INTRODUCCIÓN GENERAL AL DISEÑO.

1. CARACTERÍSTICA DEL GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos por los miembros mas volátiles de la serie

para parafínica cuyo componente principal es el metano con cantidades menores de etano, propano,

butano, pentano y pequeños porcentajes de compuestos mas pasados. Además es posible encontrar

en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburiferos como dióxido de carbono

, sulfuro de hidrógeno , nitrógeno , helio y agua. A continuación se

indica los componentes del gas natural según sus características.

- Hidrocarburos Parafinicos liviano: Gas seco constituido por metano y etano

siendo el metano el componente más abundante que está siempre presente en forma gaseosa.

- Hidrocarbuos Parafínicos Licuables: Constituidos por fracciones pequeñas de pentanos

, hexanos y heptanos si están presente son siempre líquidos. Una de

las propiedades principales de estos componente, al igual que la de los anteriores, es la de

aumentar el poder calorífico de la mezcla estos componentes son conocidos como gasolinas.

- Impurezas: Constituidas por gases no combustibles e inertes, como el dióxido de carbono

, ácido sulhídrico , monóxido de carbono , nitrógeno , helio y

argón , ocasionalmente también hay trazas de criptón , randon y xenón

. El dióxido de carbono y el helio pueden ser de valor comercial si se presentan en

concentraciones alta, mientras que el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono no comercial

son removidos mediante procesos químico. El nitrógeno es inerte pero si está presente en

cantidades apreciables reduce el poder calorífico de la mezcla de gas.

La mayoría de los gases innumerables también contienen agua con nata derivada del agua combinada

de las rocas del reservorio, la cual tiene que ser removido mediante algún proceso antes de la etapa de

comercialización. Cuando una cantidad apreciable de sulfuro de hidrógeno está presente en el gas se

denomina agrio, aparte de sus propiedades nocivas del sulfato de hidrógeno es activamente corrosivo y

es removido mediante tratamiento con soluciones acuosas de etil-amina. Cuando la proporción de

2CO 2H S 2N He

4CH 2 6C H

5 12( )C H 146C H 7 16C H

2CO 2H S CO 2N He

Ar Kr Rn Xe

hidrocarburos líquidos extractables es muy pequeña menos de 0.1 gas/Mpc de gas tratado, el gas se

denomina “seco”. Si la proporción cae entre 0.1 y 0.3 gas/Mpc el gas es “pobre” y si la proporción es

mayor a 0.3 gas/Mpc el gas es “húmedo”. Estos términos por supuesto no se refieren al contenido de

agua de los gases.

1.2 PROPIEDADES DEL GAS NATURAL DEL CAMPO

La composición del gas natural se que produce en el Campo Petrolero se muestra en el Cuadro y como

se puede apreciar es un gas de alto contenido de metano que alcanza el 83.19 % molar, seguido en

proporción por etano en una relación del 9.16 % molar y cantidades apreciables de gas licuado de

petróleo (GLP) y pequeñas fracciones de hidrocarburos líquidos. Es de notar que se trata de una

composición promedio ya que esta es variable.

COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL

En tanto que el gas que se necesita para la población de Cochabamba – Puerto Villarroel se debe

cumplir las especificaciones señaladas en el siguiente cuadro lo que determinara el tratamiento especial

en la planta Rio Grande hasta alcanzar los valores requeridos en general 91.80% y 5.58% de metano

Componente %Molar

N2

CO2

C1

C2

C3

¡C4

Nc4

¡C5

nC5

C6

C7+

0.65

0.07

83.19

9.16

2.74

0.52

0.70

0.30

0.20

0.21

0.26

Total 100.00

1.1.1. PESO MOLECULAR

El análisis de una mezcla de gas puede expresarse en términos de fracción molar, y de cada

componente que se define como la relación del número de moles de un componente entre el número

total de moles presentes en la mezclas. Al mismo tiempo puede expresarse en términos de volumen,

peso y presión en parcial de cada componente.

El peso molecular de una mezcla de gas es igual a la sumatoria de las fracciones molares por el peso

molecular de cada componente.

Matemáticamente se define como

M=∑i=1

yi M i

Donde:

peso molecular de la mezcla.

peso molecular del i-esimo componente en la mezcla.

1.1.2. Gravedad especifica

La gravedad específica de la mezcla de gas se define como la relación de la densidad de la mezcla

gaseosa con respecto al aire, ambas densidades deben ser determinadas a la misma presión y

temperatura. La gravedad especifica del gas es proporcional a su peso molecular si se mide a baja

presión el gas se aproxima al ideal.

Convencionalmente la gravedad especifica representa el peso molecular de una mezcla gaseosa

dividido entre el peso molecular aparente del aire igual a 28.96. teniendo en cuenta el comportamiento

del aire y la mezcla gaseosa la relación puede ser descrita por la siguiente ecuación.

γ g=

p MRT

p M aire

RT

=M

M aire

M

1M

γ g=M

28.96

Donde:

γ g=¿Gravedad especifica del gas

Densidad del gas.

ρaire=¿Densidad del aire, 0.0805lb/ft3

M aire=¿Peso Molecular aparente del aire, 28.96.

1.1.3. PODER CALORIFICO

El Poder calorífico del gas natural es la cantidad de calor liberado o generado por unidad de volumen

del mismo durante el proceso de combustión perfecta puede ser determinado a partir del análisis del gas

y los poderes caloríficos de cada constituyente Matemáticamente se expresa como la sumatoria de las

fracciones molares por el poder calorífico de cada componente.

PC=∑i=1

y i P C i

Donde:

Poder Calorífico de la Mezcla, BTU/ pc

Poder Calorífico del i-ésimo componente en la mezcla

gP

PC

1PC

PROPIEDADES FÍSICA DEL GAS NATURAL PARA

CAMPO VILLARROEL

Componente % Molar Peso Molecular

(M) lb/lb mol

Poder Calorífico

(PC) BTU/pc

Constantes Críticas M. Mezcla

lb/lb mol

PC. Mezcla

BTU/pcPc, psia Tc, ºR

N2

CO2

C1

C2

C3

iC4

nC4

iC5

nC5

C6

C7+

0.65

2.07

83.19

9.16

2.74

0.25

0.70

0.30

0.20

0.21

0.26

28.0134

44.010

16.043

30.070

44.094

58.123

58.123

72.150

72.150

86.177

100.204

0.0

0.0

1071.0

173.7

2522.1

3260.5

3270.1

4011.1

4018.2

4767.0

5889.4

493.1

1.071.0

666.4

706.5

616.0

527.9

550.6

490.4

488.6

436.9

378.8

227.16

547.58

343.00

549.59

665.73

734.13

765.29

828.77

845.47

913.27

998.13

0.2

0.9

13.3

2.8

1.2

0.3

0.4

0.2

0.1

0.2

0.3

0.0

0.0

891.0

162.5

69.1

17.0

22.9

12.0

8.0

10.0

15.3

Total 100.00 19.9 1.207.8

Resultados: Peso Molecular 19.9 lb/b-molGravedad Específica 0.687Densidad del aire 0.0805 lb/ft3

Densidad del gas 0.0553 lb/ft3

Poder Calorífico 1207.8.8BTU

1.1.4. Viscosidad

La viscosidad de un fluido, es la medida de su resistencia al flujo cuando se le aplica una fuerza

externa, se define como la relación del esfuerzo cortante por unidad de área en el gradiente de

velocidad local.

μg=F A

dv dL

Las viscosidades de todos los fluidos dependen fuertemente de la temperatura aumentando en el

caso de los gases y disminuyendo en el de los líquidos cuando aumenta la temperatura. Lee,

Gonzales. Eakin en 1966 desarrollaron una equivalencia para el calculo de la viscosidad del gas

expresada en función de la temperatura de flujo densidad y peso molecular del gas, representada

como sigue.

μg=10−4∗k∗ex∗(

φg

62.4)

Y

Donde:

Viscosidad de gas, CP

=Densidad del gas lb/ft3

= Peso molecular de la mezcla

T= Temperatura d..e flujo 530º R

1.59.4 0.02 )

209 19

M TK

M T

986

3.5 0.01X MT

2.4 0.2Y X

ep

M

2. TRAZO DEL GASODUCTO

2.1 CRITERIOS GENERALES PARA DETERMINAR LA RUTA

El Gasoducto Cochabamba – Puerto Villarroel, se inicia en la Estación Cabecera Cochabamba,

ubicada en la ciudad del mismo nombre y culmina en el manifold de llegada en la Estación Puerto

Villarroel, ubicada en las inmediaciones de dicha ciudad.

- Selección de la ruta mas corta en cuenta una menor costo en materiales y construcción de la

línea.

- Vías de acceso, para facilitar el transporte del personal, material y equipos durante la etapa

de construcción y operaciones de mantenimiento de la línea.

- Evitar variaciones abruptas de altura y desnivel además del paso por zonas de elevada

humedad ambiental.

- Eludir terrenos suceptibles a sufrir desmoronamente.

2.2 DETERMINACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LA RUTA

El Gasoducto Cochabamba – Puerto Villarroel de propiedad de la Compañía Logística de

Hidrocarburos de Bolivia S.A. transporta Gas Natural desde la Estación Cabecera Cochabamba

hasta la Estación Puerto Villarroel; la zona de influencia son las ciudades de Villa Tunari, Chimore,

Shinaota, Ivirgarzama, Entre Ríos y Puerto Villarroel.

El régimen de compresión de Gas natural a Calcular que están en función de del requerimiento de

la planta. El ducto tiene un diámetro optimo y una longitud de 100 kilómetros.

La compresión se realiza bajo la modalidad de transporte por lotes, siguiendo una secuencia

establecida y manteniendo presiones adecuadas en las estaciones reductoras (Pampa Tambo, Santa

Isabel y Lima Tambo) y en los puntos de llegada (Estación Puerto Villarroel) para evitar la

contaminación de los combustibles.

El gasoducto Cochabamba– Puerto Villarroel tiene una longitud aproximada de 100 kilómetros esta

entre las poblaciones de Sacaba, Huaganki, Colomi, El Chasqui y finalmente Puerto Villarroel sobre

terrenos de diversas características físicas marcadas por una notable variación del relieve.

Se inicia en el Campo Villarroel ubicado, a 350 metros de altura sobre su nivel del mar y sigue una

ruta de dirección Este – Oeste paralela a la carretera pasando Desde Villa Tunari y

permanentemente paralelo a la Carretera mencionada, en gasoducto se dirige hacia la ciudad

atravesando los valles de la región central del Departamento de Cochabamba a una altura media de

1045 metros sobre el nivel del mar. En la progresiva 208+200, se ubica una válvula de corte de

3”x600 dentro de su respectiva jaula, a la altura de la escuela de la Comunidad El Chasqui. Luego

el ducto cruza la quebrada del mismo nombre por puente colgante, y continúa en tramos alternados

aéreos y enterrados por terrenos de cultivo, pastizales y mayormente aguajales creados también por

el talud de la carretera Ivirgarzama - Puerto Villarroel. Finalmente arriba por terreno boscoso a la

Estación Terminal Puerto Villarroel progresiva 224+860, doblando a la izquierda enterrado hasta el

manifold de recepción.

La zona es de características de selva baja, con muchos aguajales y poca presencia humana, a

excepción de las cercanías a Puerto Villarroel.

2.3 PERFIL LONGITUDINAL

Se define como la proyección del gasoducto respecto de las variaciones del nivel del terreno a lo

largo de su ruta. El diseño ha sido efectuado sobre Cartas del Territorio Nacional preparadas por

Google Earth que comprenden la zona de su recorrido.

2.4 ANÁLISIS HIDRAULICO

2.4.1 REGIMEN DE FLUJO

Las investigaciones de Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías, es laminar o

turbulento. El régimen es laminar cuando el tipo de flujo que existe es a velocidades más baja que la

crítica; este régimen se caracteriza por el deslizamiento de capaz cilindrada concéntrica una sobre

otra de manera ordenada. La velocidad del fluido es máxima en el eje de la tubería y disminuye

rápidamente hasta anularme en la pared de la tubería. A velocidades mayores de la crítica, el

régimen es turbulento, presentándose un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del

fluido en direcciones transversales a la dirección principal del flujo.

El régimen de flujo en tuberías está en función del diámetro de la tubería, de la densidad y

viscosidad del fluido. El valor numérico de una combinación a dimensional de estas tres variables,

conocido como él número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas

dinámicas de la masa del fluido, respecto a los esfuerzos de deformación ocasionados por la

viscosidad.

El régimen de flujo de tuberías se considera como laminar si el número de Reynolds es menor que

2.000 y turbulento si el número de Reynolds es superior a 4.000. Entre estos dos valores esta la

zona denominada “crítica” donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar,

turbulento o de transición. La experiencia ha determinado que la zona laminar puede acabar en

número de Reynolds tan bajos como 1.200 o extenderse hasta los 40.000.

REGIMEN DE FLUJOFlujo Número de Reynolds

LaminarCríticoTransiciónTurbulento

Menor 2.0002.000 – 3.0003.000 – 4.000Mayor 4.000

Para la mayoría de las aplicaciones práctica, el número de Reynolds para flujos de gas natural

tuberías está dada por la siguiente relación:

N r=710.39(po

t o

)(Qo γ g

μg d)

Donde:

Presión a condiciones estándar, 14.696 psi

=Temperatura a condiciones estándar 520 ºR

Caudal de gas. Mpcsd

= Gravedad específica del gas.

Viscosidad de gas, cp

Diámetro interno de la tubería, plg.

2.4.2 RUGOSIDAD DE LA TUBERIA

La fricción del flujo a través de una tubería se ve afectad por la rugosidad de la misma. Aunque la

rugosidad no se puede medir directamente en una tubería. Esta rugosidad puede cambiar con el uso

de la altura y su exposición a los fluidos, inicialmente el tubo puede contener partícula que pueden

ser removidas por el flujo.

Los fluidos también pueden aumentar la rugosidad por erosión o corrosión o por la precipitación de

materiales que se adhieren a la pared del tubo, todo esto hace que la determinación de la rugosidad

se dificulte. Generalmente la rugosidad absoluta se determina por comparación del factor de

fricción observado con respecto al señalado por la tabla de Moody. Si no se dispone de ningún dato

de rugosidad se puede usar el valor igual a e = 0.006.

se ilustra la rugosidad de la pared del conducto (exagerada) como la altura de los picos de las

irregularidades superficiales. La condición de la superficie del producto depende bastante del

material con que está hecho el conducto y el método vocación

4.1

oP

oT

oQ

RT

d

Rugosidad de la pared del Conducto

2.4.3 FACTOR DE FRICCION

El factor de fricción f se define como la relación del esfuerzo tangencial en la interface fluido –

sólido y la energía cinética del fluido por unidad de volumen, se usa para medir la magnitud de

caída de presión. Para el flujo en un conducto circular uniforme como una tubería le resultado se

conoce como la ecuación de fanning:

∆ p f=2 f L φ v2

gc d

Donde d es el diámetro interno de la tubería. Se puede usar cualquier sistema de unidades en las

ecuaciones precedentes.

En unidades convencionales ∆ p f se expresa en psi, L en ft, φ en lbm/ft3 φ en ft/seg, d en ft y gc

bajo condiciones es igual a 32.17 lbm-ft/lbf-seg2.

El factor de fricción f se denomina factor de fricción fanning. Generalmente se usa el factor de

fricción de moody (también llamado Blasius o darcy - weisbash) que es igual a 4f. en términos del

factor de fricción de moody, la ecuación de fanning se expresa.

∆ p f=2 f L φ v2

gc d

El factor de fricción incluye además de la rugosidad las características y el régimen es consecuencia

una función de Número de Reynolds y la rugosidad relativa.

f=f (N r=rugosidad relativa)

Para evaluar esta rugosidad superficial como una parámetro a dimensional se ha propuesto tenerla

en cuenta formando parte de un cociente, al que se llama rugosidad relativa. Se extiende por tal el

cociente entre el espeso de las irregularidades o arrugas y el diámetro interior de la tubería.

Simbólicamente se la representa por:

rugosidad relativa= εd

Donde 𝜖 =Coeficiente de rugosidad

Diámetro interno de la tubería

Para productor lisos, el coeficiente de rugosidad vale muy aproximadamente cero pues 𝜖=0

La caída de presión para flujo laminar está representado por la relación analítica de Hagen –

Poiseuille como sigue:

∆ p f=32 μ L v

gc d2

Igualando las ecuaciones y

Tenemos:

f=64μ

dvρ

f=64N r

Donde el factor de fricción es independiente de la rugosidad de la tubería en el régimen de flujo

laminar.

Para flujos turbulentos parciales el factor de fricción está en función del número de Reynolds y la

rugosidad del tubo. Para flujos turbulentos totales el factor de fricción depende levemente del

número de Reynolds, generalmente los flujos turbulentos con el propósito de desarrollar

correlaciones.

La ecuación de Colebrook para tubería rugosas se considera básica en los cuadros de factores de

fricción modernos y está dada por:

4.3

4.4

d

4.2 4.3

2

2

32

2 , c

fLpv vl

g d g d

0.51

1 0.6282log

3.7 R

e

f d N f

Para tuberías muy rugosas, la ecuación de Colebrook se reduce a:

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 los gases ideales pero con el factor Z como corrección:

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

Para hallar las propiedades pseudo 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:

T pc=170.491+307.344 γ g

Ppc=709.604−58.718 γ g

Para el calculo de factor de compresibilidad usaremos el método grafico de Standing – katz

Método de California Asociación de Gas Natural

Esta es una ecuación bastante simple para calcular rápidamente el factor de compresibilidad cuando

se conocen la gravedad de gas, la temperatura y la presión. La siguiente ecuación se utiliza para

calcular el factor de compresibilidad Z:

Z= 1

[1+(Pprom∗344400∗101.785∗γ g

T 3.825)]

Esta fórmula para el factor de compresibilidad es válida cuando la presión del gas promedio,

Pprom, es más que 100 psig. Para presiones inferiores a 100 psig, Z es aproximadamente igual a

1,00 donde

Pavg = presión promedio, psig

Tf = temperatura ºR

γ g = gravedad especifica (air = 1.00)

12log

3.7

e

f d

En una tubería de gas, la presión varía a lo largo de la longitud de la tubería. La compresibilidad

Factor Z también varía y, por tanto, debe calcularse para una presión media en cualquier punto de

la tubería. Si dos puntos a lo largo de la tubería están a presiones P1 y P2, podríamos utilizar una

presión media de. Sin embargo, la siguiente fórmula es utilizado para un valor más exacto de la

presión media:

Pprom=23(

p13−p2

3

p12−p2

2 )

3. DISEÑO DE GASODUCTO

3.1 ECUACIÓN GENERAL DE FLUJO

Todas las ecuaciones del flujo de fluidos se derivan de un balance energético básico que puede

expresarse para un sistema de corriente uniforme como:

(Cambios en la energía interna + Cambios en la energía cinética.

+ Variación en la energía potencial + Trabajo realizado sobre el fluido

Energía calorífica añadida al fluido – Fricción del fluido en el entorno =0 )

De tal modo que en unidades básica el balance de energía para la condición estática de flujo puede

resumirse así:

Puntos del sistema de flujo, ocasionando una caída de presión por fricción en el sentido de flujo.

U = energía interna ft-lb/lbm

= velocidad del fluido ft/seg.

= Elevación sobre un plano de referencia ft

= presión lbf/ft

= volumen por unidad de nasa de flujo ft3/lbm

= calor agregado al fluido ft-lbf/lbm

wf= fricción del flujo en el entorno ft-lbf/lbm

= aceleración de la gravedad ft/seg

go=Factor de conversión entre masa y peso

Se puede manejar la relación básica de diferentes maneras. Generalmente se convierte en un balance energético mecánico, usando las ya conocidas ecuaciones de entalpia de termodinámica

2

02

dv gdU dz d pV dq dw

g g

v

z

p

V

q

g

dU+d ( pV )=dh=Tds+Vdp

Donde:

h = Entalpia especifica del Ruido, ft-lbf/mol

T = Temperatura ºR

S = Entropía Especifica del Fluido ft-lbf/lbm

De tal modo la ecuación 4.8 puede expresarse en los siguientes términos:

ds ≥−dqT

Tds=−dq+d lw

Donde es la perdida de trabajo debido a factores irreversibles como la fricciónNueva situación la ecuación (4,8) resulta:

γdp+ d y2

2 gc

+ ggc

dz+d lw−d wg=0

El trabajo por fricción y multiplicando todo por la densidad del fluido se tiene

dp+ φd v2

2 gc

+ ggc

φdz+φd lw=0

Donde todos los términos de la ecuación anterior se expresan en unidades de precisión

Y ahora la densidad del gas:

Y la velocidad del gas

v=Qo∗(zt po

p t o

)

Nótese la temperatura es constante o independiente de la longitud cuanto se asume que se trata de

un flujo isotérmico.

Se puede usar cualquier sistema de unidades pero el más comúnmente usado es en el que se expresa

en Mpcsd: p en psia, T en ºR, de en plg, L en millas y R constante igual a 10.732

y igual a , de donde

2

0

02

dv gTds Vdp dz dq dw

g g

pMp

ZRT

0Q2 / ºft lb mol R g 23217 /lbm ft lbf seg

Donde:

Relación de flujo del gas medido en condiciones estándar. Mpcad.

= Presión a condiciones estándar 14.596 para

Temperatura a condiciones estándar 520 ºR

Presión de inicio, psia.

Presión de llegada, psia.

Diámetro interno de la tubería plg.

Gravedad específica del gas

= Temperatura de flujo 530 º R

Factor de compresibilidad promedio

Factor fricción

Longitud de la tubería, millas

Planteamientos iniciales de Diseño

El sistema de Transporte se diseño de acuerdo a los parámetros y a su dualidad es decir el sistema

de transporte se diseño para dos escenarios

a) Para un flujo máximo de 63.22 MMft3/dia y una presión máxima de diseño de (1450,00psia)

b) Para flujo maximo de 63.22 MMft3/dia y una presion maxima de operación (450psia)

Presión de diseño

El Gasoducto será diseñado para una presión máxima de diseño de (1450,00psia)

Requerimientos mínimos de Presión de Operación

Con un flujo de 63.22MMft3/día la presión operativa mínima del gas natural a ser suministrada en el

sistema de transporte de Gas Natural es de (450psia)

Temperatura de diseño máximo y mínimo

las temperaturas del gas en las estación de recepción del contrato serán de entre 520 ºR y la

temperatura máxima a calcular.

Factor F de diseño

602 2282 1

22

0.0775543, , ,

zP P P lQ d

P z j l f

0Q

0P

T

1p

2p

d

2T

2T

nZ

f

L

Para cumplir con la norma ASME B31.8 cada sección del gasoducto será categorizada por

ubicación, clase y tipo de construcción de gasoducto. La ubicación exacta, clase y tipo de

construcción de gasoducto para cada sección especifica se determinaran durante la fase de diseño

detallado del proyecto

PARAMETROS DE TRABAJO

520 ºR

14.7 Psia

1.450.00 Psia

450 Psia

1031.42 Psia

550 ºR

0.1151

γ G=¿0.6823

0.0107289 cp

63.22 MMpcsd

0.0006 plg.

S=0.10

En la que además se han formulado las correcciones que se derivan de la complejidad topográfica

de las regiones por las que atraviesa el gasoducto.

PASOS PARA EL DISENO DE UN GASODUCTO

a) Definir el tipo de fluido a ser transportado, la ruta optima para la línea y los parámetros de

operación que se buscaran cumplir con el diseño

b) Revisar las caracteristicas del proyecto y los requerimientos de acuerdo al tipo de

operaciones, localizacion y seguridad para definir los estandares, normas y guias de diseno a

utilizar.

c) Para flujo de gas: V,Z,T,f,q,Densidad Relativa y Presion.

d) Determinacion del diametro optimo para el transporte de hidrocarburos

e) Disenar un plan de inspeccion, reapracion y matenimienti que se ajuste el diseno de la linea

y a las condicciones de operación esperadas, asi como establecen los sistemas de medicion,

operación y control.

f) Realizar un estudio economico acorde al diseno que se hizo para definir su rentabilidad.

g) Si cumple con las especificaciones y necesidades tecnicas y economicas del proyecto.

0T

0P

1P

2P

mP

fP

f

g

0Q

0.20.4

0 02 5 2

0 1 2

2.1807225 g m f

m

Y Z T fLQ Pd

T P e P

h) Como resultado del procesi se obtiene el diseno optimo de la linea de transporte de

hidrocarburos, despues de considerar cuidadosamente todos los aspectos que lo conforman

4. COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL. SELECCIÓN DE COMPRESORES

4.1. DETERMINACIÓN DEL NÚMERO DE ESTACIONES DE COMPRENSIÓN

El numero de estaciones de comprensión intermedias en el gasoducto margarita – San Cristóbal ha

sido determinado en función de las caídas de presión que se presentan en el recorrido de ducto. Una

revisión exhaustiva de los cálculos de las caídas de presión se presenta en el Anexo B.

Mientras que en los gráficos 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4 se presentan las presiones de llegada p2, en función

de los Diámetros de la tubería, el valor mínimo de caída de presión permisible es de 800 psi para

optimizar el valor de succión en cada estación intermedia las siguiente es la representación

algebraica de las caídas de presión.

Remplazando los valores de los parámetros de operación en la Ecuación 4.14 se obtiene un valor

promedio para el diámetro de 9.94 plg. Lo que permite que se adopte el valor de diámetro real

inmediatamente superior equivalente a 8 plg.

4.2 CARACATERISTICAS DE UNA ESTACION DE COMPRESION.

1.- Infraestructura civil integrada por:

Sala de compresores y motores

Almacenes de mantenimiento

Oficina y radio

Vivienda para el personal

2.- Maquinaria y equipos que comprende

Compresores y motores

Lanzador de tapón de limpieza

Depurador de gas de entrada

Medidores de caudal, presión y temperatura

Refrigerantes de gas

Equipos de seguridad.

0,5

5 2 0 02 1 5

0

2 166.2602 z m fy Z T fLQ Pp e p

T d

4.6 ESTUDIO DE COMPRESORES

El transportes de gas a través de gasoductos requiere el uso de compresores para elevar la presión

del gas en la tubería, disminuir la pérdida de presión causada por el rozamiento a lo largo de ella y

circular con presión en los sistemas de transmisión y distribución. Existen otras aplicaciones del uso

de compresores en la industria del gas como por ejemplo el transporte en barcos cisternas y el

mantenimiento de la presión de los pozos petrolíferos, acá solo estudiaremos los tipos de

compresores que se usan en el transporte de gas natural por tubería.

4.7 TIPOS DE COMPRESORES

Los dos tipos de compresores más usados son los desplazamientos positivos o de flujo intermitente

y los de flujo continuo. Los de desplazamiento positivo son unidades en las que confían volúmenes

sucesivos de gas dentro de espacios, cerrados denominados cámaras de compresión para elevar su

presión al máxima. Esta elevación de presión o propiamente denominada compresión puede

lograrse de dos maneras, reduciendo el volumen de gas en la cámara o llevando el gas sin cambios

de volumen a la descarga y comprimiendo el gas por reflujo desde el sistema de descarga. Los

compresores de desplazamiento positivo son de dos tipos los compresores de desplazamiento

positivo recíprocamente y los compresores de desplazamiento positivo calóricos.

Los compresores de flujo continuo aceleran un flujo continuo de gas y subsecuentemente convierten

la velocidad de la cabeza en presión. Los dos tipos de compresores de flujo continuo son: los

dinámicos y los eyectores.

EstaciónPotenciaRequerida, HP

Potencia del compresor, HP

Consumo Esp. De GN por Comp.BTU/Hp-hr

Nº de Comp a Instalar

Potencia Instalada, HP

Consumo de GN, MM m3/d

OD = 8 plg

1º E°C° 352,51 665 6489 2 1160,9 0,007

TOTAL 352,51

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En el diseño tomamos en cuenta las variables del producto como ser: la densidad, viscosidad,

siendo muy importante para evitar que entre cualquier tipo de liquido a los compresores de gas, así

como él calculo del diámetro de mínima inversión para determinar el diámetro más económico

según el caudal de transporte y la potencia requerida por la de la compresion dando como resultado

un diámetro de 8 inch.

Trabajamos todos los tramos con tubería 5LX-52 de 8 inch, debido a que es la más utilizada y muy

resistente, además que cumple eficientemente y eficazmente con las características del gas y el

caudal que se desea transportar hasta la refinería de Cochabamba desde el campo Villarroel.

Todo el estudio económico financiero y los indicadores de rentabilidad son tomados desde el punto

de vista del proyectista, no como inversionista, puesto que el presente estudio sirve como un marco

de referencia ante posibles inversiones en el área del transporte de hidrocarburos.