es actualizado semestralmente.

Lugar de entrega

Las solicitudes serán presentadas en la oficialía de partes de la CRE, de lunes a viernes de

9:00 a 18:00 horas.

Para efectos de trámites y comunicaciones relativos a la solicitud de permisos, los solicitantes

deberán dirigirse al Secretario Ejecutivo de la CRE.

1.5.2 Revisión de la documentación

Durante la revisión se verificará que la solicitud contenga la información requerida en los

Artículos 32 (para permisos de transporte de acceso abierto) y

101 (para permisos de transporte para usos propios) del Reglamento.



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1.5.3. Información adicional

Si la solicitud resultara incompleta, el Director General de Gas Natural de la CRE lo comunicará

al solicitante. En este caso, el solicitante contará con un plazo de un mes para presentar la

información adicional requerida. De no hacerlo, su solicitud será desechada de conformidad

con los artículos 33 y 102 del Reglamento.

1.5.4 Aceptación a trámite

Cuando la solicitud cumpla con todos los requisitos, la CRE la aceptará a trámite, hecho que

notificará al solicitante por medio de una comunicación oficial .

1.5.5 Aviso al público

Después de cumplir con la revisión, la CRE publicará un extracto del proyecto en el DOF,

conforme al artículo 34 del Reglamento en el término de diez días y establecerá un plazo de

dos meses para recibir objeciones o comentarios con relación al proyecto propuesto

1.5.6 Evaluación del proyecto

Simultáneamente con la publicación del extracto del proyecto, la CRE realizará la evaluación

de la solicitud presentada en un plazo de tres meses, considerando los puntos descritos en el

artículo 35 del Reglamento .

1.5.7 Modificaciones al proyecto

Como resultado de la evaluación, la CRE podrá requerir a los solicitantes la modificación del

proyecto, para lo cual señalará un plazo no mayor a tres meses, conforme al artículo 36 del

Reglamento .

1.5.8 Resolución de la CRE

Una vez evaluado el proyecto propuesto, se enviarán los proyectos de resolución y de título de

permiso a la consideración del Pleno de la CRE, que resolverá sobre el otorgamiento del

permiso. La CRE responderá oficialmente al solicitante de tres formas posibles:

Otorgamiento del permiso;

Negación del permiso, o Requerimiento de modificación al proyecto .



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1.5.9 Otorgamiento del permiso

Una vez satisfechos todos los requerimientos, la CRE otorgará el permiso y publicará en el

DOF una descripción del objeto del permiso y el nombre y domicilio del solicitante, de

conformidad con el artículo 37 del Reglamento .

c) Motivos de rechazo de solicitudes

Las solicitudes podrán ser rechazadas cuando:

Los solicitantes no cumplan con la totalidad de los requisitos; Existan incongruencias en la

información presentada;

La CRE resuelva no otorgar el permiso por los motivos que se establezcan en la evaluación

misma.

El solicitante se encuentre en un proceso judicial, dentro o fuera del país, relacionado con la

prestación del servicio que pretende ofrecer. En este supuesto, la solicitud no podrá ser

considerada por la CRE hasta que se resuelva dicha situación.

Se presenten copias ilegibles o borrosas o en mal estado y se presente cualquier

documentación falsa, caduca o inválida.

d) Requisitos y Criterios de Evaluación

La solicitud de permiso de transporte

deberá contener la información

requerida por los artículos 32,

fracciones I y II (en el caso de

solicitudes de permisos de transporte

de acceso abierto) y 101,

fracciones I a VIII (en el caso de

solicitudes de permisos de

transporte para usos propios) del

Reglamento, además de cumplir con

las directivas expedidas por la CRE y

con las Normas Oficiales

Mexicanas aplicables.

Diag. 2 Marco regulatorio de la CRE para permiso de transporte



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1.6 Clasificación De La Instalaciones De Aprovechamiento De Gas Natura

Las instalaciones de aprovechamiento de gas natural han sido clasificadas de la siguiente

manera:

Tabla 1 Clasificación de las instalaciones de aprovechamiento de GN.

1.7 Consumos y Reservas Actuales del Gas Natural en el Mundo y México.

Para poder determinar una reserva debemos considerar la siguiente clasificación:

Tabla 2 Clasificación de las reservas de GN



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1.7.1 El gas natural en la demanda de energía

En el periodo 2008-2009, la economía mundial atravesó una etapa de inestabilidad financiera,

ya que estuvo acompañada de una desaceleración económica mundial y de un colapso

marcado del comercio internacional en muchas décadas. Ningún país quedó a salvo de esta

tempestad económica.

La actividad económica y el comercio internacional de mercancías se desplomaron desde el

último trimestre de 2008 en todos los mercados, los cuales siguieron cayendo con rapidez a

comienzos de 2009. El PIB mundial retrocedió más de 6% (anualizado) el cuarto trimestre de

2008 y el primero de 2009. Las economías avanzadas sufrieron considerablemente a

causa del estrés financiero y del deterioro de los mercados de vivienda. En los mercados

emergentes de Europa y de la Comunidad de Estados Independientes, que se habían apoyado

mucho en las entradas de capital para alimentar el crecimiento, no tardaron en registrarse

daños considerables a través de los canales financieros. Los países con una marcada

dependencia de la exportación de manufacturas, como los de Asia Oriental, Japón, Alemania

y Brasil, se vieron vapuleados por la caída de la demanda en los mercados de exportación.

Los países de África, América Latina y Oriente Medio sufrieron a causa del colapso en los

precios de las materias primas, la caída de la demanda de exportaciones, la disminución de

las remesas y las entradas de capital extranjero. 1

La economía mundial registró una contracción de 0.6% durante 2009 (el año previo se

expandió 3.0%). En el primer trimestre la actividad económica extendió la fase recesiva que

venía observándose desde finales de 2008, y en los siguientes tres trimestres se dio una

recuperación gradual. A lo anterior contribuyó el esfuerzo concertado de políticas

macroeconómicas y financieras de varios países, así como la reactivación del comercio

mundial. No obstante, la reanudación del crecimiento tuvo lugar a ritmos diferentes entre

regiones y países.

Las economías avanzadas mostraron una caída considerable en el año en su conjunto,

mientras que las economías emergentes se expandieron, exceptuando a la región

latinoamericana. La inflación a nivel global fue relativamente baja durante 2009, si bien

algunas economías, tanto avanzadas como emergentes, experimentaron un repunte

moderado en la segunda mitad del año. Las condiciones financieras internacionales mejoraron

a partir del segundo trimestre, pero se mantuvieron frágiles, en tanto que el proceso de



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fortalecimiento de los balances de los bancos en las principales economías avanzadas se

tradujo en una reducción del crédito.

Así, el desarrollo de la energía en 2009 estuvo sometido a una recesión global, y

posteriormente a una recuperación gradual. En el último año, la economía mundial por primera

vez se contrajo desde la Segunda Guerra Mundial, lo que también propició una caída en el

consumo global de energía. Dado que la recesión económica global manipuló a la baja el

consumo de energía en 2009, es importante mencionar que éste fue el primer descenso en el

rubro desde1982.

Tabla 3. Consumo mundial de energía por tipo de fuente 1999-2009

El consumo mundial de energía primaria disminuyó 1.3% durante 2009. Por tipo de fuente,

los consumos de petróleo, gas natural y energía nuclear disminuyeron más del promedio total,

en tanto el consumo de carbón lo hizo ligeramente y permaneció prácticamente igual respecto

al año anterior; por el contrario, únicamente la hidroenergía y otras formas de energías

renovables aumentaron su participación en 2009.

1.7.2 Consumo mundial de gas natural, 2009

El 2009 fue un año difícil en la historia de la industria del gas natural. Globalmente el gas

natural fue el combustible que experimentó la declinación más vertiginosa en el consumo,

disminuyendo 2.4% respecto al año anterior, convirtiéndose en una caída récord en la

historia de esta industria, de hecho no se había presentado una contracción del consumo en el

mercado del gas natural desde la Segunda Guerra Mundial.

El consumo mundial de gas natural fue de 284,487 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd)

en 2009. La caída del consumo originada por la recesión económica significó un retroceso de

Cuadro 1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1999 -2009

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Año

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008 2009

variación tmca 2009/2008 1999/2009

Total mundial

9,030

9,260

9,334

9,498

9,824

10,270

10,565

10,828

11,124

11,315

11,164

-1.3

2.1

Petróleo 3,522 3,562 3,581 3,615 3,686 3,828 3,878 3,916 3,970 3,960 3,882 -2.0 1.0

Carbón 2,249 2,338 2,349 2,403 2,595 2,764 2,904 3,039 3,184 3,286 3,278 -0.2 3.8

Gas natural 2,095 2,175 2,217 2,272 2,348 2,420 2,498 2,554 2,652 2,717 2,653 -2.4 2.4

Hidroenergía 593 600 586 597 597 633 658 684 696 731 740 1.2 2.2

Nucleoenergía 571 584 601 611 599 625 627 635 622 620 611 -1.6 0.7

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.



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un par de años en el tamaño del mercado, ya que los niveles de consumo de 2009 fueron muy

parecidos a los registrados en 2007, apenas 0.1% más elevado. En cuanto a la geografía de

los mercados de consumo, las regiones predominantes como son Europa-Euroasia4 y

Norteamérica, que en conjunto representan 63.7% de la demanda global, ambas

experimentaron caídas en 2009, la primera lo hizo 6.8%, en tanto Norteamérica mermó 1.2%

su consumo. La declinación del uso en el último año, no fue generalizada, ya que las regiones

de Asia-Pacífico y Oriente Medio presentaron crecimientos de 3.4% y 4.4% en su volumen de

consumo, respectivamente.

Fig 22 Consumo regional de GN 2009

En el caso de la región Europa-Euroasia, tanto los países europeos pertenecientes a la OCDE

como los miembros de la Comunidad de Estados Independientes disminuyeron sus

consumos. La demanda de los países europeos pertenecientes a la OCDE cayó 5.9%,

mientras que los miembros de la antigua Unión Soviética, que representan más de 50% del

consumo de la región, tuvieron una baja de 7.3% en 2009. El volumen total de la caída en la

región fue 7,426 mmpcd menos respecto a 2008.

El país que más afectado en el consumo de gas natural fue Rusia, y su declinación en 2009

alcanzó 2,438 mmpcd menos que en el año anterior. Aun así, Rusia continuó siendo el

segundo consumidor más grande de gas natural con un total de 37,703 mmpcd. Otro gran

consumidor que vio reducida su demanda por gas natural fue Canadá, con una caída de 3.3%

en 2009. Además, pese a que la región de Asía Pacífico presentó un incremento en el

consumo de gas natural, este no fue generalizado en todos sus países, ya que consumidores

importantes como Japón y Corea del Sur disminuyeron su uso en 6.5% y 5.0%,

respectivamente. Por el contrario, China e India continuaron con sus incrementos del

Secretaría de Energía

Consumo regional de gas natural en 2009 (millones de pies cúbicos diarios)

Europa y Euroasia

Norteamérica

78,458

102,425

Asia Pacífico

Oriente Medio

Centro y Sudamérica

África

13,031

9,092

33,438

48,043



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consumo durante el último año, destacando que el primero se convirtió en el quinto más

importante a nivel global al alcanzar un volumen de 8,582 mmpcd, en tanto el segundo pasó

del lugar diecisiete al trece en el mismo ranking de consumo.

Tabla 4 Consumo de GN 2009

Estados Unidos, el consumidor más grande de gas natural, presentó una declinación 1.5%

durante 2009. Aún con los precios bajos, el consumo de gas natural disminuyó en el sector

residencial, comercial e industrial debido a una combinación de condiciones climáticas y

factores económicos. Por un lado, las condiciones climáticas influyeron en un consumo más

bajo en el sector residencial; mientras que el entorno de una economía en recesión contribuyó

a consumos menores de gas natural en los sectores comercial e industrial. El consumo del

sector comercial cayó aproximadamente 1%, mientras que en el sector industrial, el consumo

cayó 8% en 2009. De hecho, el consumo industrial de gas natural de 2009 fue

aproximadamente 9% más bajo que el promedio de los 5 años anteriores (2004-2008). Pese al

incremento del consumo de gas natural en el sector eléctrico y en el uso vehicular, en el total

no se compensaron las pérdidas de los otros sectores, pasando de 63,462 mmpcd en 2008 a

62,559 mmpcd en

1. Estados Unidos 62,559

2. Rusia 37,703 3. Irán 12,742

4. Canadá 9,164 5. China

8,582 6. Japón

8,460 7. Reino Unido 8,374

8. Alemania 7,546 9. Arabia Saudita 7,493

10. Italia 6,929

11. México

6,735

Total mundial 12. Emiratos Árabes 5,717 284,487

13. India 5,020 14. Uzbekistán 4,716

15. Ucrania

4,544 16. Argentina

4,174 17. Francia 4,125 18. Egipto 4,116

Resto del mundo

Gráfica 3 Consumo mundial de gas natural, 2009

(millones de pies cúbicos diarios)

75,789

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2010.



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1.7.3 Reservas mundiales de gas natural.

El BP Statistical Review of World Energy 2010 reportó que hasta finales de 2009 las

reservas probadas de gas natural totalizaron 6,621 billones de pies cúbicos (bpc)5, lo que

significó un ascenso de 1.2% respecto al año anterior. Este incremento fue significativo, y

confirmó la tendencia histórica de esta industria donde prácticamente se presentan

incrementos en el nivel de reservas probadas cada año. Lo anterior implica que hasta el

momento, los productores han podido reemplazar las reservas exitosamente con nuevos

recursos incorporados en tiempo, pese al rápido crecimiento del consumo, principalmente en la

última década.

Por lo que toca a la relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales

de producción (R/P), en términos de reservas probadas, es de 62.8 años6, esto significó

aumentar casi dos años a dicho indicador, dada la disminución del nivel de producción

originado por la caída de la demanda del hidrocarburo en el último año. La relación R/P del

gas natural respecto a otros combustibles fósiles es la segunda en importante, ya que la del

carbón es de 119 años en tanto que la del petróleo es de 45.7 años. Específicamente, México

se ubica en el lugar 34 en reservas de gas seco a nivel mundial.

Usualmente las publicaciones internacionales suelen tener ligeras diferencias, el BP Statistical

Review of World Energy durante 2009 daba a conocer las significativas adiciones de

reservas en Turkmenistán, mismas que lo colocaban como el cuarto país con más reservas

de gas seco, destacando que un año antes éste no figuraba ni siquiera entre los primeros 18

países. No fue hasta 2010 que el Oil & Gas Journal dio a conocer dichos incrementos

consolidando la información de ambas fuentes.

La clasificación de las reservas probadas pueden diferir según los criterios de la referencia,

sin embargo estás coinciden en que los grandes descubrimientos de yacimientos que

incrementaron el nivel de reservas de gas natural se encontraron en Turkmenistán y

Australia. En el caso de Turkmenistán, el incremento se originó por las revisiones al alza y

adiciones de reservas probadas del campo gasífero gigante de South Yolotan-Osman. Al cierre

del año se reconocieron incrementos a la reserva probada de gas por 171 bpc únicamente en

el campo South Yolotan-Osman. Cabe señalar que aún se continúan evaluando las reservas

del campo, y se estima que el volumen real se encuentra entre 141 bpc y 494 bpc,



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convirtiéndolo en el quinto campo gasífero más grande del mundo7. Así, al cierre de 2009 en

Turkmenistán se estima una reserva probada de 286 bpc.

En Australia, los incrementos se debieron a una reclasificación de las reservas respecto al

tradicional reporte que emitía el gobierno, además de un importante desarrollo para

aprovechamiento del gas grisú (coalbed methane) en los últimos años. Los principales

descubrimientos de Australia se dieron en los campos Mimia-1, Nimblefoot-1, Lago-2,

Julimar-1, Western Australia, Blackwood y en la cuenca de Bonaparte.

Otros países también tuvieron incrementos por revisiones al alza y adiciones en campos

existentes, aunque fueron de menor impacto, algunos como: Indonesia (campos Abadi y

Kambuna), Irán (campos Kish y Fars), Egipto (campos Satis 1, North El-Burg, Al-Tawil-1, El

Basant-2 y Manzala West), China (campos Klamelie y Xinjiang) y Perú (campos Kinteroni XI y

Norte de Camisea). Al incremento generalizado, también contribuyeron los descubrimientos de

recursos de gas no convencional en Norteamérica ocurridos en Louisiana y British

Columbia, así como la aportación de reservas de gas asociado en la faja petrolera del

Orinoco en Venezuela8. Por el contrario, los decrementos más significativos se

presentaron en el Reino Unido y Trinidad y Tobago.

Graf.1 Reservas probadas mundiales de GN 09



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Los volúmenes anunciados de las reservas probadas para el gas natural por las publicaciones

internacionales son más certeros, comparados con los del petróleo, por lo tanto las

estimaciones sólo varían ligeramente. En términos de reserva probadas de gas, BP Statistical

Review of World Energy cuantifica en 6,621 bpc, en tanto Oil & Gas Journal publicó 6,609

bpc, esto significa una diferencia de 0.2%, en el caso del petróleo esas mismas publicaciones

difieren en 1.6%9. Existe una pequeña controversia gracias a una diferencia básica en la

conducta entre gases y líquidos, por lo que los volúmenes pueden ser determinados con

distintas precisiones. El gas natural es producido por una descompresión del fluido en el

lugar, tan pronto como los volúmenes se producen la presión disminuye dentro de la formación

geológica, esto ayuda a determinar con precisión las cantidades extraíbles restantes.

Al igual que los recursos petroleros, existe una distribución desigual de las reservas de gas

natural; la Federación Rusa posee 23.7% casi una cuarta parte del total, le siguen Irán y Qatar

con 15.8% y 13.5%, respectivamente. Así, a

2009 los primeros diez países poseen 76.9% del total. La distribución irregular del recurso

ocurre tanto en los agrupamientos de entidades geográficas como en entidades

geoeconómicas.

Desde el punto de vista geográfico se observan las siguientes variaciones: Norteamérica

posee 4.9% del total de reservas de gas natural; Centro y Sudamérica representa 4.3%,

siendo ésta la menor proporción para una región; África tiene 7.9%; Asia-Pacífico contiene

8.7%; Europa-Euroasia contabiliza 33.7%; Finalmente, la región de Oriente Medio se

concentra la mayor cantidad del recurso, 2,690.4 bpc, esto es 40.6% de las reservas en todo el

mundo, y una relación R/P mayor a 100 años.



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Fig. 23 Distribución regional de las reservas probadas de Gas Seco, 2009

De acuerdo con las agrupaciones geoeconómicas, también se muestra una distribución

irregular. En una misma clasificación de la distribución, Cedigaz obtuvo que la mayor

concentración de reservas la poseen los países de la OPEP con 44.8%, seguido de los

miembros de la Comunidad de Estados Independientes que cuentan con 28.6%; los miembros

de la OCDE poseen reservas que representan apenas 9.5% del total mundial, el resto se ubica

en países no pertenecientes a las entidades geoeconómicas anteriormente mencionadas10.

Sin duda, el desequilibrio en la distribución de los recursos gasíferos significa que la

mayoría de las grandes concentraciones serán intercambiadas hacia otras regiones

geográficas. La región de Norteamérica ha logrado mantener los niveles de importación de

gas natural, pese a una mayor producción de gas no convencional, esto mismo no se puede

decir de regiones como Asia-Pacífico y Europa-Euroasia. Considerando el crecimiento que ha

tenido la demanda de gas natural, se esperaría que los flujos interregionales aumenten y

exista mayor explotación de las reservas.

1.7.4 Mercado nacional de gas natural

Este capítulo ofrece el panorama actual y la evolución del mercado nacional de gas natural

durante los últimos 10 años, analizando la oferta, la demanda, el comercio exterior, el

desarrollo de infraestructura, la evolución de los proyectos públicos y privados, así como los

precios nacionales del combustible entre 1999 y 2009.

Mapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2009

(billones de pies cúbicos)

Norteamérica

Reserva Probada: 323.4 bpc

Participación mundial: 4.9%

R/P: 11.3 años

Centro y Sudamérica



África

Oriente Medio

Europa y Euroasia

Reserva Probada: 2,228.1 bpc


R/P: 64.8 años

Asia Pacífico



R/P: 37.0 años

R/P: 53.2 años



R/P: 72.4 años

Reserva Probada: 2,690.4 bpc


R/P: mayor a 100 años



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El apartado contiene la estadística acerca de los mercados regionales del país, la demanda

estatal, así como la trayectoria histórica del gas natural respecto a otros combustibles

sustitutos en cada sector de consumo.

1.7.4.1 Consumo de gas natural, 1999-2009

La demanda de cualquier tipo de energía es sensible a cualquier variación en la actividad

económica de cada país, aun un combustible como el gas natural que puede ser utilizado en

forma directa o indirecta en la vida de toda la población, debido a su versatilidad de uso. El

creciente desarrollo y utilización del gas natural se encuentra sustentado en puntos clave

como los amplios beneficios, tanto ambientales como energéticos y hasta económicos, con

respecto a otros combustibles.

A más de una década, la evolución del mercado de gas natural en México se ha venido

fortaleciendo, incluso en momentos donde la actividad económica nacional no ha sido

favorable en su desarrollo. Lo anterior se debe a que los impactos en el consumo son

diferentes de acuerdo a cada sector, algunos son más sensibles a la actividad y a los precios

como el sector industrial, y otros por estrategia han seguido incrementando los usos como el

sector eléctrico público.

México sufrió los efectos de la recesión mundial durante 2009, esto condujo a que el país

enfrentara caídas importantes en la demanda por sus exportaciones manufactureras y en otros

renglones de ingresos de la cuenta corriente, una fuerte restricción de financiamiento externo y

un choque a sus términos de intercambio, al reducirse de manera importante el precio del

petróleo de exportación. El efecto de esto último sobre los ingresos por las ventas externas de

crudo se vio exacerbado por la tendencia negativa que ha registrado el volumen de exportación

de este energético. A su vez, un factor adicional que también contribuyó a acentuar la caída en

los niveles de actividad durante el segundo trimestre del año en particular fue el brote de

influenza A(H1N1) y sus consecuencias sobre la demanda por diversos servicios.

A raíz de estos eventos, en 2009 los niveles de actividad productiva del país descendieron

6.5%, lo cual es comparable con la contracción del PIB registrada durante la crisis de 1995

(6.2%). A lo largo del año, sin embargo, se observaron dos fases claramente distinguibles en

la trayectoria que presentó la actividad productiva. En particular, la contracción de la actividad

económica del país se observó en buena medida durante el primer semestre del año, cuando

la actividad industrial en Estados Unidos continuaba exhibiendo una tendencia negativa en



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sus niveles de producción. En contraste, la gradual mejoría en las condiciones externas

durante el segundo semestre y, en particular, el restablecimiento de mayores niveles de

actividad industrial en Estados Unidos, tuvo como consecuencia un repunte en las

exportaciones manufactureras de México. Esto, en combinación con el desvanecimiento de

los choques que habían afectado temporalmente a la economía en el segundo trimestre,

condujo a que la actividad productiva mostrara una tendencia positiva durante la segunda

mitad del año27.

Pese al entorno de recesión, la utilización del gas natural continuó en ascenso durante

2009. De esta manera, el consumo de gas natural creció 2.4% respecto al año anterior, para

alcanzar un promedio de 7,377 mmpcd. Este crecimiento fue más bajo que el promedio de la

última década. Sin embargo, durante 2009 el consumo aumentó debido a los requerimientos

de los sectores eléctrico, petrolero y las recirculaciones de Pemex Exploración y

Producción (PEP).

Fig.24

La distribución sectorial del consumo de gas natural en 2009, quedó estructurada en 39.8%

por el sector eléctrico, 25.7% el sector petrolero, 20.7% las recirculaciones del sector

petrolero, 12.4% sector industrial y el resto correspondió a los sectores residencial,

servicios y transporte. Durante el año, el sector industrial resultó el más afectado por la caída

en la actividad económica, pese a que los precios del combustible se mantuvieron bajos. No

así, en los consumos de gas para las operaciones de PEP, que se incrementaron para

realizar actividades enfocadas a revertir la declinación de la producción de crudo, y en las

inherentes al sector eléctrico público, donde la generación a base del combustible se vio

( m

iles

de m

illon

es

de

peso

s de

20

03)

(millo

ne

s de

pie

s cú

bico

s di

ario

s)

Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 1999 -2009

10,000

9,000

8,000

6.0% -1.0% 0.1%

1.3%

4.0%

3.2%

4.9%

3.3%

1.5% 2.4%

3.1%

8,000

7,500

7,000

7,000

6,000

3.6%

8.2%

2.9%

10.9% 6.9% -6.5% 6,500

6,000

5,000

9.0%

5,500

4,000

3,000

2,000

8.3%

8.3%

0.7%

11.3%

5,000

4,500

4,000

1,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

3,500



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favorecida al ser 2009 un año seco, lo que propició generar menos electricidad con las plantas

hidroeléctricas, e incrementar el uso del ciclo combinado.

Tabla 5

Cuadro 29 Consumo regional de gas natural por estado 1, 1999-2009

(millones de pies cúbicos diarios)

Región 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total nacional 3,993 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 6.3 Noroeste 25 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 32.4

Baja California 11 36 63 100 180 227 248 283 266 303 289 38.9 Baja California Sur - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - Sonora 14 24 34 54 77 85 86 109 111 126 119 24.0

Noreste 1,009 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 6.7

Coahuila 147 142 110 145 127 128 122 130 136 142 127 -1.4 Chihuahua 150 181 180 213 224 221 199 230 258 266 276 6.3

Durango 43 50 40 45 38 39 72 99 108 108 112 10.2

Nuevo León 433 501 468 529 609 560 555 607 604 617 591 3.2 Tamaulipas 237 279 270 375 362 536 554 653 767 763 818 13.2

Centro - Occidente 382 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 5.7

Aguascalientes - - 0 5 7 10 11 13 12 13 13 n.a. Colima - - - - - - - - - - - - Guanajuato 94 80 88 171 189 193 195 218 220 220 201 7.9

Jalisco 58 58 48 54 50 45 46 48 47 50 50 -1.5

Michoacán 131 130 84 98 128 136 126 135 140 132 66 -6.6

Nayarit - - - - - - - - - - - - Querétaro 87 105 107 125 100 110 115 121 112 118 157 6.1

San Luis Potosí 12 16 17 20 24 26 26 31 107 172 178 30.8

Zacatecas - - - - - - - - - - - - Centro 613 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 0.9

Distrito Federal 81 97 50 55 56 59 57 56 51 49 50 -4.6 Hidalgo 197 193 185 146 177 208 170 182 151 169 155 -2.4

México 247 232 304 316 313 275 284 301 322 320 348 3.5

Morelos - - - - - - - - - - - - Puebla 71 67 58 72 88 87 78 88 98 102 98 3.2

Tlaxcala 17 20 17 16 17 17 16 17 17 17 22 2.5

Sur-Sureste 1,964 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 6.6

Campeche 581 740 818 879 1,047 1,253 1,462 1,550 1,606 1,556 1,569 10.5 Chiapas 291 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 8.7

Guerrero - - - - - - - - - - - - Oaxaca - - 0 0 0 0 0 1 3 4 4 n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - Tabasco 282 291 276 258 249 236 221 213 215 250 274 -0.3

Veracruz 810 740 676 710 778 825 761 869 941 933 1,015 2.3 Yucatán - 39 102 108 88 89 84 109 151 168 169 n.a.



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1.7.4.2 Reservas probadas de gas natural por región38

Las reservas totales remanentes39 de gas natural, conocidas también como 3P,

ascendieron a 61,236.0 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) al 1 de enero de 2010.

De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, la región Norte concentra 57.7%

del total, la Marina Suroeste 20.0%, la Sur 14.9% y la Marina Noreste

7.4%. Destaca que durante 2009, hubo un repunte de 1.4% de las reservas totales de gas

natural, principalmente porque la región Marina Suroeste incrementó su cuantificación de

reservas 3P, tanto de gas asociado como de no asociado respecto al año anterior.

Tabla 6

De la clasificación de las reservas totales de gas natural por su asociación con el aceite en el

yacimiento, se observa que las reservas 3P de gas asociado al 1 de enero de 2010 totalizan

44,046.7 mmmpc, representando 71.9% del total, como consecuencia de que la mayoría de

los yacimientos en el país son de aceite, y el restante 28.1% son reservas de gas no asociado.

En particular, la Región Norte aporta 33.9% de estas reservas, la mayor parte localizadas en

yacimientos de gas húmedo, mientras que la Región Marina Suroeste concentra 52.2%,

encontrándose la mayor parte de la reserva en yacimientos de gas y condensados. La Región

Sur por su parte explica 13.6% del total, ubicándose principalmente en yacimientos de gas y

condensado, y el complemento de 0.3% se localiza en la Región Marina Noreste en

Cuadro 35 Reservas remanentes totales de gas natural, 2000 -2010*

(miles de millones de pies cúbicos) Región

Año Tipo de gas Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

2000 Asociado 62,049.6 8,897.9 4,979.3 36,853.0 11,319.4 No asociado 16,236.9 0.0 1,935.7 7,321.5 6,979.7













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yacimientos de gas seco. Cabe señalar que de las remanentes totales se estima que el

volumen de las reservas de gas a entregar en las plantas procesadoras ascienda a 54,083.8

mmmpc, en tanto que las reservas de gas seco alcancen 44,712.2 mmmpc.

Las reservas probadas (1P) se estimaron de acuerdo con los lineamientos de reservas

emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos40. Para las

reservas probables y posibles, la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la

asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers (SPE) y American Association of

Petroleum Geologists (AAPG), así como por el comité nacional World Petroleum Council

(WPC). Estas organizaciones recomiendan las mejores prácticas de trabajo para tener un

modelo sustentable de reservas, basadas en criterios de evaluación técnica y utilizando la

información sísmica, petrofísica, geológica, de ingeniería de yacimientos, producción e

información económica. La integración de las reservas remanentes totales por categoría,

muestra que 27.5% son probadas, 33.8% probables y 38.7% posibles.

Graf. 2

La evolución histórica de las reservas probadas de gas natural del país se muestra que al 1

de enero de 2010 alcanzan 16,814.6 mmmpc, presentando una reducción de 4.7% con

respecto al año anterior. Las reservas de gas a entregar en plantas se ubicaron en 14,824.2

mmmpc. Mientras que las reservas probadas de gas seco ascienden a 11,966.1 mmmpc, de

las cuales la Región Sur concentra 38.3% y la Región Norte 28.1%.

Gráfica 22 Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1 de enero de 2010

(miles de millones de pies cúbicos)

23,727.2 61,236.0

20,694.3 37,508.9

16,814.6

Probadas Probables 2P Posibles 3P

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.



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Tabla 7

En términos exploratorios de hidrocarburos durante 2009 los descubrimientos permitieron

adicionar reservas 3P por 1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce)

de hidrocarburos, cifra que supera en 19.7% al volumen de reservas incorporadas en 2008

Nuevamente, destacan las Cuencas del Sureste, donde a pesar de considerarse cuencas

maduras siguen demostrando su gran potencial petrolero y se realizaron hallazgos por 1,710.5

mmbpce de hidrocarburos, que significa el 96.4% del total descubierto.

En la porción marina de las Cuencas del Sureste se adicionó 73.7% de las reservas 3P

incorporadas, destacan en esta área los descubrimientos realizados con la perforación y

terminación de los pozos Tsimin-1, Xux-1 e Ichalkil-1ADL de la Región Marina Suroeste y

Tekel-1, Kayab-1ADL y Chapabil-1A de la Región Marina Noreste. En la porción terrestre, la

adición de reservas 3P fue 22.7%, con respecto al total nacional incorporado, destacan los

volúmenes de reservas agregados con los pozos Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1

de la Región Sur. El resto de la incorporación exploratoria, es decir, 3.6%, se ubicó en la

Región Norte, donde las principales adiciones se dieron a través de los pozos Cougar-1 y

Parritas-1001.

Asimismo, durante 2009 se continuó dando un fuerte impulso a la actividad exploratoria en

aguas profundas del Golfo de México, donde sobresale el pozo Leek-1, que se perforó en un

tirante de agua de 851 metros y descubrió tres yacimientos de gas húmedo en areniscas del

Mioceno a profundidades de entre 3,100 a 3,300 metros bajo nivel del mar.

Los resultados anteriores, son consecuencia de las inversiones sostenidas que PEP ha

destinado para la incorporación de nuevas áreas de oportunidad, así durante 2009 se

invirtieron un total de 30,914 millones de pesos, que fue erogado principalmente en la

perforación y terminación de 75 pozos exploratorios y delimitadores, y en la toma de 18,032

kilómetros de sísmica 2D y 16,951 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Del total de los

Cuadro 36 Reservas probadas de gas seco por región, 2000 -2010*


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

Total 30,394 29,505 28,151 14,985 14,851 14,808 14,557 13,856 13,162 12,702 11,966 Sur 9,237 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464 6,245 5,453 5,199 4,782 4,582 Norte 16,402 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181 4,412 4,332 4,006 3,693 3,357 Marina Noreste 3,308 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658 2,460 2,198 1,891 1,840 1,602 Marina Suroeste 1,447 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505 1,440 1,873 2,066 2,386 2,426

* Cifras al 1 de enero de cada año. Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Pemex Exploración y Producción, varios años.



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pozos exploratorios, 29 fueron productores, lo que representó un éxito de 38.7% en

exploración 2.8% menos que el año previo.

De los pozos exploratorios terminados, 9 correspondieron al programa de evaluación del

potencial, 64 a incorporación de reservas y dos a delimitación de yacimientos. Los resultados

de la actividad exploratoria fueron: 29 pozos productores, de los cuales 13 fueron de aceite, 6

de gas seco, 9 de gas y condensado, y uno de gas húmedo; 10 pozos resultaron productores

no comerciales: tres de aceite, cinco de gas, y dos de gas y condensado; además, los 36

restantes fueron improductivos.

De los descubrimientos 41 en 2009, por lo que corresponde al gas natural, se adicionaron

3,733.0 mmmpc a la reserva 3P de los cuales 3,045.1 mmmpc corresponden a yacimientos

de gas no asociado. Los descubrimientos de gas natural a la reserva 1P llegaron a 566.2

mmmpc, y los descubrimientos considerados en la reserva 2P fueron de 1,277.9 mmmpc. Las

incorporaciones más importantes para el gas natural en la reserva 1P se ubicaron con la

perforación de los pozos Xux-1 (311.6 mmmpc), Cougar-1(49.0 mmmpc), Terra-1 (31.3

mmmpc), Bajlum-1 (24.8 mmmpc) y el Kayab-1ADL (19.9 mmmpc).

Tabla 8

Cuadro 37 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2009


Cuenca

Región

1P

2P

3P

Total 566.2 1,277.9 3,733.0

Burgos

58.6

115.5

226.3

Norte 58.6 115.5 226.3

Sabinas

49.0

59.0

72.5

Norte 49.0 59.0 72.5

Sureste

451.4

1,096.2

3,427.0

Marina Noreste 23.1 52.0 61.8

Marina Suroeste 326.1 697.4 2,827.1

Sur 102.2 346.8 538.1

Veracruz 7.2 7.2 7.2

Norte 7.2 7.2 7.2

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.



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1.7.4.3 Extracción de gas natural en México

En general durante 2009, el desarrollo de las actividades operativas de Petróleos Mexicanos

presentó resultados favorables en diversos aspectos, entre los que destacan el aumento en la

perforación de pozos, en adquisición de información sísmica y de la producción de crudo en la

mayoría de los activos, con excepción de Cantarell, donde se moderó la disminución; la

mejora en el aprovechamiento de gas natural; un mayor proceso y producción en los

complejos procesadores de gas y refinerías; inicio de la producción de gasolina Pemex Magna

UBA y Pemex Diesel UBA en tres refinerías; y el reinicio de la producción de acrilonitrilo en el

Complejo Petroquímico Morelos.

Del mismo modo que en exploración, los resultados en el ámbito de producción fueron

positivos durante el año conforme a la cadena de valor de PEP, tanto en desarrollo de campos

como en explotación de yacimientos. En el 41 Los descubrimientos son la incorporación de

reservas atribuibles a la perforación de pozos exploratorios que resultan productores en

nuevos yacimientos de hidrocarburos. primer caso, durante 2009 se terminaron 1,075 pozos

de desarrollo, 61.9% más (411 pozos) que el año anterior. Por regiones destaca la actividad en

la Región Norte con 917 pozos, 89.1% más que en 2008, debido al impulso a la perforación

en sus cuatro activos: 426 pozos terminados en el Activo Aceite Terciario del Golfo, 386 en

Burgos, 67 en Poza Rica-Altamira y 38 en Veracruz. Los pozos productores fueron 1,014, con

94.3% de éxito, 1.9% superior al año anterior.

En términos de explotación de yacimientos, durante 2009 se realizaron 3,219 intervenciones a

pozos para mantener su producción, 14.3% más que el año anterior. Esto fue resultado de una

mayor actividad en todas las regiones que permitió obtener una producción incremental de

184.5 mbd de crudo y 487 mmpcd de gas. Del total de intervenciones, 955 fueron

mayores, 1,911 menores y 353 estimulaciones.

La producción total de gas natural ascendió a 7,031 mmpcd, cantidad que incluye 496 mmpcd

de nitrógeno mismo que proviene junto con este hidrocarburo, debido al proceso de

recuperación secundaria utilizado para mantener la presión del campo Cantarell.



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Fig. 25

En 2009, la producción de gas natural hidrocarburo creció 3.9% respecto al año previo al

alcanzar 6,535 mmpcd, principalmente por la terminación de pozos y el aumento en la

producción de otros en los activos integrales Samaria Luna y Macuspana de la Región Sur (106

y 65 mmpcd, respectivamente), Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste (78 mmpcd),

y Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste (54 mmpcd). Cabe señalar que, en el cuadro

38 se muestra el dato de la producción de gas natural sin nitrógeno en la región Marina

Noreste a partir de 2007, como resultado de la aplicación de procesos de recuperación

secundaria del Activo Integral Cantarell, que ha provocado que la producción de los pozos

cercanos a la zona de transición presente un alto contenido de nitrógeno mezclado con el gas

hidrocarburo.

Tabla 9

Cuadro 38 Extracción de gas natural por región, 1999 -2009

(millones de pies cúbicos diarios) Región 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Producción de gas con nitrógeno

Extracción total 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 3.9 Marina Noreste 648 737 794 831 940 947 928 920 1,157 1,901 1,783 10.6 Marina Suroeste 922 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1.9 Sur 1,996 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 -2.2 Norte 1,224 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 7.6

Producción de gas hidrocarburo sin nitrógeno Extracción total 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,535 3.2 Marina Noreste 648 737 794 831 940 947 928 920 1,014 1,272 1,286 7.1

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: Pemex Exploración y Producción.



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Las regiones Norte y Sur fueron las principales abastecedoras de gas natural con una

producción conjunta de 4,137 mmpcd, cantidad que representó 63.3% de la producción

nacional de este hidrocarburo (sin considerar el nitrógeno). Le siguió en importancia la Región

Marina Noreste con una producción de 1,286 mmpcd y la Marina Suroeste con 1,112 mmpcd.

Todas las regiones, con excepción de la Norte, observaron un crecimiento en su producción

resultado de las inversiones en exploración y desarrollo de campos.

Graf 3

Las acciones para reducir el envío de gas natural a la atmósfera que se llevan a cabo son:

• Aumentar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión

(implantación del sistema de confiabilidad operacional).

• Mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento de gas amargo.

• Incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al campo Cantarell de 350

mmpcd a 1,230 mmpcd.

• Incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión de 2,480 mmpcd a 2,620

mmmpcd.

• Aumentar la capacidad de compresión. Instalación de dos turbocompresores y la

rehabilitación de otro.

mm

pcd

Po

r cie

nto

de

la

pro

du

cció

n

Gráfica 23 Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera 1, 1999-2009

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

25.0%

20.0%

15.0%

10.0%

4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573

4,824

5,915

5,407

6,289

6,150

6,535

6,983 7,031

2,000

1,000

5.0%

-

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

0.0% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gas asociado Gas no asociado Gas a la atmosfera Gas hidrocarburo a la atm. Gas hidrocarburo Gas natural con nitrógeno



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TEMA 2 NORMAS REGULADORAS, ACTUALIZADAS DEL USO Y MANEJO DEL GAS

NATURAL (http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=144)

2.1 Tabla de las Normas Oficiales Mexicanas (gas Natural y Gas Licuado) actual 2012.

Tabla 10

http://www.cre.gob.mx/articulo.aspx?id=144



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2.2 Hoja de Seguridad del Gas Natural.

2.2.1. Objetivo

El objetivo del presente es dar a conocer de forma general al usuario industrial las principales

características, riesgos y manejo del gas natural. Pretende también ser un documento

introductorio a la forma de proceder en caso de alguna fuga o siniestro dentro de las

instalaciones del usuario industrial que se coordinará posteriormente dentro de un Plan de

Protección de Accidentes. SISTEMAS TEXTILES S.A. DE C.V.

El Gas natural.

Fig 26

2.2.2 Identificación del producto

Hoja de Datos de Seguridad para Sustancias Químicas No: HDSSQ-001

Nombre del Producto: Gas Natural

Nombre Químico: Metano

Familia Química: Hidrocarburos del Petróleo

Fórmula Molecular: Mezcla (CH +C H +C H )

4 2 6 3 8

Sinónimos: Gas natural licuado, gas natural comprimido, gas de los pantanos, grisú, hidruro de metilo,

liquefied Natural Gas (LNG).



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2.2.3 Composición e información de los componentes

MATERIAL % Número CAS

(Chemical Abstracs

Service)

Riesgo a la Salud

Gas Natural (Metano) 88 74-82-8 Asfixiante Simple

Etano 9

Odorífico

Propano 3

Etil Mercaptano

(Odorizante)

17-28 ppm

El CAS del Etil Mercaptano es 75-08-01 y el ACGIH TLV: 0.5 ppm

2.2.4 Identificación de Riesgo.

HR: 3 = (HR = Clasificación de Riesgo, 1 = Bajo, 2 = Mediano, 3 = Alto).

El gas natural es más ligero que el aire (su densidad relativa es 0.61; aire = 1.0) y a pesar

de sus altos niveles de inflamabilidad y explosividad las fugas o emisiones en aire libre se

disipan rápidamente en las capas superiores de la atmósfera, dificultando la formación de

mezclas explosivas con el aire. Esta característica permite su preferencia y explica su uso cada

vez más generalizado en instalaciones domésticas, industriales y como carburante para

motores de combustión interna. Presenta además ventajas ecológicas ya que al quemarse

produce bajos índices de contaminación, en comparación con otros combustibles.

2.2.4.1 Situación de emergencia

Gas altamente inflamable. Deberá mantenerse alejado de fuentes de ignición, chispas, flama y

calor. Las conexiones eléctricas domésticas o carentes de clasificación son las fuentes de

ignición más comunes.

Solo debe manejarse en sitios bien ventilados o proveerse de buena ventilación para conseguir

la inmediata disipación de posibles fugas evitando su acumulación en espacios confinados ya

que desplaza al oxígeno disponible para respirar. Su olor característico no siempre puede

advertirnos de la presencia de concentraciones potencialmente peligrosas.



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2.2.4.2 Efectos Potenciales a la Salud

El gas natural no tiene color, sabor ni olor, por lo que es necesario odorizarlo para advertir su

presencia en caso de fuga. Efectos potenciales en:

Ojos: El contacto con una fuga de gas natural licuado o comprimido puede provocar

congelamiento, seguido de hinchazón y/o daño ocular.

Piel: Puede provocar quemaduras frías si en fase líquida hace contacto con la piel. Inhalación:

El gas natural es un asfixiante simple, ya que al mezclarse con el aire ambiente,

desplaza al oxígeno y entonces se respira un aire deficiente en oxígeno. Los efectos de

exposición prolongada pueden incluir: dificultad para respirar, mareos, posibles náuseas

y eventual inconsciencia, cuando los niveles de oxígeno decaen del

21% a cerca del 19.5%.

Ingestión: En condiciones normales, no se presenta riesgo de ingestión.

2.2.5 Primeros Auxilios.

2.2.5.1 Ojos: El gas natural licuado (-162 °C) puede salpicar a los ojos provocando un severo

congelamiento del tejido, irritación, dolor y lagrimeo. Aplique, con mucho cuidado, agua tibia en

el ojo afectado. Solicite atención médica. Deberá manejarse con precaución el gas natural

cuando esta comprimido ya que una fuga provocaría lesiones por la presión contenida en los

cilindros.

2.2.5.2 Piel: Al salpicar el gas natural licuado sobre la piel provoca quemaduras por frío,

similares al congelamiento. Mojar el área afectada en agua tibia o irrigar con agua corriente. No

use agua caliente. Quítese la ropa y los zapatos impregnados. Solicite atención médica.

2.2.5.3 Inhalación: No deberá exponerse a altas concentraciones de gas, en caso de lesiones,

aléjelos del área contaminada para que respiren aire fresco. Si la víctima no respira, inicie de

inmediato resucitación cardiopulmonar (CPR). Si presenta dificultad para respirar, administre

oxígeno medicinal (solo personal calificado) Solicite atención medica inmediata. El gas

natural es un asfixiante simple, que al mezclarse con el aire ambiente, desplaza al oxigeno y

entonces se respira un aire deficiente en oxigeno. Los efectos de exposición prolongada

pueden incluir dificultad para respirar, mareos, posibles náuseas y eventual inconsciencia.



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2.2.5.4 Ingestión: La ingestión de este producto no es un riesgo normal.

2.2.6 Peligros de Explosiones e Incendios.

Fig. 27

Calibración de las alarmas en los detectores de mezclas explosivas:

Punto 1 = 20% del LIE. - Alarma visual y audible de

presencia de gas en el ambiente.

Punto 2 = 60% del LIE.- Se deberán ejecutar acciones de bloqueo de válvulas,

disparo de motores, etc., antes de llegar a la Zona Explosiva.

Zona Explosiva. Las mezclas del gas natural con aire en concentraciones entre 4.5 % y 14.5

% son explosivas, solo hará falta una fuente de ignición para que se desencadene una

violenta explosión.

Zona A

e)

Zona Explosiva

)

Punto 2 * Zona B

Punto 1 *

Punto de Flash – 222.0 °C Temperatura de Auto ignición 650.0°C Límites de Explosividad:

Inferior 4.5 % Superior 14.5 %

Punto de Flash: Una sustancia con punto de flash de 38

°C o menor se considera peligrosa; entre 38 °C y 93 °C,

moderadamente inflamable; mayor a 93 °C la

inflamabilidad es baja (combustible). El punto de flash del

gas natural ( – 222.0 °C) lo hace un compuesto

Mezcla de

Aire +

Gas Natural

Zonas A y B: En condiciones ideales de homogeneidad, las mezclas de aire con

menos de 4.5% y más de 14.5% de gas natural no explotarán, aún en presencia

de una fuente de ignición, sin embargo, en condiciones prácticas, deberá

desconfiarse de las mezclas cuyos contenidos se acerquen a la zona explosiva.

En la Zona Explosiva solo se necesita una fuente de ignición para desencadenar

un incendio o explosión.

(100% Metano + 0% Aire)

(14.5% Metano + 85.5% Aire)

(4.5% Metano + 95.5% Air

Límite Superior de Explosividad (LSE) Límite Inferior de Explosividad (LIE)



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Extinción de Incendios: Polvo químico seco (púrpura K = bicarbonato de potasio,

bicarbonato de sodio, fosfato monoamónico) bióxido de carbono y aspersión de agua

para las áreas afectadas por el calor o circundantes. Apague el fuego bloqueando la

fuente de fuga.

Instrucciones Especiales para el Combate de Incendios:

a) Fuga de gas natural a la atmósfera, sin incendio:

Si esto sucede a la intemperie el gas natural se disipa fácilmente en las capas superiores

de la atmósfera;

contrariamente, cuando queda atrapado en la parte inferior de techumbres se forman

mezclas explosivas con gran potencial para explotar, y explotarán violentamente al encontrar

una fuente de ignición.

Algunas recomendaciones para evitar este supuesto escenario son:

El gas natural o metano es más ligero que el aire y por lo tanto, las fugas ascenderán

rápidamente a las capas superiores de la atmósfera, disipándose en el aire. Las

techumbres deberán tener preventivamente venteos para desalojar las nubes de gas, de lo

contrario, lo atraparán riesgosamente en las partes altas. Verificar anticipadamente por

medio de pruebas y Auditorías que la integridad mecánica-eléctrica de las instalaciones

está en óptimas condiciones (diseño, construcción y mantenimiento):

Especificaciones de tubería (válvulas, conexiones, accesorios, etc.) y prácticas

internacionales de ingeniería.

Detectores de mezclas ex plosivas, calor y humo con alarmas audibles y visuales.

Válvulas de operación remota para aislar grandes inventarios, entradas, salidas,

etc., en prevención a posibles fugas, con actuadores local y remoto en un refugio confiable.

Redes de agua contra incendio permanentemente presionadas, con sistemas

disponibles de aspersión, hidrantes y monitores, con revisiones y pruebas frecuentes.

Extintores portátiles.

El personal de operación, mantenimiento, seguridad y contraincendio deberá estar

capacitado, adiestrado y equipado para cuidar, manejar, reparar, y atacar incendios o

emergencias, que deberá demostrarse a través de simulacros operacionales (falla



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eléctrica, falla de aire de instrumentos, falla de agua de enfriamiento, rotura de ducto de

transporte, etc.) y contraincendio.

b) Incendio de una fuga de gas natural: Active el Plan de Emergencia según la magnitud

del evento. Aún sin incendio, asegúrese que el personal utilice el equipo de protección para

combate de incendios. Bloquee las válvulas que alimentan la fuga y proceda con los

movimientos operacionales de ataque a la emergencia mientras enfría con agua las superficies

expuestas al calor, ya que el fuego, incidiendo sobre tuberías y equipos provoca daños

catastróficos.

Peligro de Incendio y Explosión: El gas natural y las mezclas de éste con el aire ascenderán

rápidamente a las capas superiores de la atmósfera; en ciertas concentraciones son

explosivas. En una casa, habitación, o techumbre industrial, una fuga de gas natural asciende

hacia el techo, y si ésta no tiene salida por la parte más alta, se quedará atrapada como se

muestra en los dibujos (abajo), parte del gas sale por las ventanas y puertas hacia la atmósfera

exterior, y otra parte se queda “atrapada” en la parte inferior del techo y en el momento en que

se produzca alguna chispa (al energizar algún extractor, ventilador o el alumbrado) se

producirá una violenta explosión.

Fig 28 Correcta ventilación de las instalaciones donde exista uso de GN



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2.2.7. Respuesta en caso de fuga

Fuga en Espacios Abiertos: Proceda a bloquear las válvulas que alimentan la fuga. El gas

natural se disipará fácilmente. Tenga presente la dirección del viento.

Fuga en Espacios Cerrados: Elimine precavidamente fuentes de ignición y prevenga venteos

para expulsar las probables fugas que pudieran quedar atrapadas.

2.2.8. Precauciones para el manejo y almacenamiento

Todo sistema donde se maneje gas natural debe construirse y mantenerse de acuerdo a

especificaciones que aseguren la integridad mecánica y protección de daños físicos. En caso

de fugar en un lugar confinado, el riesgo de incendio o explosión es muy alto.

Precauciones en el Manejo: Evite respirar altas concentraciones de gas natural. Procure la

máxima ventilación para mantener las concentraciones de exposición por debajo de los límites

recomendados. Nunca busque fugas con flama o cerillos. Utilice agua jabonosa o un detector

electrónico de fugas.

2.2.9. Controles contra exposición y protección personal

Controles de Ingeniería: Utilice sistemas de ventilación natural en áreas confinadas,

donde existan posibilidades de que se acumulen mezclas inflamables. Observe las normas

eléctricas aplicables para este tipo de instalaciones (NFPA-70, “Código Eléctrico Nacional”).

Equipo de Protección Personal: Es obligatorio el uso del uniforme de trabajo durante toda la

jornada:

Casco; para la protección de la cabeza contra impactos, penetración, shock eléctrico y

quemaduras. Lentes de seguridad; para protección frontal, lateral y superior de los ojos.

Ropa de trabajo: Camisola manga larga y pantalón o coverall de algodón 100 % y guantes de

cuero. Botas industriales de cuero con casquillo de protección y suela anti -derrapante a prueba

de aceite y químicos.

Evite el contacto de la piel con metano en fase líquida ya que se provocarán quemaduras por

congelamiento.



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Protección Respiratoria: Utilizar líneas de aire comprimido con mascarilla, o aparatos auto

contenidos para respiración (SCBA) ya que una mezcla aire + metano es deficiente en oxígeno

y asfixiante para respirarlo. La mezcla puede ser explosiva, requiriéndose aquí, precauciones

extremas, ya que al encuentra una fuente de ignición, explotará.

. Propiedades físicas / químicas

Fórmula Molecular Mezcla (CH 4 + C2H6 + C3H8)

Peso Molecular 18.2

Temperatura de Ebullición @ 1 atmósfera – 160.0 °C

Temperatura de Fusión – 182.0 °C

Densidad de los Vapores (Aire = 1) @ 15.5 °C 0.61 (Más ligero que el aire) Densidad del Líquido

(Agua = 1) @ 0°/4 °C 0.554

Relación de Expansión 1 litro de líquido se convierte en 600 litros de gas

Solubilidad en Agua @ 20 °C Ligeramente soluble (de 0.1 @ 1.0%)

Apariencia y Color Gas incoloro, insípido y con ligero olor a huevos

podridos (por la adición de mercaptanos para detectar su presencia en caso de fugas de acuerdo a Norma

Pemex No 07.3.13 4

2.2.10. Estabilidad y reactividad

Estabilidad Química: Estable en condiciones normales de almacenamiento y manejo.

Condiciones a Evitar: Manténgalo alejado de fuentes de ignición y calor intenso ya que

tiene un gran potencial de inflamabilidad, así como de oxidantes fuertes con los

cuales reacciona violentamente (pentafloruro de bromo, trifloruro de cloro, cloro, flúor,

heptafloruro de yodo, tetrafloroborato de dioxigenil, oxígeno líquido, ClO2, NF3, OF2).

Productos Peligrosos de Descomposición: Los gases o humos que produce su combustión son:

bióxido de carbono y monóxido de carbono (gas tóxico).

Peligros de Polimerización: No polimeriza.



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2.2.11. Información toxicológica

El gas natural es un asfixiante simple que no tiene propiedades peligrosas inherentes, ni

presenta efectos tóxicos específicos, pero actúa como excluyente del oxígeno para los

pulmones. El efecto de los gases asfixiantes simples es proporcional al grado en que disminuye

el oxígeno en el aire que se respira. En altas concentraciones pueden producir asfixia.

2.2.12. Información ecológica

El gas natural es un combustible limpio, los gases producto de la combustión, tienen

escasos efectos adversos en la atmósfera. Sin embargo, las fugas de metano están

consideradas dentro del grupo de Gases de Efecto Invernadero, causantes del fenómeno de

calentamiento global de la atmósfera (con un potencial 21 veces mayor que el CO2). El gas

natural no contiene ingredientes que destruyen la capa de ozono. Su combustión es más

eficiente y limpia por lo que se considera un combustible ecológico que responde

satisfactoriamente a los requerimientos del INE, SEMARNAP y la Secretaría de Energía, así

como a la normatividad que entró en vigor a partir de 1998.

2.2.13. Disposición de los residuos

El gas natural no deja residuos.

“Requisitos Mínimos de Seguridad para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e

Inspección de Tuberías de Transporte”.

2.2.14. Información sobre su transportación

Nombre Comercial Gas Natural

Identificación *DOT 1971 y 1972 (Organización de Naciones Unidas) Clasificación de

Riesgo *DOT Clase 2; División 2.1

Leyenda en la etiqueta GAS INFLAMABLE



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Fig. 29 número asignado GN por la ONU

2.2.15. Reglamentación

Leyes, Reglamentos y Normas: La cantidad de reporte del gas natural es de 500 kg, de

acuerdo con la Ley

General del Equilibrio Ecológico y Protecció n al Ambiente.

2.2.16. Información adicional

Las instalaciones, equipos, tuberías y accesorios (mangueras, válvulas, conexiones, etc.)

utilizados para el almacenamiento, manejo y transporte de gas natural deben diseñarse,

fabricarse y construirse de acuerdo a las normas aplicables y mantenerse herméticos para

evitar fugas.

El suministro de gas natural, para quemarse en las fuentes fijas, se hace a través de ductos

subterráneos de transporte y distribución. Se suministra en diferentes rangos de presió n (de 4

a 32 kgf/cm2) y temperatura (de 8 a 38 °C) a la industria y a las redes de distribución comercial

y doméstica, donde se utiliza en:

a) Generación de energía eléctrica (termoeléctricas). b) Generación de vapor.

c) Calentadores de fuego directo.

d) Turbo-maquinaria (turbo-compresores, turbo-bombas, turbo-sopladores).

e) Estaciones distribuidoras de gas natural para carburación de motores (tractores

agrícolas, automotores, camiones, etc.). Se utilizan dos sistemas: gas natural comprimido

(temperatura ambiente y presión máxima de 210 kgf/cm2) y gas natural licuado a 6.3 kgf/cm2

y temperatura de –140°C con tanques termo.



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f) Usos domésticos y comerciales.

g) En la industria petroquímica se utiliza principalmente como materia prima para producir

amoníaco, metanol, etileno, polietileno.

Se requiere que el personal que trabaja con gas natural sea entrenado apropiadamente en los

procedimientos de manejo y operación, de acuerdo a las normas aplicables. La instalación y

mantenimiento de los sistemas y recipientes debe realizarse por personas calificadas y

entrenadas.

La información presentada en este documento se considera verdadera a la fecha de emisión.

Sin embargo, no existe garantía expresa o implícita respecto a la exactitud y totalidad de

conceptos que deben incluirse, o de los resultados obtenidos en el uso de este material.

Asimismo, el productor no asume ninguna responsabilidad por daños o lesiones al comprador

o terceras personas por el uso indebido de este material, aún cuando se cumplan las

indicaciones de seguridad expresadas en este documento, el cual se preparó sobre la base

de que el comprador asume los riesgos derivados del mismo.



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TEMA 3. INGENIERIA DEL GAS NATURAL.

3.1 Fluido.

Se denomina fluido a un tipo de medio continuo formado por alguna sustancia entre cuyas

moléculas hay una fuerza de atracción débil. Los fluidos se caracterizan por cambiar de forma

sin que existan fuerzas restitutivas tendentes a recuperar la forma "original" (lo cual constituye

la principal diferencia con un sólido deformable). Un fluido es un conjunto de partículas que se

mantienen unidas entre si por fuerzas cohesivas débiles y/o las paredes de un recipiente; el

término engloba a los líquidos y los gases. En el cambio de forma de un fluido la posición que

toman sus moléculas varía, ante una fuerza aplicada sobre ellos, pues justamente fluyen.

Los líquidos toman la forma del recipiente que los aloja, manteniendo su propio volumen,

mientras que los gases carecen tanto de volumen como de forma propios. Las moléculas no

cohesionadas se deslizan en los líquidos, y se mueven con libertad en los gases. Los fluidos

están conformados por los líquidos y los gases, siendo los segundos mucho menos viscosos

(casi fluidos ideales).

3.2 Propiedades de los Fluidos.

La posición relativa de sus moléculas puede cambiar de forma abrupta.

Todos los fluidos son compresibles en cierto grado. No obstante, los líquidos son fluidos igual

que los gases.

Tienen viscosidad, aunque la viscosidad en los gases es mucho menor que en los líquidos.

Compresible: Esta propiedad de los fluidos les permite mediante un agente externo al cambio

de su velocidad y volumen, esta características son muy usadas para la industria como

palancas de presión.

Distancia Molecular Grande: Esta es unas características de los fluidos la cual sus moléculas

se encuentran separadas a una gran distancia en comparación con los sólidos y esto le permite

cambiar muy fácilmente su velocidad debido a fuerzas externas y facilita su compresión. Fuerza

De Van Der Waals:

Esta fuerza fue descubierta por el físico holandés Johannes van der Waals, el físico encontró



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la importancia de considerar el volumen de las moléculas y las fuerzas intermoleculares y en la

distribución de cargas positivas y negativas en las moléculas estableciendo la relación entre

presión, volumen, y temperatura de los fluidos. Toman Las Forma Del Recipiente Que Lo

Contiene: Debido a su separación molecular los fluidos no poseen una forma definida por tanto

no se puede calcular su volumen o densidad a simple vista, para esto se introduce el fluido en

un recipiente en el cual toma su forma y así podemos calcular su volumen y densidad, esto

facilita su estudio

3.2.1 Clasificación

Los fluidos se pueden clasificar de acuerdo a diferentes características que presentan en:

a) Newtonianos: es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo. La

curva que muestra la relación entre el esfuerzo o cizalla contra su tasa de deformación es lineal

y pasa por el origen, es decir, el punto [0,0]. El mejor ejemplo de este tipo de fluidos es el agua

en contraposición al pegamento, la miel o los geles que son ejemplos de fluido no newtoniano.

Un buen número de fluidos comunes se comportan como fluidos newtonianos bajo condiciones

normales de presión y temperatura: el aire, el agua, la gasolina, el vino y algunos aceites

minerales.

Ecuación constitutiva

Matemáticamente, el rozamiento en un flujo unidimensional de un fluido newtoniano se puede

representar por la relación:

Cv c

(Ec. 1)

Donde:

Ƭ es la tensión tangencial ejercida en un punto del fluido o sobre una superficie sólida en

contacto con el mismo, tiene unidades de tensión o presión ([Pa]).

µ es la viscosidad del fluido, y para un fluido newtoniano depende sólo de la temperatura,

puede medirse en [Pa·s] o [kp·s/cm2].



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dv / dx es el gradiente de velocidad perpendicular a la dirección al plano en el que estamos

calculando la tensión tangencial, [s−1].

La ecuación constitutiva que relaciona el tensor tensión y el gradiente de velocidad y la presión

en un fluido newtoniano es simplemente:

(Ec. 2)

Viscosidad y temperatura

A medida que aumenta la temperatura de un fluido líquido, disminuye su viscosidad. Esto

quiere decir que la viscosidad es inversamente proporcional al aumento de la temperatura. La

ecuación de Arrhenius predice de manera aproximada la viscosidad mediante la ecuación:

(

) (Ec 3)

b) Fluido no-newtoniano

Un fluido no newtoniano es aquel fluido cuya viscosidad varía con la temperatura y la tensión

cortante que se le aplica. Como resultado, un fluido no-newtoniano no tiene un valor de

viscosidad definido y constante, a diferencia de un fluido newtoniano.

Aunque el concepto de viscosidad se usa habitualmente para caracterizar un material, puede

resultar inadecuado para describir el comportamiento mecánico de algunas sustancias, en

concreto, los fluidos no newtonianos. Estos fluidos se pueden caracterizar mejor mediante otras

propiedades reológicas, propiedades que tienen que ver con la relación entre el esfuerzo y los

tensores de tensiones bajo diferentes condiciones de flujo, tales como condiciones de esfuerzo

cortante oscilatorio.

Un ejemplo barato y no tóxico de fluido no newtoniano puede hacerse fácilmente añadiendo

almidón de maíz en una taza de agua. Se añade el almidón en pequeñas proporciones y se

revuelve lentamente. Cuando la suspensión se acerca a la concentración crítica es cuando las

propiedades de este fluido no newtoniano se hacen evidentes. La aplicación de una fuerza con

la cucharilla hace que el fluido se comporte de forma más parecida a un sólido que a un líquido.

Si se deja en reposo recupera su comportamiento como líquido. Se investiga con este tipo de

fluidos para la fabricación de chalecos antibalas, debido a su capacidad para absorber la



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energía del impacto de un proyectil a alta velocidad, pero permaneciendo flexibles si el impacto

se produce a baja velocidad.

Un ejemplo familiar de un fluido con el comportamiento contrario es la pintura. Se desea que

fluya fácilmente cuando se aplica con el pincel y se le aplica una presión, pero una vez

depositada sobre el lienzo se desea que no gotee. Otro es la maicena.

Dentro de los principales tipos de fluidos no newtonianos se incluyen los siguientes:

Tabla 11 Tipos de fluidos, sus comportamientos y características

Tipo de fluido Comportamiento Características Ejemplos

Plástico perfectoLa aplicación de una deformación no conlleva

un esfuerzo de resistencia en sentido contrario

Metales dúctiles una vez

superado el límite elástico

Plástico de Bingham

Relación lineal, o no lineal en algunos casos,

entre el esfuerzo cortante y el gradiente de

deformación una vez se ha superado un

determinado valor del esfuerzo cortante

Pseudoplástico

Fluidos que se comportan como seudoplásticos

a partir de un determinado valor del esfuerzo

cortante

Dilatante

Fluidos que se comportan como dilatantes a

partir de un determinado valor del esfuerzo

cortante

SeudoplásticoLa viscosidad aparente se reduce con el

gradiente del esfuerzo cortante

Algunos

coloides, arcilla, leche, gelati

na, sangre.

DilatanteLa viscosidad aparente se incrementa con el

gradiente del esfuerzo cortante

Soluciones concentradas

de azúcar en agua,

suspensiones de almidón de

maíz o de arroz.

Material de MaxwellCombinación lineal en serie de

efectos elásticos y viscosos

Metales, materiales

compuestos

Fluido Oldroyd-B

Combinación lineal de comportamiento

como fluido newtoniano y como material de

Maxwell

Material de KelvinCombinación lineal en paralelo de

efectos elásticos y viscosos

PlásticoEstos materiales siempre vuelven a un estado

de reposo predefinido

ReopécticoLa viscosidad aparente se incrementa con la

duración del esfuerzo aplicadoAlgunos lubricantes

TixotrópicoLa viscosidad aparente decrece con la duración

de esfuerzo aplicado

Algunas variedades

de mieles, kétchup,

algunaspinturas antigoteo.

Plásticos

Barro, algunos coloides

Fluidos que siguen la ley

de potencias

Fluidos viscoelásticosBetún, masa

panadera, nailon, plastilina

Fluidos

cuya viscosidaddepende

del tiempo



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O también en:

Líquidos

Gases

Incluso el plasma puede llegar a modelarse como un fluido, aunque este contenga cargas

eléctricas.1

3.3. Características de los hidrocarburos.

3.3.1 Definición.

Los hidrocarburos son compuestos de gran abundancia en la naturaleza y están integrados

por átomos de carbono e hidrógeno, los primeros disponen un armazón de estructural al que se

unen los átomos de hidrógeno. Forman el esqueleto básico de las moléculas de la materia

orgánica, por lo que también son conocidos como compuestos orgánicos.

Asimismo los podemos encontrar en formaciones geológicas, tanto en estado líquido

(denominado comúnmente con el nombre de petróleo) como en estado gaseoso (gas natural).

Así es como estos hidrocarburos estipulan una actividad económica de primera importancia a

nivel mundial, pues constituyen los principales combustibles fósiles, además sirven de materia

prima para todo tipo de plásticos, ceras y lubricantes. Pero, son estas formas de elevado valor

económico (petróleo y sus derivados), las responsables de graves problemas de contaminación

en el medio natural, a nivel de superficie e incluso afectan a grandes reservas de agua

subterránea. Es por ello por lo que al final de este título se les dedica un epígrafe especial.

3.3.2 Clasificación.

Los hidrocarburos se clasifican según la estructura de los enlaces existentes entre los átomos

de carbono que componen la molécula.



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3.3.2.1 Hidrocarburos alifáticos:

En este primer apartado, los átomos de carbono se disponen formando una cadena lineal;

éstos se subdividen en:

A ) Alcanos (hidrocarburos saturados o parafinas),

Ttienen enlaces simples o sigma, es decir, covalentes por compartición de un par de electrones

en un orbital s entre sus átomos de carbono. Se presentan en estado gaseoso, líquido o sólido

según el tamaño de la cadena de carbonos. Hasta 4 ó 5 carbonos son gases, de seis a 12 son

líquidos y de 12 y superiores se presentan como sólidos aceitosos (parafinas). Todos son

combustibles, y liberan grandes cantidades de energía durante la combustión. Su reactividad

es muy reducida en comparación con otros compuestos orgánicos (parafinas viene del latín y

significa poca afinidad). La relación C/H es de CnH2n+2 siendo n el número de átomos de

carbono de la molécula (advertir que esta relación sólo se cumple en alcanos lineales o

ramificados no cíclicos, por ejemplo el ciclobutano, donde la relación es CnH2n). La estructura

de un alcano sería de la forma:

Los alcanos se obtienen en su mayoría del petróleo, ya sea de forma directa o mediante

pirolisis (rotura de térmica de moléculas de mayor tamaño). Son los compuestos de partida

para la fabricación de otros compuestos orgánicos. Son importantes sustancias de la industria

química y también los combustibles más importantes de la economía mundial.

El punto de partida para la elaboración de alcanos es siempre el gas natural y el petróleo (que

es destilado en las refinerías y procesado en varios productos diferentes, por ejemplo la

gasolina).

A’) Hidrocarburos insaturados

Son los que tienen uno o más enlaces dobles (alquenos u olefinas) o triples (alquinos) entre

sus átomos de carbono, estos enlaces se caracterizan por ser más fuertes que los simples, por

lo que su degradación requiere de una mayor aportación de energía.

H H H H | | | | H - C - C - ... - C - C – H Fig. 30 Alcano | | | | H H H H



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Hidrocarburos cíclicos, que se subdividen en:

B ) Hidrocarburos policíclicos,

Que tienen cadenas cerradas de 3, 4, 5, 6, 7 y 8 átomos de carbono saturados o no saturados.

Como ejemplo, encontraríamos el ciclohexano.

B ‘) Hidrocarburos aromáticos,

Son los que ostentan al menos un anillo aromático aparte de otros tipos de enlaces que puedan

tener. Son polienos ciclícos conjugados que cumplen la Regla de Hückel , o sea, que tienen un

total de 4n+2 electrones pi en el anillo. Y que cumplen, al menos las siguientes premisas, que

los dobles enlaces resonantes de la molécula estén conjugados y que se den al menos dos

formas resonantes equivalentes. La característica fundamental de este grupo de hidrocarburos,

sin contar con su aromicidad, es su gran estabilidad y la dificultad de romper los enlaces entre

sus carbonos. El máximo exponente de la familia de los hidrocarburos aromáticos es el

benceno (C6H6), pero existen otros ejemplos, como la familia de anulenos . Entre los

exponentes más importantes se encuentran los llamados BTEX, benceno, tolueno, etilbenceno

y xileno, muy perjudiciales para la salud por estar implicados en numerosos tipos de cáncer y

que habrán de tomar muchas medidas al respecto en caso de fugas o derrames.

B “) Hidrocarburos naftalénicos o hidrocarburos aromáticos policíclicos.

Los hidrocarburos aromáticos policíclicos también conocidos por sus siglas, HAP’s; están

constituidos por dos o más anillos fusionados, con resonancia electrónica entre sus átomos de

carbono. Los HAP´s constituyen contaminantes orgánicos relacionados con las actividades

humanas, en especial con aquellas derivadas del tratamiento y posterior combustión del

petróleo y sus derivados. Son compuestos estables y altamente tóxicos, algunos potentes

carcinógenos y otros mutagénicos.

Dentro de este subgrupo hay dos clases:

-los de bajo peso molecular que tienen de 2 a 3 anillos aromáticos como el naftaleno, fluoreno,

fenantreno y antraceno y derivados,

-y los de alto peso molecular que tienen de 4 a 7 anillos aromáticos como el criseno , que son

relativamente inmóviles y, por ende, de baja volatilidad.



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Estos compuestos se encuentran distribuidos en el suelo, mar, sistemas fluviales y sedimentos,

su presencia se ha atribuido principalmente a los derrames de petróleo y descargas de plantas

petroquímicas.

Algo que es muy común en cualquiera de los grupos de hidrocarburos expuestos más arriba es

la sustitución de uno o varios de sus hidrógenos por otro átomo o grupos funcionales que se

mencionarán más adelante. La importancia de estas sustituciones, en el caso que nos ocupa

radica que, ya que variará el comportamiento químico de molécula, también lo hará la facilidad

con la que estos compuestos podrán ser degradados, tanto de forma natural como antrópica,

una vez que hayan acabado en el medio. Las sustituciones más habituales son:

-Por átomos halógenos .Tienen una alta densidad. Son usados en refrigerantes, disolventes,

pesticidas, repelentes de polillas, en algunos plásticos y en funciones biológicas (ejemplo: DDT,

cloroformo, PCB, ….)

-Por grupos hidroxilo (-OH); formando el grupo de los llamados alcoholes. Son no polares y por

lo que atrae a las moléculas de agua. Tienen un punto de ebullición elevado, por lo que se

volatilizan con facilidad.Los alcoholes con alto peso molécular son solubles en agua.

-Por grupo carboxilo (-COOH) dando lugar a los ácidos carboxílicos, por lo general son solubles

en agua. Tienen un fuerte olor desagradable y forman sales metálicas en las reacciones ácido-

base.

-Los ésteres son derivados de los ácidos carboxílicos en los que -OH del grupo carboxilo ha

sido reemplazado por un -O R de un alcohol. Tienen aromas fuertes y son volátiles.

-Los éteres casi no son reactivos. No son solubles pero sí son volátiles. La estructura del los

éteres es: R-O-R'; un átomo de oxígeno unido a dos grupos hidrocabonados.



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Tabla 12. Fracción de hidrocarburos separados por destilación

FRACCIÓN NÚMERO

DE

CARBONOS

POR

MOLÉCULA

RANGO DE

TEMPERATURA

DE

EBULLICIÓN

(ºC)

USOS

Gas 1 a 4 20 Calefacción

doméstica,

cocina,…

Gasolina 5 a 10 20 a 190 Fuel,

benceno,…

Keroseno 11 a 13 190 a 260 Fuel, jet

fuel,…

Diesel 14 a 18 260 a 360 Diesel-fuel,

fuel-oil,..

Gases

pesados y

aceites

lubricantes

19 a 40 360 a 530 Ceras,

vaselinas,

lubricantes,…..

3.4 Gas Natural.

Es un energético natural de origen fósil, que se encuentra normalmente en el subsuelo

continental o marino. El gas natural se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas

subterráneas. Pero en ocasiones, el gas natural se queda atrapado debajo de la tierra por

rocas sólidas que evitan que el gas fluya, formándose lo que se conoce como un yacimiento.



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3.5 Propiedades del gas natural.

Para entender y predecir el comportamiento de yacimientos de petróleo y de gas como una

función de presión, el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento

deben ser conocidas. Estas propiedades, por lo general son determinadas por experimentos de

laboratorio realizados sobre las muestras de fluidos obtenidas de pozos. En ausencia de éstas

propiedades experimentales, el trabajo de caracterización y estudio de yacimientos sería muy

difícil.

En éste artículo serán estudiadas las propiedades del gas natural, y para ello es necesario

conocer un poco acerca del gas.

Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene

ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio donde es

colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e

hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural

son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeñas cantidades de hexano y más

componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de

carbono, el sulfúro de hidrógeno, y el nitrógeno.

El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades

químicas de los gases son indispensable para el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas.

Entre las propiedades podemos encontrar:

1.- Peso molecular del gas (PMg).

2.- Gravedad específica (GE).

3.- Densidad del gas .

4.- Viscosidad del gas (ug).

5.- Factor de compresibilidad del gas (Z).

6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg).

7.- Volumen específico (v).

8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg).



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3.5.1. Peso molecular del gas (PMg):

Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas natural.

Las unidades del peso molecular son: Kgr/Kmol ó Lb/lbmol.

El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del gas se

obtiene sumando la fracción molar de cada i-esimo componente por su respectivo peso

molecular.

∑ …….(Ec.4)

3.5.2. Gravedad específica (GE):

Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia.

Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas se encuentren a la

misma presión y temperatura. Si asumimos un comportamiento de gas ideal para ambas

sustancias, la gravedad específica se puede expresar en función de los pesos moleculares de

cada sustancia.

GE = GEgas / GEaire

GE = PMg / PMaire

Siendo el peso molecular del aire seco=29 lb/lbmol.

Ambas relaciones son válidas y su unidad es: adimensional.

3.5.3. Densidad del gas :

Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas

natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:



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(

)

(

)

3.5.4. Viscosidad del gas (ug):

Es la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad del esfuerzo cortante, que se aplica a

una porción de fluido para que adquiera movimiento (viscosidad dinámica).

Hay distinto tipos de viscosidad , siendo las de mayor estudio la dinámica y la cinemática,

siendo ésta última la resistencia que se genera al fluir un fluido bajo el efecto de la gravedad.

La viscosidad de los gases tendrán el siguiente comportamiento:

- A bajas presiones (menor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura aumentará la viscosidad

del gas .

- A altas presiones (mayor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad.

- A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta.

- La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados.

3.5.5. Factor de compresibilidad del gas (Z):

Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será obtenido

experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura,

por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presión y

temperatura.

La ecuación a usar será de de los gases ideales pero con el factor Z como corrección:



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El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ).

Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar el factor

Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr.

Graf 4 Factor de Compresibilidad Z de los gases ideales

Para hallar las propiedades p seudo criticas se pueden determinar a través de la

composiciones molares de cada componente del gas natural ó a través de la gravedad

específica del mismo.

Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian

a.continuación:

∑

∑



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……..(Ec. 6.2)

Con las propiedades pseudo críticas hallamos las pseudo reducidas y con éstas el valor de Z

de la gráfica.

Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una

corrección de las propiedades pseudo críticas, la cual se determinará por medio de las

siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pseudo reducidas, hallar el factor Z.

Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El error

E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.

[ ] [ ]

Con las correcciones ya hechas, volvemos a el cálculo de las propiedades pseudo reducidas y

hallamos Z de la gráfica.



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3.5.6. Factor volumétrico de formación del gas (Bg):

Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura con el

volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión de 14,7 lpc y

60 °F.

[

]……..(Ec 11)

Fig 31.

3.5.7. Volumen específico (v):

Es definido como el volumen ocupado ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen

dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.

……..(Ec 12)

3.5.8. Compresibilidad isotérmica del gas (Cg):

La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran

importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la

compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no

sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen por unidad

de cambio de presión.

Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P

http://4.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SR8sDpQQlpI/AAAAAAAAAKs/-gC-ci20G0M/s1600-h/Bggrafica.jpg



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(

)

[

(

)

]

(

)

……….(Ec13)

3.6 Fundamentos de flujo.

Clasificación Del Flujo

El movimiento de los fluidos puede clasificarse de muchas maneras, según diferentes criterios y

según sus diferentes características, este puede ser:

a) Flujo turbulento: Este tipo de flujo es el que mas se presenta en la practica de ingeniería.

En este tipo de flujo las partículas del fluido se mueven en trayectorias erráticas, es decir, en

trayectorias muy irregulares sin seguir un orden establecido, ocasionando la transferencia de

cantidad de movimiento de una porción de fluido a otra, de modo similar a la transferencia de

cantidad de movimiento molecular pero a una escala mayor.

En este tipo de flujo, las partículas del fluido pueden tener tamaños que van desde muy

pequeñas, del orden de unos cuantos millares de moléculas, hasta las muy grandes, del orden

de millares de pies cúbicos en un gran remolino dentro de un río o en una ráfaga de viento.

Cuando se compara un flujo turbulento con uno que no lo es, en igualdad de condiciones, se

puede encontrar que en la turbulencia se desarrollan mayores esfuerzos cortantes en los

fluidos, al igual que las pérdidas de energía mecánica, que a su vez varían con la primera

potencia de la velocidad.

La ecuación para el flujo turbulento se puede escribir de una forma análoga a la ley de Newton

de la viscosidad:



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donde:

𝜂: viscosidad aparente, es factor que depende del movimiento del fluido y de su densidad.

En situaciones reales, tanto la viscosidad como la turbulencia contribuyen al esfuerzo cortante:

En donde se necesita recurrir a la experimentación para determinar este tipo de escurrimiento.

Fig. 32 Flujo turbulento



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Factores que hacen que un flujo se torne turbulento:

La alta rugosidad superficial de la superficie de contacto con el flujo, sobre todo cerca

del borde de ataque y a altas velocidades, irrumpe en la zona laminar de flujo y lo

vuelve turbulento.

Alta turbulencia en el flujo de entrada. En particular para pruebas en túneles de viento,

hace que los resultados nunca sean iguales entre dos túneles diferentes.

Gradientes de presión adversos como los que se generan en cuerpos gruesos, penetran

por atrás el flujo y a medida que se desplazan hacia delante lo "arrancan".

Calentamiento de la superficie por el fluido, asociado y derivado del concepto de

entropía, si la superficie de contacto está muy caliente, transmitirá esa energía al fluido

y si esta transferencia es lo suficientemente grande se pasará a flujo turbulento.

b) Flujo laminar: Se caracteriza porque el movimiento de las partículas del fluido se produce

siguiendo trayectorias bastante regulares, separadas y perfectamente definidas dando la

impresión de que se tratara de laminas o capas mas o menos paralelas entre si, las cuales se

deslizan suavemente unas sobre otras, sin que exista mezcla macroscópica o intercambio

transversal entre ellas.

La ley de Newton de la viscosidad es la que rige el flujo laminar:

Esta ley establece la relación existente entre el esfuerzo cortante y la rapidez de deformación

angular. La acción de la viscosidad puede amortiguar cualquier tendencia turbulenta que pueda

ocurrir en el flujo laminar.

En situaciones que involucren combinaciones de baja viscosidad, alta velocidad o grandes

caudales, el flujo laminar no es estable, lo que hace que se transforme en flujo turbulento.



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Fig. 33 Flujo Laminar

c) Flujo incompresible: Es aquel en los cuales los cambios de densidad de un punto a otro

son despreciables, mientras se examinan puntos dentro del campo de flujo, es decir:

Lo anterior no exige que la densidad sea constante en todos los puntos. Si la densidad es

constante, obviamente el flujo es incompresible, pero seria una condición mas restrictiva.

d) Flujo compresible: Es aquel en los cuales los cambios de densidad de un punto a otro no

son despreciables.



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e) Flujo permanente: Llamado también flujo estacionario.

Este tipo de flujo se caracteriza porque las condiciones de velocidad de escurrimiento en

cualquier punto no cambian con el tiempo, o sea que permanecen constantes con el tiempo o

bien, si las variaciones en ellas son tan pequeñas con respecto a los valores medios. Así

mismo en cualquier punto de un flujo permanente, no existen cambios en la densidad, presión

o temperatura con el tiempo, es decir:

Dado al movimiento errático de las partículas de un fluido, siempre existe pequeñas

fluctuaciones en las propiedades de un fluido en un punto, cuando se tiene flujo turbulento.

Para tener en cuenta estas fluctuaciones se debe generalizar la definición de flujo permanente

según el parámetro de interés, así:

∫

donde:

Nt: es el parámetro velocidad, densidad, temperatura, etc.

El flujo permanente es mas simple de analizar que el no permanente, por la complejidad que le

adiciona el tiempo como variable independiente.

f) Flujo no permanente: Llamado también flujo no estacionario.

En este tipo de flujo en general las propiedades de un fluido y las características mecánicas del

mismo serán diferentes de un punto a otro dentro de su campo, además si las características

en un punto determinado varían de un instante a otro se dice que es un flujo no permanente, es

decir:



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donde:

N: parámetro a analizar.

El flujo puede ser permanente o no, de acuerdo con el observador.

g) Flujo uniforme: Este tipo de flujos son poco comunes y ocurren cuando el vector velocidad

en todos los puntos del escurrimiento es idéntico tanto en magnitud como en dirección para un

instante dado o expresado matemáticamente:

Donde el tiempo se mantiene constante y s es un desplazamiento en cualquier dirección.

h) Flujo no uniforme: Es el caso contrario al flujo uniforme, este tipo de flujo se encuentra

cerca de fronteras sólidas por efecto de la viscosidad

i) Flujo unidimensional: Es un flujo en el que el vector de velocidad sólo depende de una

variable espacial, es decir que se desprecian los cambios de velocidad transversales a la

dirección principal del escurrimiento. Dichos flujos se dan en tuberías largas y rectas o entre

placas paralelas.

j) Flujo bidimensional: Es un flujo en el que el vector velocidad sólo depende de dos variables

espaciales.

En este tipo de flujo se supone que todas las partículas fluyen sobre planos paralelos a lo largo

de trayectorias que resultan idénticas si se comparan los planos entre si, no existiendo, por

tanto, cambio alguno en dirección perpendicular a los planos.

k) Flujo tridimensional: El vector velocidad depende de tres coordenadas espaciales, es el

caso mas general en que las componentes de la velocidad en tres direcciones mutuamente

perpendiculares son función de las coordenadas espaciales x, y, z, y del tiempo t.

Este es uno de los flujos mas complicados de manejar desde el punto de vista matemático y

sólo se pueden expresar fácilmente aquellos escurrimientos con fronteras de geometría

sencilla.



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l) Flujo rotacional: Es aquel en el cual el campo rot v adquiere en algunos de sus puntos

valores distintos de cero, para cualquier instante.

m) Flujo irrotacional: Al contrario que el flujo rotacional, este tipo de flujo se caracteriza

porque dentro de un campo de flujo el vector rot v es igual a cero para cualquier punto e

instante.

En el flujo irrotacional se exceptúa la presencia de singularidades vorticosas, las cuales son

causadas por los efectos de viscosidad del fluido en movimiento.

n) Flujo ideal: Es aquel flujo incompresible y carente de fricción. La hipótesis de un flujo ideal

es de gran utilidad al analizar problemas que tengan grandes gastos de fluido, como en el

movimiento de un aeroplano o de un submarino. Un fluido que no presente fricción resulta no

viscoso y los procesos en que se tenga en cuenta su escurrimiento son reversibles

3.7 Presión.

En física, la presión (símbolo p)1 2 es una magnitud física escalar que mide la fuerza en

dirección perpendicular por unidad de superficie, y sirve para caracterizar cómo se aplica una

determinada fuerza resultante sobre una superficie. La presion en síntesis, es la fuerza

aplicada sobre una determinada superficie.

En el Sistema Internacional la presión se mide en una unidad derivada que se denomina pascal

(Pa) que es equivalente a una fuerza total de un newton actuando uniformemente en un metro

cuadrado. En el Sistema Inglés la presión se mide en una unidad derivada que se denomina

libra por pulgada cuadrada (pound per square inch) psi que es equivalente a una fuerza total de

una libra actuando en una pulgada cuadrada.

Fig. Esquema que representa cada

elemento con una fuerza dP y un area dS



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Definición: La presión es la magnitud que relaciona la fuerza con la superficie sobre la que

actúa, es decir, equivale a la fuerza que actúa sobre la unidad de superficie.

Cuando sobre una superficie plana de área A se aplica una fuerza normal F de manera

uniforme, la presión P viene dada de la siguiente forma:

En un caso general donde la fuerza puede tener cualquier dirección y no estar distribuida

uniformemente en cada punto la presión se define como:

Donde n es un vector unitario y normal a la superficie en el punto donde se pretende medir la

presión.

Propiedades de la presión en un medio fluido

1. La fuerza asociada a la presión en un fluido ordinario en reposo se dirige siempre hacia

el exterior del fluido, por lo que debido al principio de acción y reacción, resulta en

una compresión para el fluido, jamás una tracción.

2. La superficie libre de un líquido en reposo (y situado en un campo gravitatorio

constante) es siempre horizontal. Eso es cierto sólo en la superficie de la Tierra y a

simple vista, debido a la acción de la gravedad no es constante. Si no hay acciones

gravitatorias, la superficie de un fluido es esférica y, por tanto, no horizontal.

3. En los fluidos en reposo, un punto cualquiera de una masa líquida está sometida a una

presión que es función únicamente de la profundidad a la que se encuentra el punto.

Otro punto a la misma profundidad, tendrá la misma presión. A la superficie imaginaria

que pasa por ambos puntos se llama superficie equipotencial de presión o superficie

isobárica.

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81rea

http://es.wikipedia.org/wiki/Fuerza_normal

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

http://es.wikipedia.org/wiki/Esfuerzo_de_compresi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Tracci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Superficie_equipotencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Isobara

http://es.wikipedia.org/wiki/Isobara



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3.7.1 Presión manométrica.

Se llama presión manométrica a la diferencia entre la presión absoluta o real y la presión

atmosférica. Se aplica tan solo en aquellos casos en los que la presión es superior a la presión

atmosférica, pues cuando esta cantidad es negativa se llama presión de vacío.

Muchos de los aparatos empleados para la medida de presiones utilizan la presión

atmosférica como nivel de referencia y miden la diferencia entre la presión real o absoluta y

la presión atmosférica, llamándose a este valor presión manométrica.

Los aparatos utilizados para medir la presión manométrica reciben el nombre de manómetros y

funcionan según los mismos principios en que se fundamentan los barómetros de mercurio y

los aneroides. La presión manométrica se expresa bien sea por encima o por debajo de la

presión atmosférica. Los manómetros que sirven para medir presiones inferiores a la

atmosférica se llaman manómetros de vacío o vacuómetros.

Explicaciones

Cuando la presión se mide en relación a un vacío perfecto, se llama presión absoluta; cuando

se la mide con respecto a la presión atmosférica, se llama presión manométrica.

El concepto de presión manométrica fue desarrollado porque casi todos

los manómetros marcan cero cuando están abiertos a la atmósfera. Cuando se les conecta al

recinto cuya presión se desea medir, miden el exceso de presión respecto a la presión

atmosférica. Si la presión en dicho recinto es inferior a la atmosférica, señalan cero.

Un vacío perfecto correspondería a la presión absoluta cero. Todos los valores de la presión

absoluta son positivos, porque un valor negativo indicaría una tensión de tracción, fenómeno

que se considera imposible en cualquier fluido.

Las presiones por debajo de la atmosférica reciben el nombre de presiones de vacío y se

miden con medidores de vacío (o vacuómetros) que indican la diferencia entre la presión

atmosférica y la presión absoluta. Las presiones absoluta, manométrica y de vacío son

cantidades positivas y se relacionan entre sí por medio de:

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_absoluta

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_atmosf%C3%A9rica


http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Presi%C3%B3n_de_vac%C3%ADo&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Man%C3%B3metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Bar%C3%B3metro

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Vacu%C3%B3metro&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Vac%C3%ADo

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_absoluta


http://es.wikipedia.org/wiki/Man%C3%B3metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Atm%C3%B3sfera

http://es.wikipedia.org/wiki/Tensi%C3%B3n_mec%C3%A1nica

http://es.wikipedia.org/wiki/Tracci%C3%B3n



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, (para presiones superiores a la patm)

, (para presiones inferiores a la patm)

donde

= Presión manométrica

= Presión de vacío

= Presión absoluta

= Presión atmosférica

3.7.2 Presión atmosférica

La presión atmosférica es la presión que ejerce el aire sobre la Tierra.

La presión atmosférica en un punto coincide numéricamente con el peso de una columna

estática de aire de sección recta unitaria que se extiende desde ese punto hasta el límite

superior de la atmósfera. Como la densidad del aire disminuye conforme aumenta la altura, no

se puede calcular ese peso a menos que seamos capaces de expresar la variación de la

densidad del aire ρ en función de la altitud z o de la presión p. Por ello, no resulta fácil hacer un

cálculo exacto de la presión atmosférica sobre un lugar de la superficie terrestre; por el

contrario, es muy difícil medirla, por lo menos, con cierta exactitud ya que tanto la temperatura

como la presión del aire están variando continuamente .

La presión atmosférica en un lugar determinado experimenta variaciones asociadas con los

cambios meteorológicos. Por otra parte, en un lugar determinado, la presión atmosférica

disminuye con la altitud, como se ha dicho. La presión atmosférica decrece a razón de

1 mmHg o Torr por cada 10 m de elevación en los niveles próximos al del mar. En la práctica

se utilizan unos instrumentos, llamados altímetros, que son simples barómetros

aneroides calibrados en alturas; estos instrumentos no son muy precisos.

La presión atmosférica normalizada, 1 atmósfera, fue definida como la presión atmosférica

media al nivel del mar que se adoptó como exactamente 101 325 Pa o 760 Torr. Sin embargo,

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Aire

http://es.wikipedia.org/wiki/Tierra

http://es.wikipedia.org/wiki/Peso

http://es.wikipedia.org/wiki/Densidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Meteorolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Altitud

http://es.wikipedia.org/wiki/MmHg

http://es.wikipedia.org/wiki/Metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Alt%C3%ADmetro

http://es.wikipedia.org/wiki/Bar%C3%B3metro_aneroide

http://es.wikipedia.org/wiki/Bar%C3%B3metro_aneroide

http://es.wikipedia.org/wiki/Atm%C3%B3sfera_(unidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Pascal_(unidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Torr



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a partir de 1982, la IUPAC recomendó que si se trata de especificar las propiedades físicas de

las sustancias "el estándar de presión" debía definirse como exactamente 100 kPa o

(≈750,062 Torr). Aparte de ser un número redondo, este cambio tiene una ventaja práctica

porque 100 kPa equivalen a una altitud aproximada de 112 metros, que está cercana al

promedio de 194 m de la población mundial.1

3.7.3 Presión absoluta

Es la presión de un fluido medido con referencia al vacío perfecto o cero absoluto. La presión

absoluta es cero únicamente cuando no existe choque entre las moléculas lo que indica que la

proporción de moléculas en estado gaseoso o la velocidad molecular es muy pequeña. Ester

termino se creo debido a que la presión atmosférica varia con la altitud y muchas veces los

diseños se hacen en otros países a diferentes altitudes sobre el nivel del mar por lo que un

termino absoluto unifica criterios.

La presión puede obtenerse adicionando el valor real de la presión atmosférica a la lectura del

manómetro. Presión Absoluta = Presión Manométrica + Presión Atmosférica.

Unidades de medida, presión y sus factores de conversión

La presión atmosférica media es de 101 325 pascales (101,3 kPa), a nivel del mar, donde 1

Atm = 1,01325 bar = 101325 Pa = 1,033 kgf/cm² y 1 m.c.a = 9.81 kPa. Las obsoletas unidades

manométricas de presión, como los milímetros de mercurio, están basadas en la presión

ejercida por el peso de algún tipo estándar de fluido bajo cierta gravedad estándar. Las

unidades de presión manométricas no deben ser utilizadas para propósitos científicos o

técnicos, debido a la falta de repetibilidad inherente a sus definiciones. También se utilizan los

milímetros de columna de agua (mm c.d.a.).

http://es.wikipedia.org/wiki/1982

http://es.wikipedia.org/wiki/IUPAC

http://es.wikipedia.org/wiki/Pascal_(unidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Altitud

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_atmosf%C3%A9rica#cite_note-0

http://es.wikipedia.org/wiki/Kgf

http://es.wikipedia.org/wiki/Cm%C2%B2

http://es.wikipedia.org/wiki/Metro_de_columna_de_agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Mm



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3.8 Almacenamiento, Transporte y Medición del gas natural.

3.8.1 Estructura del mercado

La industria del gas natural es un vasto sector, concentrado e intensivo en capital. Debido al

estrecho lazo que existe entre la exploración y la producción del gas natural y del petróleo, la

compañías petroleras son igualmente las principales empresas implicadas en el sector del gas

natural. Sin embargo, el transporte y la distribución del gas se asemejan más al sector del

transporte y distribución de electricidad.

Tradicionalmente, en un mercado de gas natural fuertemente regulado, las compañías

productoras, exploraban y producían el gas que luego era vendido a las empresas que se

encargaban de los gasoductos para ser transportadas hasta las compañías locales de

distribución. Esas compañías se encargaban a su vez de hacer llegar el gas natural a los

consumidores finales. La industria estaba generalmente verticalmente integrada y el gas

natural y los servicios de transporte se proporcionaban conjuntamente a los usuarios finales. La

industria del gas natural era considerada como un monopolio natural, dominado por empresas

del Estado. No obstante, la liberalización de los mercados de gas natural está cambiando esta

situación en muchos países, en un proceso de separación de la oferta de gas natural de los

servicios de transporte, ampliando las posibilidades de los consumidores. Las compañías de

transporte o los gasoductos son cada día más independienes respecto a los productores o los

distribuidores e incluso en algunos casos venden el gas directamente a grandes clientes.

La estructura del mercado del gas natural está experimentando mutaciones importantes como

consecuencia de la liberalización. La industria está atravesando una fase fundamental de

reestructuración asociada a una apertura de los mercados mundiales a las grandes empresas

del sector (empresas de multienergía), para las cuales el gas natural jugará un papel primordial.

Existe una intensa competencia entre las compañías para penetrar los mercados y controlar los

recursos de explotación. La industria vive al ritmo de las fusiones y adquisiciones,

reestructuraciones y reagrupamientos de empresas, con la creacion de empresas de

multiservicios públicos y negocios de servicios. Igualmente, algunas empresas de gas natural

presentan un nuevo enfoque de extensión internacional de sus participaciones y actividades y

se produce la entrada de nuevos agentes a través de fronteras y de sectores. Este proceso ha

conducido a una reducción de la integración vertical y a una creciente integración horizontal en

el sector de la energía.



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En el mercado americano, el proceso de liberalización ya está bastante avanzado. De un

mercado de precios estables y controlados, con contratos a largo plazo, se ha pasado hoy en

día a un marco dinámico y fuertemente competitivo caracterizado por flexibilidad de precios, un

mercado físico activo (spot) y una mayor utilización de los contratos a corto y medio plazo. Esto

está produciendo un cambio fundamental en la manera en la que opera cada uno de los

actores tradicionales de esta industria: productores, empresas de transporte o gasoductos,

empresas estatales y usuarios industriales. Emergen nuevos actores intermediarios que se

encargan de unir oferentes y demandantes de gas natural, como pueden ser los vendedores de

gas natural (marketers).

Normalmente el suministro de gas natural a los clientes es efectuado por empresas locales de

distribución (ELD), que pueden pertenecer ya sea a inversionistas privados ya sea a las

municipalidades (sistemas públicos de gas). Durante mucho tiempo, estas últimas se

beneficiaron de la exclusividad en la distribución del gas natural a determinadas áreas

geográficas. Sin embargo, las reformas actuales estan abriendo estas empresas a la

competencia. A los usuarios finales se les permite comprar el gas directamente a los

productores, gasoductos, venderores o a otras empresas locales de distribución. Tienen

igualmente la posibilidad de obtener diferentes contratos de almacenamiento u otros servicios y

beneficiarse de la posibilidad de obtener descuentos si efectúan sus compras de manera

conjunta con otros ususarios. La mayoría de los grandes usuarios de gas natural tienden a

aprovisionarse directamente ante los productores o los vendedores (marketers), mientras que

los clientes domésticos, comerciales e industriales prefieren utilizar las redes locales.



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Diag. 3 Cadena del gas natural (SENER)



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3.8.2 Transporte y almacenamiento

Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado

hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de

gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro.

Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo

largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.

Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se

considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los

gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es

fijo y subterráneo.

El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es

transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el

dioxido de carbono, los comp onentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este

proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y

terminales de regasificación.

Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos

para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos

depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que

las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y

proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca

actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico



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Fig. 35 Ciclo del GN

3.8.3 Transporte

La infraestructura de transporte de gas natural del país se constituye por sistemas de

transporte a través de gasoductos extendidos en el territorio nacional, constituida

principalmente por el SNG43 y el sistema Naco- Hermosillo, ambos pertenecientes a

PGPB, así como gasoductos fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, algunos

conectados al SNG y otros aislados, estos últimos son propiedad de privados.

Los sistemas de transporte se integran por ductos de diferentes diámetros y longitudes,

trampas de diablos, válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de

ríos, de carreteras y de ferrocarriles. Dentro de la extensión del ducto existen estaciones de

compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer llegar, en condiciones

operativas óptimas, el producto a su destino. Estos sistemas transportan y distribuyen el

gas sin interrupción las 24 horas del día, los 365 días del año.



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PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las

ciudades, mientras que la distribución al interior está a cargo de empresas privadas. Las

empresas que han recibido permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país por

parte de la CRE cuentan con sus propios gasoductos. Además, algunos transportistas de

acceso abierto se han interconectado al SNG, conducen y comercializan a terceros el gas que

pasa por sus ductos.

Durante el primer semestre de 2010 se han autorizado 4 permisos de transporte bajo la

modalidad de usos propios, los cuales comprenden sistemas con una longitud de 39 km y una

capacidad de 2.1 millones de metros cúbicos por día.

Tabla 14 Permisos de transposte de usos propio.

Permisionario Ubicación Longitud

(km)

Capacidad máxima

(miles de m3/d)

Inversión

estimada

(MM

USD)

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Hidalgo,

S. A. de C. V.

Cd. Sahagún,

Hidalgo

4.22 396.02 0.71

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de

Monclova, S. A. de C. V.

Monclova,

Coahuila

22.40 511.60 2.05

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Celaya,

S. A. de C. V.

Celaya,

Guanajuato

9.89 481.40 0.17

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de San

Jerónimo, S. A. de C. V.

San Jerónimo,

Chihuahua

2.58 724.57 0.99



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3.8.4 Distribución

Mediante la Resolución RES/266/2009, la CRE autorizó la terminación anticipada del Permiso

de distribución de gas natural G/065/DIS/99, otorgado a Distribuidora de Gas de Occidente, S.

A. de C. V., en la ciudad de Cananea, Sonora.

Con anticipación a la terminación de dicho permiso, y con la finalidad de que la población

dispusiera de una alternativa de suministro energético, se integró un grupo de trabajo

interinstitucional con la participación de las Secretarías de Energía, Hacienda y Crédito Público

y Gobernación, el Gobierno del Estado de Sonora, el Ayuntamiento de Cananea, y la CRE. El

grupo de trabajo determinó que la opción más viable para garantizar el suministro energético a

los usuarios de Cananea era la conversión de gas natural a gas licuado de petróleo. El proceso

de conversión se llevó a cabo mediante una calendarización del cierre de válvulas del sistema

de distribución, a fin de garantizar el suministro de gas bajo las mejores condiciones de

seguridad

Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que se

encuentran operando, la CRE estima que en diciembre de 2009 el número de usuarios del

servicio de distribución era de 1.98 millones de usuarios, lo cual representa un aumento de

1.93% respecto al 2008. Asimismo, se estima que se distribuyeron 314.1 millones de

Gigajoules en dicho año. De conformidad con información financiera presentada por las

empresas distribuidoras, al cierre de 2009 la inversión ascendió a 23,982 millones de pesos de

diciembre de 2007, lo que representa un incremento anual de 0.25% en relación al 2008.

Durante 2009, los distribuidores incrementaron en 2,440 km la longitud de la red de

distribución, con lo que se alcanzó una longitud total de 44,288 km. Esto representa un

aumento de 5.83% respecto al cierre del año anterior. La red de distribución se compone de

30,599 km de red principal y 13,688 km de red de conexiones.

Desde que se autorizó la participación privada en la construcción y operación de sistemas de

distribución, la longitud de dichos sistemas ha aumentado a una tasa promedio anual del

11.2%, lo que representa un incremento absoluto de 36,179 km. A finales de 2009, la red de

distribución contaba con una capacidad para distribuir 4.04 millones de metros cúbicos por

hora.



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Permisionario

Clientes 2008 2009

Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V. 16,407 14,288 Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. 167,430 168,648 Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V. 207,705 213,899 Natgasmex, S.A. de C.V. 67,091 71,358 Tamauligas, S.A. de C.V. 22,032 21,991 Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) 58,124 56,725 Tractebel DGJ, S.A. de C.V. 23,436 26,022 Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) 25,186 23,952 Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) 11,343 10,582 Tractebel GNP, S.A. de C.V. 41,107 42,026 Tractebel Digaqro, S.A. de C.V. 57,537 57,418 Gas Natural México, S.A. de C.V.- Toluca 19,888 19,898 Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo 31,069 31,193 Gas Natural México, S.A. de C.V. - Saltillo 69,795 71,127 Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey 666,505 673,556 Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajio 39,385 - Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajio Norte 32,917 69,812 Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V. 288,761 302,680 Distribuidora de Gas de Occidente, S.A. de C.V. 4,130 - Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V. 74,848 87,436 Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. 14,710 13,534 Distribudiora de Gas Natural México 18 20 Total 1,939,424 1,976,165

Tabla 15. Usuarios totales del servicio de distribución por Permisionario

El SNG cuenta con una extensión de 8,553 km de longitud y pasa por 18 estados de la

República, mientras que el sistema aislado de Naco-Hermosillo se extiende con una longitud

de 339 km y está conectado con el estado de Arizona en Estados Unidos. Al cierre de 2009,

Pemex operó 10 estaciones de compresión, de las cuales 9 son propiedad de PGPB y una de

PEP, la estación Cd. Pemex. Todas incorporadas dentro del SNG (Véase mapa 7).43 Inicia en

Chiapas y pasa por Tabasco y Veracruz hasta Tamaulipas con líneas de 24, 36 y 48 pulgadas

de diámetro; posteriormente se prolonga por los estados de Nuevo León, Coahuila, Durango y

Chihuahua, con líneas de 24 y 36 pulgadas de diámetro. Además, existen tres líneas

importantes de 18, 24 y 36 pulgadas que recorren el centro del país pasando por los estados

de Veracruz, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, México, Querétaro, Guanajuato, San Luis Potosí,

Michoacán y Jalisco.



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Fig 36

La capacidad de compresión instalada de Pemex tiene una potencia de 321,200 caballos de

fuerza (de sus siglas en inglés HP) al cierre 2009. Además, existe una capacidad de potencia

de 179,848 HP de ocho estaciones de compresión de privados, algunas ubicadas a lo largo

de SNG, otras en los sistemas de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California. Las 18

estaciones de compresión acumularon una capacidad de potencia de transporte total de

501,048 HP.

Cabe señalar que en 2009 se concluyó la construcción de la estación de compresión Emiliano

Zapata, que tiene como objetivo incrementar la capacidad de transporte de gas natural del

ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana. La estación de compresión posee

una potencia de 35,000 HP. Además, el proyecto incluye el libramiento a la ciudad de Jalapa,

el cual alcanzó 58.4% de avance físico real al cierre de 2010. Este proyecto permitirá

incrementar la capacidad de transporte de gas natural y contribuirá a atender el crecimiento de

la demanda de la zona centro del país.



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Adicionalmente en 2010 se concluyó la construcción de la estación de compresión Chávez,

en el estado de Coahuila, que sirve para comprimir el gas que se transporta a través del

gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez hasta Durango, para suministrar principalmente a

la planta de generación eléctrica La Trinidad. La estación de compresión Chávez tiene una

capacidad instalada de 6,780 HP.

Fig. 37

Existen en México 15 interconexiones con Estados Unidos, de las cuales ocho pertenecen a

sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional, y las siete restantes los

ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma

bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas.



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Puntos de Interconexión de gas natural con Estados Unidos.

Fig 38

3.8.5 Almacenamiento de gas natural.

El almacenamiento subterráneo de gas juega varios roles, mantener certeza en el suministro

durante periodos de demanda alta (incluyendo los días pico tanto en el invierno como en el

verano), apoyar a equilibrar la carga de los gasoductos, y proporcionar flexibilidad a los

propietarios del gas en los depósitos (distribuidores, comercializadores, entre otros)

sincronizando en forma efectiva sus actividades de compra y venta respecto a las necesidades

del mercado, minimizando los costos de sus actividades. La funcionalidad del almacenamiento

obedece a que el consumo de gas natural sigue un patrón estacional con un marcado

incremento en la demanda durante la temporada de invierno por ser un combustible usado para

calefacción.

En general, el almacenamiento del gas es una parte esencial de su cadena de valor, ayuda a

satisfacer las grandes variaciones estacionales y proporciona seguridad de suministro contra

interrupciones imprevistas. Sin embargo, el almacenamiento de gas es costoso, normalmente

de cinco a diez veces más que el del petróleo en la misma base energética, además enfrenta

más restricciones regulatorias y sus costos de mercado son más inciertos.



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Hoy en día, las tendencias para satisfacer la seguridad de suministro se centran en desarrollar

más proyectos de producción, gasoductos y terminales de GNL, mientras que las inversiones

en instalaciones de almacenaje, que también son cruciales, apenas comienzan a desarrollarse

a un ritmo más lento en algunos países. Cabe señalar que, los almacenamientos de gas natural

son normalmente subterráneos en formaciones geológicas naturales con características

similares a las de los yacimientos. También se puede almacenar en estado líquido como GNL,

lo que permite ocupar menos espacio, pero tiene un costo elevado.

Algunas barreras al crecimiento de la capacidad de almacenamiento de gas tienen su origen en

aspectos regulatorios, de demanda y costos de las instalaciones. Por ejemplo, desarrollar

nuevos proyectos de almacenamiento en particular en yacimientos agotados y acuíferos, puede

requerir un largo tiempo de construcción, entre tres y 10 años, sin tomar en cuenta las

autorizaciones necesarias. Al respecto, cada país tiene procesos específicos y diferentes para

desarrollar nuevas instalaciones de almacenaje que en ocasiones, sólo requieren la aprobación

de la autoridad nacional competente, pero en otros casos también de autoridades locales y de

otro tipo.

Al 31 de diciembre de 2009, en términos de gas disponible existía una capacidad de

almacenamiento de gas natural de 8,174.1 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en el

mundo. Actualmente, la producción máxima en los depósitos o entrega disponible en los

almacenamientos es de 96,332.4 mmpcd, lo que equivale a 33.9% del consumo mundial diario.

Hoy en día existe también una capacidad de 6,330.2 mmmpc para almacenamiento en

yacimientos agotados de gas natural o petróleo, 967.8 mmmpc más en acuíferos, 586.5

mmmpc en domos salinos y 289.3 mmmpc en otro tipo de instalación.

En 2009, las variaciones en los parámetros de capacidad de almacenamiento y producción

máxima respecto al año anterior fueron: en el caso de la cantidad de gas disponible en

almacenamientos se incrementó 3.5%, mientras que los retiros máximos del año disminuyeron

0.5%. En el caso del aumento del gas disponible se debió a que algunas instalaciones ya

existentes incrementaron sus posibilidades de almacenaje, principalmente lugares en

yacimientos



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Tabla 16



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3.8.6 Medición del gas natural

El presente trabajo tiene como finalidad establecer las condiciones de facturación, expuesto y estipulado

por la Secretaria de Energía en el Reglamento de Gas Natural en el Capítulo VII en los artículos 90 al 93.

Campo de aplicación

Este trabajo es aplicable para los clientes de Distribuidora de Gas Natural México, S.A DE C.V.,

principalmente estableciendo las CONDICIONES BASE Y CONDICIONES DE MEDICIÓN que

a continuación se dará las definiciones que sean convenientes, para entender el proceso de

facturación

Definiciones

Condiciones base.

Dichas condiciones son las cuales se mide el gas natural correspondientes a 1 kg/cm2 y a una

temperatura de 20 °C.

Condiciones de Medición.

Son las mediciones que se realizan a una presión regulada por lo que siempre el sistema de

regulación estará aguas arriba del medidor y estará calculado para mantener la presión

regulada en un valor estable a los efectos de no introducir errores en la medición.

Volumen Corregido.

Volumen del gas natural considerado como si estuviese en las condiciones base de medición.

También es llamado Volumen estándar.

Volumen No-Corregido o sin Corregir.

Volumen de gas natural que ha pasado a través del medidor a las condiciones de flujo.

También conocido como volumen actual.



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Ejemplo práctico del factor de corrección en la medición de gas natural.

Factores de Corrección Para Volumen Medido

Los gases ideales o perfectos siguen la relación de Ley de Boyle para efecto de Presión y la

Ley de Charles para efecto de Temperatura, las cuales pueden ser definidos como: “El

Volumen de cada peso definido de un gas perfecto es inversamente proporcional al cambio en

presión absoluta y directamente proporcional con el cambio en temperatura absoluta.” La

ecuación para esta relación se expresa como sigue:

Los Símbolos se refieren al Volumen, Presión y Temperatura base, mientras que

se refieren al Volumen, Presión y Temperatura de las nuevas o cambiadas

condiciones. Readecuando la ecuación, y reescribiendo los subscriptos, podemos expresarla

como sigue:

En donde: Vb = Volumen del gas (metros cúbicos) en la condición base corregida

Pb = Presión base absoluta (kg/cm² absoluto)

Tb = Temperatura Base Absoluta ( °C)

Vm = Volumen de gas medido, no corregido (metros cúbicos)

Pm = Presión Absoluta Medida (kg/cm² absoluto)

Tm = Temperatura Absoluta Medida (°C)

Factor de Presión (Fp)

El factor de presión (Fp) a aplicar al volumen medido es expresado por la relación de la Ley de

Boyle como

sigue:

ó ó é

ó ………..(Ec 28)



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Factor de temperatura (Ft)

El factor de temperatura (Ft) a aplicar al volumen medido es expresado por la relación de la

Ley de Charles como sigue:

Factor de Supercompresibilidad (Fpv)

Los gases en realidad se comportan en una manera ligeramente diferente de lo que las leyes

de gas ideal

indican. Esta desviación depende de la composición molecular del gas y de la gravedad

específica, así como

de la presión y la temperatura, por ejemplo: el gas natural se comprime en mayor cantidad que

la computada

por la Ley de Boyle, por eso el término “supercompresibilidad” se usa para esta desviación. Es

pequeña a muy

baja presión, pero se torna sustancial con el incremento de presión, la ecuación para la

corrección de volumen total que se aplica al volumen medido, se expresa como:

En donde:

Vb = Volumen corregido a las condiciones base

Vm = Lectura de volumen medido del contador del medidor

Fp = Factor de presión

Ft = Factor de temperatura

Fpv= Factor de supercompresibilidad determinado de AGA 3/NX-19 o AGA 8, del manual

AGA para determinación de factores de supercompresibilidad para gas natural. Los

valores de (Fpv) son derivados en las tablas para uso con medidores de orificio, las

cuales son medidas en función de raíz cuadrada. De manera que la ecuación de flujo

para medidores de volumen lineal debe ser Cuadrado del valor de (Fpv).



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Ejemplo para Productos Rich.

Para el cliente Productos Rich, en el ejercicio de facturación correspondiente a la primera

quincena de

Mayo del año en curso, se realizará de forma clara y sencilla como se realiza el cálculo de

facturación estableciendo las ecuaciones correspondientes tenemos que:

V no corregido = Lectura tomada del medidor.

P. atmosférica de Lerma = 0.7537 kg/cm2.

P .Medida = Presión de entrega al usuario 3.83 kg/cm2 (PROMEDIO).

P. Base = Presión base establecida en 1 kg/cm2.

T. Medida = Temperatura de flujo del gas natural en 19.3736°C (PROMEDIO)

T. Base = Temperatura Base establecida en 20 °C

Poder calorífico del gas natural = 0,0366 GJ. (PROMEDIO)

Fpv = Factor de SUPERCOMPRESIBILIDAD del gas que depende de sus características físico

químicas del gas igual a 1.00

Fp= Factor presión, este factor se establece en la siguiente condición.

Factor Presión = Presión Medida + Presión atmosférica / Presión Base.

Factor Presión = 3.83 + 0.7537 / 1

Factor Presión = 4.5837 kg/cm²

Ft= Factor temperatura, este factor se establece en la siguiente condición.

Factor Temperatura = Temperatura Base / Temperatura Medida.

Factor Temperatura = 20 / 19.3736

Factor Temperatura = 1.032331

factor de corrección = (factor presión) * (factor temperatura)

factor de corrección = (4.5837 * 1.032331)

factor de corrección = 4.7319



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Para los metros cúbicos corregidos tenemos:

m³ corregidos = (Lectura lineal) (factor de corrección)

m³ corregidos = (9868) * (4.7319)

m³ corregidos = 45748.0092

Por último tenemos el valor de la energía:

Energía = (m³ corregidos) (Poder calorífico en Gigajoules)

Energía = (45748.0092) * (0.0366)

Energía = 1674.3772 Gigajoules.

Después de esta corta explicación nos damos cuenta de la importancia que tienen las

diferentes variables en los sistemas de medición tales como: presión de entrega, temperatura

del gas natural, altura del lugar (Presión atmosférica) y las propiedades físico químicas del gas

natural.

Actualmente existen computadores de flujo que nos registran las diferentes variables, con el

objeto de realizar una medición exacta, entregando datos de volúmenes de gas natural

corregidos de forma instantánea.



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3.9 Concepto de mol y Ley de Abogrado.

En general, el concepto de m01 se ha usado para relacionar la cantidad de una sustancia con

respecto a otra. La masa de un átomo de oxígeno se ha fijado arbitrariamente en 16 y las

masas relativas de otros elementos o moléculas se han determinado de acuerdo con sus pesos

atbmicos o moleculares. El peso molecular, es el peso relativo de una molécula de una

sustancia, sabiendo que la molécula de oxígeno, O,, pesa 32. La suma de los pesos atómicos

de los átomos que forman una molécula se denomina peso molecular. Un mol de una sustancia

es la cantidad de ella, cuya masa, en el sistema de unidades seleccionado (métrico, inglés), es

numéricamente igual al peso molecular. Por ejemplo, el peso molecular del metano es 16,043

lbs/lbmol. La Ley de Avogadro &ce: iguales volúmenes de gases ideales, en las mismas

condiciones de presión y temperatura, contienen igual número de moléculas. Este número es

6,02 x lo2-' moléculas para un gramo-m01 (un m01 expresado en gramos; por ejemplo para

oxígeno, O,, sería 32 gramos) de una sustancia a 0°C y 1 atmósfera. Tal número de moléculas

ocupa 22.41 5 ,O cms3 en tales condiciones de presión y temperatura. El número de moléculas

por libra-m01 (un m01 expresado en libras, por ejemplo, para oxígeno, O:, sería 32 libras) a

72°F (0°C) y 1 atmósfera contiene 453 x 6,02 x 10" = 2,7 x loz6 moléculas y un volumen de 359

pie3. Este mismo numero de moléculas ocupa 379,4977 pie3 a 60°F y 14,696 lpca.

3.10 Ley de los gases perfectos

Esta Ley relaciona en una ecuación la temperatura, presión y volumen para gases perfectos.

Es una combinación de las leyes de Boyle, Charles (cpnocida también como la Ley de Gay

Lussac) y de Avogadro.

La Ley de Boyle dice: para un peso de gas dado, a temperatura constante, el volumen varía

inversamente con la presión absoluta.

También se expresa: a temperatura constante, la densidad de un gas varía directamente con

la presión absoluta,



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pero

De donde,

Luego

La ley de Charles (Gay-Lussac) dice: para un peso de gas dado, a presión constante,el

volumen varía directamente con la temperatura absoluta. También puede expresarse: a

volumen constante, la presión varía directamente con la temperatura absoluta,

ó también:. a presión constante, la densidad de un gas varía inversamente con la temperatura

absoluta,

reemplazando la Ec.34.1,

….(Ec 34)



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Para la ley de Boyle, si se representa gráficamente la presión en función del volumen, para una

temperatura constante, resulta una hipérbola. En cambio, la ley de Charles (Gay-Lussac)

puede representarse gráficamente con la temperatura como función del volumen, a presión

constante, o con la temperatura como función de la presión, a volumen constante. En ambos

casos, resultan líneas rectas que pasan por el origen, indicando que en el cero absoluto, el

volumen y la presión son iguales a cero. Sin embargo, antes de llegar al cero absoluto,

cualquier gas ya se ha licuado y estas leyes no aplican. Las tablas. Ns.1-1 y 1-2 ilustran lo

anterior.

Las leyes de Boyle y Charles pueden combinarse en la siguiente forma: sea un peso dado de

un gas que ocupa un volumen V, a P, y T, y se va a llevar a P,y T,, donde ocupa un volumen V,

en estas condiciones. Esto puede hacerse en dos etapas:

1) por la Ley de Boyle se lleva de V, P, (T, = constante) a V P, (T, = constante);

2) se aplica la Ley de Charles y se lleva V T, (P, = constante) a V, T, (P, = constante).

Fig 39 LEY DE CHARLES (GAY LUSSAC)



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Fig 40 LEY DE BOYLE

Analiticamente:+

Igualando los valores de V

Ya con las condiciones 1 y 2 pueden ser cualquiera, se puede escribir la ecuación de

manera general asi:



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En gas perfecto o ideal el cambio en la densidad está directamente relacionada con el cambio

de temperatura y presión tal como se expresa por la ley del gas ideal.

La Ley del Gas Ideal y el Gas Individual Constant-R

La Ley del Gas Ideal relaciona la presión, la temperatura y el volumen de un gas ideal o

perfecto. La Ley del Gas Ideal se puede expresar con el Gas Individual constante:

donde

p = presión absoluta (N / m 2, lb / ft 2)

V = volumen (m 3 ft 3)

m = masa (kg, babosas)

R = constante individual gas (J / kg. o K, ft.lb / babosas. o R)

T = temperatura absoluta (o K, o R)

La Ley del Gas Ideal y la constante universal de los gases - R u

La constante universal de los gases es independiente del gas en particular y es la misma para

todos los gases de "perfecto". La Ley del Gas Ideal se puede expresar con la constante

universal de los gases:

p V = n R u T (Ec 37)

donde

p = presión absoluta (N / m 2, lb / ft 2)

V = volumen (m 3 ft 3)

n = es el número de moles de gas presentes

R u = constante universal de los gases (J / mol. º K, lbf.ft / (lbmol. o R))



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T = temperatura absoluta (o K, o R)

Ejemplo - La Ley del Gas Ideal

Un tanque con un volumen de 1 ft 3 se llena con aire comprimido a una presión manométrica

de 50 psi. La temperatura en el tanque es de 70 º F.

La densidad del aire se puede calcular con una transformación de la ley del gas ideal (2) a:

ρ = P / R T

ρ = [(50 lb / in 2 + 14,7 lb / in 2) (144 en 2 / ft 2)] / [(1716 ft.lb / slug. o R) ((70 + 460) o R)]

= 0,0102 slugs / pie

El peso del aire es el producto de peso específico y el volumen de aire. Se puede calcular

como:

w = ρ g V

w = (0,0102 slugs / pie 3) (32,2 m / s 2) (1 ft 3)

= 0,32844 slugs.ft / s

= 0,32844 libras

3.11 Densidad, volumen especifico y gravedad especifica de gases ideales

Definiendo la densidad de un gas como el peso por unidad de volumen y el volumen especifico

como volumen por unidad de peso, estas cantidades pueden obtenerse de la Ec.

Densidad:

Volumen específico:



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La gravedad específica se define como la razón de la densidad del gas a la densidad de una

sustancia base, en las mismas condiciones de presión y temperatura. Para el caso de gases,se

toma el aire como la sustancia base,

(

)

Ejemplo:

Calcular la densidad, volumen específico y la gravedad específica del metano

a O lpcm (14,7 Ipca) y 60°F.

Debe tenerse en cuenta que el valor de y es independiente de las condiciones

de presión y temperatura.

3.12 Condiciones para el cálculo del sistema de gas natural (red interna de

aprovechamiento)

(a) Para determinar el número de edificios destinados a la ocupación humana, para un

gasoducto en tierra, trácese una zona de ¼ de milla de ancho a lo largo de la ruta del ducto,

con el ducto en el eje central de esta zona, y divida el gasoducto en secciones aleatorias de 1

milla de longitud de manera que las longitudes individuales vayan a incluir el máximo

número de edificios destinados a la ocupación humana.

Cuente el número de edificios destinados a la ocupación humana en cada zona de 1 milla,

Para este propósito, cada unidad de vivienda separada, en un edificio de vivienda múltiple s se

contará como un edificio separado destinado a la ocupación humana. No se tiene aquí la

intención de indicar que un milla completa de tubería de línea de bajo nivel de tensiones



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tenga que ser instalada si es que no existen barreras físicas u otros factores que limitarán la

ulterior expansión del área más densamente poblada a una distancia total de menos de 1 milla.

Sin embargo, la intención es que si tales barreras no existieran, deberá darse una simple

holgura en la determinación de los límites de diseño por tensiones más bajas, para proveer

el probable desarrollo en el área.

(b) Cuando un grupo de edificios destinados a la ocupación humana indica que una milla

básica de gasoducto debería ser identificada como una Clase de Localidad 2 o Clase de

Localidad 3, la Localidad Clase 2 o Localidad Clase 3,. Pueden terminar a 600 pies del edificio

más cercano del grupo o núcleo de edificios.

(c) Para los gasoductos más cortos a una milla en longitud, se deberá asignar una Clase de

Localidad que sea típica de la Clase de Localidad que se requeriría para 1 milla que atraviese

el área.

3.12.1 Clases de Localidad para Diseño y Construcción

(a) Localidad Clase 1. Una Localidad Clase 1, es cualquier sección de 1 milla de longitud

que tiene 10 o menos

Edificios destinados a la ocupación humana.

Se tiene la intención de que una Localidad Clase 1, refleje áreas tales como las tierras

estériles, desiertos, montañas, tierra de pastoreo, tierras agrícolas, y áreas escasamente

pobladas.

(a.1) Clase 1, División 1. Esta división es una clase de Localidad 1 donde el factor de diseño

de la tubería es mayor a 0.72, aunque igual o menor a 0.80, y el ducto ha sido probado

hidrostáticamente a 1.25 veces la máxima presión de operación. (Véanse en la Tabla

841.114B las excepciones al factor de diseño).

(a.2) Clase 1, División 2. Esta división es una Localidad de Clase 1 donde el factor de

diseño de la tubería es igual o menor a 0.72, y el ducto ha sido probado a 1.1 veces la máxima

presión admisible de operación. . (Véanse en la Tabla 841.114B las excepciones al factor de

diseño).

(b) Localidad Clase 2. Una Localidad Clase 2, es cualquier sección de 1 milla que

tiene más de 10 pero menos de 46 edificios destinados a la ocupación humana.



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Con una Localidad de Clase 2 se tiene la intención de reflejar áreas donde el grado de

población es intermedio entre la Localidad de Clase 1 y la Localidad de Clase 3, tales como las

zonas periféricas de las ciudades y pueblos, zonas industriales, ranchos o quintas campestres,

etc.

(c) Localidad Clase 3. Una Localidad de Clase 3 es cualquier sección de 1 milla que

tiene 46 o más edificios destinados a la ocupación humana, excepto cuando prevalece una

Localidad de Clase 4. Se tiene la intención de que una Localidad Clase 3 refleje áreas tales

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

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

Localidad de Clase 4.

(d) Localidad Clase 4. Una Localidad Clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios

de varios pisos, donde el tráfico es pesado o denso, y donde pudiera haber numerosas otras

construcciones o servicios subterráneos. Ve varios pisos quiere decir cuatro o más pisos por

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

sótanos o subsuelos no se toma en cuenta.

3.12.2 Consideraciones Necesarias para las Concentraciones de Gente en Localidades

de Clase 1 o Clase 2

(a’) Además de los criterios contenidos en el párrafo, deberá darse consideración adicional

a las posibles consecuencias de una falla cerca de áreas donde hay probablemente

concentraciones de gente, tales como iglesias, escuelas o colegios, edificios multifamiliares,

hospitales o zonas recreativas, de un carecer organizado en Localidades de Clase 1 o Clase 2.

Si las instalaciones se usan con poca frecuencia, no necesitan aplicarse los requerimientos del

sub párrafo (b).

(b’) Lasa líneas de ductos cercanas a sitios de reunión pública o concentraciones de

gente, tales como iglesias, escuelas, edificios multifamiliares, o zonas recreativas de tipo

organizado en Localidades de Clases 1 o 2, deberán cumplir con los requerimientos de una

Localidad de Clase 3.

(c’) Las concentraciones de gente a las que se refieren los sub-párrafos (a) y (b) de

líneas arriba, no se tiene la intención que sean menores a 20 personas por vez, o por



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localidad, aunque si tiene la intención de cubrir gente en una zona exterior así como en el

interior de un edificio.

Tabla 17



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3.12.3 Propósito

Debería enfatizarse que las Clases de Localidades (1, 2, 3, ó 4) según se las describe en

los anteriores párrafos, de definen con una descripción general en un área geográfica que

tiene determinadas características, como una base para prescribir los tipos de diseño,

construcción y métodos de prueba a ser usados en aquellas localidades o en áreas que

sean comparables. Una Localidad de Clase numerada, tal como una Localidad Clase 1,

solamente se refiere a la geografía de tal ubicación, o un área similar y no indica

necesariamente que un factor de 0.72 será suficiente para toda la construcción en dicha

localidad en particular o área.

Cando se esté clasificando localidades para determinar el factor de diseño para la

construcción de gasoductos y las pruebas que debieran de prescribirse, se deberá dar

consideración a la posibilidad de futuros desarrollos del área. Si a tiempo de planificar una

nueva línea de ducto este futuro desarrollo parece probable que sea suficiente parta

cambiar la Clase de Localidad, esto se deberá tomar en consideración en el diseño y

pruebas del ducto propuesto.

Tabla 18 Consideración de las variables de diseño según el tipo de instalación

Elemento/Tipo de instalación Doméstico Comercial Industrial

Condiciones (presión, flujo) de

operación (normales y máximas) de

equipos de consumo

Aplica

Aplica

Aplica

Las instalaciones de aprovechamiento deben diseñarse para que pueda operar bajo la

máxima caída de presión permisible sin exceder la MPOP.

Para instalaciones de aprovechamiento tipo doméstico, la MPOP dentro de la casa habitación

no debe exceder de 50 kPa, a menos que se cumpla una de las siguientes condiciones:

a) la tubería esté dentro de un cubo ventilado u otro mecanismo que prevenga la

acumulación de gas natural,

b) la tubería suministre a cuartos de caldera, equipos mecánicos u otros que requieren

operar a tales condiciones de presión.



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3.13 Selección de tuberías para las líneas de conducción del gas natural

Generalidades.

La tubería se debe seleccionar con el espesor de pared suficiente para soportar la

presión de diseño de la red de distribución, y en su caso, para resistir cargas externas

previstas.

La presión mínima de operación de una red de distribución debe ser aquella a la cual

los usuarios reciban el gas a una presión suficiente para que sus instalaciones de

aprovechamiento operen adecuada y eficientemente en el momento de máxima

demanda de gas.

Cada componente de una tubería debe de resistir las presiones de operación y otros

esfuerzos previstos sin que se afecte su capacidad de servicio.

Los componentes de un sistema de tuberías incluyen válvulas, bridas, accesorios,

cabezales y ensambles especiales. Dichos componentes deben estar diseñados de

acuerdo con los requisitos aplicables de esta Norma, considerando la presión de

operación y otras cargas previstas.

Los componentes de un sistema de tuberías deben cumplir con lo siguiente:

a) Las normas oficiales mexicanas, las normas mexicanas y en lo no previsto por ellas, con las

prácticas internacionalmente reconocidas aplicables, y

b) Estar libres de defectos que puedan afectar o dañar la resistencia, hermeticidad o

propiedades del componente.



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3.13.1 Tubería de acero.

Los tubos de acero que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma

Mexicana NMX-B-177-1990. El espesor mínimo de la tubería se calcula de acuerdo con la

fórmula de Barlow siguiente:

Donde:

t espesor de la tubería en milímetros;

P presión manométrica de diseño en kPa;

D diámetro exterior de la tubería en milímetros; S resistencia mínima de cedencia

(RMC) en kPa; F factor de diseño por densidad de población;

F Factor de diseño de localidad.

E factor de eficiencia de la junta longitudinal de la tubería, y

T factor de corrección por temperatura del gas; T = 1 si la temperatura del gas es igual o

menor a 393 K.

El cuadro presenta los valores de E para varios tipos de tubería.

Tabla 19

Factor de eficiencia de la junta longitudinal soldada (E)

Clase de tubería E

Sin costura 1.00

Soldada por resistencia eléctrica 1.00

Soldada a tope en horno 0.60

Soldada por arco sumergido 1.00

Tubería sin identificación con diámetro mayor de

101 mm

0.80

Tubería sin identificación con diámetro menor de

101 mm

0.60



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3.13.2 Tubería de polietileno.

Los tubos de polietileno que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la

Norma Mexicana NMX-E-043-2002.

Cuando se utilice tubería de polietileno para la conducción de gas, la máxima presión de

operación de la tubería debe ser igual o menor a la presión de diseño, la cual se determina

con alguna de las fórmulas siguientes:

Dónde:

P → Presión Interna en Psi.

HDB → Base de Diseño Hidrostático a 23° C = 11 MPa

fE → Factor de Diseño Medioambiental = 0.32 Gas Natural Seco (Federalmente Regulado

bajo CFR Titulo 49, Parte 192)

fT → Factor de Diseño por Temperatura = 1.00 (Por trabajo en temperaturas de 23° C ó

menos)

SDR → Relación entre Diámetro Exterior entre Espesor = 11

Limitaciones de diseño de la tubería de polietileno:

a) La presión de diseño no debe exceder la presión manométrica de 689 kPa, y

b) No se debe usar tubería de polietileno cuando la temperatura de operación del material

sea menor de 244 K, o mayor que la temperatura a la cual se determinó el valor

resistencia hidrostática a largo plazo (Sh) que se aplicó en la fórmula del inciso 5.3.2

para calcular la presión de diseño. En ningún caso puede exceder 333 K.

c) El espesor de pared de los tubos de polietileno no debe ser menor de 1,57 mm.



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3.13.3 Tubería de cobre.

Los tubos de cobre que se utilicen en la red de distribución deben ser estirados en frío y

deben cumplir con la Norma Mexicana NMX-W-018-1995.

El espesor de pared de los tubos de cobre utilizados en la red debe cumplir con lo

siguiente:

a) Los tubos de cobre utilizados en tuberías principales y ramales deben tener un espesor

mínimo de 1,65 mm, y

b) Para tomas de servicio, se debe utilizar tubería de cobre de diámetro mayor o igual de

12,7 mm (½”) y cumplir con lo establecido en la Norma NMX-W-018-1995.

La tubería de cobre usada en líneas de distribución y tomas de servicio no puede ser usada

bajo presiones que excedan los 689 kPa manométrica.



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3.14 Software para análisis y cálculo de las condiciones del gas natural (GASCALC 3.0).

A menudo es útil la medición de la tasa de consumo de oxígeno (VO2) y la tasa de producción

de dióxido de carbono (VCO2) durante el ejercicio. Por ejemplo, la determinación de la

absorción máxima de oxígeno (VO2máx) proporciona a una guía para actividades particulares

y puede utilizarse como un marcador durante programas de capacitación. Además, VO2 y

VCO2 pueden utilizarse para calcular la utilización de consumo y sustrato de energía durante el

ejercicio. El procedimiento, conocido como calorimetría indirecta, es razonablemente exacto

para ejercicio aeróbico de estado estacionario.

Uno de los más antiguos métodos de muestreo gas caducado implica al tema respirando aire

ambiente a través de una válvula unidireccional conectada a un recipiente hermético conocido

como una bolsa de Douglas. Gas expirado así puede ser muestreado, y las concentraciones

relativas de O2 y CO2 en la muestra pueden medirse (normalmente mediante analizadores de

gases electrónico). Luego puede hacerse comparación entre la composición del aire inspirado y

expirado, permitiendo que el VO2 y VCO2 a determinarse. Buena descripción del método de

bolsa de Douglas y los cálculos asociados, véase Consolazio et al (1963), McArdle et al (1994)

y Wasserman et al (1994). El método de la bolsa de Douglas es considerado el método más

preciso de análisis de gas caducadas.

La hoja de cálculo GASCALC

GasCalc es una hoja de cálculo de Microsoft Excel he ideado para calcular automáticamente

las variables metabólicas de los datos de la bolsa de Douglas. GasCalc está escrito en Visual

Basic para aplicaciones, que según Microsoft es ".. .el potente y fácil de usar lenguaje de

programación utilizado en Microsoft Excel". Desde un punto de vista subjetivo, Visual Basic

parecen ser bastante útil, si es un poco engorroso. Las estructuras de control son muy similares

a la lengua de informática básica e incluyen bucles para el siguiente, hacer bucles y

declaraciones If-Then-Else. Una de las grandes ventajas de GasCalc es terminan de resultados

en una hoja de cálculo de Excel, que permite la gestión de datos fácil y análisis estadístico.



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GasCalc ¿qué hace?

GasCalc pide al usuario para la entrada de las condiciones ambientales y datos de muestra de

bolsa de Douglas. Ventilación minuto (VE), VO2 y VCO2 son entonces automáticamente

calcula y muestra. Estos datos son utilizados para estimar las variables siguientes:

Tasa de gasto de energía.

Tasas de utilización de grasa y carbohidratos absoluta y proporcional.

Energía gastada durante cada etapa.

Grasas y carbohidratos utilizados durante cada etapa.

Gasto de energía de todo juicio.

Utilización de grasas y carbohidratos de todo juicio.

El usuario se le pide a la entrada de humedad, temperatura y presión ambiente. A continuación,

para cada muestra el usuario deberá escribir:

Volumen y temperatura de la muestra de gas caducadas.

Duración sobre la cual se recogió la muestra.

Concentración relativa de O2 y CO2 (FEO2 y FECO2 respectivamente) de la muestra.

El volumen inspirado (VI) se estima de VE mediante la transformación de Haldane, una buena

descripción de los cuales puede encontrarse en McArdle, Katch y Katch (1994), apéndice 2.

Las concentraciones de O2 y CO2 en el aire inspirado (FIO2 y FICO2 respectivamente) se

asume por defecto a ser 20.93% y el 0,04% respectivamente, aunque el programa permite esta

configuración para cambiarse.



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¿Cómo funciona GasCalc?

La apertura GasCalc dentro de Excel v5.0, se muestran una serie de indicaciones para la

entrada de las condiciones ambientales. Se muestran una serie de indicaciones para la entrada

de cada conjunto de datos de ejemplo. Después de la entrada de datos, el usuario recibe una

serie de opciones, incluida una mayor entrada de datos o creación de gráficos. Datos de

entrada se asignan automáticamente a las direcciones de celda particular, y los resultados se

calculan y se muestran en columnas etiquetadas automáticamente. La rutina de gráficos

personalizada dentro de GasCalc permite al usuario crear un gráfico de tipo xy para las

variables seleccionadas con menos disparates que el habitual Asistente para gráficos de Excel.

El cálculo de VE, VO2, VCO2 y otras variables se logra por medio de funciones personalizadas

que se basan en las fórmulas que se muestra al final de este documento. Estas funciones son

similares a las construidas en Excel (por ejemplo, funciones "Promedio" y "Suma") y realizan

una operación en algunas variables que se introducen (directamente como números o como

direcciones de celda). Por ejemplo, si la =SUM(2,2) fórmula es introducido en una celda de

Excel, el número que aparece es "4" (es decir, la suma de 2 y 2). Si la =SUM(A1,B1) fórmula es

introducido en una celda, el número que aparece es la suma de cualquier valor numérico es en

la celda A1 y cualquier valor numérico en la celda B1.

Dentro de GasCalc, si se introduce la fórmula =VO2STPD(a,b,c,d,e) (donde: un = VE, b =

FEO2, c = FECO2, d = FIO2 y e = FICO2) las variables a, b, c, d y e se introducen en la

fórmula para el VO2 (STPD) y se muestra el resultado. En lugar de introducir las cifras reales,

se pueden introducir las direcciones de celdas que contienen las variables relevantes. Si

posteriormente cualquiera de los valores contenidos en las celdas que contienen variables de

la función se altera, el resultado es trascurrido automáticamente. Así es como funciona

GasCalc. Después de datos un

Funciones personalizadas pueden insertarse en cualquier lugar dentro de la hoja de cálculos

puntuales. Utilice las funciones personalizadas de esta manera la forma más sencilla es elegir

"función" en el menú Insertar y para seleccionar una función de 'definido por el usuario' en la

lista (las funciones personalizadas tienen nombres bastante obvios, como VEBTPS que

devuelve VE a BTPS). Se mostrará una ventana pidiendo el ingreso de variables con nombre

(que puede escribirse como ya sea como un número o una dirección de la celda que contiene

la variable en cuestión). Funciones personalizadas están escritas en el lenguaje Visual Basic, y



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es un asunto fácil para escribir sus propias funciones. El código utilizado para las funciones

personalizadas en GasCalc puede verse por mostrar (Seleccione formato en el menú Archivo y,

a continuación, hoja, luego mostrar) la hoja con la etiqueta "funciones".

Puntos de la final

Las fórmulas de utilización de sustrato utilizadas en GasCalc asuman que ese

metabolismo de proteínas no contribuye al metabolismo energético. Esta suposición no

puede justificarse y definitivamente no es válida en determinadas circunstancias.

Comparar las fórmulas utilizadas en GasCalc con los de Consolazio et al (1963), que

incorporan el nitrógeno urinario como una medida del metabolismo de la proteína.

GasCalc es un poco grande. Optimizar cuando haya introducido datos y guardado como

un nuevo nombre al mostrar y eliminar la hoja: "subrutinas". Si desea mantener la

función de gráficos, mantenga las hojas "ccode" y "dialog1"; eliminarlos si no lo hace. Si

tienes acres de espacio de disco, no te preocupes eliminar nada.

No dude en contactarme con sugerencias, ideas y problemas. Una de las razones para

la presentación de GasCalc a Sportscience era hacer contacto con otras personas en el

campo.

GasCalc está obligado a tener algunos errores--pero recuerda, es gratis, así que no se

molesta demasiado. ¡Buena suerte!

Fórmulas utilizadas en GASCALC

Cálculo de VE

a temperatura ambiente, presión y saturado con vapor de agua (ATPS)

donde V = volumen (L) y t = duración de la muestra (s).

Cálculo de VE

a la temperatura corporal, presión y saturado con vapor de agua (BTPS)

donde PB = presión barométrica (mmHg), T = temperatura del gas de la muestra en el

dispositivo de medición (° C) PH2O de volumen = presión parcial de agua en T (mmHg).



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La temperatura corporal se supone que es de 37 ° C, y PH2O a temperatura corporal supone

47.08 mmHg.

Cálculo de VE

en seco (STPD) (Wasserman et al., 1994), la presión y la temperatura estándar

Estimación de VI

(adaptado de Wilmore y Costill, 1973)

donde FEO2 = fracción de O2 en el aire espirado, FECO2 = fracción de CO2 en aire espirado,

FIO2 = fracción de O2 en el aire inspirado y FICO2 = fracción de CO2 en el aire inspirado.

Cálculo del VO2 y VCO2

(Consolazio et al., 1963)

Índices de gasto de energía y la utilización de sustrato

(adaptado de Consolazio et al., 1963)

Tasa de metabolismo de las grasas (g/min) = (1.689 x VO2)-(1.689 x VCO2)

Tasa de metabolismo de los carbohidratos (g/min) = (4.12 x VCO2)-(2.91 x VO2)

Tasa de gasto de energía (kJ/min) = (15,88 x VO2)-(4,87 x VCO2)



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3.15 Tuberías y Materiales utilizados

3.15.1 Tuberías.

3.15.1.1 Tuberías de acero

Las tuberías podrán ser de acero negro, galvanizado, al carbón, inoxidable liso o

corrugado, cobre, polietileno, multicapa (PE-AL-PE), policloruromulticapa (CPVC-AL-

CPVC) de conformidad con lo siguiente:

Tuberías de acero negro, galvanizado y al carbón

Las tuberías de acero a utilizar deberán cumplir con las normas NMX-B-010-1986, NMX-B-

177-1990, NMX-B-179-1983.

En las tuberías de acero que operen a presiones mayores a 50 kPa se deberá determinar

el espesor de pared o MPOP de acuerdo con la NOM-003-SECRE vigente, Distribución de

gas natural y gas licuado de petróleo por ductos.

3.15.1.2 Tuberías de acero inoxidable liso y corrugado

Las tuberías de acero inoxidable a utilizar deberán cumplir con las normas oficiales

mexicanas. En ausencia de éstas, deberán cumplir con normas mexicanas, normas,

códigos y estándares internacionales, y a falta de éstas con las prácticas

internacionalmente reconocidas aplicables según corresponda.

La tubería a emplear deberá ser de aleaciones de acero inoxidable serie 300.

La tubería a emplear no deberá superar una presión de trabajo de 50 kPa (7.25 psi).

3.15.1.3 Tuberías de cobre

Las tuberías de cobre a utilizar deberán ser de tipo rígido y flexible tipo L o K de acuerdo

con la Norma NMX-W-018-SCFI-2006.

Las tuberías de cobre no deben superar una presión de trabajo de 410 kPa (60 psi).



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3.15.1.4 Tuberías de polietileno

Las tuberías de polietileno a utilizar deberán cumplir con la norma NMX-E-043-SCFI-2002.

Las tuberías de polietileno de media densidad no deben superar una presión de trabajo de

410 kPa (60 psi).

Las tuberías de polietileno de alta densidad no deben superar una presión de trabajo de

689 kPa (100 psi).

No se debe usar tubería de polietileno cuando la temperatura de operación del material sea

menor de 244 K, ni mayor que 333 K.

3.15.1.5 Tuberías multicapa PE-AL-PE

Las tuberías multicapa PE-AL-PE a utilizar deberán cumplir con la norma NMX-X-021-

SCFI-2007.

Las tuberías multicapa PE-AL-PE no deben superar una presión de trabajo de 689 kPa

(100 psi).

Tuberías Multicapa CPVC-AL-CPVC

Las tuberías Multicapa CPVC-AL-CPVC a utilizar deberán cumplir con la norma NMX-X-

044-SCFI-2008.

Las tuberías Multicapa CPVC-AL-CPVC no deben superar una presión de trabajo de 689

kPa ,(100 psi).



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3.15.2 Conexiones y accesorios

3.15.2.1 Conexiones y accesorios para tuberías de acero negro, galvanizado y al carbón

Las conexiones forjadas deben cumplir con la norma NMX-B-177-1990 y no superar una

presión de trabajo de 101,33 kPa (14.1 psi).

Las conexiones roscadas deben ser de hierro maleable clase I, cumplir con la

norma NMX-H-22-1989 y no superar una presión de trabajo de 1,03 MPa (149.39 psi).

Las conexiones soldables deben unirse mediante la técnica de arco eléctrico o con

soldadura oxiacetilénica. Se permite la soldadura oxiacetilénica sólo para unir tuberías

hasta 50 mm de diámetro.

En uniones roscadas se deben utilizar productos sellantes resistentes a la acción del

gas. Está prohibido el uso de litergirio como sellante.

Las válvulas deben cumplir con la norma NMX-X-031-SCFI-2005.

Las juntas aislantes y recubrimientos anticorrosivos deben cumplir con las normas

oficiales mexicanas. En ausencia de éstas, deberán cumplir con normas mexicanas,

normas, códigos y estándares internacionales, y a falta de éstas con las prácticas

internacionalmente reconocidas aplicables según corresponda.

Las conexiones de transición pueden ser soldables, roscadas, a compresión o bridadas,

pero debe existir compatibilidad entre ambos materiales.

3.15.2.2 Conexiones y accesorios para tuberías de cobre

Las conexiones para tubería de cobre rígido deben cumplir con la norma NMX-W-101/1-

SCFI-2004 y NMX-W-101/2-SCFI-2004.

Las conexiones para tubería flexible deben cumplir con la norma NMX-X-002-1-1996.

Las conexiones con abocinado a 45 grados deben cumplir con la norma NMX-X-002-1-

1996.

Las válvulas roscadas y soldables deben cumplir con la norma NMX-X-031-SCFI-2005.

Se permite el uso de válvulas con sistema de unión a compresión, siempre y cuando

cumplan con la norma NMX-X-031-SCFI-2005.

Las conexiones de transición pueden ser soldables, roscadas, a compresión o bridadas,

pero deben tener compatibilidad mecánica.



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Las uniones en cobre rígido deben ser soldadas por capilaridad con soldadura de punto de

fusión no menor a 513 K.

Se permite el uso de conexiones con sistema de unión a presión; siempre y cuando

cumplan con el numeral 5.2.2 Resistencia a la torsión de la NMX-X-002-1-1996 y la Tabla

2.- Espesor mínimo, numerales 6

Muestreo y 7 Métodos de Prueba de la NMX-X-031-SCFI-2005y en lo no previsto por

éstas, con las Prácticas internacionalmente reconocidas.

3.15.2.3 Conexiones y accesorios para tuberías de polietileno

Las conexiones y válvulas deben cumplir con el numeral 7 de la norma NMX-043-SCFI-

2002 y demás normas oficiales mexicanas. En ausencia de éstas, deberán cumplir con

normas mexicanas, normas, códigos y estándares internacionales, y a falta de éstas con

las prácticas internacionalmente reconocidas aplicables según corresponda.

Las uniones de tubería de polietileno se deben hacer por termofusión, electrofusión o

medios mecánicos de acuerdo con normas mexicanas, normas, códigos y estándares

internacionales y, a falta de éstas, con las prácticas internacionalmente reconocidas

aplicables según corresponda. No está permitido aplicar calor con flama directa.

Las conexiones de transición pueden ser soldables, a compresión o bridadas, pero deben

tener compatibilidad mecánica. No está permitido unir tubería de polietileno con

conexiones roscadas.

En caso de utilizar conexiones de transición a compresión, debe utilizarse un refuerzo

tubular interno rígido en conjunto con el acoplamiento.

3.15.2.4 Conexiones y accesorios para tuberías Multicapa PE-AL-PE

Las conexiones y accesorios para tuberías Multicapa PE-AL-PE deben cumplir con

la norma NMX-X-021-SCFI-2007.



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3.15.2.5 Conexiones y accesorios para tuberías Multicapa CPVC-AL-CPVC

Las conexiones y accesorios Para tuberías Multicapa CPVC-AL-CPVC deben cumplir

con la norma

NMX-X-044-SCFI-2008

3.15.3 Reguladores

Los reguladores deben cumplir con la norma NMX-X-032-SCFI-2006.

3.16 Instalación y Construcción de materiales y accesorios ( tuberías, válvulas y

conexiones de acero, cobre y polietileno), para redes internas.

Requisitos generales

De acuerdo con su ubicación, se clasifican en tuberías visibles, enterradas y ocultas,

Tabla 20 Clasificación de la colocación para tuberías y accesorios dependiendo el material

Material Oculta Enterrada Visible

Tuberías Polietileno NO 1 SI 5, 6 NO

Cobre SI SI SI

Acero negro, galvanizado y al carbón SI SI 4 SI

Acero inoxidable liso y corrugado SI SI 8 SI

Multicapa PE-AL-PE y CPVC-AL-CPVC SI SI 5, 6 SI 2

Accesorio

s y

uniones

Polietileno NO SI NO

Cobre7 SI SI SI

Acero negro, galvanizado y al carbón SI SI SI

Acero inoxidable liso y corrugado SI NO 8 SI

Multicapa PE-AL-PE y CPVC-AL-CPVC NO SI SI 2

Válvulas SI 3 SI 3 SI

1 Se prohíbe el uso de tubería de polietileno en este tipo de trazos. A excepción

de aquellas transiciones para efectos de continuar o finalizar el trazo subterráneo; en



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cuyo caso, la longitud máxima será de 2 m y deberá encamisarse dicho tramo.

2 Siempre y cuando la tubería cuente con protección contra rayos UV (contenido de negro

de humo)

3 No se permite el uso de válvulas ni tuercas unión en trayectos ocultos y/o enterrados.

En caso que así se requiera, deberá alojarse en un registro. El registro debe ser de las

dimensiones y ubicación adecuadas para su operación y mantenimiento.

4 Siempre y cuando la tubería cuente con un sistema contra la corrosión.

5 Siempre y cuando la tubería se encuentre enterrada a una profundidad mínima de 45

centímetros entre el nivel de piso terminado a lomo de tubo.

6 Para tuberías ocultas y enterradas con presión de trabajo mayor a 50 kPa, no se

permite el uso de uniones roscadas

7 No se permite el uso de conexiones de latón abocinadas a 45º en tuberías ocultas y

enterradas.

8 Las tuberías de acero inoxidable corrugado deberán contar con un revestimiento

anticorrosivo y sus accesorios y uniones deberán quedar superficiales o dentro de

registros.

Nota: instalar tramos completos en tuberías de acero negro.

Cuando sea imprescindible instalar las tuberías dentro de muros, éstas pueden quedar

ahogadas o encamisadas. En dichos casos debe elaborarse un croquis de detalle o plano

para identificar la ubicación de estas instalaciones.

No se considera oculto el tramo que se utilice para atravesar muros y losas, siempre que

su entrada y salida sean visibles, el espacio anular debe ser sellado y se debe usar un

“pasamuros” o funda.

Cuando en un muro la trayectoria de una tubería sea horizontal, la ranura en el muro se

debe hacer, como máximo, a 10 centímetros al nivel de piso terminado.

Cuando se instalen manómetros, éstos deben ir precedidos de una válvula de bloqueo.



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Cuando se instalen reguladores con válvula de alivio instalados en recintos cerrados, la

ventila de éstos deberá de dirigirse al exterior.

Tuberías

Las tuberías enterradas deben estar a una profundidad mínima de 45 centímetros con

respecto al nivel de piso terminado. En instalaciones residenciales este valor podrá ser de

30 cm siempre y cuando para la instalación residencial la tubería no cruce calles,

andadores o caminos de paso vehicular.

Cuando se requiera un equipo de consumo especial, como quemadores móviles,

mecheros o aparatos sujetos a vibración, puede utilizarse tubería flexible de cobre o

tramada con conexiones roscadas, siempre que su longitud no exceda 1,5 metros por cada

equipo de consumo, colocando una válvula de control en la parte rígida antes del flexible,

unidas con conexiones roscadas; sujetando la parte rígida con abrazaderas. La tubería de

cobre flexible o conexión tramada no debe pasar a través de divisiones, paredes, puertas,

ventanas, pisos, o quedar ocultas.

En los sitios donde sean previsibles esfuerzos o vibraciones por asentamientos o

movimientos desiguales, se debe dar flexibilidad a la tubería mediante rizos, curvas u

omegas.

Las tuberías que operen a presiones mayores a 689 kPa deben localizarse de tal forma

que se reduzcan al mínimo los riesgos de siniestros, esto es protegiéndolas

adecuadamente contra daños, fugas, etc.

No se permite ningún tipo de accesorio o unión roscada enterrado ni bridas roscadas o

soldadas enterradas, a menos que éstos queden alojados en registros o se instalen en

forma superficial.

En caso de que la tubería esté expuesta a daños mecánicos, ésta se deberá proteger

adecuadamente, y para tubería que opere a más de 689 kPa se deberá utilizar tubería de

acero.

Cuando las tuberías crucen azoteas, pasillos o lugares de tránsito de personas, éstas

deben protegerse de manera que se impida su uso como apoyo al transitar y queden a



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salvo de daños.

Las tuberías que tengan uniones y que atraviesen cuartos sin ventilación directa al exterior,

sótanos, huecos formados por plafones, cajas de cimentación, entresuelos, por abajo de

cimientos y de pisos de madera o losas, deberán de estar encamisadas. El encamisado

debe ser ventilado directamente al exterior por ambos extremos. Se deben seleccionar

materiales adecuados cuando exista la posibilidad de que la tubería pueda sufrir daños

mecánicos.

No se deberán instalar tuberías que atraviesen cubos o casetas de elevadores, cisternas,

tiros de chimeneas, conductos de ventilación.

La instalación de tuberías en sótanos deberá hacerse exclusivamente para abastecer los

equipos de consumo que en ellos se encuentren. Se debe instalar una válvula de cierre

manual en la tubería, en un punto de fácil acceso fuera del sótano, y otra antes de cada

equipo de consumo. Estas tuberías deben ser visibles. El sótano debe contar con

ventilación adecuada.

Cuando las tuberías de gas compartan un mismo ducto que aloje tuberías de otros

servicios, el ducto debe quedar ventilado permanentemente al exterior.

Las tuberías de gas deben quedar separadas de otros servicios conducidos mediante

tuberías, racks o cables por una distancia mínima de 2 cm, con conductores eléctricos con

aislamiento con una distancia mínima de 3 cm y con tuberías que conduzcan fluidos

corrosivos o de alta temperatura con una distancia mínima de 5 cm. Las tuberías de gas no

deben cruzar atmósferas corrosivas sin protecciones adicionales.

Se deben adoptar las medidas de seguridad que se establecen en esta Norma para evitar

la posibilidad de un siniestro en las instalaciones que utilicen tuberías para conducir fluidos

que combinados con el gas natural pudieran representar un riesgo previsible.

Cuando los equipos de consumo no se hayan instalado, se debe bloquear la tubería

destinada a conectar dichos equipos. Las tuberías se deben bloquear con tapones del tipo

soldable o mecánico. En el caso de equipos con fuga, éstos no deberán ser conectados a

la instalación de aprovechamiento hasta que no hayan sido reparados.



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Cuando las tuberías se localicen sobre losas, se permite la instalación en firme, o bien

ahogadas en la parte superior de la losa sin estar en contacto directo con el acero de

refuerzo, siempre que no sea planta baja de edificios de departamentos. En casas

particulares, cuando los equipos de consumo se encuentren alejados de los muros, se

permite la instalación de tuberías en losas si el piso de la planta baja es firme sin celdas,

cajas de cimentación o sótanos; se debe elaborar un plano detallado para identificar la

ubicación de la instalación de las tuberías.

Sólo se permite la instalación de tuberías para usos comerciales o residenciales en el

interior de recintos, cuando estén destinadas a abastecer equipos de consumo. En caso

contrario, deben estar encamisadas y ventiladas al exterior.

En el caso de instalaciones de tipo doméstico (incluyendo edificios), comercial e industrial,

las tuberías pueden ser enterradas en patios y jardines.

Se debe efectuar una transición de polietileno a metal antes de la penetración a

cualquier construcción cerrada y cualquier parte de la tubería expuesta al exterior debe

estar protegida contra daños mecánicos.

La tubería visible se debe pintar en su totalidad en color amarillo.

La tubería, conexiones, accesorios y componentes de acero de la instalación de

aprovechamiento que estén enterrados, se deben proteger contra la corrosión de acuerdo

con lo establecido en el Apéndice II, Control de la corrosión externa en tuberías de acero

enterradas y/o sumergidas, de la Norma NOM-003-SECRE vigente.

Conexiones y accesorios

El abocinado y conexiones con sistema de unión a presión debe realizarse con

herramental adecuado para tal fin y sólo es permisible en tubería de cobre y multicapa.

Las uniones entre válvulas de control y equipos de consumo deben realizarse mediante

conectores rígidos o flexibles. En caso de los conectores flexibles, éstos no deben exceder

una longitud de 1,5 m.

Queda prohibido el uso de mangueras para unir tramos de tubería.



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Dobleces

En tubería de acero y cobre rígido no se permite realizar dobleces.

En tubería de cobre flexible, polietileno y multicapa PE-AL-PE los dobleces no deben

presentar daño mecánico visible y su radio de curvatura mínimo deberá ser de 5 veces el

diámetro exterior del tubo. Sólo se permiten dobleces con un ángulo mayor de 45° cuando

la tubería se encuentre soportada en toda la extensión del doblez por una superficie plana

o, con tubería de cobre flexible, cuando se utilicen para conectar un aparato de consumo

de gas.

En todos los casos, el doblez debe realizarse sin aplicación de fuentes térmicas a la

tubería y realizarse con herramental adecuado para tal fin.

Sujeciones

Cuando se soporte la tubería, se deben utilizar placas adecuadas para evitar penetrar,

romper o perforar la tubería con el soporte, lo anterior de conformidad con la normatividad

y/o la práctica internacionalmente reconocida aplicable.

Las tuberías no enterradas ni ahogadas deben estar soportadas por seguridad y en el caso

de tuberías metálicas se deben aislar de los dispositivos de sujeción por medio de una

pieza aislante entre las abrazaderas, soportes o grapas y la tubería.

Los dispositivos de sujeción de las tuberías pueden ser abrazaderas, soportes o grapas, y

deben estar espaciados para prevenir o amortiguar vibración excesiva.

El espaciamiento entre dispositivos de sujeción para tuberías con trayectos horizontales y

verticales no debe exceder los valores indicados en la tabla siguiente:

Espaciamiento máximo entre soportes

Diámetro nominal, mm (Pulg.) Espaciamiento, m

12,7 (1/2) 1,2

15,9 (5/8) y 19 (3/4) 1,8

25 y mayores 2,4



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La tubería debe estar anclada para evitar esfuerzos indebidos en los equipos de consumo

que tenga conectados y no debe estar soportada por otra tubería.

Las abrazaderas, soportes o grapas deben ser instalados de manera que no interfieran con

la expansión y contracción de la tubería entre anclas.

Equipos de Consumo

Todo equipo de consumo de gas se debe localizar en forma tal que se tenga fácil acceso al

mismo y a sus válvulas de control y cuidar que las corrientes de aire no apaguen los pilotos

o quemadores.

Los equipos de consumo instalados dentro de recintos o cuartos cerrados se deben ubicar

en sitios que dispongan de una ventilación adecuada, tanto en la parte inferior como en la

superior de la construcción, que dé directamente al exterior, patio o ducto de ventilación.

Los calefactores instalados en recámaras o dormitorios deben de contar con un sistema

que permita desalojar al exterior los gases producto de la combustión.

Todos los calentadores de agua, calderetas, entre otros, ubicados dentro de cuartos

cerrados deben tener chimeneas o tiro inducido que desaloje al exterior los gases producto

de la combustión. Se prohíbe instalar calentadores de agua dentro de cuartos de baño,

recámaras y dormitorios.

Para los equipos de consumo de uso comercial e industrial que se instalen en recintos

cerrados (nichos, cuartos de máquinas, cocinas industriales, entre otros), se debe instalar

una chimenea con tiro directo, inducido o forzado hasta el exterior, para desalojar los

gases producto de la combustión y proveer los medios adecuados que permitan la entrada

permanente de aire del exterior, en cantidad suficiente para que el funcionamiento del

quemador sea eficiente de acuerdo con las especificaciones del fabricante.



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TEMA 4 DESARROLLO DEL PROYECTO.

4.1. Giro y ubicación de la Instalación de Aprovechamiento de Gas Natural.

Giro de la empresa: Metal-Mecánica, Manufactura de piezas automotrices

Dirección: Av. Acueducto del Alto Lerma No. 2

Parque Industrial Ocoyoacac

C.P. 52740

Ocoyoacac, Estado de México, México

4.2. Características de la acometida de servicio:

Datos de la estación de regulación y medición:

Presión máxima de diseño: 2.0 Kg/cm²

METAL – MECANICA,

Manufactura de pieza

automotrices

FIG .41 MAPA DE

UBICACION



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4.3 Filosofía de Operación, Procesos Industriales y sus Interrelaciones.

La Instalación de Aprovechamiento tiene como finalidad la conducción del Gas Natural

proveniente de la Estación de Regulación y Medición (ERM), la cual es propiedad de la

compañía de Distribución , regulando la presión para acondicionarla a las necesidades de

esta empresa hasta los equipos de consumo, llegando a estos con una serie de arreglos de

tubería y accesorios (codos, Tees, reducciones, etc.), diseñados y seleccionados

específicamente para cumplir con las condiciones requeridas de flujo, velocidad y presión

óptimas para el funcionamiento adecuado de cada uno de los equipos que consumirán el

combustible. Además estos cuentan con válvulas y elementos de seguridad instaladas en

zonas específicas para su fácil acceso al momento de necesitar hacer un paro del suministro

del gas natural ya sea por operaciones de mantenimiento de los equipos o en alguna

contingencia. La instalación de aprovechamiento ha sido construida para suministrar gas

natural la empresa METAL MECANICA.

4.4. Descripción de la Red de Aprovechamiento de Gas.

La instalación de aprovechamiento será diseñada y construida para suministrar de gas natural

a calefacciones, quemadores, freidoras etc., todos estos equipos son de tipo industrial. Misma

que inicia aguas abajo de la Estación de Regulación y Medición, con dirección hacia el Sur,

dicha instalación se distribuye y tiene las trayectorias tal como se puede apreciar en el

isométrico IAGN_EMM_1/1, dicha instalación contara con:

La trayectoria total en el plano IAGN_EMM_1/1 es de 284.08 metros de tubería, siendo

que los diámetros se seleccionaran de acuerdo a los requerimientos de diseño norma

NOM-002-SECRE-2010 Y NOM-003-SECRE-2002 que regulan al Gas Natural en nuestro

país.

En la misma descripción de la trayectoria de cada tramo o punto de cálculo (los puntos de

cálculo se determinaron por cambio de material, diámetro, accesorios en especifico Tee y

reguladores).

En la misma descriptiva se proponen materiales y diámetros para la tubería tomando en

cuenta efectos de seguridad, costos y experiencia de construcción.



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Tramo A – B.

La instalación de aprovechamiento inicia aguas abajo de la Estación de Regulación y Medición

en donde aprovecharemos el diámetro de 2” de la salida de la ERM para continuar a nuestro

punto A, con dirección hacia el Sur tenemos 0.16 metros de tubería de 2” de Ø de acero al

carbón cedula 40, continuando con un codo de 90° X 2” de Ø de acero al carbón cédula 40 el

cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Sureste,

conectado a un tramo de tubería de 0.40 metros de Ø de acero al carbón cedula 40, el que por

su extremo se conecta con una brida Slip On de 2” de Ø tipo RF en ANSI 150, seguido se tiene

una válvula de esfera de 2” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido bridada en

ANSI 150, inmediatamente hay una brida Slip On de 2” de Ø tipo RF en ANSI 150 cédula 40,

posteriormente hay 0.40 metros de tubería de 2” de Ø de acero al carbón cédula 40, a

continuación hay un codo de 90º X 2” de Ø de acero al carbón cédula 40 el cual por su extremo

restante queda en posición vertical con dirección hacia abajo, después hay una transición de 2”

de Ø de AC – PE-3408, teniendo ubicado aquí en esta el punto B.

Tramo B – C.

Inicia aguas abajo de la transición mencionada en el punto B en dirección hacia abajo,

donde hay un codo de 90º X 2” de Ø de PE-3408 el cual por su extremo restante queda en

posición horizontal con dirección hacia el Este, posteriormente hay 137.48 metros de tubería 2”

de Ø de PE-3408, hasta llegar a un codo de 90º X 2” de Ø de PE-3408 el cual por su extremo

restante queda en posición vertical con dirección hacia arriba, a continuación hay una

transición de 2” de Ø de AC – PE-3408, teniendo ubicado aquí en esta el punto C.

Tramo C – D.

Comienza aguas abajo de la transición mencionada en el punto C, con dirección hacia

arriba e inmediatamente hay una reducción de 2” X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40,

enseguida se tienen 1.50 metros de tubería de 1” Ø de acero al carbón cedula 40, en su

extremo hay una brida Slip On de 1” de Ø tipo RF en ANSI 150 la cual se conecta a una

válvula de esfera de 1” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido bridada en

ANSI 150, inmediatamente hay una brida de tipo Slip On de 1” de Ø tipo RF en ANSI 150,

posteriormente hay 5.60 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cédula 40, hasta

llegar a un codo de 90º X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante



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queda en posición horizontal con dirección hacia el Sur, de donde se tienen 10.40 metros de

tubería de 1” Ø de acero al carbón cedula 40, continuando con un codo de 90º X 1” de Ø acero

al carbón cedula 40 el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección

hacia el Este, posteriormente se tiene un tramo de tubería de 38.66 metros de 1” de Ø acero al

carbón cedula 40, llegando a un codo de 90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40 el cual por

su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Sur, donde continua

con 0.50 metros de tubería de 1”Ø de acero al carbón cedula 40 donde se une a un codo de

90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40 el cual por su extremo restante queda en posición

vertical con dirección hacia abajo, seguido de un tramo de 4.00 metros de tubería de 1” de Ø

de acero al carbón cédula 40 hasta llegar a una Tee de 1” X 1” X 1” de Ø de acero al carbón

cedula 40, teniendo ubicado en esta el punto D.

Tramo D – D1.

Este comienza aguas abajo de la Tee descrita en el punto D continuando por su

extremo lateral recto con dirección hacia el Norte donde inmediatamente se tiene una

reducción de 1 ” X ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, continuando con un tramo de tubería

de ¾” de Ø de acero al carbón cédula 40 hasta llegar a una válvula de esfera de ¾” de Ø de

paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, seguido de otro tramo de tubería de ¾” de Ø de

acero al carbón cedula 40, posteriormente hay un codo de 90º X ¾” de Ø acero al carbón

cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el

Oeste, después hay 1.85 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40 con un

codo de 90º X ¾” de Ø acero al carbón cedula 40 el cual por su extremo restante queda en

posición vertical con dirección hacia abajo, a continuación hay 1.90 metros de tubería de ¾”

de Ø de acero al carbón cedula 40 , posteriormente se llega a un codo de 90º X ¾” de Ø acero

al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección

hacia el Norte, seguido se tienen 0.05 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón cedula

40 hasta llegar a una válvula de esfera de ¾” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre

rápido, continua con un tramo de 0.05 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón cedula

40, para llegar a un regulador, ubicándose aquí el punto D1.

Tramo D1 – D2.

Inicia aguas abajo del regulador ubicado como punto D1, pasando con 0.30 metros de tubería

de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, posteriormente se tiene un codo de 90º X ¾” de Ø



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acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con

dirección hacia el Oeste, continuando con 0.10 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al

carbón cedula 40, hasta pasar por un codo de 90º X ¾” de Ø acero al carbón cedula 40, el cual

por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Norte, teniendo

unidos 0.60 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, posteriormente se

tiene una Tee de ¾” X ¾” X ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, ubicando aquí el punto D2.

Tramo D2 - Equipo 1.

Este comienza aguas abajo de la Tee descrita en el punto D2, continuando por su extremo

centro con dirección hacia el Este donde esta conectado el Equipo 1.

Tramo D2 - D3.

El tramo comienza aguas abajo del extremo lateral recto de la Tee descrita en el punto D2 con

dirección hacia el Norte, donde inmediatamente se tiene una tramo de 1.20 metros de tubería

de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, posteriormente se tiene una Tee de ¾” X ¾” X ¾”

de Ø de acero al carbón cedula 40, ubicando aquí el punto D3.

Tramo D3 – Equipo 2.

Este tramo comienza en la Tee descrita en el punto D3, aguas abajo de su extremo centro con

dirección hacia el Este donde esta conectado el Equipo 2.

Tramo D3-Equipo 3.

Este tramo inicia en la Tee descrita en el punto D3, aguas abajo de su extremo recto lateral con

dirección hacia el Norte, en donde se tienen 1.20 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al

carbón cedula 40 hasta llegar a una Tee de ¾” X ¾” X ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40,

donde se tiene por su extremo lateral recto con dirección hacia el Norte un carrete de tubería y

en seguida un tapón; siguiendo por su extremo centro con dirección hacia el Este esta

conectado el Equipo 3.

Tramo D – E.

Este comienza aguas abajo de la Tee descrita en el punto D, continuando por su extremo recto

lateral con dirección hacia el Sur, seguido hay 0.52 metros de tubería de 1” de Ø de acero al



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carbón cedula 40, hasta llegar a un codo de 90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40, el cual

por su extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia arriba, posteriormente

hay 1.65 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, enseguida se conecta por

se extremo centro una Tee de 1” X 1” X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, teniendo

ubicado aquí el Punto E.

Tramo E – E1.

El tramo comienza aguas abajo del extremo recto lateral de la Tee descrita en el punto

E, con dirección hacia el Oeste, se tiene un tramo de 0.15 metros de tubería de 1 “ de Ø de

acero al carbón cedula 40, la cual en su extremo tiene una válvula de esfera de 1” de Ø de

paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, a continuación se tiene un tramo de 1.60

metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cedula 40 hasta llegar a un codo de 90º X 1”

de Ø acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal

con dirección hacia el Sur, donde inmediatamente se tiene una reducción de 1 ” X ¾” de Ø de

acero al carbón cedula 40, siendo aquí el punto E1.

Tramo E1 – E2.

Inicia en el punto E1 con un tramo de 4.56 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón

cédula 40, hasta llegar a un codo de 90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40, el cual por su

extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Oeste, se tienen 1.22

metros de tubería de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40; en este punto se continua con un

codo de 90° X ¾” de Ø acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante queda en

posición vertical con dirección hacia abajo, siguiendo un tramo de 1.41 metros de tubería de ¾”

de Ø de acero al carbón cedula 40, posteriormente se tiene conectado por su extremo recto

lateral de una Tee de ¾” X ¾” X ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40, continuando por su

extremo centro con dirección hacia el Oeste hay una válvula de esfera de 3/4” de Ø de paso

completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, a continuación se tiene un Manómetro de caratula.

Volviendo al punto donde se encuentra la misma Tee, tenemos que de su extremo recto lateral

con dirección hacia abajo, donde se tienen 0.25 metros de tubería de ¾” de Ø de acero al

carbón cedula 40, posteriormente se una válvula de esfera de 3/4” de Ø de paso completo de

¼ de vuelta de cierre rápido, después hay un tramo de 0.25 metros de tubería de 1” Ø de

acero al carbón cedula 40, la cual en su extremo tiene un regulador, donde esta el punto E2.



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Tramo E2 – Equipo 4.

En este punto se inicia aguas abajo desde el regulador ubicado como punto E2, a continuación

se tiene un tramo de 0.40 metros de tubería de 1” Ø de acero al carbón cedula 40 seguido se

une un codo de 90º X ¾” de Ø acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante

queda en posición vertical con dirección hacia el Este, se tienen 0.26 metros de tubería de ¾”

de Ø de acero al carbón cedula 40;continuando en su extremo se conecta a una válvula de

esfera de 3/4” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rapido, inmediatamente con un

carrete de ¾” de Ø de acero al carbón cedula 40 se conecta el Equipo 4.

Tramo E – F.

Este comienza aguas abajo del extremo recto lateral de la Tee mencionada en el punto E con

dirección hacia el Este, en donde hay un tramo de 0.17 metros de tubería de 1” de Ø de acero

al carbón cedula 40, a continuación se tienen una brida de cuello soldable de 1” de Ø tipo RF

en ANSI 150 la cual se conecta a una válvula de esfera de 1” de Ø de paso completo de ¼ de

vuelta de cierre rápido en ANSI 150, inmediatamente hay una brida de cuello soldable de 1” de

Ø tipo RF en ANSI 150, seguido hay 7.38 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón

cedula 40 llegando hasta un codo de 90° X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, el cual por su

extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Norte, después se tienen

0.87 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, a continuación hay un codo de

90° X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición

horizontal con dirección hacia el Este continuando con 16.60 metros de tubería de 1” de Ø de

acero al carbón cedula 40, llegando hasta un codo de 90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40,

el cual por su extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia abajo, después

hay 0.85 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cedula 40 conectado a un codo de

90º X 1” de Ø acero al carbón cedula 40 el cual por su extremo restante queda en posición

horizontal con dirección hacia el Este, a continuación hay 1.50 metros de tubería de 1” de Ø de

acero al carbón cedula 40 , posteriormente se llega a un codo de 90º X 1” de Ø acero al carbón

cedula 40, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el

Sur, se tienen 8.00 metros de tubería de 1” de Ø de acero al carbón cedula 40, enseguida se

conecta al extremo centro de una Tee de 1” X 1” X 1” de Ø de acero al carbón cedula 40,

siendo que en su extremo recto lateral con dirección hacia el Este se tiene una válvula de

esfera de 1” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido bloqueando dicho paso

con un tapón para consumo a futuro, regresando a la Tee se tiene ubicado aquí el Punto F.



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Tramo F – G.

Este comienza aguas abajo de la Tee descrita en el punto F, continuando por su extremo recto

lateral con dirección hacia el Oeste e inmediatamente se encuentra una reducción de 1” X ½”

de Ø de de Cobre Rígido Tipo L, después hay 0.20 metros de tubería de ½” de Ø de cobre

rígido tipo L hasta llegar a una válvula de esfera de ½” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta

de cierre rápido , posteriormente se sigue con 0.12 metros de tubería de ½” de Ø de cobre

rígido tipo L, el cual llega hasta una Tee de ½” X ½” X ½” de Ø de Cobre Rígido Tipo L,

teniendo ubicado aquí el Punto G.

Tramo G – G1.

Este comienza aguas abajo de la Tee descrita en el punto G, continuando por su extremo

centro con dirección hacia al Sur donde hay 0.10 metros de tubería ½” de Ø de cobre rígido

tipo L, posteriormente hay un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su

extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia abajo, continuando con un

tramo de 0.60 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, inmediatamente hay un

codo de 90º X ½”de Ø cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición

horizontal con dirección hacia el Este, seguido se tiene 0.55 metros de tubería de ½” de Ø de

de cobre rígido tipo L, posteriormente hay un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el

cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Norte,

después hay 0.40 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L que están conectados a

con un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en

posición vertical con dirección hacia abajo, a continuación hay 2.46 metros de tubería de ½” de

Ø de de cobre rígido tipo L, posteriormente se llega a un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido

tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el

Norte, después se tienen 0.63 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L , hasta llegar

a una válvula de esfera de ½”de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, donde se

continua con un tramo de 0.30 metros de tubería de ½ ” de Ø de de cobre rígido tipo L para

llegar a un regulador, donde se tendrá el punto G1.



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Tramo G1 – G2.

Aquí inicia aguas abajo desde el regulador donde esta ubicado punto G1, pasando con 0.18

metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L hasta una Tee de ½” X ½” X ½” de Ø de de

cobre rígido tipo L, ubicando aquí el punto G2.

Tramo G2 – Equipo 6.

Este punto inicia aguas abajo de la Tee descrita en el tramo G2, continuando por su extremo

centro con dirección hacia al Oeste donde hay 0.20 metros de tubería ½” de Ø de cobre rígido

tipo L, posteriormente hay un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su

extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia abajo, continuando con un

tramo de 0.12 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, hasta llegar a una válvula

de esfera de ½” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, a continuación se

tienen 0.12 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, inmediatamente hay un codo

de 90º X ½” de Ø cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición

horizontal con dirección hacia el Oeste, enseguida se tiene la conexión al Equipo 6.

Tramo G2 – Equipo 5.

El tramo comienza aguas abajo del extremo recto lateral de la Tee descrita en el punto G2 con

dirección hacia el Norte, donde inmediatamente se tiene una tramo de 2.68 metros de ½ ”de Ø

de cobre rígido tipo L, posteriormente se tiene un codo de 90°X ½ ” de Ø de cobre rígido tipo L,

el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Oeste,

continuando por su extremo con 0.20 de tubería ½” de Ø de cobre rígido tipo L, posteriormente

hay un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en

posición vertical con dirección hacia abajo, continuando con un tramo de 0.12 metros de

tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, hasta llegar a una válvula de esfera de ½” de Ø de

paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, a continuación se tienen 0.12 metros de tubería

de ½ ” de Ø de cobre rígido tipo L, inmediatamente hay un codo de 90º X ½ ” de Ø cobre rígido

tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia el Oeste,

seguido se tiene la conexión al Equipo 5.



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Tramo G – H.

Inicia aguas abajo de la Tee que se encuentra en el punto G, continuando por su extremo recto

lateral con dirección hacia el Oeste, inmediatamente se encuentran 3.14 metros de tubería de

½” de Ø de cobre rígido tipo L, encontrándose con un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido

tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con dirección hacia el Sur,

enseguida hay 0.10 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L hasta llegar a un codo

de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición

vertical con dirección hacia arriba, posteriormente esta conectado un tramo de 0.65 metros de

tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, uniendo a este en su extremo un codo de 90º X ½”

de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición horizontal con

dirección hacia el Sur, luego hay instalados 6.70 metros de tubería de ½” de Ø de cobre rígido

tipo L hasta llegar a un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido tipo L el cual por su extremo

restante queda en posición horizontal con dirección hacia Oeste, enseguida hay 0.15 metros de

tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, posteriormente se tiene conectado un codo de 90º X

½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual en su extremo restante queda en posición vertical con

dirección hacia abajo y unido a el se tiene un tramo de 2.70 metros de tubería de ½ ” de Ø de

cobre rígido tipo L hasta encontrar una válvula de esfera de ½ ” de Ø de paso completo de ¼

de vuelta de cierre rápido, donde se continua con un tramo de 0.50 metros de tubería de ½”de

Ø de de cobre rígido tipo L, posteriormente se une a un codo de 90º X ½” de Ø de cobre rígido

tipo L el cual por su extremo restante queda en posición vertical con dirección hacia el Oeste,

donde se continua con un tramo de 0.20 metros de tubería de ½”de Ø de de cobre rígido tipo L

hasta una tuerca unión de ½” de Ø de de cobre rígido tipo L para unir un tramo de 0.05 metros

de tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, para llegar a un regulador, el cual será ubicado

como punto H.

Tramo H- I.

Este punto inicia aguas abajo en el regulador ubicado como punto H, continua con 1.10 metros

de tubería de ½” de Ø de de cobre rígido tipo L, posteriormente hay un codo de 90º X de ½” de

Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo restante queda en posición vertical con

dirección hacia arriba, a continuación hay 0.22 metros de tubería de de ½” de Ø de cobre rígido

tipo L llegando a un codo de 90º X de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual por su extremo

restante queda en posición vertical con dirección hacia el Norte, avanzando 0.40 metros de

tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, hasta llegar a una válvula de esfera de



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½” de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido continuando con 0.10 metros de

tubería de ½” de Ø de cobre rígido tipo L, el cual en su extremo se tiene conectada una Tee de

½” X ½” X ½” de Ø de cobre rígido tipo L, siendo aquí el punto I.

Tramo I– Equipo 7.

El tramo comienza aguas abajo del extremo recto lateral de la Tee descrita en el punto I con

dirección hacia el Oeste, donde inmediatamente se tiene una tramo de 0.10 metros de ½” de Ø

de cobre rígido tipo L, posteriormente se tiene un conector uniendo a una válvula de esfera de

½”de Ø de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, continuando con la conexión del

Equipo 7.

Tramo I – Equipo 8.

Comenzamos aguas abajo del extremo lateral de la Tee descrita en el punto I con dirección

hacia el Este, donde inmediatamente se tiene una tramo de 0.10 metros de ½” de Ø de cobre

rígido tipo L, posteriormente se tiene un conector uniendo a una válvula de esfera de ½ ” de Ø

de paso completo de ¼ de vuelta de cierre rápido, continuando con la conexión del Equipo 8.

En la siguiente tabla 21 se presenta la justificación de la selección del diámetro tomando en los

criterios antes mencionados seguridad, costo y experiencia de construcción.



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4.5. Equipos y Consumos.

Enseguida determinamos el consumo total en m³/hr de la planta en la siguiente tabla 22.

La instalación de aprovechamiento actual tendrá un consumo estándar total:

Consumo total estándar = 36.59 m3/hr.



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El consumo de gas estimado corresponde a condiciones estándar, es decir a 15 °C y a 1.0

Kg/cm2 de presión absoluta. Esta empresa utiliza sus equipos para para diferentes procesos en

sus instalaciones como horno quemador, calentador calorex M-G/60, etc. La empresa tiene

trabajando sus equipos en promedio 17 horas al día, durante 6 días de la semana, teniendo un

consumo diario estimado de 622.03 m3/día por lo tanto se considera que a estos equipos se les

estará suministrando gas en promedio 313 días al año. Por lo tanto el consumo de GCal/año

será:

Consumo = 1,641.86 GCal/año

4.5.1. Combustibles alternos.

Esta empresa no contempla hacer uso de otros combustibles alternos al gas natural.

4.6 Diseño de la red de aprovechamiento de Gas Natural

Ahora comprobaremos los diámetros propuestos

Generalidades.

La tubería se debe seleccionar con el espesor de pared suficiente para soportar la

presión de diseño de la red de distribución, y en su caso, para resistir cargas externas

previstas.

La presión mínima de operación de una red de distribución debe ser aquella a la cual los

usuarios reciban el gas a una presión suficiente para que sus instalaciones de

aprovechamiento operen adecuada y eficientemente en el momento de máxima demanda

de gas.

Cada componente de una tubería debe de resistir las presiones de operación y otros

esfuerzos previstos sin que se afecte su capacidad de servicio.

Los componentes de un sistema de tuberías incluyen válvulas, bridas, accesorios,

cabezales y ensambles especiales. Dichos componentes deben estar diseñados de

acuerdo con los requisitos aplicables de esta Norma, considerando la presión de operación

y otras cargas previstas.



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Los componentes de un sistema de tuberías deben cumplir con lo siguiente:

a) Las normas oficiales mexicanas, las normas mexicanas y en lo no previsto por ellas, con las

prácticas internacionalmente reconocidas aplicables, y

b) Estar libres de defectos que puedan afectar o dañar la resistencia, hermeticidad o

propiedades del componente.

Tubería de acero.

Los tubos de acero que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma

Mexicana NMX-B-177-1990. El espesor mínimo de la tubería se calcula de acuerdo con la

fórmula siguiente:

Donde:

t espesor de la tubería en milímetros;

P presión manométrica de diseño en kPa;

D diámetro exterior de la tubería en milímetros; S resistencia mínima de cedencia

(RMC) en kPa; F factor de diseño por densidad de población;

F Factor de diseño de localidad.

E factor de eficiencia de la junta longitudinal de la tubería, y

T factor de corrección por temperatura del gas; T = 1 si la temperatura del gas es igual o

menor a 393°K = 119.85 °C.



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El cuadro presenta los valores de E para varios tipos de tubería.

Tabla 19

Factor de eficiencia de la junta longitudinal soldada (E)

Clase de tubería E

Sin costura 1.00

Soldada por resistencia eléctrica 1.00

Soldada a tope en horno 0.60

Soldada por arco sumergido 1.00

Tubería sin identificación con diámetro mayor de

101 mm

0.80

Tubería sin identificación con diámetro menor de

101 mm

0.60

Factor de diseño por densidad de población “F”. El factor de diseño se selecciona en

función de la clase de localización.

Tabla 17

1. Localización clase 1. El área unitaria que cuenta con diez o menos construcciones para

ocupación humana.

2. Localización clase 2. El área unitaria con más de diez y hasta cuarenta y cinco

construcciones para ocupación humana.

3. Localización clase 3. El área unitaria que cuenta con cuarenta y seis construcciones o

más para ocupación humana.

El tramo de una tubería clase 1 o 2 será reclasificado como clase 3 cuando el eje de dicho

tramo se encuentre a una distancia igual o menor a 100 metros de:



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a) Una construcción ocupada por veinte o más personas, al menos 5 días en la semana, en 10

semanas en un periodo de 12 meses. Los días y las semanas no tienen que ser consecutivos,

por ejemplo: escuelas, hospitales, iglesias, salas de espectáculos, cuarteles y centros de

reunión;

b) Un área al aire libre definida que sea ocupada por veinte o más personas, al menos 5 días a

la semana, en 10 semanas en un periodo de 12 meses. Los días y las semanas no tienen que

ser consecutivos, por ejemplo: campos deportivos, áreas recreativas, teatro al aire libre u otro

lugar público de reunión, o

c) Un área destinada a fraccionamiento o conjunto habitacional o comercial que no tenga las

características de la clase 4.

4. Localización clase 4. El área unitaria en la que predominan construcciones de cuatro o más

niveles incluyendo la planta baja, donde el tráfico vehicular es intenso o pesado y donde

pueden existir numerosas instalaciones subterráneas.

Tubería de polietileno.

Los tubos de polietileno que se utilicen para la conducción de gas deben cumplir con la Norma

Mexicana NMX-E-043-2002.

Cuando se utilice tubería de polietileno para la conducción de gas, la máxima presión de

operación de la tubería debe ser igual o menor a la presión de diseño, la cual se determina con

alguna de las fórmulas siguientes:

Limitaciones de diseño de la tubería de polietileno:

a) La presión de diseño no debe exceder la presión manométrica de 689 kPa, y

b) No se debe usar tubería de polietileno cuando la temperatura de operación del material sea

menor de 244 K, o mayor que la temperatura a la cual se determinó el valor resistencia

hidrostática a largo plazo (Sh) que se aplicó en la fórmula del inciso ,para calcular la presión de

diseño. En ningún caso puede exceder 333 K.

c) El espesor de pared de los tubos de polietileno no debe ser menor de 1,57 mm.



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Tubería de cobre.

Los tubos de cobre que se utilicen en la red de distribución deben ser estirados en frío y deben

cumplir con la Norma Mexicana NMX-W-018-1995.

El espesor de pared de los tubos de cobre utilizados en la red debe cumplir con lo siguiente:

a) Los tubos de cobre utilizados en tuberías principales y ramales deben tener un espesor

mínimo de 1,65 mm, y

b) Para tomas de servicio, se debe utilizar tubería de cobre de diámetro mayor o igual de 12,7

mm (½”) y cumplir con lo establecido en la Norma NMX-W-018-1995.

La tubería de cobre usada en líneas de distribución y tomas de servicio no puede ser usada

bajo presiones que excedan los 689 kPa manométrica

4.6.1 Calculo de las Condiciones reales del consumo.

Dónde:

QR Consumo en condiciones reales.

QS Consumo estándar.

PO Presión a condiciones estándar del gas = 1ATM = 101.325 KPa.

P1 Presión absoluta del gas a las condiciones de salida del regulador.

La presión barométrica en Ocoyoacac, Estado de México es de 74.88 Kpa.

La presión de suministro será de 28.4466 Psi = 2.0 Kg/cm2 (presión manométrica como máxima

regulada a la salida del regulador), equivalen a 196.13 KPa.

P1 = 74.88 Kpa + 196.13 Kpa = 271.01 Kpa.

Calculo del Gasto Real:



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QS = 36.59 m3/hr (Consumo de todos los equipos).

4.7. Cálculo del espesor del tubo.

4.7.1. Cálculo de espesor de Tubería de Acero.

Aplicando la fórmula para determinar la presión máxima de diseño en tuberías de acero al

carbón, dada en la norma NOM-003-SECRE-2002.

Los tubos de acero que se utilizan para la conducción de gas cumplen con la Norma Mexicana

NMX-B-177-1990. El espesor mínimo de la tubería se calcula de acuerdo con la fórmula

siguiente:

La fórmula que se utiliza en la determinación del espesor de la tubería de acero es la Ecuación

de Barlow. La ecuación de Barlow es una fórmula conservadora que se usa para determinar la

tensión tangencial en recipientes a presión de pared delgada. Esta fórmula aparece en el

código internacionalmente aceptado ASME para Tuberías a Presión, B31 (B31.8, Edición

2003).

Aplicación de la formula de BARLOW para espesores de tubería de los tramos A – B.

Donde:

t Espesor del tubo en cm.

P Presión manométrica de diseño en Kpa.

D Diámetro exterior de la tubería en cm.



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S Resistencia mínima de cedencia en Kpa.

F Factor de diseño.

E Eficiencia de la junta longitudinal de la tubería.

T Factor de corrección por temperatura del gas

La presión de salida del regulador será de 2.0 Kg/cm2, para efectos de cálculo se considerará

una presión de diseño para los cálculos de la instalación, la presión de diseño para el cálculo

será de 5 Kg/cm2.

Tubería de Acero Cédula 40 de 2" de diámetro, tramo A – B.

El diámetro exterior de la tubería de 2 pulgadas nominal en tubería de acero cédula 40 es de

60.3 mm equivalente a 6.03 cm.

La resistencia mínima de cedencia para la tubería seleccionada es de 241.38 Mpa equivalentes

a 2,461.32 Kg/cm2, (USAS B31.2-1968).

El factor de diseño considerado es de 0.40

Para la tubería de acero longitudinal por resistencia eléctrica, el valor de E es de 1.0

El factor de corrección por temperatura es de 1.0

Sustituyendo tendremos:

]

Por lo tanto, si el espesor estándar de un tubo de 2” de acero cédula 40 es de 3.9 mm;

el espesor requerido para la presión dada de diseño resulta menor, por lo que la instalación

cumplirá con los parámetros de diseño para espesores de pared del tubo

4.7.2. Cálculo de Espesor de Tubería de Polietileno.

La presión de diseño es calculada en base a la siguiente fórmula:



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Dónde:

P → Presión Interna en Psi.

HDB → Base de Diseño Hidrostático a 23° C = 11 MPa

fE → Factor de Diseño Medioambiental = 0.32

Gas Natural Seco (Federalmente Regulado bajo CFR Titulo 49, Parte 192)

fT → Factor de Diseño por Temperatura = 1.00

(Por trabajo en temperaturas de 23° C ó menos)

SDR → Relación entre Diámetro Exterior entre Espesor = 11

Para Tubería de 2” de Ø de PE-3408.

Con ayuda del programa GASCAL3.0 determinaremos el espesor de la tubería de PE – 3408

que se requiere, la propuesta es de 2” de Ø. La presión de diseño es igual a 5 Kg/cm², superior

a la presión de operación de la Instalación de Aprovechamiento que es igual a 2 Kg/cm² por lo

que la instalación cumplirá con los parámetros de diseño

Cabe hacer mención que el espesor mínimo requerido es igual a 0.155”, inferior al espesor de

pared de la tubería de 2” de Ø de PE-3408 comercial que es igual a 0.216”.



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4.8. Memoria de cálculo.

La tabla siguiente muestra el Flujo de volumen, diámetros y tipo de material utilizado, así como

la longitud total equivalente, velocidades, Presiones de entrada y salida y la pérdida de presión

por cada tramo que constituye esta Instalación de Aprovechamiento de Gas Natural los

resultados se obtuvieron mediante las fomulas de CHAMBERLAIN COX (sistema métrico) de

gas natural debido a la presión de operación que .

Tabla 23 Resultados del cálculo de la red en los Tramos de Alta Presión.

Demostración de diámetros propuestos:

Con ayuda de la hoja de cálculo para Baja presión misma que cuenta con las Formulas de

Chamberlain Cox determinaremos si los diámetros propuestos son factibles para nuestro

diseño a su vez obtendremos las condiciones actuales del gas en la tubería:

1- Se inserta la presión de entrada que en este punto es de 28.45 psi misma que hara la

conversión al sistema métrico (celda de color naranja).

2- Seguido se inserta la longitud equivalente la cual se determina con la fórmula considerada

por cox para la longitud equivalente (Celda de color naranja).

3- Se coloca tambien el flujo (Q) que tiene el tramo por calcular, en este caso A –B, es el

consumo total, dicho valor se coloca en la celda naranja de consumo STD en m³/hr

4- El siguiente valor a considerar es el del diámetro propuesto con el cual definiremos

dependiendo los resultados si es factible ocuparlo nuestra condicionante en este caso es no

rebasar una velocidad de 30 m/s, se considerara el Ø interior de un tubo comercial.



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5- La tabla 24 de cálculo ya considera también las siguientes constantes de la red de

aprovechamiento:

Tramo B - C.

1 2

3

4



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4.9. Demostración de la estimación del diámetro del tubo necesario para conducción

del gasto real (Método analítico).

4.9.1. Cálculo del diámetro de la tubería de Acero.

La fórmula para calcular los diámetros y demostrar que la tubería instalada es la correcta es la

ecuación de COX, en la cual se utilizan datos de la tabla anterior, volúmenes, presiones,

longitudes, etc.,

Haremos los dos ejemplos para el tramo A – B y B – C con la finalidad de demostrar que el

diámetro determinado en estos tramos son los correctos, haciendo uso de la Ecuación de

Chamberlain Cox siguiente en el Sistema Metrico:

√

√

Ec 45 Formula de Chamberlain Cox’s Dónde:

QR Flujo de volumen en m3/hr (20° C y 2.0 Kg/cm2)

P1abs Presión inicial absoluta en Kg/cm2.

P2abs Presión final absoluta Kg/cm2., ligeramente menor a P1

D Diámetro interior de la tubería en cm (comercial).

S Gravedad Especifica del Gas Natural a = ( 0.6 ).

Le Longitud total equivalente en m. (por tramo)

Pbar Presión barométrica de la zona = 0.763 Kg/cm2 = 10.88 Psia

Tramo A – B, tubería de 2” de Ø de acero al carbón cédula 40.

Usando los datos de la tabla de cálculo realizaremos el ejemplo del uso de la Ecuación de COX



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para calcular el diámetro requerido para el tramo de tubería A - B, en la cual se instaló tubería

de 2” de Ø de acero al carbón cédula 40.

P1 = 28.4466 Psi

(

)

P1abs = P1 + Pbar = 2.0 + 0.763 = 2.763 Kg/cm2

La presión de salida de cada tramo se calcula con la siguiente formula:

(

)

(

)

(

)

Ahora se calcula el diámetro requerido en la tubería con el flujo actual para este tramo

√

[ ]

√

√

La tubería de Acero de 2” de Ø de Acero al carbón cedula 40, tiene 2.375 pulg (60.325 mm) de

diámetro externo y 0.154 pulg. (3.911 mm) de espesor, por lo que su diámetro interno es de

2.067 pulg (52.50 mm), por lo tanto esta tubería satisface el diámetro de tubería requerido.

Ahora demostraremos que la velocidad con la fórmula de la ecuación de continuidad para los

diferentes diámetros, cabe mencionar que solo se demostraran algunos tramos y no para toda

la instalación

Realizaremos el cálculo de la velocidad del flujo de volumen con el diámetro real instalado.

La velocidad en cada tramo se calculó con la siguiente ecuación.



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Dónde:

Q Flujo de volumen en (m3/hr)

v Velocidad del fluido en (m/seg).

A Área del diámetro interior del tubo 4

2DA

en (m2).

14163.π

(

)

(

)

De acuerdo a este último cálculo se indica que la velocidad del gas dentro de la tubería no

rebasa el límite establecido de 30 m/s

Tramo B – C, tubería de 2” de Ø de PE-3408.

Usando los datos de la tabla de cálculo realizaremos el ejemplo del uso de la Ecuación de COX

para calcular el diámetro requerido para el tramo de tubería B – C. en la cual se instaló tubería

de 2” de Ø de PE-3408.

P1 = 28.41 Psi

(

)

P1abs = P1 + Pbar = 1.997 + 0.763 = 2.76 Kg/cm2



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La presión de salida de cada tramo se calcula con la siguiente fórmula:

(

)

(

)

(

)

Ahora se calcula el diámetro requerido en la tubería con el flujo actual para este tramo:

√

[ ]

√

√

La tubería de PE-3408 de 2” de Ø, tiene 2.375 pulg (60.32 mm) de diámetro externo y 0.216

pulg. (5.48 mm) de espesor, por lo que su diámetro interno es de 1.943 pulg (49.36 mm), por lo

tanto dicha tubería satisface el diámetro de tubería requerido.

Ahora demostraremos que la velocidad con la fórmula de la ecuación de continuidad para el

tramo mencionado.

Realizaremos el cálculo de la velocidad del flujo de volumen con el diámetro real instalado.

La velocidad en cada tramo se calculó con la siguiente ecuación.

Dónde:

Q Flujo de volumen en (m3/hr)

v Velocidad del fluido en (m/seg).



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A Área del diámetro interior del tubo 4

2DA

en (m2).

14163.π

(

)

(

)

De acuerdo a este último cálculo se indica que la velocidad del gas dentro de la tubería no

rebasa el límite establecido de 30 m/s

Para calcular los porcentajes de caída de presión en instalaciones de baja presión se utiliza la

Ecuación del Dr. Pole para demostrar que la tubería instalada es la correcta, en la cual se

utilizan datos de la tabla anterior, volúmenes, presiones, longitudes, etc, únicamente se

demostrara el diámetro para el primer tramo.

Tabla de Memoria de cálculo en tramos de baja presión.

Tabla 25 Resultados del cálculo de la red en los Tramos de Baja Presión.

Ecuación de Dr. Pole:



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Donde:

%h Caída de presión en valor porcentual

Q Flujo volumétrico en m3/hr del gas conducido.

Ft Factor de tubo, constante para mismo tipo y diámetro de tubería

L Longitud de la tubería en metros

Tubería de ¾” de Ø cobre tipo “L”.

Haciendo el ejemplo numérico del tramo D2 – Equipo 1:

(

)

Como se puede ver en el resultado, la caída de presión es considerablemente baja y no afecta

en el suministro de la instalación.

4.10. Sistema contra incendios.

Esta empresa no cuenta con sistema contra incendios, solo tiene colocados extinguidores en

puntos estratégicos para combatir alguna contingencia relacionada con los equipos que operan

con el combustible que pueden tener riesgo de incendio y/o explosión.

4.11. Especificación de Válvulas y Conexiones.

Se instaló una válvula de ¼ de vuelta de cierre rápido al inicio del abastecimiento de gas

natural a los equipos, así también antes de cada equipo de consumo. Estas se encuentran en

lugares visibles y de rápido acceso de tal modo que permitan controlar el flujo de todas las

áreas de la instalación de aprovechamiento, siendo posible interrumpir el servicio a algunas

áreas sin afectar el resto de la instalación.

4.12. Instalación de Aprovechamiento.

La instalación cumple con la Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010.



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"Instalaciones de aprovechamiento de gas natural", en los requisitos técnicos y de seguridad

mínimos que deben cumplirse en la construcción, operación y mantenimiento.

4.13. Tendido de la Tubería.

La tubería de PE-3408 se encuentra enterrada a una profundidad mínima de 1.20

metros, así mismo la tubería aérea, se encuentra bien soportada, aislada y con su adecuada

protección de pintura, así como señalizada con dirección de flujo y el fluido que maneja.



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TEMA5. COSTO BENEFICIO DEL PROYECTO.

Aquí se expone el costo del proyecto hasta la construcción de la red interna de

aprovechamiento de gas natural:



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5.1 Beneficios del Proyecto.

Este Proyecto trae consigo múltiples beneficios tanto sociales, económicos, técnicos y

ambientales mismos que se reflejaran en una vez se realice la puesta de servicio de la red de

aprovechamiento de gas natural.



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El beneficio social

El beneficio social lo tienen todos aquellos que se encuentren a los alrededores de la de la

empresa que va a consumir, ya que al realizar la línea de transporte para la interconexión al

ducto de transporte por la empresa Metal-Mecánica, se podrá abrir mercado para consumo de

Gas Natural tanto de nivel industrial, comercial y domestico.

El beneficio económico.

El usuario tendrá la confianza de que el único costo será por el consumo que genere durante

los periodos de cobro, a continuación se presenta la comparativa de costo de los hidrocarburos

para el caso se Gas Natural y Gas Lp de acuerdo al consumo total del sistema (Tabla 23):

1 Kg de Gas LP = 0.4889 m³ de acuerdo a la CONAE, entonces si tenemos un consumo real

de 13.68 m³,será de 28 Kg/hr de gas LP, para el Gas Natural tenemos; 1 BTU = 1.05505585E-

06 Gjoule, si consumen 1, 327,237 BTU cada hora, en Gjoule será de 1.4 cada hora, al día se

trabajan 17 hora y 24 dias al mes:

El beneficio técnico.

Se ofrece mediante la correcta propuesta de materiales, accesorios y trayectorias , mismas que

elevaran la eficiencia del sistema y que será comprobable con el cálculo.

El Beneficio ambiental.

La combustión del gas natural, compuesto principalmente por metano (CH4), produce un 25%

menos de CO2 que los productos petrolíferos y un 40% menos de CO2 que la combustión del

carbón por unidad de energía producida. Se atribuye al CO2 el 65% de la influencia de la

actividad humana en el efecto invernadero, y al CH4 el 19% de dicha influencia.

Energetico consumo / hr consumo/dia consumo/mesCosto de gas

$ pesos

Costo al mes $

pesos

Gas LP 28 Kg 476 Kg 11,424 Kg 11.27 $/kg 128,748.48

Gas Natural 1.4 Gjoule 23.8 GJoule 714 GJoule 47.55 $/GJoule 33,950.70

Diferencia $ 94,797.78

Beneficio Economico del Gas Natural ante el Gas LP

El precio de los hidrocarburos son los estipulados por

PEMEX GAS Y PETROQUIMICA BASICA



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CONCLUSION.

Mediante el análisis y desarrollo para la solución y cumplimiento de las necesidades del cliente,

se aseguran los factores primordiales por los que el usuario requiere del uso del Gas Natural y

una red de distribución:

Se incrementa la seguridad de la instalación y sus alrededores de la planta.

Se reducen un 65% en el costo de hidrocarburos.

Se asegura un monitoreo acreditado de las condiciones de la red de

aprovechamiento bajo normativa (ver anexo 5-6).

Se asegura la acreditación de la red ante la Comisión Reguladora de Energía

(CRE) para su operación y funcionamiento (ver anexo 5-6).

Se reducen emisiones contaminantes al medio ambiente, 25% de contaminante.

Tiempo del proyecto ante el grupo verificador costo total

Hay factores como la experiencia en la construcción que ayudan a anticipar decisiones en la

selección de materiales, trayectorias y ubicación de accesorios de seguridad, regulación, etc;

claro sin dejar el cumplimiento de las NORMAS de red de consumo, todas estas características

se pueden comprobar y justificar en el cálculo del proyecto como lo vimos en este.

Es un compromiso como ingeniero mecánico el dar a conocer el uso y manejo de este

hidrocarburo y cualquier nueva propuesta de energéticos que reduzcan costos, que mejore

tanto las condiciones de vida , como las condiciones de procesos industriales, comerciales y

domésticos; y tratando de eliminar o reducir que su consumo impacte al medio ambiente.



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BLILIOGRAFIA

CRANE, División de Ingeniería. Flujo de fluidos en válvulas, accesorios y

tuberías. México: McGraw Hill, 1992. 198 p.

MATAIX, Claudio. Mecánica de fluidos y máquinas hidráulicas. México:Harla,

1978, 582 p

PEREZ Palacios, Ramiro y Martinez J. Marcias, INGENIERIA DE GAS NATURAL

Características y comportamientos de los hidrocarburos, Maracaibo Venezuela,

Gráficos de Germore ,1995, 272 p.

SENER, perspectiva del gas natural 2010-2025 Petróleos Mexicanos- Div PGPB

(PEMEX GAS Y PETROQUIMICA BASICA). http://www.gas.pemex.com/pgpb

JAMES, G. Speight, Natural Gas A Basic Handbook, Houston-Texas, Gulf Publish

Company, 2007

REFERENCIAS.

ASME (Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos),Sistemas de Tuberías para

Transporte y Distribución de Gas, Código para tubería a presión B31, ASME B31.8,

edision 2003, pp 11 - 66.

SECRETARIA DE ENERGIA, Norma oficial Mexicana NOM 002 SECRE 2010,

Instalaciones de aprovechamiento de gas natural (Cancela y Sustituye a la NOM 002

SECRE 2003 Instalaciones de aprovechamiento de gas natural),primera sección, Diario

Oficial de la Federación, Viernes 04 de febrero 2011, CRE (Comisión Reguladora de

Energía), No. pag. 16.

SECRETARIA DE ENERGIA, Norma oficial Mexicana NOM 003 SECRE 2003,

Distribucion de gacelas natural y gas licuado de petróleo por ductos (Cancela y

sustituye a NOM 003 SECRE 1997 Distribución de gas natural), segunda sección,

Diario Oficial de la Federación, Miércoles 12 de Marzo 2003, CRE (Comisión

Reguladora de Energía), No. pag. 72.



UNIDAD AZCAPOTZALCO


T.W. Johnson y W.B. Berwald , Flujo de gas natural de alta Thru-Líneas de

transmisión de presión, Catalogo No L41022, Fenrero 1935, 3801 Kirby Drive, Suite

340 Houston Texas;No pag 136, Pipeline Research Council International (Consejo

internacional de investigación a tuberías).

MS 930 (Malasya Std, ,1986. Code of Practice For The Installation of Fuel Gas

Piping Systems and Appliances. Malaysia, MS 930)

SHAFIK AFIF, Bin Arif; Redes de suministro de DISEÑO PARA SISTEMA DE GAS

Universidad de Malasia , Facultad de Ingeniería Química y Recursos Naturales, 13

Mayo 2008, No. Pag. 35, Tesina para alcanzar el grado Ingeniero Químico, Superviso

Ing. Zulkalfi Bin Hassan



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ANEXO 1

Consumo Real

Persion

Absoluta Pabs (1-2)= Pbar + Pman (sea 1- 2)

Formulas para

redes internas

de

WEYMOUTH

Para tuberia con ø < 3"

Para Redes internas con una presion de

suministro mayor a los 3 Kg/cm²

Formulas para

redes internas

de COX

Para tuberia con ø > 3"

Para Redes internas con una presion de

suministro menor a los 3 Kg/cm²

Dr PolePara redes internas con una presion de

suministro y regulas = > 1 Kg/cm²

General para redes internas

QR = Qact = Flujo de volumen en m3/hr (20° C y 2.0 Kg/cm2)

QS = Consumo estándar.

PO = Presión a condiciones estándar del gas = 1ATM = 101.325 KPa

P1 = P1man = Presión inicial por tramo Kg/cm2.

P2 = P2man = Presión final por tramo Kg/cm2.

Pbar = Presión barométrica de la zona.

Din = D = Diámetro interior de la tubería en cm.

S = Densidad relativa del Gas Natural a 15.5 ºC (0.6).

Le = Longitud total equivalente en m. (por tramo).

Ft = F = Factor de tubo, constante para mismo tipo y diámetro de tubería

L = Longitud del tramo en la red de tubería en metros

Nc= Numero de codos en el tramo a calcular

Na= Numero de accesorio (codo 90° o 45°, Tee conciderando run -run y run - branch, etc)

k= coeficiente de fricciondependiendo el accesorio ( codo 90°-45°, Tee ,etc).

Pabs

oP X

sQ

QRQact

02540

1

36007850 .

)in(

smV.

inQDin

act

xLxFQh% act2

30

5012

.LePP

).Nc(Le

L 60

SL

T

.

Q

DPP . 28810612

2

66723

2

12

)KNa(Le

L

52

2

)52.335(*)P(P

L*S*Q D

22abs

21abs

eact



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ANEXO 2



UNIDAD AZCAPOTZALCO


ANEXO 3



UNIDAD AZCAPOTZALCO


ANEXO 4



UNIDAD AZCAPOTZALCO


ANEXO 5



UNIDAD AZCAPOTZALCO


ANEXO 6

calculo de gas natural redes internas

Engineering