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diseño de loops en tuberías de presiónTRANSCRIPT
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍAMCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE
INGENIERÍA PETROLERA“COCHABAMBA - BOLIVIA”
TRABAJO DE GRADO
DISEÑO DE LOOPS EN EL GASODUCTO CARRASCO
COCHABAMBA (GCC) ENTRE LOS TRAMOS VILLA TUNARI –
PAMPA TAMBO
ROLANDO MAMANI ALBERTO
COCHABAMBA, 2013
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍAMCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE
INGENIERÍA PETROLERA“COCHABAMBA - BOLIVIA”
TRABAJO DE GRADO
DISEÑO DE LOOPS EN EL GASODUCTO CARRASCO
COCHABAMBA (GCC) ENTRE LOS TRAMOS VILLA TUNARI –
PAMPA TAMBO
ROLANDO MAMANI ALBERTO
Modalidad: Proyecto de Diseño presentado como requisito parcial para optar al título de Licenciado en Ingeniería Petrolera
TUTOR: ING. PAOLO CESAR MENDIETA DÍAS DE OROPEZA
COCHABAMBA, 2013
ÍNDICE DE CONTENIDO
1. GENERALIDADES.......................................................................................1
1.1. INTRODUCCIÓN..........................................................................................1
1.2. ANTECEDENTES.........................................................................................2
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..........................................................5
1.3.1. Identificación del Problema...........................................................................5
1.3.2. Formulación del Problema............................................................................5
1.4. OBJETIVOS..................................................................................................5
1.4.1 Objetivo General...........................................................................................5
1.4.2 Objetivos Específicos....................................................................................6
1.4.3 Objetivos Específicos y Acciones..................................................................6
1.5. JUSTIFICACIONES......................................................................................8
1.5.1 Justificación Técnica.....................................................................................8
1.5.2 justificación Económica.................................................................................8
1.5.3 Justificación Social........................................................................................9
1.6. ALCANCE.....................................................................................................9
1.6.1. Alcance Geográfico.......................................................................................9
1.6.2. Alcance Temporal.........................................................................................9
2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA.................................................................10
2.1. GAS NATURAL..........................................................................................10
2.1.1 Definición.....................................................................................................10
2.1.2 Composición de Gas Natural.......................................................................11
2.1.3 Clasificación de Gas Natural........................................................................11
2.1.4 Propiedades del Gas..................................................................................12
2.1.5 Estadística Progresiva.................................................................................18
i
2.1.6 Método de Proyección.................................................................................18
2.2. CARACTERÍSTICAS TOPOGRÁFICAS....................................................20
2.5.1 Definición de Topografía.............................................................................20
2.5.2 Perfil Topográfico........................................................................................20
2.5.3 Pasos tradicionales para hacer un Perfil Topográfico.................................20
2.3. TRANSPORTE DE GAS NATURAL...........................................................21
2.2.1 Definición.....................................................................................................21
2.2.2 Sistemas de Tubería....................................................................................22
2.2.3 Cadena productiva del Sistema de Transporte de Gas Natural...................23
2.4. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS..............................24
2.3.1 Presión de Operación Permitida..................................................................24
2.3.2 Términos de la Presión................................................................................24
2.3.3 Temperatura de Operación..........................................................................25
2.3.4 Términos de Temperatura...........................................................................25
2.3.5 Clases de Localidad para Diseño y Construcción.......................................26
2.3.6 Factores de Diseño F y la Clase de Localidades.........................................27
2.3.7 Presión Interna de Diseño...........................................................................28
2.3.8 Espesor Mínimo Requerido.........................................................................29
2.3.9 Diámetros Internos del Ducto.....................................................................30
2.3.10 Especificación del SMYS.............................................................................31
2.3.11 Derecho de Vía............................................................................................31
2.3.12 Especificaciones Técnicas de construcción de Ductos...............................32
2.5. NORMAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO DE LOOPS.........................38
2.5.1 Código ASME B31.8...................................................................................38
2.5.2 Código API 5L..............................................................................................40
ii
2.6. DISEÑO DE LOOPS...................................................................................41
2.6.1 Definición.....................................................................................................41
2.6.2 Ecuaciones de Diseño.................................................................................43
2.7. SIMULACIÓN DE PROCESOS..................................................................47
2.7.1. Simulador Aspen HYSYS............................................................................47
2.7.2. Ventajas de la Simulación...........................................................................47
2.8. ESTRUCTURA DE COSTOS......................................................................48
2.8.1 Definición de Costos....................................................................................48
2.8.2 Descripción y Análisis de la Instalación de los Gasoductos.......................48
2.8.3 Costos de los Gasoductos...........................................................................49
3. INGENIERÍA DEL PROYECTO..................................................................53
3.1 IDENTIFICACIÓN DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS
NATURAL EN BOLIVIA.............................................................................53
3.1.1 Datos del consumo anual del Gas Natural en el occidente del país............53
3.1.2 Aplicación de la Estadística Progresiva.......................................................55
3.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS LUGARES DONDE SE IMPLEMENTARAN
LOS LOOPS EN EL GCC DEL TRAMO II (VILLA TUNARI – PAMPA
TAMBO)......................................................................................................66
3.2.1 Obtención del mapa topográfico de la provincia Carrasco Cochabamba....66
3.2.2 Inspección de los lugares donde se tiene cambios de relieve topográfico. 66
3.2.3 Perfil topográfico del Gasoducto Carrasco Cochabamba del tramo II.........67
3.3 OBTENCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL..............................................73
3.3.1 Revisión de antecedentes del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC). .73
3.3.2 Obtención de parámetros de Operación Actual...........................................75
iii
3.4 REALIZACIÓN DEL DIMENSIONAMIENTO DE LOOPS BAJO NORMAS
BOLIVIANAS E INTERNACIONALES.......................................................76
3.4.1 Revisión de las normas que se aplican en el Gasoducto............................76
3.4.2 Definición de diámetro de Loops, con el cálculo de caídas de presión,
diámetros nominales y presiones de operación permitida..........................80
3.5 SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS DE LOOPS CON LAS
CONDICIONES DE DISEÑO MANUAL....................................................114
3.5.1 Datos de entrada al Simulador..................................................................114
3.5.2 Actual Gasoducto Carrasco Cochabamba.................................................115
3.5.3 Determinación de Parámetros operativos para el diseño de Loops..........117
3.5.4 Implementación del dos Loops al Tramo II del Gasoducto Carrasco
Cochabamba.............................................................................................117
3.5.5 Elaboración de un reporte con los datos obtenidos por el simulador........119
3.6 ESTIMACIÓN DE COSTOS DE DISEÑO DE LOOPS..............................120
3.6.1 Costos Operativos del Diseño de Loops....................................................120
3.6.2 Costos de la Tubería de Acero..................................................................122
4. EVALUACIÓN...........................................................................................124
4.1 EVALUACIÓN TÉCNICA..........................................................................124
4.2 EVALUACIÓN ECONÓMICA...................................................................130
4.2.1 Costo total del Diseño de Loops................................................................134
4.2.2 Comparación de Costos............................................................................135
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................136
5.1 CONCLUSIONES......................................................................................136
5.2 RECOMENDACIONES.............................................................................138
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Sistema de transporte de Gas Natural.......................................................2
Figura 1.2: Gasoducto Carrasco – Cochabamba GCC 16”..........................................4
Figura 2.1: Cadena Productiva Sistema de Gas Natural............................................23
Figura 2.2: Apertura de Zanja.....................................................................................34
Figura 2.3: Desfile y tendido de tuberías....................................................................35
Figura 2.4: Soldado de Ductos de Transporte de Gas Natural...................................36
Figura 2.5: Bajado de Tubería....................................................................................37
Figura 2.6: Tubería en paralelo (Loop).......................................................................42
Figura 3.1: Línea de tendido de ductos del GCC del Tramo II...................................66
Figura 3.2: Cambios de relieve GCC del Tramo II......................................................67
Figura 3.3: Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC)...............................................74
Figura 3.4: Perfil de presiones vs Distancia (Elevaciones).........................................93
Figura 3.5: Gasoducto Carrasco Cochabamba........................................................115
Figura 3.6: Perfil de presiones vs Longitud..............................................................116
Figura 3.7: Implementación de Loops......................................................................118
Figura 4.1: Inversión para la Expansión del GCC....................................................135
v
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1: Proyección de la Demanda de Gas Natural en el Occidente del País...............4
Tabla 1.2: Objetivos Específicos y Acciones......................................................................7
Tabla 2.1: Composición del Gas Natural..........................................................................12
Tabla 2.2: Factor básico de Diseño, F..............................................................................28
Tabla 2.3: Factor de Diseño por Temperatura (fTemp)........................................................28
Tabla 2.4: Factor de Junta Longitudinal (fJL).....................................................................29
Tabla 2.5: Dimensionamiento del Ducto para diferentes diámetros.................................31
Tabla 2.6: Especificación del SMYS.................................................................................31
Tabla 2.7: Derecho a vía................................................................................................... 33
Tabla 2.8: Estándares de Tubería....................................................................................40
Tabla 3.1: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), Cochabamba 2000-2011..............54
Tabla 3.2: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), Oruro 2000-2011..........................54
Tabla 3.3: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), La Paz 2000-2011.......................55
Tabla 3.4: Coeficiente de correlación en el Departamento de Cochabamba...................59
Tabla 3.5: Coeficiente de correlación en el Departamento de Oruro................................61
Tabla 3.6: Coeficiente de correlación en el Departamento de La Paz..............................62
Tabla 3.7: Proyección de la Demanda de Gas Natural en el Occidente del País.............63
Tabla 3.8: Alturas y Distancias Corregidas.......................................................................69
Tabla 3.9: Parámetros Operativos de Gas Natural...........................................................76
Tabla 3.10: Análisis de la Norma ASME B31.8................................................................78
Tabla 3.11: Cálculo de las propiedades de Gas Natural..................................................81
Tabla 3.12: Resumen y datos de entrada.........................................................................87
Tabla 3.13: Perfil de presiones y caídas de presión.........................................................88
Tabla 3.14: Datos de entrada para el diseño de Loop......................................................95
Tabla 3.15: Resumen y datos de entrada.........................................................................99
Tabla 3.16: Perfil de presiones y Caídas de Presión de la Fase I..................................100
Tabla 3.17: Datos de entrada para el Diseño de Loop...................................................103
Tabla 3.18: Resumen y datos de entrada.......................................................................106
Tabla 3.19: Perfil de presiones y Caídas de Presión de la Fase II:................................107
Tabla 3.20: Resumen de perfil de presiones y las caídas de presión............................110
Tabla 3.21: Selección del Factor de Diseño por Presión Interna....................................111
vi
Tabla 3.22: Selección del Factor de Diseño por Temperatura.......................................111
Tabla 3.23: Selección del factor de Junta Longitudinal..................................................112
Tabla 3.24: Selección de la Especificación del SMYS....................................................112
Tabla 3.25: Selección de las Dimensiones del Loops....................................................113
Tabla 3.26: Selección del Derecho de Vía......................................................................114
Tabla 3.27: Selección del espaciamiento máximo de las Válvulas de seccionamiento..114
Tabla 3.28: Composición de Gas Natural del GCC........................................................115
Tabla 3.29: Datos de Entrada para el Simulador............................................................116
Tabla 3.30: Resultados del Simulador............................................................................117
Tabla 3.31: Resultados del simulador.............................................................................119
Tabla 3.32: Comparación de resultados.........................................................................120
Tabla 3.33: Costo de Material.........................................................................................121
Tabla 3.34: Costos de equipos......................................................................................122
Tabla 3.35: Costos de Ingeniería....................................................................................122
Tabla 3.36: Costos de la Tubería de Acero....................................................................124
Tabla 4.1: Equipos, maquinarias y materiales para la Instalación de Loops..................126
Tabla 4.2: Personal Operativo........................................................................................130
Tabla 4.3: Estimación de costos de Instalación del Loops.............................................131
Tabla 4.4: Estimación de Costos del personal operativo................................................133
vii
ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica 3.1: Consumo de Gas Natural (MMpcd) desde el año 2000-2011 en el Departamento de Cochabamba 56
Gráfica 3.2: Consumo de Gas Natural (MMpcd) desde el año 2000-2011 en el
Departamento de Oruro.........................................................................57
Gráfica 3.3: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd) desde el año 2000-2011 en el
Departamento de La Paz.......................................................................58
Gráfica 3.4: Proyeccion del consumo anual de Gas Natural (MMpcd) desde el año
2012-2022.............................................................................................65
Gráfica 3.5: Perfil Topográfico GCC del Tramo II Villa Tunari-Pampa Tambo .........72
viii
1. GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCIÓN
La trascendencia que el sector de transporte de hidrocarburos va teniendo para la
economía nacional y el futuro productivo del país es importante ya que desempeña
un papel determinante en el desarrollo y crecimiento económico del país,
especialmente de las economías pequeñas y abiertas como el mercado interno
transportando Gas Natural y Crudo.
El Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentra en estado
gaseoso en condiciones ambientales normales de presión y temperatura. Se
encuentra generalmente en depósitos subterráneos profundos formados por roca
porosa, o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo.
El Gas es transportado a través de tuberías denominados gasoductos, también
conocidos como líneas de distribución y recolección de Gas, cuyos diámetros
dependen del volumen de Gas a ser transportado y una caída de presión admisible.
Debido a la demanda de Gas Natural en el mercado interno en los años de 2011 y
2012 comprobó que existió un crecimiento en el consumo de Gas a nivel nacional
según Estrategia Boliviana de Hidrocarburos donde se vio incrementado de 2,009 a
2,015 MMmcd (metros de píe cúbico por día), cada año va creciendo la importancia
de atender las necesidades de la población. El Gasoducto Carrasco Cochabamba
(GCC) tiene una capacidad de transporte de 120 MMpcd (3,390 MMmcd), donde esta
capacidad debe ser ampliada debido a que existe una expansión de las redes de
distribución domiciliaria, incremento de la generación de energía Termoeléctrica, y el
incremento del parque de vehículos (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, 2008).
ix
Actualmente para poder cubrir el incremento de la demanda se realizaran
ampliaciones de este proyecto donde se ve la necesidad, la instalación de nuevos
Loops que aumentaran la capacidad del Gasoducto Carrasco Cochabamba y así se
podrá cumplir la demanda del Gas Natural en el sector del occidente boliviano.
1.2. ANTECEDENTES
El sistema de transporte de Gas Natural es una red extensa de ductos que atraviesa
gran parte del país (Figura 1.1).
Figura 1.1: Sistema de Transporte de Gas Natural
Fuente: (YPFB-Transporte S.A., 2011)
x
Se pronostica que para el año 2022 la demanda de Gas Natural se incrementará
hasta 3,718 MMmcd (131,295 MMpcd), Según registros de la Estrategia Boliviana de
Hidrocarburos (Tabla 1.1) por esta razón la Empresa YPFB Transporte S.A. está
prestando más atención al mercado local.
El mercado interno del occidente atiende a las ciudades de Cochabamba, Oruro, La
Paz y otras comunidades a lo largo de los ductos de este sistema que es el
Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) son para reforzar la provisión de Gas
Natural.
Tabla 1.1: Proyección de la Demanda de Gas Natural en el Occidente del País
Volumen de Gas Natural (MMmcd) Año Generación Domiciliario Comercial Industrial Transporte Total
Termoeléctrica (GNV) 2008 0,102 0,038 0,040 0,909 0,504 1,5932009 0,111 0,057 0,046 0,999 0,584 1,7972010 0,125 0,066 0,051 0,990 0,636 1,8682011 0,136 0,089 0,054 1,013 0,716 2,0082012 0,143 0,092 0,054 1,015 0,710 2,0142013 0,153 0,090 0,055 1,014 0,711 2,0232014 0,162 0,091 0,055 1,015 0,720 2,0432015 0,175 0,092 0,063 1,015 0,720 2,0652016 0,185 0,152 0,073 1,044 0,805 2,2592017 0,199 0,180 0,104 1,047 0,833 2,3632018 0,201 0,208 0,133 1,075 0,861 2,4782019 0,221 0,240 0,189 1,132 0,946 2,7282020 0,325 0,268 0,220 1,160 1,003 2,9762021 0,351 0,337 0,419 1,189 1,031 3,3272022 0,399 0,479 0,504 1,219 1,117 3,718
Fuente: (Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, 2008)
El GCC (Gasoducto Carrasco Cochabamba) permite el abastecimiento de Gas
Natural al mercado occidente del país con un consumo de 120 MMpcd (3,390
MMmcd).
xi
La demanda de Gas Natural en el mercado occidente tiene un crecimiento constante
por lo tanto para satisfacerla, el GCC se ha expandido en varios tramos (Figura 1.2).
Figura 1.2: Gasoducto Carrasco – Cochabamba GCC 16”
Fuente: (YPFB–Transporte S.A., 2011)
El GCC tiene 250 kilómetros de longitud y una Tubería de 16 pulgadas de diámetro
consta de tres tramos: tramo I Carrasco- Villa Tunari (108 km), tramo II Villa Tunari-
Pampa Tambo (78 km) y tramo III Pampa Tambo- Cochabamba (65 km).
El Tramo II del Gasoducto Carrasco Cochabamba, va desde la región de Villa Tunari
y llega a Pampa Tambo (78 km). Atraviesa la zona denominada El Sillar donde se
realizará el Diseño de Loops.
xii
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1. Identificación del Problema
El Gas Natural recorre grandes distancias desde el punto de extracción hasta el
punto de entrega lo cual origina que tenga pérdidas de presión por fricción y por
elevaciones.
El Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) permite el abastecimiento de Gas
Natural al mercado occidental del país donde según registros de la Estrategia
Boliviana de Hidrocarburos la demanda de Gas Natural en el mercado occidental en
los últimos años tiene un crecimiento constante debido a que existe una expansión
de las redes de distribución domiciliaria, incremento de la generación de energía
Termoeléctrica, y el incremento del parque de vehículos a Gas Natural, por lo tanto el
GCC tendrá que ser ampliado por etapas, para atender la dicha demanda por lo tanto
se ve la necesidad de implementar Loops en diferentes puntos del tramo II (Villa
Tunari – Pampa Tambo) del GCC.
1.3.2. Formulación del Problema
¿Cómo se podrá incrementar la capacidad de Gas en el Gasoducto Carrasco
Cochabamba (GCC) en el tramo II (Villa Tunari – Pampa Tambo) con el fin de poder
satisfacer la creciente demanda de Gas Natural en el occidente del país?
1.4. OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General
Diseñar Loops en el Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) en el tramo II (Villa
Tunari – Pampa Tambo) para aumentar la capacidad de Gas Natural y así atender la
demanda creciente al occidente del país.
xiii
1.4.2 Objetivos Específicos
Identificar la proyección de la demanda de Gas Natural en los próximos años
2012 - 2022 en el occidente del país.
Identificar los lugares donde se implementaran los Loops en el Gasoducto
Carrasco Cochabamba (GCC) del tramo II (Villa Tunari – Pampa Tambo).
Obtener los parámetros de operación del sistema de transporte de Gas
Natural del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC).
Realizar el dimensionamiento de Loops basado en normas bolivianas e
internacionales que cumplan con parámetros permitidas de caídas de presión
a lo largo del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC) en el tramo II (Villa
Tunari – Pampa Tambo).
Simular el sistema de transporte actual del Gasoducto Carrasco Cochabamba
(GCC) y con el sistema de Loops a implementarse mediante el programa de
simulación HYSYS.
Estimar costos del diseño de Loops.
1.4.3 Objetivos Específicos y Acciones
Tabla 1.2: Objetivos Específicos y Acciones
Objetivos Específicos Acciones
Identificar la proyección de la
demanda de Gas Natural en los
próximos años 2012 - 2022 en
el occidente del país.
Obtener datos del consumo anual de Gas
Natural en el occidente del país.
Aplicar estadística progresiva.
Identificar los lugares donde se
implementaran los Loops en el
Gasoducto Carrasco
Cochabamba (GCC) del tramo II
(Villa Tunari – Pampa Tambo).
Obtener el mapa topográfico de la provincia
Carrasco Cochabamba.
Inspeccionar los lugares donde se tiene
cambios de relieve topográfico.
Realizar perfil topográfico del tramo II.
xiv
Objetivos Específicos Acciones
Obtener los parámetros de
operación del sistema de
transporte de Gas Natural del
Gasoducto Carrasco
Cochabamba (GCC).
Revisar antecedentes del Gasoducto
Carrasco Cochabamba (GCC).
Obtener los parámetros de operación actual.
Realizar el dimensionamiento
de Loops basado en normas
bolivianas e internacionales que
cumplan con parámetros
permitidos de caídas de presión
a lo largo del Gasoducto
Carrasco Cochabamba (GCC)
en el tramo II (Villa Tunari –
Pampa Tambo).
Revisar las normas que se aplican en el
gasoducto.
Definir Diámetro de Loops, con el cálculo de
caídas de presión, diámetros nominales y
presiones de operación permitidas.
Simular el sistema de transporte
actual del Gasoducto Carrasco
Cochabamba (GCC) y con el
sistema de Loops a
implementarse mediante el
programa de simulación
HYSYS.
Determinar los parámetros operativos y
técnicos actuales, para el Diseño del
gasoducto y de Loops.
Elaborar un reporte con los datos obtenidos
por el simulador.
Estimar costos del Diseño de
Loops.
Estimar costos operativos.
Realizar costos de la tubería de acero.
Fuente: Elaboración propia.
xv
1.5. JUSTIFICACIONES
Las justificaciones que se ajustan al proyecto que se va a desarrollar son: Técnica,
Económica y Social, las mismas son detalladas a continuación.
1.5.1 Justificación Técnica
Se realizará el diseño de Loops o ductos paralelos al actual Gasoducto Carrasco
Cochabamba GCC del tramo II (Villa Tunari – Pampa Tambo) de 78 Km con el objeto
de reducir las caídas de presión e incrementar la capacidad de transporte de Gas
Natural hacia el occidente del país, ya que este medio representa un sistema seguro
y continuo de suministro de hidrocarburos, además el transporte de Gas Natural
mediante Loops es la técnica más simple para poder transportar mayores volúmenes
en ductos paralelos existentes.
1.5.2 Justificación Económica
Con el presente proyecto del Diseño de Loops, se obtendrá mayores beneficios para
el desarrollo y crecimiento económico, especialmente de las economías domesticas y
haciendo mayor énfasis en las economías industriales, por el empleo de Gas Natural.
El proceso de transporte de Gas Natural al occidente del país es trascendental
porque hará posible la masificación del uso de Gas Natural contribuyendo con los
objetivos de crecimiento de nuevas plantas termoeléctricas, parque automotor e
industrial, dando lugar a la sustitución del combustible liquido actual que genera
costos elevados en su uso.
xvi
1.5.3 Justificación Social
Esta inversión tendrá un impacto social importante con la construcción de Loops
para abastecer las diferentes necesidades de consumo de Gas Natural a los
departamentos de Cochabamba, Oruro y la paz sobre todo a El Alto de La paz
donde ya existe un número importante de conexiones domiciliarias que no se da uso
para mejorar la calidad de vida de los Alteños como ser uso Industrial, Generación
Eléctrica, Gas Natural Vehicular y uso Domiciliario.
1.6. ALCANCE
1.6.1. Alcance Geográfico
El presente trabajo de la implementación de Loops se realizará en el Tramo II del
Gasoducto Carrasco Cochabamba, va desde la región de Villa Tunari y llega a
Pampa Tambo (78 km). Atraviesa la zona denominada El Sillar.
1.6.2. Alcance Temporal
El presente proyecto de grado se realizara durante las gestiones académicas del
primer y segundo semestre del año 2012-2013.
xvii
2. FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
2.1. GAS NATURAL
2.1.1 Definición
Según Calle Martínez el Gas Natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos del
tipo parafínicos livianos como el metano, etano, propano, isobutano, n-butano,
isopentano, n-pentano, hexanos, heptanos, octanos, etc. y algunas sustancias
contaminantes como el H2S, CO2, N2, H2O y varios otros compuestos químicos
presentes en menores cantidades.
Una característica importante es que la mayor proporción del Gas Natural es gas
metano, este compuesto químico le da una característica global gaseosa en
condiciones ambientales. Por este motivo se conoce como “Gas Natural”.
El Gas Natural puede encontrarse asociado con el crudo a ser extraído de un pozo, o
estar libre o no asociado, cuando se encuentra en un yacimiento de Gas. El Gas
Natural se define de acuerdo con su composición y sus propiedades fisicoquímicas
que son diferentes en cada yacimiento y su procesamiento busca enmarcarlo dentro
de unos límites de contenido de componentes bajo una norma de calidad
establecida.
EL Gas Natural puede ser utilizado como combustible en motores de combustión
interna o como materia prima para diversos procesos petroquímicos, la producción
de polímeros, metanol, fertilizantes, reducción de hierro, etc. (Calle, 2008).
xviii
2.1.2 Composición de Gas Natural
Uno de los principales componentes del Gas Natural es el metano, que usualmente
constituye el 90% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el
butano y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano. El
análisis se reporta en base seca, es decir que no se toma en cuenta el agua, pero
esto no significa que el Gas no contenga este elemento. La concentración de agua
se debe medir o calcular y luego agregar a la composición dada. La Tabla 2.1
muestra varios gases.
Tabla 2.2: Composición del Gas Natural
Componente Porcentaje %Metano 91.40Etano 5.20Propano 0.99n-Butano 0.18i-Butano 0.09n-Pentano 0.04i-Pentano 0.05Hexano 0.04Nitrógeno 0.63Dióxido de Carbono 1.37
Fuente: (Calle, 2008)
2.1.3 Clasificación de Gas Natural
En general, el Gas Natural puede clasificarse como:
Gas dulce
Es aquel que contiene cantidades de H2S, menores a 4 ppm,v. La GPSA
define un Gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que
contiene menos de 4 ppm,v. de H2S; menos del 2% mol de CO2 y 1
Libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (pcn).
xix
Gas agrio o ácido
Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno,
Dióxido de carbono (CO2) y otras componentes ácidos (COS, CS2,
mercaptanos, etc.) razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de
agua libre.
Gas rico (húmedo)
Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos
líquidos, C3+ de aproximadamente, 3,0 GPM (galones por 1.000 pies
cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna relación con el
contenido de vapor de agua que pueda contener el Gas.
Gas pobre (seco)
Es un Gas que prácticamente está formado por metano (C1) y etano (C2). Sin
embargo, en sistemas de compresión de Gas, se habla de Gas húmedo,
en inglés "wet gas", al que contiene vapor de agua y "Gas seco" (inglés "dry
gas"), al que no contiene vapor de agua. El ingeniero debe tener presente
los problemas de semántica que, por lo general, se observan en estos casos
(Perez & Marcias, 1995).
2.1.4 Propiedades del Gas
El estado gaseoso es un estado disperso de la materia, es decir, que las moléculas
del Gas están separadas unas de otras por distancias mucho mayores del tamaño
del diámetro real de las moléculas. Resulta entonces, que el volumen ocupado por el
Gas (V) depende de la presión (P), la temperatura (T) y de la cantidad o número de
moles (n), a continuación se mencionara las propiedades más importantes de Gas
(Menón, 2005).
xx
2.1.4.1 Gravedad Específica
La gravedad específica de un Gas, a veces llamado gravedad, es una medida de
cómo se compara con aire a una temperatura particular. También podría ser llamado
densidad relativa, expresada como la relación del peso molecular del Gas con el
peso molecular del aire. Ambas densidades deben estar en las mismas unidades y
medido en la misma temperatura como se puede apreciar en la Ecuación 2.1.
(Ec. 2.1)
Donde:
G = Gravedad específica del Gas.
Mgas = Peso molecular del Gas (Lb/Lbmol).
Maire = Peso molecular del Aire (28,9625 Lb/Lbmol).
Dado que el Gas Natural se compone de una mezcla de varios gases (Menón, 2005).
2.1.4.2 Propiedades Criticas
Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura y volumen, a las cuales
la densidad y otras propiedades del líquido y Gas se vuelven idénticas, es decir, es
un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede
diferenciarse si se trata de Gas o Líquido. Estas propiedades críticas son únicas (una
sola presión, una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la
determinación de otras propiedades de la sustancia. La presión crítica, Ppc, y la
temperatura crítica, Tpc, son medidas en el laboratorio y usualmente son
desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciones,
para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del
Gas.
xxi
G=M gas
M aire
=M gas
28 ,9625
En caso de que la composición de un Gas Natural no esté disponible, las
características pseudo-críticas, es decir, Ppc y Tpc, se pueden predecir solamente de
la gravedad específica del Gas mostrado en las ecuaciones 2.2 y 2.3, el sistema de
Gas Natural (Menón, 2005).
(Ec. 2.2)
(Ec. 2.3)
Donde:
T pc= Temperatura Pseudo-Crítica (°R).
Ppc = Presión Pseudo-Crítica (Psia).
γ g = Gravedad Específica de la mezcla de Gas (Menón, 2005).
2.1.4.3 Temperatura Promedio
La Temperatura del promedio se puede apreciar en la Ecuación 2.4, el mismo autor
afirma que el análisis de flujo isotérmico se lo realiza considerando la temperatura
promedio que puede ser asumido como la media aritmética ó la media logarítmica de
las temperaturas de entrada y salida (Menón, 2005).
(Ec. 2.4)
Donde:
T = Temperatura promedio (°R).
T1= Temperatura aguas abajo (°R).
T2= Temperatura aguas arriba (°R).
El valor del factor de compresibilidad (Z) debe ser evaluado a la temperatura y
presión promedio (Menón, 2005).
xxii
T=T 1−T 2
ln*(T 1T 2)
Ppc=677+15∗γ g−37 ,5∗γ g2
T pc=168+325∗γ g−12 ,5∗γ g2
2.1.4.4 Presión Promedio
Para un fluido incompresible la presión promedió puede ser representada por la
media aritmética entre la presión de entrada y salida, la presión promedio para un
fluido gaseoso se muestra en la Ecuación 2.5
(Ec. 2.5)
Donde:
P = Presión promedio (Psia).
P1= Presión aguas abajo (Psia).
P2= Presión aguas arriba (Psia) (Menón, 2005).
2.1.4.5 Presión y Temperatura Pseudo-reducidas
El estado correspondiente puede representarse por los dos parámetros de la llamada
temperatura reducida y presión reducida. La reducida temperatura es la relación de
la temperatura del Gas a su temperatura crítica. Del mismo modo, la presión
reducida es la relación de la presión del Gas a su presión crítica como se indica en
las ecuaciones 2.6 y 2.7.
(Ec. 2.6)
(Ec. 2.7)
Donde:
Tpr = Temperatura reducida (adimensional).
Ppr = Presión reducida (adimensional).
T pc = Temperatura pseudo-crítica (°R).
Ppc = Presión pseudo-crítica (Psia).
T = Temperatura de flujo (ºR).
P = Presión de flujo (Psia) (Menón, 2005).
xxiii
Ppr=P
P pc
T pr=T
T pc
P=23∗(P1
3−P23
P12−P2
2 )
2.1.4.6 Factor de Compresibilidad del Gas, Z
El factor de compresibilidad, o factor de desviación de Gas, es una medida de cuán
cerca está el Gas real a un Gas ideal. La compresibilidad es un factor que se define
como la relación del volumen de gas a una temperatura y presión dadas el volumen
del Gas ocuparía si se tratara de un Gas ideal a la misma temperatura y presión. El
factor de compresibilidades un número adimensional cerca de 1,0 y es una función
de la gravedad de Gas, la temperatura del Gas, la presión del Gas, y las propiedades
críticas del Gas (Menón, 2005).
Método de Papay J.
La Ecuación 2.8 para el cálculo de factor de compresibilidad (Z), es la siguiente:
(Ec. 2.8)
Donde :
Z = Factor de compresibilidad del Gas (adimensional).
Ppr = Presión pseudo-reducida (Psia).
Tpr = Temperatura pseudo-reducida (°R).
2.1.4.7 Densidad del Gas
La densidad se define como la masa por el volumen de unidad de la sustancia, la
Ecuación 2.9 se puede cambiar para estimar la densidad del Gas en cualquier
presión y temperatura (Menón, 2005).
(Ec. 2.9)
xxiv
ρg=1 ,4935∗10−3pM a
zT
Z=1−3.52P pr
100 ,9813T pr
+0 .274 Ppr
2
100 , 8157T
pr
Donde:
ρg = Densidad del Gas (Lb/ft3).
M a = Peso molecular aparente de la mezcla de Gas (Lb/Lbmol).
M aire = Peso molecular aparente de la mezcla de Aire (28.9625 Lb/Lbmol).
Z = Factor de compresibilidad del Gas (adimensional).
P = Presión (Psia).
T = Temperatura del flujo (°R) (Menón, 2005).
2.1.4.8 Viscosidad de Gas
La viscosidad de un fluido gaseoso es una medida de la resistencia interna que
ofrecen sus moléculas al fluir. Esta resistencia viene del rozamiento de unas
moléculas con otras. La fluidez es inversamente proporcional a la viscosidad. Este
parámetro tiene aplicaciones importantes en la producción, procesos de
acondicionamiento y mercadeo. Debido a los incrementos de temperatura a que
puede ser sometido el Gas Natural. Bajo estas condiciones la viscosidad del Gas
tiende a aumentar como resultado del incremento de la actividad molecular. La
viscosidad de los gases es mucho menor que la de un líquido, ya que las distancias
intermoleculares de un Gas son mayores que las de un líquido.
Método de Lee, Gonzales, Eakin
Lee y Cols, midieron experimentalmente la viscosidad de 4 gases naturales con
impurezas (CO2, N2 a temperaturas desde 100 hasta 340°F y presiones desde 100 a
8000 psia).
(Ec. 2.10)
Donde:
(Ec. 2.11)
(Ec. 2.12)
xxv
X=3,5+986T
+0 ,01M
K=(9,4+0 ,02M )T 1.5
209+19M +T
μg=K exp ( Xρg
y )104
(Ec. 2.13)
μg = Viscosidad del Gas a P y T (Cp).
ρg = Densidad del Gas (Lb/ft3).
M = Peso molecular del Gas (Lb/Lbmol).
Z = Factor de compresibilidad del Gas (adimensional).
P = Presión (Psia).
T = Temperatura (°R) (Báncer, 1996).
2.1.5 Estadística Progresiva
La Estadística Progresiva es una ciencia que proporciona un conjunto de métodos
que se utilizan para recolectar, resumir, clasificar, analizar e interpretar el
comportamiento de los datos con respecto a una característica materia de estudio o
investigación, la probabilidad de un suceso es un número, comprendido entre 0 y 1,
que indica las posibilidades que tiene de verificarse cuando se realiza un
experimento aleatorio (Moya, 1999).
2.1.6 Método de Proyección
2.1.6.1 Regresión Lineal
La regresión lineal o ajuste lineal es un método matemático que modela la relación
entre una variable dependiente “Y”, las variables independientes “X”i y un término
aleatorio que trata de establecer la “forma de la relación entre las variables”; es decir,
se estudia la relación funcional entre las variables (y = f(x) o x = f(y)), de modo que
convencionalmente la variable o variables que son la base de la predicción se llaman
variable o variables independientes y la variable que se va a predecir se llama
variable dependiente. Así, la regresión de la variable “y” en “x” esta dado en la
siguiente Ecuación:
xxviyx=a+bx
Y=2,4−0,2 X
(Ec. 2.14)
Se llama regresión lineal simple de “y” en “x”. El valor a se llama ordenada en el
origen, puesto que es el punto en que la línea recta corta al eje “y”. La pendiente de
la recta se mide por “b”, que da el cambio en “y” por unidad de cambio en el valor de
“x”. El signo de “b” también indica el tipo de relación entre “x” e “y” (Moya, 1999).
Estimación por el método de mínimos cuadrados
Una tarea principal en el análisis de regresión, es estimar los parámetros “a” y “b” de
la recta L: y = a + bx basándonos en los datos formado por los pares (x1, y1), (x2, y2)...
(Xn, yn). El método de mínimos cuadrados consiste en hallar la recta L, de tal manera
que la suma de los cuadrados de las diferencias de las ordenadas “y i” y a + bxi, de
los puntos observados (xi, yi) y los puntos sobre la recta L, (xi, a + bxi) sea mínima es
decir, se trata de hallar la variable “a” de tal manera se muestra en la Ecuación 2.15.
(Ec. 2.15)
Donde:
a = Punto de intersección de la línea de regresión con el eje Y.
b = Pendiente de la línea de regresión.
x = Medida de la variable.
y = Medida de la variable.
y con la Ecuación 2.16 la variable “b”.
(Ec. 2.16)
Donde:
b = Pendiente de la línea de regresión.
x = Valor especifico de la variable independiente.
y = Valor de la variable dependiente.
xxvii
b=∑ xi yi−n x y
∑ x i2−n x2
=Cov ( x , y )
V ( x )
a= y−bx
x = Medida de la variable.
y = Medida de la variable.
n = Numero de relaciones alternativamente (Moya, 1999).
2.2. CARACTERÍSTICAS TOPOGRÁFICAS
2.5.1 Definición de Topografía
Según López es la ciencia que estudia los métodos e instrumentos destinados a
medir y representar una parte limitada de la superficie terrestre, en la que debido a
su extensión no es necesaria en cuenta la curvatura de la tierra (Lopez, 2006).
2.5.2 Perfil Topográfico
El análisis del relieve se complementa con la elaboración de un perfil topográfico. Un
perfil topográfico es un corte vertical del relieve en una dirección determinada,
generalmente transversal a un valle. Este corte nos da una idea clara de las
pendientes de las montañas y es de fácil construcción. Para levantarlo, hay que
considerar la información que nos proporciona el mapa topográfico: las curvas de
nivel, la distancia horizontal entre dos puntos y la escala. Además tiene en cuenta
que los perfiles, como los mapas, deben hacerse a la escala (Navarro, 2011).
2.5.3 Pasos tradicionales para hacer un Perfil Topográfico
A continuación vamos a detallar los pasos tradicionales para hacer un perfil
topográfico:
a) Escoger la zona que nos interesa perfilar. Para ello seleccionamos dos puntos
sobre el mapa, que uniremos con una línea recta.
b) Marcar unos ejes de coordenadas en un papel milimetrado.
xxviii
c) Marcar sobre el eje horizontal las intersecciones de las curvas de nivel con la
línea y desde estos puntos levantarlas perpendiculares ala eje horizontal hasta
el punto que da la altura correspondiente a cada curva intersecada.
d) Para completar el perfil se anotan las indicaciones complementarias que
sirven de identificación: escala, orientación, altitud de algunos puntos de
referencia, nombres de los principales picos y poblaciones (Navarro, 2011)
2.3. TRANSPORTE DE GAS NATURAL
2.2.1 Definición
Según el código ASME el Transporte de Gas es la recolección, transporte o
distribución de Gas por Gasoducto o el almacenamiento de Gas.
Gasoducto son todas las partes de las instalaciones físicas a través de las cuales se
mueve el Gas en su transporte, incluyendo tuberías válvulas, accesorios, bridas
(incluyendo el empernado y las empaquetaduras), reguladores, recipiente a presión,
amortiguadores de pulsación, válvulas de desfogue, y otros accesorios instalados en
la tubería, unidades de compresión, estaciones de medición, estaciones de
regulación, y conjuntos fabricados.
Se incluyen en esta definición las líneas de transporte y recolección de gas,
incluyendo sus complementos o accesorios que se halla instalados costa fuera para
el transporte de gas desde las instalaciones de producción a localidades en tierra y
equipo s de almacenamientos de Gas del tipo de tubería cerrada, que se fabrican o
se forjan de tubería o se fabrican con tubería y accesorios (ASME , 1999).
xxix
2.2.2 Sistemas de Tubería
2.2.2.1 Sistema de Transporte
Según el código ASME es uno o más segmentos del Gasoducto, usualmente
interconectados para conformar una red, que transportan Gas de un sistema de
recolección, desde la salida de una planta de procesamiento, o un campo de
almacenamiento, hacia un sistema de distribución de alta o baja presión.
Línea de transporte es un segmento de Gasoducto instalado en un sistema
de transporte entre campos de almacenamiento.
Campo de almacenamiento es un campo geográfico que contenga un pozo o
grupo de pozos interconectados que están terminados y dedicados al
almacenamiento subterráneo de grandes cantidades de Gas para su
recuperación posterior, transporte y uso final (ASME , 1999).
2.2.2.2 Sistema de Distribución
Sistema de distribución de baja presión es un sistema de tuberías para
distribución de Gas, en el cual la presión del gas en las líneas principales y las
de servicio, es substancialmente la misma que la de entrega en los
implementos del cliente. En estos sistemas, no se necesita un regulador en
cada línea de servicio individual.
Sistema de Distribución de Alta Presión es un sistema de tuberías de
distribución de Gas que opera a una presión mayor a la presión de servicio
estándar que se entrega al cliente. En tales sistemas, se requiere un regulador
de servicio para cada línea de servicio para controlar la presión entregada al
cliente (ASME , 1999).
xxx
2.2.3 Cadena productiva del Sistema de Transporte de Gas Natural
Está conformado por:
Producción.
Transporte.
Distribución.
La cadena productiva del sistema de Gas Natural está dividida en tres componentes
importantes como se observa en la Figura 2.1: Upstream (Exploración y Producción),
Midstream (Transporte) y Downstream (Distribución y Comercialización). YPFB-
Transporte es una compañía del Midstream (transporte de Gas Natural por ductos)
(YPFB, 2011).
Figura 2.2: Cadena Productiva Sistema de Gas Natural
Fuente: (YPFB-Transporte S.A., 2011)
xxxi
2.4. PARÁMETROS DE OPERACIÓN DE GASODUCTOS
2.3.1 Presión de Operación Permitida
La presión máxima a la cual un Gasoducto puede ser operado se llama Presión de
Operación Máxima Permisible (MAOP = 1440 psig) (Balderrama, 2010).
Según Arregui y Martínez la presión de operación es uno de los parámetros más
importantes. Este es un número finito el cual puede variar entre un máximo permitido
(máxima presión de operación permitida) y un mínimo requerido (mínima presión de
operación). La presión de operación está limitada por la resistencia al esfuerzo del
material, el diámetro y espesor de la tubería como también de la locación de la
tubería (ARREGUI & MARTINEZ, 2005).
2.3.2 Términos de la Presión
Según el código ASME la presión, a menos que se indique de otra manera, se
expresa en libras por pulgada cuadrada, por encima de presión atmosférica (es decir,
presión manométrica) y se abrevia psig. Las presiones manejadas en el Diseño son
las siguientes características:
Presión de Diseño es la máxima presión permitida por este Código, según se
la determina mediante los procedimientos aplicables a los materiales y las
localidades de las que se trate.
Máxima Presión de Operación (MOP), algunas veces se hace referencia a
ella como la máxima presión de operación actual o real; es la presión más alta
a la cual se opera un sistema de tuberías durante un ciclo normal de
operación.
Máxima Presión Admisible de Operación (MAOP) es la presión máxima a la
cual un sistema de Gas puede operarse de acuerdo con las disposiciones del
presente Código.
xxxii
Máxima presión admisible de prueba es la máxima presión interna del fluido
permitida por el presente Código para una prueba de presión, basada en el
material y la localidad de que se trate.
Presión de servicio estándar, llamada a veces la presión normal de
utilización, es la presión de Gas que se mantiene en una instalación para
aplicarla a los medidores de sus clientes domésticos.
La protección contra sobre-presiones se provee mediante un dispositivo o
equipo instalado para evitar la presión excesiva en un recipiente de presión,
un Gasoducto o un sistema de distribución, excediendo un valor
predeterminado. Puede obtenerse esta protección instalando una estación de
desahogo o alivio de presiones o una estación limitadora de presión.
La prueba de retención de presión demuestra que los tubos o el sistema de
tubería no tiene fugas, según se evidencia por la no caída de presión durante
un período de tiempo especificado después de que la fuente de presión ha
sido aislada (ASME , 1999).
2.3.3 Temperatura de Operación
Según Arregui y Martínez la temperatura afecta considerablemente la viscosidad,
densidad y el calor específico en las líneas de petróleo. Un incremento de
temperatura generalmente es benéfico para líneas de transmisión de petróleo debido
a una disminución de su viscosidad, para una línea de transmisión de Gas es
perjudicial ya que se incrementan las pérdidas depresión (Temperatura máxima =
130°F) (ARREGUI & MARTINEZ, 2005).
2.3.4 Términos de Temperatura
Según el código ASME la temperatura se expresa en grados Fahrenheit (°F), a
menos que se indique de otra manera.
xxxiii
Temperatura ambiente es la temperatura del medio circundante, usada
generalmente para referirse a la temperatura del aire en la cual está situada
una estructura o en la cual opera un dispositivo.
Temperatura del suelo es la temperatura de la tierra la profundidad en que
se halla la tubería.
2.3.5 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.
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.
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.
(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. 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.
xxxiv
(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 (ASME , 1999).
2.3.6 Factores de Diseño F y la Clase de Localidades
Los factores de diseño en las Tablas 2.2, 2.3, 2.4, deberán usarse para la Clase de
Localidad designada. Todas las excepciones a los factores de diseño a ser usadas
en la fórmula de diseño (ASME , 1999).
Tabla 2.3: Factor básico de Diseño, F
Clase de Localidad Factor de Diseño, F
Localidad Clase 1, División 1 0.80
Localidad Clase 1, División 2 0.72
Localidad Clase 2 0.60
Localidad Clase 3 0.50
Localidad Clase 4 0.40
Fuente: (ASME, 1999)
xxxv
Tabla 2.4: Factor de Diseño por Temperatura (fTemp)
Temperatura Factor de Diseño (fTemp)ºC ºF
121 o menos 250 o menos 1,000149 300 0,967177 350 0,933204 400 0,900232 450 0,867
Fuente: (ASME, 1999)
Tabla 2.5: Factor de Junta Longitudinal (fJL)
Tipo de Tubería Factor de Junta Longitudinal (fJL)
Soldadura longitudinal por arco sumergido (SAWL)
1,0
Soldadura por resistencia eléctrica (ERW)
1,0
Soldadura helicoidal por arco sumergido (SAWH)
1,0
Fuente: (ASME, 1999)
2.3.7 Presión Interna de Diseño
Según la Norma ASME, la tubería y sus componentes deben diseñarse para una
presión interna de diseño (Pi) igual a 1,1 veces la presión de operación máxima (POM)
a régimen constante.
La cual no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática en cualquier punto
del ducto en una condición estática. La capacidad permisible por presión interna para
tubería que transporta Líquido o Gas, está dada por la siguiente expresión basada en
la fórmula de Barlow:
Pi=2∗t∗SMYS∗f CP
D (Ec. 2.17)
xxxvi
El factor de capacidad permisible (fCP) se determina como sigue:
f CP=f DIS∗f TEMP∗f JL
(Ec. 2.18)
Donde:
Pi= Presión Interna de Diseño.
t= Espesor nominal de la tubería (Pulgadas).
D= Diámetro nominal de la tubería (Pulgadas).
SYMS= Especificación mínima de esfuerzo de cedencia (Psi)
fCP= Factor de capacidad permisible (adimensional).
fDIS= Factor de diseño por presión interna (adimensional).
fTEMP= Factor de diseño por temperatura (adimensional).
fJL= Factor de junta longitudinal (adimensional).
2.3.8 Espesor Mínimo Requerido
Según la Norma ASME la tubería de acero al carbono debe tener un espesor mínimo
de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna.
Este espesor se determina mediante la siguiente expresión:
tr=t+ tc (Ec. 2.19)
El espesor comercial o nominal (tnom) debe seleccionarse a partir del espesor mínimo
requerido (tr) (ASME , 1999).
El espesor de diseño (t) por presión interna de un ducto de acero se calcula utilizando la siguiente expresión:
xxxvii
t=Pi∗D
2∗SMYS∗f CP
(Ec. 2.20)
Donde:
tr= Espesor mínimo requerido (Pulgadas).
t= Espesor nominal de la tubería (Pulgadas).
tc= Espesor de pared adicional por corrosión (Pulgadas).
Pi= Presión Interna de Diseño.
D= Diámetro nominal de la tubería (Pulgadas).
SYMS= Especificación mínima de esfuerzo de cedencia (Psi)
fCP= Factor de capacidad permisible (adimensional) (ASME , 1999).
2.3.9 Diámetros internos del Ducto
Para determinar los diámetros internos del ducto se debe emplear la tabla 2.5.
Tabla 2.6: Dimensionamiento del Ducto para diferentes diámetros
Pipe Material API 5L X52 SMYS
52000 psig
Diameter
Wall Thickness
Weight Internal Desig Pressure, psia Hydrostatic Test Pressure, psig
in in lb/ft Class 1 Class 2 Class 3 95% SMYS 100% SMYS
18.00 0.250 47.39 1040 867 722 1372 1444 0.312 58.94 1298 1082 901 1713 1803 0.375 70.59 1560 1300 1083 2058 2167 0.437 81.97 1818 1515 1262 2399 2525 0.500 93.45 2080 1733 1444 2744 2889
20.00 0.312 65.60 1168 973 811 1541 1622 0.375 78.60 1404 1170 975 1853 1950 0.437 91.30 1636 1363 1136 2159 2272 0.500 104.13 1872 1560 1300 2470 2600 0.562 116.67 2104 1753 1461 2776 2922
Fuente: (Menon, 2005)
xxxviii
2.3.10 Especificación del SMYS
Tabla 2.7: Especificación del SMYS
Especified (S) Allowable Stress Min Yield (E) Value -20F to 250F Strength Weld Joint (-30C to 120C)Specification Grade psi (Mpa) Notes Factor psi (Mpa)SeamlessAPI 5L A25 25,000 (172) (1) 1.00 18,000 (124)API 5L, ASTM A53, ASTM A106 A 30,000 (207) (1) (2) 1.00 21,600 (149)API 5L, ASTM A53, ASTM A106 B 35,000 (241) (1) (2) 1.00 25,200 (174)ASTM A106 C 40,000 (278) (1) (2) 1.00 28,800 (199)ASTM A524 I 35,000 (241) (1) 1.00 25,200 (174)ASTM A524 II 30,000 (207) (1) 1.00 21,600 (149)API 5LU U80 80,000 (551) (1) (4) 1.00 57,600 (397)API 5LU U100 100,000 (689) (1) (4) 1.00 72,000 (496)API 5LX X42 42,000 (289) (1) (2) (4) 1.00 30,250 (208)API 5LX X46 46,000 (317) (1) (2) (4) 1.00 33,100 (228)API 5LX X52 52,000 (358) (1) (2) (4) 1.00 37,450 (258)API 5LX X56 56,000 (386) (1) (4) 1.00 40,300 (278)API 5LX X60 60,000 (413) (1) (4) 1.00 43,200 (298)API 5LX X65 65,000 (448) (1) (4) 1.00 46,800 (323)API 5LX X70 70,000 (482) (1) (4) 1.00 50,400 (347)Fumace Welded-Butt WeldedASTM A53 25,000 (172) (1) (2) 0.60 10,800 (74)API 5L Class I & Class II A25 25,000 (172) (1) (2) (3) 0.60 10,800 (74)API 5L (Bessemer) 30,000 (207) (1) (2) (5) 0.60 12,950 (89)ASTM A53 (Bessemer)Fumace Welded-Lap WeldedAPI 5L Class I 25,000 (172) (1) (2) (6) 0.60 14,400 (99)API 5L Class II 28,000 (193) (1) (2) (6) 0.60 16,150 (111)API 5L (Bessemer) 30,000 (207) (1) (2) (6) 0.60 17,300 (119)API 5L Electric Fumace 25,000 (172) (1) (2) (6) 0.60 14,400 (99)
Fuente: (Menon, 2005)
2.3.11 Derecho de Vía
El derecho de vía debe ser de 10 a 25 m, de acuerdo a la Tabla 2.7. El material
producto de la excavación, en ningún caso debe estar a menos de un metro de
distancia de la orilla de la zanja, y la inclinación del material de la excavación no
debe ser mayor a 45 grados con respecto a la superficie horizontal. La separación
entre ductos dentro de la misma zanja debe ser de 1,00 metro como mínimo y la
xxxix
separación entre ductos en diferente zanja debe ser de 2,00 metros como mínimo de
paño a paño. La separación entre ductos que se cruzan debe ser de 1,00 metro
como mínimo a paño inferior del ducto existente.
La separación mínima entre la pata de la torre o sistema de tierras de la estructura
de una línea de transmisión eléctrica y el ducto debe ser mayor de 15 metros para
líneas de transmisión eléctrica de 400 kilovolts, y mayor de 10 metros para líneas de
transmisión eléctrica de 230 kilovolts y menores. Cuando no sea posible lograr las
distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del caso particular
para reforzar el recubrimiento dieléctrico de la tubería donde sea necesario y, por
ningún motivo, la distancia debe ser menor a 3 metros respecto de la pata de la línea
de transmisión eléctrica (ASME , 1999).
Tabla 2.8: Derecho a vía
Diámetro (Pulgadas)Ancho del derecho de vía (m)
A B C
De 4 a 8 10 3 7De 10 a 18 13 4 9De 20 a 36 15 5 10
Mayores a 36 25 10 15 Fuente: (ASME , 1999)
Donde:
A: Ancho total del derecho de vía.
B: Ancho de la zona de alojamiento del material producto de la excavación,
medido desde el centro de la zanja.
C: Ancho de la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, medido
desde el centro de la zanja.
2.3.12 Especificaciones Técnicas de construcción de Ductos
xl
La supervisión impartirá las instrucciones para la instalación de la tubería y en tal
sentido para introducir sus modificaciones en el trazado de la zanja de acuerdo a las
necesidades de la obra. El replanteo a realizar comprende:
a) Cruce De Carreteras
Para estos cruces se realizan perforaciones horizontales desde los extremos de la
carretera hasta el extremo opuesto, para estos cruces se implementara el espesor de
las paredes de la tubería de (tubería para cruces especiales).
El cruce de carretera será realizado incrementando la profundidad de enterramiento
a 2 m y en todos los casos se contará con la respectiva protección de la tubería
(mayor diámetro de pared).El cruce de caminos será realizado incrementando la
profundidad de enterramiento a 1.5 m y en todos los casos se contará con la
respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de pared) (ASME , 1999).
b) Cruce Con Ríos
Los cruzamientos de los ductos con ríos, requieren de un análisis y diseño para
disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga. Estos cruzamientos pueden
realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales.
Para el primer caso se debe construir un sistema de soporte para la tubería por
medio de pilas, armaduras y cables (similar a un puente). Debe evitarse la colocación
de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de tubería sea
recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras
que para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una
profundidad mínima, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión
del agua a todo lo ancho del cauce en este caso se realizara por debajo del rio
(ASME , 1999).
c) Apertura de Zanja.
xli
Una vez nivelado el terreno se procederá a la apertura de una zanja de 1,50 metros
de profundidad por 1 metro de ancho, en la cual se enterrará la tubería.
Su profundidad será tal que asegure la tapada mínima requerida para las líneas.
En todos los casos, los cruces especiales e instalaciones complementarias tendrán la
tapada mínima especificada en los respectivos planos que integran estas
Especificaciones Técnicas.
En los casos de cruces de otras cañerías o cables existentes, el ducto se
profundizará lo suficiente para dar cumplimiento a lo especificado en los Planos de
Trazado.
Se adoptarán todas las medidas de seguridad (colocación de señalización y barreras,
capacitación de los chóferes y personal, etc.) como se puede observar en la Figura
2.2 a fin de evitar que se presenten incidentes o accidentes de tránsito,
especialmente en las proximidades de las comunidades o centro poblados (ASME ,
1999).
Figura 2.3: Apertura de Zanja
Fuente: (YPFB Transportes, 2010)
d) Acondicionamiento de fondo y tapado de Zanja
xlii
En todos los casos se deberá acondicionar el fondo y la tapada de la zanja. Tal
acondicionamiento será realizado con tierra seleccionada libre de piedras u otros
elementos que pudieran ocasionar daños a la cobertura anticorrosiva, disponiendo
un manto debajo y sobre la tubería de un espesor mínimo de 0,10 m.
El fondo de la zanja debe tener una rasante suave y uniforme, a fin de evitar
pendientes abruptas.
En caso de optar por el uso de bolsas de tierra fina seleccionada para asentar el
ducto en el fondo de la zanja, las mismas deberán ser de arpillera, tela de yute o
cualquier otro material biodegradable. No se aceptarán bolsas fabricadas con otro
material que no reúna las características mencionadas o que resulte contaminante
para el suelo (ASME , 1999).
e) Transporte, desfile y doblado de Tubería.
Los tubos serán transportados en camiones desde Santa Cruz hasta el lugar de la
obra, y distribuidos en el DDV. Cuando las características del terreno (curvas,
ondulaciones, etc.) así lo requieran se doblarán los tubos con la ayuda de máquinas
especiales.
Para el transporte de los tubos por vía terrestre, como se puede apreciar en la Figura
2.3 se debe cumplir con los requerimientos indicados en los códigos API-RP-5L1 y
API-RP-5LW o equivalentes (ASME , 1999).
xliii
Figura 2.4: Desfile y tendido de tuberías
Fuente: (YPFB Transportes, 2010)
f) Soldadura e Inspección.
Un equipo de expertos soldadores con la ayuda de modernos equipos procederá a
soldar los tubos. A fin de garantizar que las uniones entre los tubos se encuentren de
acuerdo al diseño de ingeniería y las normas técnicos procederán a verificar la
calidad de las uniones con equipos de rayos X (ASME , 1999).
g) Inspección de la Soldadura
Los métodos volumétricos más utilizados son: ultrasonido, radiografía gamma
gráfica, emisiones acústicas y vibraciones. Los métodos superficiales más utilizados
son líquidos penetrantes y partículas magnéticas.
La aplicación de estas pruebas en un número determinado de soldaduras depende
de la localización donde se está aplicando la prueba como se puede ver en la Figura
2.4 (ASME , 1999).
xliv
Figura 2.5: Soldado de Ductos de Transporte de Gas Natural
Fuente: (YPFB Transportes, 2010)
h) Bajado de Tubería y tapado de Zanja
Una vez que las tuberías hayan sido soldadas y verificadas, se procederá a
depositarlas en la zanja, cuidando de no dañar los tubos en esta operación, como se
puede ver en la Figura 2.5. Una vez depositada en la zanja, se realizará una nueva
inspección del revestimiento con equipos adecuados y recién, se ejecutará el tapado
de la tubería con tierra libre de piedras y se dejará un montículo de suelo conocido
como “lomo de pescado” (ASME , 1999).
xlv
Figura 2.6: Bajado de Tubería
Fuente: (YPFB Transportes, 2010)
i) Limpieza y Calibrado
El proceso de limpieza tiene por objetivo extraer todos los desperdicios y basura
dejada en el ducto durante la construcción. El calibrado tiene por objetivo verificar la
cilindrada del ducto conservando por lo menos el noventa y cinco por ciento (95 %)
de diámetro real del ducto. Se realizan estos procesos con la ayuda de chanchos.
Los chanchos son dispositivos que viajan a través del ducto por diferencia de
presión, estos dispositivos hacen el trabajo de limpieza y calibrado del ducto
(ASME , 1999).
j) Prueba Hidrostática.
La tubería será llenada con agua limpia para verificar su resistencia y controlar que
no exista ninguna fuga en las soldaduras. Una vez finalizada la prueba, el agua
podrá ser dispuesta próxima al sitio de trabajo siempre que cumpla con los
requerimientos físico/químicos y previa verificación de su calidad en un laboratorio.
La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso
de que por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por
xlvi
secciones previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo (ASME ,
1999).
2.5. NORMAS REQUERIDAS PARA EL DISEÑO DE LOOPS.
Las normas que se aplicaran en el Diseño de Loops, serán las siguientes API 5L
(especificaciones para tubería) ASME B31.8 (Sistemas de Tubería para Transporte y
Distribución de Gas).
2.5.1 Código ASME B31.8
El Código de ASME para Tubería a presión, consiste de varias secciones publicadas
individualmente, siendo cada una de ellas un Estándar Nacional Estadounidense.
El Código establece los requerimientos considerados como necesarios para el diseño
seguro y la construcción de tuberías a presión. Aunque la seguridad es la
consideración básica, este factor solamente no será el que determine las
especificaciones finales de cualquier sistema de tuberías. Se previene a los
diseñadores, que el Código no es un manual de diseño; no elimina la necesidad del
diseñador o del buen criterio del ingeniero competente.
Hasta el grado en que sea posible hacerlo, los requerimientos de diseño del Código
se enuncian en términos de principios y fórmulas de Diseño básico. Los mismos se
complementan según sea necesario, con requerimientos específicos para asegurarse
la aplicación uniforme de los principios y para guiar la selección y aplicación de
elementos de tubería. El Código prohíbe el diseño y las prácticas que se conozca
que son inseguras y contiene advertencias donde se explica la precaución aunque no
se llega a la prohibición (ASME , 1999).
xlvii
2.5.1.1 Sistemas de Tubería para Transporte y Distribución de Gas
El presente Código cubre el diseño, fabricación, inspección y pruebas de
instalaciones de ductos usados para el transporte de Gas. Este Código también
abarca los aspectos de seguridad de la operación y mantenimiento de dichas
instalaciones. La tubería de acero manufacturada de conformidad con los siguientes
estándares, podrán ser usadas sin problemas, las mismas se muestran en la Tabla
2.8 (ASME , 1999).
Tabla 2.9: Estándares de Tubería
API 5L Tubería de LíneaASTM A 53 Tubería Soldada y Sin CosturaASTM A 106 Tubería Sin CosturaASTM A 134 Tubería Soldada por Electro-Fusión (Arco)ASTM A 135 Tubería Soldada por Electro-ResistenciaASTM A 139 Tubería Soldada por Electro-Fusión (Arco)
ASTM A 333Tubería Sin Costura y Soldada para Servicio a Baja Temperatura
ASTM A 381 Tubería Soldada por Arco de MetalASTM A 671 Tubería Soldada por Electro-FusiónASTM A 672 Tubería Soldada por Electro-Fusión
Fuente: (ASME, 1999)
2.5.2 Código API 5L
2.5.2.1 Propósito y Alcance del Código API 5L
Según el API 5L, este código tiene como propósito estandarizar la especificación de
las tuberías utilizadas en la industria de petróleo y Gas Natural, considerando el
transporte de Gas, Agua y Petróleo.
xlviii
El código API 5L especifica tuberías sin costura y tuberías con costura soldada, estas
pueden tener cara plana, cara esmerilada o caras preparadas para uso en uniones
especiales.
Grados de la Tubería
Grados de la tubería, seguido por los primeros dos dígitos del Specified Minimun
Yield Strength (SMYS), son los grados estandarizados según los niveles de la
especificación del fabricante de la tubería como ser : A25, A, B, X42, X46, X52, X56,
X60, X65, X70 y X80, y cualquier grado intermedio (grado que son superiores a X42,
intermedio a dos estándar secuencial calificaciones, y acordado por el comprador y el
fabricante). PSL tubo 1 puede ser suministrado en Grados A25 a través de X70. PSL
2 tubos pueden ser suministrados en los grados B a través de X80. Clase II (Cl II) de
acero y tiene probablemente mejores propiedades que roscado Clase I (Cl I). Debido
a que la clase II (Cl II) tiene un mayor contenido de fósforo de la clase I (Cl I), este
puede ser algo más difícil de doblar. Tubo fabricado como grado X60 o superior no
será sustituido por conducto ordenado como grado X52 o menor sin comprador
aprobación.
Los grados A y B no incluyen referencia a la fuerza de producción mínima
especificada; sin embargo, otras designaciones del grado son compuestas de la letra
A o X, seguido por dos dígitos de la fuerza de producción mínima especificada en
unidades acostumbradas de los EE. UU. (API, 2000).
2.5.2.2 Flexibilidad de Tubería
La mayoría de los sistemas de tubería son restringidos contra el libre movimiento
térmico de los recipientes, intercambiadores, compresores, bombas y otros equipos
que son interconectados por las tuberías. Este movimiento térmico debe ser
absorbido dentro de este sistema a través de lazos o juntas de expansión, los cuales
son usados para dar flexibilidad al sistema de tubería. El uso de las juntas de
xlix
expansión lleva a incrementar las longitudes de las tuberías y deberá ser
considerado en los cálculos de flujos. La flexibilidad de la tubería, para proveer el
movimiento térmico, debe ser adecuada para cumplir dos propósitos:
Mantener las reacciones de las tuberías conectada a equipos
(intercambiadores de plato, bombas, compresores, etc.) dentro de los límites
aceptables.
Mantener el esfuerzo flexor en la tubería misma dentro de un rango tal que
sean evitadas las fallas directas o fallas por fatigas y las fugas en uniones.
2.6. DISEÑO DE LOOPS.
2.6.1 Definición
Según Menón el Diseño de Loops es un conjunto de tuberías que se plasman en un
término del idioma inglés que refiere una técnica que puede ser utilizada para
incrementar la capacidad de transporte de un ducto, mediante la construcción de una
tubería paralela que nace en un punto de un ducto principal para volver a unirse
luego de una determinada distancia. A veces dos o más tubos están conectados de
tal manera que el flujo de Gas se divide entre las tuberías de derivación y,
finalmente, combina aguas abajo en un solo tubo, como se muestra en la Figura 2.6.
Tal sistema de tuberías se conoce como tubos paralelos. También se llama un
sistema de tuberías de Loops, donde se sabe que cada tubo paralelo como un
Loops. La razón para la instalación de tubos paralelos o Loops es reducir la caída de
presión en una sección determinada de la tubería debido a la limitación de la tubería
de presión o para aumentarla velocidad de flujo en un cuello de botella sección.
Mediante la instalación de un circuito de tubos de B a E, en la Figura 2.6, la pérdida
total de presión en la tubería de A a F, desde entre B y E el flujo se divide a través de
dos tubos. En la figura 2.6, se supondrá que el sistema de tuberías completo se
l
encuentra en el horizontal plano, sin cambios en las elevaciones de tuberías. El Gas
entra por la tubería en A y fluye a través del segmento AB tubería a una velocidad de
flujo de P. En la unión B, el flujo de Gas se divide en las dos ramas paralelas tubo
BCE y el BDE en los caudales de Q1 y Q2, respectivamente. En E, los flujos de Gas
se recombinan para igualar la velocidad de flujo inicial Q y siga fluyendo a través de
la única EF tubería.
Con el fin de calcularla caída de presión debido a la fricción en la tubería paralela
del sistema, seguimos dos principios fundamentales de tubos paralelos. El primer
principio es qué de la conservación de flujo en cualquier punto de unión. El segundo
principio es que no hay una presión común a través de cada tubo paralelo (Menón,
2005).
Figura 2.7: Tubería en paralelo (Loops)
Fuente: (Menón, 2005)
2.6.2 Ecuaciones de Diseño
Según Menón las ecuaciones de flujo son usadas para predecir la capacidad de
transporte de los sistemas de tubería. Una ecuación de flujo es una expresión
matemática la cual correlaciona las propiedades del fluido fluyendo, la tubería y las
variables de operación, tales como la temperatura, la tasa de flujo y la presión. La
forma usual de expresar la ecuación general de flujo es como sigue:
liQsc=1 ,6156∗( TscPsc )∗[ (P12−P2
2 )∗D5
SG∗T∗fm∗Le ]0,5
(Ec. 2.21)
Donde:
Qsc= Caudal de Gas condiciones estándar (Mscf/D).
P1= Presión aguas abajo (Psia).
P2= Presión aguas arriba (Psia).
Tsc= Temperatura condiciones estándar (ºR).
Psc= Presión condiciones estándar (Psia).
SGg= Gravedad Específica del Gas (adimensional).
A partir que esta ecuación fue divulgada al mundo, ha estado en proceso de muchas
pruebas por parte de importantes investigadores en el área del transporte de fluidos,
estos estudios han concluido en diversas modificaciones y mejoras en lo que
respecta a técnicas y campos de aplicación, todo con el propósito de ampliar su uso
y exactitud.
Es por ello que G.G. Wilson del Institute of Gas Technology en 1964, dedujo la
ecuación nuevamente a partir de la primera ley de la termodinámica, dando como
resultado la siguiente expresión:
Qsc=C∗( TscPsc )∗[ (P12−P2
2)∗D5
SGg∗Z∗T∗fm∗Le ]0,5
(Ec. 2.22)
Donde:
Qsc= Caudal de Gas condiciones estándar (Mscf/D).
T = Temperatura promedio (ºR).
P1 = Presión aguas abajo (Psia).
P2 = Presión aguas arriba (Psia).
Tsc = Temperatura condiciones estándar (ºR).
Psc = Presión condiciones estándar (Psia).
lii
SGg = Gravedad Específica del Gas (adimensional).
Le = Longitud equivalente (ft).
fm = factor de fricción
Z = Factor de compresibilidad del Gas (adimensional).
Esta Ecuación es aplicable para flujos constante con variación de factor de
compresibilidad (Menón, 2005).
2.6.2.1 Corrección de Flujo
Una corrección más rigurosa para ductos inclinados se realiza utilizando la ecuación
para flujo inclinado asumiendo una temperatura y factor de compresibilidad
promedio, o sea:
Qsc=5 ,6353821∗( TscPsc )∗[ (P12−eS∗P2
2)∗D5
SGg∗Z∗T∗fm∗Le ]0,5
(Ec. 2.23)
(Ec. 2.24)
(Ec. 2.25)
(Ec. 2.26)
Donde:
Qsc= Caudal de Gas condiciones estándar (Mscf/D).
T= Temperatura promedio (ºR).
P1= Presión aguas abajo (Psia).
P2= Presión aguas arriba (Psia).
Tsc= Temperatura condiciones estándar (ºR).
Psc= Presión condiciones estándar (Psia).
liii
S=0 ,0375∗SGg∗ΔZZ∗T
Le=( eS−1 )
S∗L
fm=0 ,032
D1/3
SGg= Gravedad Específica del Gas (adimensional).
Le=Longitud equivalente (ft).
fm= factor de fricción
Z= Factor de compresibilidad del Gas (adimensional).
S= Factor de corrección por elevación.
D= Diámetro nominal de la tubería (pulgadas) (Menón, 2005).
2.6.2.2 Velocidad de Gas en una Tubería
La velocidad de flujo de Gas en una tubería representa la velocidad a la que las
moléculas de Gas pasan de un punto a otro. A diferencia de una tubería de líquido,
debido a la compresibilidad, la velocidad del Gas depende de la presión y, por lo
tanto, pueden variar a lo largo de la tubería incluso si el diámetro de la tubería es
constante. La velocidad más alta estará en el agua abajo extremo, donde la presión
es lo menos. Correspondientemente, la velocidad será de menos al extremo aguas
arriba, donde la presión es más alta (Menón, 2005).
(Ec. 2.27)
Donde:
V = velocidad del Gas (ft/s).
Qb = tasa de flujo de Gas, medido en condiciones normales (SCFD).
D = diámetro interior del tubo (pulgadas).
Pb = presión de base (Psia).
Tb = temperatura base (° R).
P1 = presión de Gas (Psia).
liv
V=0 ,002122∗( Q
D2 )∗(Pb
T b)∗(Z1T1
P1 )
T1 = temperatura del Gas (° R).
Z = factor de compresibilidad de Gas.
2.6.2.3 Diámetro de Loops
La línea paralela o Loops se debe ubicar en aquel punto en el cual se presenta una
caída de presión importante.
Para calcular la línea paralela y el diámetro, se encuentra la relación LLoop / LOriginal,
QTotal /QOriginal y se despeja DLoop (Campbell, 1992).
(Ec. 2.28)
Donde:
LLoop = Longitud de línea paralela (Km).
LOriginal = Longitud de línea principal (Km).
QOriginal =Caudal inicial de línea principal (MMpcd).
QTotal = Caudal total incrementado que se quiere transportar (MMpcd).
DLoop = Diámetro interno de línea paralela (pulgadas).
DOriginal = Diámetro interno del ducto principal (pulgadas).
2.7. SIMULACIÓN DE PROCESOS
La simulación de procesos puede ser definida como una técnica para evaluar en
forma rápida un proceso con base en una representación en el mismo mediante
modelos matemáticos.
lv
LLoop
LOriginal
=[( QTotal
QOriginal)2
−1]{[ 1
( DLoop
DOriginal)83−1 ]
2
−1}
La solución de estos se lleva a cabo por medio de programas de computadora y
permite tener un mejor conocimiento del comportamiento de dicho proceso
(Aristizabal, 2008).
2.7.1. Simulador Aspen HYSYS
Aspen HYSYS es un programa enfocado a la ingeniería de procesos y la simulación,
que se puede utilizar para solucionar toda clase de problemas relacionadas con
procesos químicos. El desarrollo de modelos de balances de materia y energía es la
base para la evaluación de procesos y la toma de decisiones en el diseño de nuevas
plantas o modificaciones de las ya existentes. El modelo del diagrama de flujo
comprende un conjunto grande de ecuaciones no lineales que describen las
condiciones de las unidades del proceso mediante corrientes de proceso:
Las ecuaciones especificaciones de cada unidad (leyes de conservación y
ecuaciones de diseño específicas).
Los datos y relaciones de estos con las propiedades físicas de las sustancias
procesadas (Rodriguez, 2005).
2.7.2. Ventajas de la Simulación
Reduce el tiempo de diseño de una planta
Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.
Ayuda a mejorar procesos actuales
Responde a las interrogantes en el proceso
Determina condiciones óptimas del proceso dentro de las restricciones dadas
Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre
fiables y estos se deben analizar críticamente, hay que tener en cuenta que los
resultados dependen de:
La calidad de los datos de entrada
lvi
De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el
paquete termodinámico)
Elección adecuada el proceso (Aristizabal, 2008).
2.8. ESTRUCTURA DE COSTOS
2.8.1 Definición de Costos
El costo es una inversión en actividades y recursos que proporcionan un beneficio.
Es el reflejo financiero de operaciones realizadas y factores empleados. Muestra, en
términos monetarios, los procesos de producción, de distribución y de administración
en general (UNAM, 2003).
2.8.2 Descripción y análisis de la Instalación de los gasoductos
Según Azcona los costos de los ductos instalados en tierra firme pueden expresarse
para mayor conveniencia por pulgada y milla, pulgada y kilómetro o por centímetro y
kilómetro. Los costos de construcción de ductos mayores son casi directamente
proporcionales a su longitud.
Si se trata de ductos muy cortos, sucede a veces que los costos suben
sensiblemente, puesto que en este caso todo el equipo habrá de ser movilizado y
desmovilizado, aparte de que los costos de ingeniería y los gastos fijos también
resultan mucho más altos.
Como consecuencia, con los ductos muy cortos (de unos pocos kilómetros de
extensión) sucede que los costos sobrepasan en mucho el promedio.
Sin embargo, los proyectos normales de mayor longitud acusan menos variación y
los costos vienen a ser directamente proporcionales a la longitud. Un aspecto a tener
en cuenta es el costo de los materiales, los que pueden variar ampliamente, como
lvii
sucede con el acero, cuyo mercado es sumamente variable, sufriendo alzas y bajas
sensibles, a veces en el término de unos cuantos meses (Azcona, 2006).
2.8.3 Costos de los Gasoductos
El costo de un gasoducto está constituido predominantemente de los siguientes
componentes: derecho de vía (ROW) y costos de agrimensura, costos de materiales,
costos relativos a la instalación, y costos de ingeniería y gastos generales. La mayor
porción del total consiste en los costos de materiales e instalación. Cuando se estima
el costo de un gasoducto, otro componente, costos de contingencia, debe ser
considerado (Azcona, 2006).
2.8.3.1 Costos de Materiales
Los costos de materiales incluyen a aquellos componentes como tuberías,
revestimientos, válvulas y demás componentes sueltos. El costo de estos ítems se
incrementa con el diámetro del ducto planificado. La tubería usualmente será el ítem
más costoso y la misma es producida en un rango de diámetros discretos en
diferentes materiales. El material principal que se emplea para la construcción de
gasoductos de transporte es el acero al carbono de alta resistencia debido a que
puede soportar altas presiones. Su fabricación se basa en la norma norteamericana
API 5L que define sus características. El espesor de la pared del ducto juega un rol
importante en los costos de la Tubería.
Los factores que afectan el costo de los materiales son:
La velocidad de flujo de Diseño y la Presión de Operación Máxima Permisible
(MAOP) del Gasoducto.
Densidad de población encontrada a lo largo del trayecto propuesto, y
disponibilidad de materiales.
lviii
La velocidad de flujo de diseño y la presión MAOP determinarán el diámetro del
ducto y el tamaño de las válvulas y demás partes sueltas. Un cambio insignificante
en la velocidad de flujo o en el MAOP puede afectar sensiblemente el costo del
gasoducto. La densidad de población encontrada en el trayecto determina las clases
de localización del gasoducto y por lo tanto, el factor de diseño, el cual tiene una
relación directa con el espesor de la pared de la tubería y la resistencia lograda del
acero. Tanto una como otra, a su turno, establecen el peso de la tubería y, en
consecuencia, el costo. La disponibilidad de material está relacionada al número de
proyectos de ductos que se están llevando a cabo simultáneamente (Azcona, 2006).
2.8.3.2 Costos de Instalación
Los costos relacionados con la instalación dependen de varios factores, entre ellos
se encuentran la densidad de población, las restricciones ambientales, las
características del terreno, la época del año y la disponibilidad de contratistas y mano
de obra.
La mayor densidad de población implica obstáculos que incrementan los
costos de instalación en comparación con las áreas rurales.
Las restricciones ambientales pueden aumentar los costos de los trabajos si el
contratista debe trabajar sobre ROW con fuertes restricciones, cruce de ríos,
restauración de terrenos, o bien con restricciones devenidas por sitios
arqueológicos o históricos.
El terreno juega un mayor rol en el costo de los trabajos cuando la
construcción debe efectuarse en suelos rocosos en lugar de arenosos,
boscoso en lugar de áreas abiertas, tierras húmedas en lugar de áridas, o
zonas montañosas en lugar de terrenos nivelados.
Si la construcción del ducto tiene lugar en primavera, verano, otoño o invierno
tiene directa relación con los costos de los trabajos. En general, la
construcción en primavera e invierno implica menores costos.
lix
La disponibilidad de contratistas y mano de obra puede afectar directamente
las licitaciones de contratistas (Azcona, 2006).
2.8.3.3 Costos de Ingeniería
Los costos de ingeniería varían con la complejidad del proyecto del gasoducto. Los
gastos generales usualmente los establece cada empresa en particular y se
expresan como un porcentaje del costo total del proyecto. Los costos de contingencia
se los considera como un porcentaje del costo total estimado del proyecto (Azcona,
2006).
2.8.3.4 Modelo de Valoración Catastral (MVC) para tuberías
Los autores de este modelo de valoración catastral para tuberías de gasoductos
procedieron a la recopilación de datos correspondientes a obras ya realizadas, en
construcción y proyectos de diferentes regiones del mundo. Los datos incluyen
información de 330 combinaciones diferentes de longitudes y diámetros externos.
Los datos de diámetros externos varían entre 2 y 56 pulgadas, y las longitudes van
desde 800 m hasta 13563,9 km (Azcona, 2006)
El MVC para las tuberías de gasoductos responde a la siguiente expresión:
VUB (D )=13612 ,32∗D1 ,11649
(Ec. 2.29)
V ( D , L)=VUB ( D)∗L(Ec. 2.30)
Donde:
VUB (D)= Valor unitario básico de la Tubería del Gasoducto (Pesos Argentinos/km).
D = Diámetro exterior de la Tubería (Pulgadas).
V (D, L)= Valor total de la Tubería (Pesos Argentinos).
L = Longitud de la Tubería (km).
lx
3. INGENIERÍA DEL PROYECTO
3.1 IDENTIFICACIÓN DEL INCREMENTO DE LA DEMANDA DE GAS
NATURAL EN BOLIVIA.
3.1.1 Datos del consumo anual del Gas Natural en el Occidente del País
lxi
Los datos del consumo anual del Gas Natural fueron recolectados por Ministerio de
hidrocarburos y energía, por lo tanto la validación de estos datos se puede observar
en el ANEXO A, de cada Departamento que son los siguientes: Cochabamba, Oruro
y La Paz.
A continuación se describirá los datos anuales del consumo anual de Gas Natural de
cada Departamento.
3.1.1.1 Cochabamba
El consumo de Gas Natural en el Departamento de Cochabamba se va incrementado
cada año por la expansión de redes de distribución en las provincias de Cliza,
Punata, Quillacollo. Como se muestra en la Tabla 3.1 el consumo anual de Gas
Natural.
Tabla 3.10: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), Cochabamba 2000-2011
Departamento Sector de 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 % Total
Consumo
Industrial 9,55 8,71 10,13 9,27 9,97 11,06 11,26 12,40 13,22 13,60 13,93 14,71 45,25
Cochabamba Comercial 0,11 0,17 0,25 0,30 0,33 0,39 0,42 0,42 0,45 0,48 0,58 0,62 1,39
Domestico 0,09 0,16 0,24 0,30 0,38 0,45 0,48 0,43 0,49 0,56 0,68 0,61 1,87
GNV 1,57 2,52 3,61 4,95 6,46 8,30 10,04 11,97 13,41 14,92 15,52 16,58 50,99
Total 11,32 11,56 14,23 14,82 17,14 20,20 22,20 25,22 27,57 29,56 30,71 32,52 100
Fuente: (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.1.2 Oruro
El consumo de Gas Natural en el Departamento de Oruro, durante la gestión 2003
tuvo un crecimiento negativo del 23% en comparación a la gestión 2002; a partir de
entonces se nota un crecimiento moderado a una tasa promedia del 8% anual. Como
se muestra en la Tabla 3.2.
lxii
Tabla 3.11: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), Oruro 2000-2011
Departamento Sector de 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 % Total
Consumo
Industrial 3,97 4,21 4,34 3,02 3,06 3,05 3,18 3,70 3,83 3,99 4,11 4,16 69,44
Oruro Comercial 0,06 0,07 0,08 0,08 0,11 0,11 0,14 0,17 0,23 0,28 0,28 0,34 5,73
Domestico 0,00 0,01 0,01 0,07 0,12 0,13 0,14 0,20 0,27 0,36 0,39 0,55 9,15
GNV 0,00 0,02 0,04 0,05 0,04 0,07 0,09 0,17 0,25 0,46 0,79 0,94 15,69
Total 4,04 4,30 4,46 3,23 3,32 3,37 3,55 4,23 4,58 5,09 5,56 5,99 100
Fuente: (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.1.3 La Paz
El consumo de Gas Natural en el Departamento de La Paz fue incrementado debido
al crecimiento de las Termoeléctricas sobre todo en el Alto. De acuerdo a
estadísticas históricas, el único sector que no muestra importante crecimiento es el
comercial, en el caso del Doméstico GNV e Industrial, el crecimiento del consumo es
notorio gestión a gestión. Como se muestra en la Tabla 3.3.
Tabla 3.12: Consumo anual de Gas Natural (MMpcd), La Paz 2000-2011
Departamento Sector de 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Consumo
Industrial 7,00 7,29 8,30 9,63 10,7 10,26 12,85 14,11 15,06 17,68 16,91 19,38
Comercial 0,24 0,26 0,30 0,34 0,41 0,45 0,52 0,58 0,73 0,85 0,94 1,21
La Paz Domestico 0,03 0,04 0,06 0,16 0,22 0,23 0,24 0,31 0,59 1,09 1,27 2,00
GNV 0,40 0,81 1,04 0,98 1,18 1,65 2,57 3,31 4,13 5,24 6,16 7,53
Termoeléctrico 6,04 5,30 5,69 7,06 6,95 8,56 9,03 9,77 14,44 13,66 15,38 17,11
Total 13,7113,7
0 15,39 18,17 19,4 21,15 25,21 28,08 34,95 38,52 40,66 47,23
Fuente: (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.2 Aplicación de la Estadística Progresiva
Con la recolección de los datos del consumo anual de Gas Natural en cada
Departamento, se puede graficar el consumo que tiene cada Departamento para
poder analizar el crecimiento que habido durante el año 2000 a 2011. Donde posee
dos ejes: el vertical que representa el consumo anual de Gas Natural expresadas en
lxiii
millones pies cúbicos día (MMpcd) y eje horizontal que representa los años de dicha
demanda.
3.1.2.1 Cochabamba
Según los datos obtenidos del consumo de Gas Natural en el Departamento de
Cochabamba se vieron incrementados debido al consumo de GNV con 16,58
MMpcd, Industrial con el 14,71 MMpcd, Domestico 0,61 MMpcd y Comercial con 0,62
MMpcd con un total de 32,52 MMpcd como se muestra en la Gráfica 3.1
Gráfica 3.1: Consumo de Gas Natural (MMpcd) en el Departamento de Cochabamba
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
11.32 11.56
14.23 14.82
17.14
20.2022.20
25.22
27.5729.56
30.71
32.52
1.572.52
3.61 4.956.46
8.3010.04
11.97
13.4114.92 15.52
16.58
0.09 0.16 0.24 0.30 0.38 0.45 0.48 0.43 0.49 0.56 0.68 0.610.11 0.17 0.25 0.30 0.33 0.39 0.42 0.42 0.45 0.48 0.58 0.62
9.558.71 10.13
9.279.97
11.06 11.2612.40
13.22 13.60 13.93
14.71
Consumo anual de Gas Natural en Cochabamba
Industrial
Comercial
Domestico
GNV
Total
Anual
MM
pc
d
Fuente: Elaboración propia en base a (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.2.2 Oruro
Los mayores consumidores de Gas Natural en el Departamento de Oruro es el sector
industrial con 4,16 MMpcd, GNV con 0,94 MMpcd, Domestico 0,55 MMpcd y
comercial 0,34 MMpcd como se muestra en la Gráfica 3.2.
lxiv
Gráfica 3.2: Consumo de Gas Natural (MMpcd) desde el año 2000-2011 en el
Departamento de Oruro
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
4.044.30
4.46
3.23 3.32 3.373.55
4.23
4.58
5.09
5.56
5.99
0.000.02
0.04 0.05 0.04 0.07 0.09 0.170.25
0.46
0.790.94
0.00 0.01 0.01 0.07 0.12 0.13 0.14 0.20 0.270.36 0.39
0.55
0.06 0.07 0.08 0.08 0.11 0.11 0.14 0.17 0.23 0.280.28
0.34
3.97
4.21 4.34
3.023.06
3.053.18
3.703.83
3.99 4.11
4.16
Consumo anual de Gas Natural en Oruro
Industrial
Comercial
Domestico
GNV
Total
Anual
MM
pc
d
Fuente: Elaboración propia en base a (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.2.3 La Paz
El sector industrial fue el mayor consumidor de Gas Natural en el Departamento de
La Paz en el año 2011 con 19,38 MMpcd seguido por Termoeléctrico 17,11 MMpcd,
lxv
GNV con 7,53 MMpcd y restante con 3,21 MMpcd se puede observar en la Gráfica
3.3.
Gráfica 3.3: Consumo de Gas Natural (MMpcd) desde el año 2000-2011 en el
Departamento de La Paz
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20110
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
13.71 13.715.39
18.1719.42
21.15
25.21
28.08
34.95
38.52
40.66
47.23
6.04 5.3 5.697.06 6.95
8.56 9.03 9.77
14.44 13.6615.38 17.11
0.4 0.81 1.04 0.98 1.18 1.652.57 3.31 4.13
5.246.16
7.53
0.03 0.04 0.06 0.16 0.22 0.23 0.24 0.3100000000000010.59 1.09 1.27 2,000.24 0.26 0.3 0.34 0.41 0.45 0.52 0.58 0.730000000000001
0.8500000000000010.9400000000000011.21
7 7.298.3
9.63
10.6610.26
12.8514.11
15.0617.68 16.91
19.38
Consumo anual de Gas Natural en La Paz
Industrial
Comercial
Domestico
GNV
Termoeléctrico
Total
Anual
MM
pcd
Fuente: Elaboración propia en base a (Ministerio de hidrocarburos y energía, 2008)
3.1.2.4 Pasos para proyectar la Demanda de Gas Natural
Según los datos obtenidos del consumo anual del Gas Natural se debe realizar
varios pasos para poder determinar el coeficiente de correlación y las variables “a” y
lxvi
“b”, donde nos ayuda a obtener la proyección de Gas Natural de cada Departamento
de la siguiente manera:
Cochabamba
En el Departamento de Cochabamba se determinó el coeficiente de correlación de la
siguiente manera como puede observar en la Tabla 3.4, empleando la Ecuación
2.15 (Pág. 19) la variable “a”.
a= y−bx
Donde:
a = Punto de intersección de la línea de regresión con el eje Y.b = Pendiente de la línea de regresión.
x = Medida de la variable.
y = Medida de la variable.
y con la Ecuación 2.16 (Pág.19) la variable “b”.
b=∑ xi y i−n x y
∑ x i2−n x2
Donde:
b = Pendiente de la línea de regresión. x = Valor especifico de la variable independiente. y = Valor de la variable dependiente.
x = Medida de la variable.
y = Medida de la variable.n = Numero de relaciones alternativamente.
lxvii
Tabla 3.13: Coeficiente de correlación en el Departamento de Cochabamba
Año Y X XY X2 Y2
2000 11,32 MMpcd -6 -67,92 MMpcd 36 128,14 MMpcd
2001 11,56 MMpcd -5 -57,80 MMpcd 25 133,63 MMpcd
2002 14,23 MMpcd -4 -56,92 MMpcd 16 202,49 MMpcd
2003 14,82 MMpcd -3 -44,46 MMpcd 9 219,63 MMpcd
2004 17,14 MMpcd -2 -34,28 MMpcd 4 293,78 MMpcd
2005 20,20 MMpcd -1 -20,20 MMpcd 1 408,04 MMpcd
2006 22,20 MMpcd 1 22,20 MMpcd 1 492,84 MMpcd
2007 25,22 MMpcd 2 50,44 MMpcd 4 636,05 MMpcd
2008 27,57 MMpcd 3 82,71 MMpcd 9 760,10 MMpcd
2009 29,56 MMpcd 4 118,24 MMpcd 16 873,79 MMpcd
2010 30,71 MMpcd 5 153,55 MMpcd 25 943,10 MMpcd
2011 32,52 MMpcd 6 195,12 MMpcd 36 1057,55 MMpcd
S 257,05 MMpcd 0 340,68 MMpcd 182 6149,16 MMpcd
Fuente: Elaboración propia
Respuestas:
n=12
b=∑ xi y i−n x y
∑ x i2−n x2
y=∑ y
n=257 ,05MMpcd12
b=340 ,68MMpcd−12∗0∗21 ,42MMpcd
182−12∗02
y=21,42MMpcd b=1 ,87MMpcd
x=∑ x
n=012
=0
a= y−bxa=21 ,42MMpcd−1 ,87MMpcd∗0
a=21 ,42MMpcd
Oruro
lxviii
En el Departamento de Oruro se determinó el coeficiente de correlación de la
siguiente manera, donde los cálculos realizados se muestran en la Tabla 3.5,
empleando la Ecuación 2.15 (Pág. 19) la variable “a” y con la Ecuación 2.16 (Pág.
16) la variable “b”.
Tabla 3.14: Coeficiente de correlación en el Departamento de Oruro
Año Y X XY X2 Y2
2000 4,04 MMpcd -6 -24,23 MMpcd 36 16,31 MMpcd
2001 4,30 MMpcd -5 -21,48 MMpcd 25 18,46 MMpcd
2002 4,46 MMpcd -4 -17,84 MMpcd 16 19,89 MMpcd
2003 3,23 MMpcd -3 -9,69 MMpcd 9 10,43 MMpcd
2004 3,32 MMpcd -2 -6,64 MMpcd 4 11,04 MMpcd
2005 3,37 MMpcd -1 -3,37 MMpcd 1 11,32 MMpcd
2006 3,55 MMpcd 1 3,55 MMpcd 1 12,63 MMpcd
2007 4,23 MMpcd 2 8,45 MMpcd 4 17,86 MMpcd
2008 4,58 MMpcd 3 13,75 MMpcd 9 20,99 MMpcd
2009 5,09 MMpcd 4 20,36 MMpcd 16 25,92 MMpcd
2010 5,56 MMpcd 5 27,80 MMpcd 25 30,91 MMpcd
2011 5,99 MMpcd 6 35,95 MMpcd 36 35,89 MMpcd
S 51,72 MMpcd 0 26,61 MMpcd
18
2 231,66 MMpcd
Fuente: Elaboración propia
Respuestas:
n=12
b=∑ xi y i−n x y
∑ x i2−n x2
y=∑ y
n=51 ,72MMpcd12
b=26 ,61MMpcd−12∗0∗4 ,31MMpcd
182−12∗02
lxix
y=4 ,31MMpcd b=0 ,15MMpcd
x=∑ x
n=012
=0
a= y−bxa=4 ,31MMpcd−0 ,15MMpcd∗0
a=4 ,31MMpcd
La Paz
En el Departamento de La Paz se determinó el coeficiente de correlación de la
siguiente manera, donde los cálculos realizados se muestran en la Tabla 3.6,
empleando la Ecuación 2.15 (Pág. 16) la variable “a” y con la Ecuación 2.16 (Pág.
16) la variable “b”.
Tabla 3.15: Coeficiente de correlación en el Departamento de La Paz
Año Y X XY X2 Y2
2000 13,71 MMpcd -6 -82,3 MMpcd 36 187,96 MMpcd
2001 13,70 MMpcd -5 -68,5 MMpcd 25 187,69 MMpcd
2002 15,39 MMpcd -4 -61,6 MMpcd 16 236,85 MMpcd
2003 18,17 MMpcd -3 -54,5 MMpcd 9 330,15 MMpcd
2004 19,42 MMpcd -2 -38,8 MMpcd 4 377,14 MMpcd
2005 21,15 MMpcd -1 -21,20 MMpcd 1 447,32 MMpcd
2006 25,21 MMpcd 1 25,21 MMpcd 1 635,54 MMpcd
2007 28,08 MMpcd 2 56,16 MMpcd 4 788,49 MMpcd
2008 34,95 MMpcd 3 104,9 MMpcd 9 1221,50 MMpcd
2009 38,52 MMpcd 4 154,1 MMpcd 16 1483,79 MMpcd
2010 40,66 MMpcd 5 203,3 MMpcd 25 1653,24 MMpcd
2011 47,23 MMpcd 6 283,4 MMpcd 36 2230,67 MMpcd
S 316,19 MMpcd 0 500,20 MMpcd 182 9780,35 MMpcd
Fuente: Elaboración propia
Respuestas:
lxx
n=12
b=∑ xi y i−n x y
∑ x i2−n x2
y=∑ y
n=316 ,19MMpcd12
b=500 ,20MMpcd−12∗0∗26 ,35MMpcd
182−12∗02
y=26 ,34MMpcd b=2 ,74MMpcd
x=∑ x
n=012
=0
a= y−bxa=26 ,35MMpcd−2 ,75MMpcd∗0
a=26 ,34MMpcd
3.1.2.5 Proyección de la demanda de Gas Natural
Una vez determinado las variables “a” y “b”, se calculará la proyección del consumo
anual de Gas Natural en el occidente del país a partir del año 2012 - 2022. En la
Tabla 3.7 se muestra la proyección de Gas Natural en los departamentos de
Cochabamba, Oruro y La Paz.
Tabla 3.16: Proyección de la Demanda de Gas Natural en el Occidente del País
1 2 3 4 5 6
N° Año Cochabamba Oruro La Paz Total
1 2012 34,53 MMpcd 5,33 MMpcd 45,59 MMpcd 85,44 MMpcd
2 2013 36,40 MMpcd 5,48 MMpcd 48,33 MMpcd 90,21 MMpcd
3 2014 38,27 MMpcd 5,62 MMpcd 51,08 MMpcd 94,97 MMpcd
4 2015 40,14 MMpcd 5,77 MMpcd 53,83 MMpcd 99,74 MMpcd
5 2016 42,01 MMpcd 5,92 MMpcd 56,58 MMpcd 104,51 MMpcd
6 2017 43,89 MMpcd 6,06 MMpcd 59,33 MMpcd 109,27 MMpcd
7 2018 45,76 MMpcd 6,21 MMpcd 62,07 MMpcd 114,04 MMpcd
8 2019 47,63 MMpcd 6,35 MMpcd 64,82 MMpcd 118,80 MMpcd
9 2020 49,50 MMpcd 6,50 MMpcd 67,57 MMpcd 123,57 MMpcd
10 2021 51,37 MMpcd 6,65 MMpcd 70,32 MMpcd 128,34 MMpcd
11 2022 53,25 MMpcd 6,79 MMpcd 73,07 MMpcd 133,10 MMpcd
lxxi
Fuente: Elaboración propia
A continuación se detalla el significado y la obtención de las diferentes columnas, de
la Tabla 3.7.
Columna 1, Nº: Números de puntos.
Columna 2, Año: Años de consumo de Gas Natural en el occidente del país.
Columna 3, Cochabamba: En el departamento de Cochabamba, la proyección de
Gas Natural se calcula empleando la Ecuación 2.14 (Pág. 18), por Ejemplo para el
1er punto:
yx=a+bx
yx=21,42+1 ,87∗7yx=34 ,53MMpcd
Columna 4, Oruro: En el departamento de Oruro, la proyección de Gas Natural se
calcula empleando la Ecuación 2.14 (Pág. 18), por Ejemplo para el 1er punto:
yx=a+bx
yx=4 ,31+0 ,15∗7yx=5 ,33MMpcd
Columna 5, La Paz: En el departamento de La Paz, la proyección de Gas Natural se
calcula empleando la Ecuación 2.14 (Pág. 18), por Ejemplo para el 1er punto:
yx=a+bx
yx=26 ,34+2 ,74∗7lxxii
yx=45 ,59MMpcd
Columna 6, Total: Es la sumatoria de las columnas 3, 4 y 5 expresados en Millones
pies cúbicos día (MMpcd).
Con la proyección de la demanda de Gas Natural se pudo determinar el caudal para
el año 2022 que es de 133,10 MMpcd, lo cual este dato nos ayudara a realizar el
Diseño de Loops en el tramo II para satisfacer la dicha demanda que existe en los
departamentos de Cochabamba, Oruro y La Paz. El transporte actual de GCC es de
120 MMpcd por lo tanto a partir del año 2019 se podrá implementar Loops para
aumentar la capacidad de Gas Natural, así satisfacer la demanda creciente al
occidente del país que para el año 2022 es de 133,10 MMpcd. La proyección
obtenida a partir del año 2012 – 2022 mostrados en la Tabla 3.7; se elaboró la
proyección de Gas Natural Empleando el software Excel la misma se muestra en la
Gráfica 3.4; este Gráfica representa dos ejes: el eje vertical que representa la
proyección de Gas Natural expresadas en MMpcd el eje horizontal representa los
años de consumo de Gas Natural.
lxxiii
Gráfica 3.4: Proyección del consumo anual de Gas Natural (MMpcd) desde el
año 2012-2022
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 20220.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
85.4490.21
94.9799.74
104.51109.27
114.04118.80
123.57128.34
133.10
45.59 48.33 51.08 53.83 56.58 59.33 62.07 64.82 67.57 70.32 73.07
5.33 5.48 5.62 5.77 5.92 6.06 6.21 6.35 6.50 6.65 6.79
34.53 36.40 38.27 40.14 42.01 43.89 45.76 47.63 49.50 51.37 53.25
Proyeccion de consumo anual de Gas Natural
Cochabamba
Oruro
La Paz
Total
Anual
MM
pc
d
Fuente: Elaboración propia según Ministerio de hidrocarburos y energía
lxxiv
3.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS LUGARES DONDE SE IMPLEMENTARAN LOS
LOOPS EN EL GCC DEL TRAMO II (VILLA TUNARI – PAMPA TAMBO).
3.2.1 Obtención del mapa topográfico de la provincia Carrasco Cochabamba
El mapa topográfico fue obtenido del Instituto Geográfico Militar IGM, por lo cual con
el mapa se podrá realizar el perfil topográfico del tramo II Villa Tunari - Pampa
Tambo (ver el ANEXO B).
3.2.2 Inspección de los lugares donde se tiene cambios de relieve topográfico
Estas fotografías fueron tomadas en las proximidades de la localidad de Lima
Tambo, en estas fotografías se muestran el tendido de líneas de tubería respectivo
de los ductos de 16 pulgadas de diámetro, como se puede apreciar en Figura 3.1.
Figura 3.8: Línea de tendido de ductos del GCC del Tramo II
Fuente: Elaboración Propia
Estas fotos se tomaron en la localidad de Pampa Tambo, donde la tubería de
transporte es de 16 pulgadas.
lxxv
Las tuberías están colocadas por encima de un soporte cuya función cumple de que
la tubería se mantenga en línea recta, por lo cual existen la mayor cantidad de caídas
de presión debido a los cambios de relieve del lugar como se muestra en la Figura
3.2.
Figura 3.9: Cambios de relieve GCC del Tramo II
Fuente: Elaboración Propia
3.2.3 Perfil topográfico del Gasoducto Carrasco Cochabamba del tramo II
Para realizar el perfil topográfico se debe obtener los datos de altura de los puntos y
realizar la medición de distancia entre los puntos. Todos los cálculos se realizará con
el apoyo de la carta topográfico que se muestra en el ANEXO B, con una escala de
1:250.000 perteneciente al Tramo II Villa Tunari – Pampa Tambo del Gasoducto
Carrasco Cochabamba (GCC), estas alturas y distancias se detallan en la Tabla 3.8.
lxxvi
Tabla 3.17: Alturas y Distancias Corregidas
Nº Altura Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia
(Metros) (Milímetros) (Metros) Acumulada Corregida Corregida Corregida
(Metros) (Metros) Acumulada Acumulada
(Metros) (millas)
0 100,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000
1 150,000 6,000 1.500,000 1.500,000 1.500,833 1.500,833 0,933
2 200,000 2,000 500,000 2.000,000 502,494 2.003,327 1,245
3 250,000 5,000 1.250,000 3.250,000 1.251,000 3.254,326 2,023
4 200,000 1,000 250,000 3.500,000 254,951 3.509,277 2,181
5 250,000 1,000 250,000 3.750,000 254,951 3.764,228 2,339
6 300,000 9,000 2.250,000 6.000,000 2.250,555 6.014,784 3,738
7 350,000 5,000 1.250,000 7.250,000 1.251,000 7.265,784 4,516
8 400,000 2,000 500,000 7.750,000 502,494 7.768,277 4,828
9 400,000 1,000 250,000 8.000,000 250,000 8.018,277 4,983
10 400,000 3,000 750,000 8.750,000 750,000 8.768,277 5,450
11 400,000 2,000 500,000 9.250,000 500,000 9.268,277 5,760
12 400,000 10,000 2.500,000 11.750,000 2.500,000 11.768,277 7,314
13 400,000 1,000 250,000 12.000,000 250,000 12.018,277 7,469
14 400,000 1,000 250,000 12.250,000 250,000 12.268,277 7,625
15 400,000 2,000 500,000 12.750,000 500,000 12.768,277 7,936
16 450,000 4,000 1.000,000 13.750,000 1.001,249 13.769,527 8,558
17 500,000 7,000 1.750,000 15.500,000 1.750,714 15.520,241 9,646
18 550,000 3,000 750,000 16.250,000 751,665 16.271,905 10,113
19 600,000 1,000 250,000 16.500,000 254,951 16.526,856 10,272
20 600,000 6,000 1.500,000 18.000,000 1.500,000 18.026,856 11,204
21 600,000 3,000 750,000 18.750,000 750,000 18.776,856 11,670
22 600,000 2,000 500,000 19.250,000 500,000 19.276,856 11,981
23 600,000 5,000 1.250,000 20.500,000 1.250,000 20.526,856 12,758
24 700,000 2,000 500,000 21.000,000 509,902 21.036,758 13,074
25 800,000 4,000 1.000,000 22.000,000 1.004,988 22.041,746 13,699
26 900,000 3,000 750,000 22.750,000 756,637 22.798,383 14,169
27 1.000,000 1,000 250,000 23.000,000 269,258 23.067,642 14,337
lxxvii
Nº Altura Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia
(Metros) (Milímetros) (Metros) Acumulada Corregida Corregida Corregida
(Metros) (Metros) Acumulada Acumulada
(Metros) (millas)
28 1.000,000 3,000 750,000 23.750,000 750,000 23.817,642 14,803
29 950,000 4,000 1.000,000 24.750,000 1.001,249 24.818,891 15,425
30 1.000,000 2,000 500,000 25.250,000 502,494 25.321,385 15,737
31 1.050,000 2,000 500,000 25.750,000 502,494 25.823,878 16,050
32 1.150,000 1,500 375,000 26.125,000 388,104 26.211,983 16,291
33 1.200,000 1,600 400,000 26.525,000 403,113 26.615,096 16,541
34 1.300,000 3,000 750,000 27.275,000 756,637 27.371,733 17,012
35 1.400,000 4,000 1.000,000 28.275,000 1.004,988 28.376,720 17,636
36 1.300,000 4,500 1.125,000 29.400,000 1.129,436 29.506,156 18,338
37 1.200,000 4,000 1.000,000 30.400,000 1.004,988 30.511,144 18,963
38 1.100,000 4,000 1.000,000 31.400,000 1.004,988 31.516,131 19,587
39 1.100,000 2,000 500,000 31.900,000 500,000 32.016,131 19,898
40 1.000,000 2,000 500,000 32.400,000 509,902 32.526,033 20,215
41 1.100,000 4,000 1.000,000 33.400,000 1.004,988 33.531,021 20,840
42 1.200,000 3,000 750,000 34.150,000 756,637 34.287,658 21,310
43 1.100,000 2,000 500,000 34.650,000 509,902 34.797,560 21,627
44 1.000,000 3,000 750,000 35.400,000 756,637 35.554,197 22,097
45 900,000 4,000 1.000,000 36.400,000 1.004,988 36.559,185 22,722
46 800,000 3,000 750,000 37.150,000 756,637 37.315,822 23,192
47 800,000 4,500 1.125,000 38.275,000 1.125,000 38.440,822 23,891
48 800,000 4,000 1.000,000 39.275,000 1.000,000 39.440,822 24,513
49 800,000 2,000 500,000 39.775,000 500,000 39.940,822 24,823
50 700,000 1,500 375,000 40.150,000 388,104 40.328,927 25,065
51 800,000 3,000 750,000 40.900,000 756,637 41.085,564 25,535
52 900,000 5,000 1.250,000 42.150,000 1.253,994 42.339,557 26,314
53 950,000 4,000 1.000,000 43.150,000 1.001,249 43.340,807 26,936
54 1.000,000 3,000 750,000 43.900,000 751,665 44.092,471 27,404
55 1.100,000 4,000 1.000,000 44.900,000 1.004,988 45.097,459 28,028
56 1.200,000 5,000 1.250,000 46.150,000 1.253,994 46.351,453 28,808
57 1.300,000 3,000 750,000 46.900,000 756,637 47.108,090 29,278
lxxviii
Nº Altura Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia
(Metros) (Milímetros) (Metros) Acumulada Corregida Corregida Corregida
(Metros) (Metros) Acumulada Acumulada
(Metros) (millas)
58 1.400,000 4,000 1.000,000 47.900,000 1.004,988 48.113,078 29,902
59 1.500,000 5,000 1.250,000 49.150,000 1.253,994 49.367,071 30,682
60 1.500,000 5,000 1.250,000 50.400,000 1.250,000 50.617,071 31,459
61 1.400,000 2,500 625,000 51.025,000 632,949 51.250,021 31,852
62 1.300,000 2,000 500,000 51.525,000 509,902 51.759,923 32,169
63 1.200,000 2,500 625,000 52.150,000 632,949 52.392,872 32,562
64 1.100,000 0,500 125,000 52.275,000 160,078 52.552,950 32,662
65 1.000,000 1,000 250,000 52.525,000 269,258 52.822,208 32,829
66 900,000 1,500 375,000 52.900,000 388,104 53.210,313 33,070
67 800,000 4,000 1.000,000 53.900,000 1.004,988 54.215,300 33,695
68 700,000 4,000 1.000,000 54.900,000 1.004,988 55.220,288 34,320
69 600,000 5,000 1.250,000 56.150,000 1.253,994 56.474,281 35,099
70 600,000 4,000 1.000,000 57.150,000 1.000,000 57.474,281 35,720
71 700,000 3,000 750,000 57.900,000 756,637 58.230,919 36,191
72 800,000 5,000 1.250,000 59.150,000 1.253,994 59.484,912 36,970
73 900,000 2,000 500,000 59.650,000 509,902 59.994,814 37,287
74 1.000,000 2,000 500,000 60.150,000 509,902 60.504,716 37,604
75 1.000,000 1,500 375,000 60.525,000 375,000 60.879,716 37,837
76 1.100,000 2,000 500,000 61.025,000 509,902 61.389,618 38,154
77 1.200,000 2,000 500,000 61.525,000 509,902 61.899,520 38,471
78 1.300,000 0,500 125,000 61.650,000 160,078 62.059,598 38,570
79 1.400,000 1,000 250,000 61.900,000 269,258 62.328,857 38,738
80 1.500,000 4,000 1.000,000 62.900,000 1.004,988 63.333,844 39,362
81 1.600,000 1,000 250,000 63.150,000 269,258 63.603,102 39,530
82 1.700,000 3,000 750,000 63.900,000 756,637 64.359,740 40,000
83 1.800,000 2,000 500,000 64.400,000 509,902 64.869,642 40,317
84 1.900,000 3,000 750,000 65.150,000 756,637 65.626,279 40,787
85 2.000,000 1,000 250,000 65.400,000 269,258 65.895,537 40,954
lxxix
Nº Altura Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia Distancia
(Metros) (Milímetros) (Metros) Acumulada Corregida Corregida Corregida
(Metros) (Metros) Acumulada Acumulada
(Metros) (millas)
86 2.100,000 1,500 375,000 65.775,000 388,104 66.283,641 41,196
87 2.200,000 1,500 375,000 66.150,000 388,104 66.671,746 41,437
88 2.300,000 2,000 500,000 66.650,000 509,902 67.181,648 41,754
89 2.400,000 2,000 500,000 67.150,000 509,902 67.691,550 42,071
90 2.500,000 1,000 250,000 67.400,000 269,258 67.960,808 42,238
91 2.400,000 1,000 250,000 67.650,000 269,258 68.230,066 42,405
92 2.300,000 2,000 500,000 67.900,000 538,516 68.499,324 42,573
93 2.200,000 1,000 250,000 68.150,000 269,258 68.768,583 42,740
94 2.100,000 2,000 500,000 68.650,000 509,902 69.278,485 43,057
95 2.000,000 5,000 1.250,000 69.900,000 1.253,994 70.532,478 43,836
96 2.000,000 6,000 1.500,000 71.400,000 1.500,000 72.032,478 44,768
97 2.100,000 3,000 750,000 72.150,000 756,637 72.789,116 45,239
98 2.200,000 4,000 1.000,000 73.150,000 1.004,988 73.794,103 45,863
99 2.300,000 4,000 1.000,000 74.150,000 1.004,988 74.799,091 46,488
100 2.400,000 3,000 750,000 74.900,000 756,637 75.555,728 46,958
101 2.500,000 2,000 500,000 75.400,000 509,902 76.065,630 47,275
102 2.400,000 3,000 750,000 76.150,000 756,637 76.822,267 47,745
103 2.300,000 2,000 500,000 76.650,000 509,902 77.332,169 48,062
104 2.200,000 1,000 250,000 76.900,000 269,258 77.601,427 48,230
Fuente: Elaboración Propia
A continuación se detalla el significado y la obtención de las diferentes columnas, de
la Tabla 3.8.
Nº: Números de puntos.
Altura (Metros): Las alturas de los diferentes puntos, recopilados de las cartas
topográficas.
lxxx
Distancia (Milímetros): Es la distancia entre los diferentes puntos, medidos en las
cartas topográficas.
Distancia (Metros): Es la distancia entre los diferentes puntos, conversión a otra
unidad según la escala de las cartas topográficas (1 mm = 250 m).
Distancia Acumulada (Metros): La distancia acumulada se obtiene sumando a la
distancia actual las distancias anteriores, para el punto actual.
Distancia Corregida (Metros): La distancia corregida se obtiene aplicando el
Teorema de Pitágoras a la distancia y a la diferencia de alturas (actual menos la
anterior).
Distancia Corregida Acumulada (Metros): La distancia corregida acumulada se
obtiene sumando a la distancia corregida actual las distancias corregidas anteriores,
para el punto actual.
Distancia Corregida Acumulada (Millas): La distancia corregida acumulada,
conversión a otra unidad, el factor de conversión es: 1 Milla = 1609 Metros.
Una vez determinado las alturas y distancias del Tramo II Villa Tunari-Pampa Tambo
del Gasoducto Carrasco Cochabamba, mostrados en la Tabla 3.8; se elaboró el
perfil topográfico empleando el software Excel, la misma se muestra en la Gráfica
3.5, donde el perfil Topográfico posee dos ejes: el eje “Y” representa las alturas (m) y
el eje “X” representa la distancia corregida acumulada (millas) por lo cual el perfil
topográfico representa las elevaciones y alturas del terreno por el cual atravesara el
diseño de Loops.
lxxxi
Gráfica 3.5: Perfil Topográfico GCC del Tramo II Villa Tunari-Pampa Tambo
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 500
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800Perfil Topografico GCC del Tramo II
Millas
Alt
ura
(M
TS
)
Fuente: Elaboración Propia
3.3OBTENCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSPORTE DE GAS NATURAL.
3.3.1 Revisión de antecedentes del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC)
Según YPFB Transportes el Gasoducto Carrasco Cochabamba tiene 250 kilómetros
de longitud y una Tubería de 16 pulgadas de diámetro, se extiende desde la
población de entre Ríos (provincia Carrasco, departamento de Cochabamba) hasta
empalmar con los Gasoducto Huayñacota – Valle Hermoso (DGVH) y Gasoducto
Taquiperenda – Cochabamba (GTC) en las proximidades de la ciudad de
Cochabamba, cerca a la estación de Huayñacota.
El proyecto fue realizado utilizando la estrategia de implementación por tramos de
acuerdo al siguiente detalle:
lxxxii
Elevaciones y alturas
Elevaciones y alturas
Elevaciones y alturas
Tramo 1 Carrasco – Villa Tunari (108 km)
Tramo 2 Villa Tunari – Pampa Tambo (78 km)
Tramo 3 Pampa Tambo – Cochabamba (65 km)
El Tramo II del Gasoducto Carrasco Cochabamba sale de Villa Tunari y llega a
Pampa Tambo, Atraviesa la zona denominada El Sillar.
Gran parte del GCC acompaña al trazo del Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC)
como se muestra en la Figura 3.3 buena parte de los ríos serán atravesados por
perforaciones dirigidas (debajo del lecho), en otras áreas se realizará excavaciones a
zanja abierta.
Figura 3.10: Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC)
Fuente: YPFB Transporte
3.3.2 Obtención de parámetros de operación actual
lxxxiii
A continuación se muestran los diferentes parámetros de operación para un
transporte de Gas Natural.
3.3.2.1 Caudal de operación
El Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC), tiene una capacidad de transporte de
Gas Natural, 120 millones de pies cúbicos por día (MMpcd), equivalentes a 3,39
millones de metros cúbicos por día (MMm3/día), tiene la finalidad exclusiva de
abastecer a los departamentos de Cochabamba Oruro y La Paz.
3.3.2.2 Parámetros operativos
Los parámetros operativos se describirán a continuación, como presión,
temperatura, gravedad específica del Gas Natural como se muestre en la Tabla 3.9.
Tabla 3.18: Parámetros Operativos de Gas Natural
Variables datos
Máxima Presión Admisible de Operación MAOP 1440 psig
Máxima Presión de Operación MOP 1420 psig
Temperatura máxima 130 °F
Gravedad Especifica 0,608
Fuente: YPFB Transporte
3.4REALIZACIÓN DEL DIMENSIONAMIENTO DE LOOPS BAJO NORMAS
BOLIVIANAS E INTERNACIONALES.
lxxxiv
3.4.1 Revisión de las normas que se aplican en el Gasoducto.
La revisión de las normas nos permitió obtener la información más conveniente para
realizar el Diseño de Loops, ya que estas son muy extensas. Las normas que se
aplicaran en el Diseño serán las siguientes: ASME B31.8 (sistemas de tubería para
transporte y distribución de Gas).
3.4.1.1 ASME B31.8
Son normas específicas, que establecen los requerimientos considerados como
necesarios para el diseño seguro y la construcción de tuberías a presión.
En la Tabla 3.10 se realizó el análisis más importante de la norma ASME B31.8.
Tabla 3.19: Análisis de la Norma ASME B31.8
ASME B31.8 CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES
Todos los materiales y equipos que se convertirán en una parte permanente de
lxxxv
CAPITULO I
MATERIALES Y EQUIPO
cualquier sistema de tuberías construido bajo el presente Código sean adecuados y seguros para las condiciones bajo las cuales se usen.
CALIFICACIÓN DE MATERIALES Y
EQUIPO
La calificación de materiales y equipo, se clasifican en los siguientes 6 categorías que corresponden a los métodos de calificación para usarlos bajo el presente Código.(a) ítems que conforman con los estándares o especificaciones referenciados en este Código, pueden utilizarse para las aplicaciones apropiadas según se las prescribe y se las limita en el presente Código sin una mayor calificación.(b) ítems que son importantes desde el punto de vista de la seguridad.(c) ítems de un tipo para el cual los estándares o especificaciones se referencian en este Código, pero que no se conforman a los estándares y son de importancia relativamente menor desde el punto de vista de la seguridad debido a su pequeño tamaño o debido a las condiciones bajo las cuales se los debe utilizar, un material que se conforme a una especificación escrita que no varíe substancialmente de un estándar referenciado o una especificación y que cumpla con los requerimientos mínimos del presente Código, podrá usarse sin problema.(d) ítems de un tipo para el cual no hay referencia a ningún estándar o especificación en este código, por ejemplo, compresores de Gas.(e) ítems propietarios.(f) tubería no identificada o usada.
ASME B31.8 CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES
MATERIALES PARA USO EN CLIMAS
El impacto que causa la baja temperatura sobre las propiedades de los materiales que se usan para las instalaciones que estén expuestas a temperaturas de suelo
lxxxvi
CAPITULO I
FRÍOS inusualmente bajas o temperaturas atmosféricas muy bajas.
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
Las especificaciones de los materiales son las siguientes: Tubería de acero, tubería de hierro dúctil, tubería plástica y componentes.
ESPECIFICACIONES DE EQUIPO
Las especificaciones del equipo, tales como los colgadores de tubería, amortiguadores de vibración, instalaciones eléctricas, motores, compresores, etc. Se dan aquí, especificaciones parciales para tales ítems de equipo, particularmente si es que afectan la seguridad del sistema en el cual van a instalarse.
CAPITULO
IV
DISEÑO, INSTALACIÓN Y
PRUEBAS
Se tiene la intención de que los requerimientos de diseño del presente Código sean adecuados para la seguridad pública bajo todas las condiciones que se encuentran en la industria del Gas. Los gasoductos construidos antes de la publicación de la presente edición y diseñados en conformidad con las clases de localidades establecidas en cumplimiento con ediciones previas del presente Código, pueden continuar usando las clases de localidad con ellos determinadas.
TUBERÍA DE ACERO
Limitaciones a la Presión de Diseño P, Limitaciones a la Tensión Mínima de Fluencia Especificada S, Requerimientos Adicionales para el Espesor Nominal de Pared t, Factores de Diseño F y la Clase de Localidades.
ASME B31.8 CARACTERÍSTICAS OBSERVACIONES
OTROS MATERIALES
Requerimientos de los Sistemas de Ductos de Hierro Dúctil.
lxxxvii
ESTACIONES DE COMPRESIÓN
Ubicación del Edificios de Compresores, Construcción del Edificio, Salidas o Escapes, Áreas Cerradas con Verjas o Alambradas, Instalaciones Eléctricas, Instalaciones de Tratamiento de Gas, Dispositivos de Seguridad , Requerimientos de Limitación de Presión en Estaciones de Compresión, Detección de Gas y Sistemas de Alarma.
CONTROL Y LIMITACIÓN DE LA PRESIÓN DEL GAS
Depósito de tipo botella, recipientes fabricados con tubería y accesorios, y todo el equipo especial, si se halla conectado a un compresor o a una fuente de gas donde la falla del control de la presión u otras causas pudieran dar por resultado una presión que exceda la máxima presión admisible de operación de la instalación deberá estar equipada con dispositivos adecuados para aliviar la presión.
VÁLVULAS
Exceptuando las instalaciones de costa afuera, se deberán instalar válvulas de cierre sección alisadoras en los ductos nuevos de transporte al tiempo de efectuar la construcción. Al determinar el espaciamiento de las válvulas seccionadoras, se deberá brindar principal atención a las ubicaciones que proveen acceso permanente a las válvulas. Otros factores incluyen la conservación del gas, tiempo para despresurizarla sección aislada, continuidad del servicio del gas, flexibilidad necesaria para la operación, desarrollo futuro esperado, dentro de la sección de espaciamiento de Válvulas.
Fuente: Elaboración propia en base a (Norma ASME B31.8, 1999)
3.4.2 Definición de diámetro de Loops, con el cálculo de caídas de presión,
diámetros nominales y presiones de operación permitida.
lxxxviii
3.4.2.1 Propiedades del fluido a transportar
La composición de Gas Natural pertenece al Campo Rio Grande, los cuales fueron
obtenidos de la empresa YFB transportes, la cual se muestra en el ANEXO C, donde
nos ayuda a poder calcular las propiedades a ser transportado en el Gasoducto
Carrasco Cochabamba en el tramo II Villa Tunari - Pampa Tambo, la Tabla 3.11
detalla el cálculo del Peso Molecular de Gas Natural.
Tabla 3.20: Cálculo de las propiedades de Gas Natural
ComponentesPorcentaje yi Mwi Mwi*Yi
Molar (%) (Lb/Lbmol) (Lb/Lbmol)Nitrógeno (N2) 0,530 0,005 28,013 0,148Dióxido de Carbono (CO2) 1,360 0,014 44,010 0,599Metano (CH4) 91,800 0,918 16,043 14,727Etano (C2H6) 5,000 0,050 30,070 1,504Propano (C3H8) 0,840 0,008 44,097 0,370Iso-Butano (iC4H10) 0,080 0,001 58,123 0,046N-Butano (nC4H10) 0,200 0,002 58,123 0,116Iso-Pentano ((iC5H12) 0,060 0,001 72,150 0,043N-Pentano (nC5H12) 0,060 0,001 72,150 0,043Hexano (C6H14+) 0,030 0,000 86,177 0,026Total 100,000 1,000 17,623
Fuente: Elaboración Propia
A continuación se detalla el significado y la obtención de las diferentes columnas, de
la Tabla 3.11.
Componentes: En esta columna se puede apreciar los componentes y las formulas
del Gas Natural.
Porcentaje Molar (%): En esta columna se puede apreciar las concentraciones de
cada componente en porcentaje molar, pues la sumatorias es igual al 100%.
lxxxix
yi: En esta columna se puede apreciar las concentraciones de cada componente en
fracción molar la misma se obtiene dividiendo entre 100 cada concentración del
porcentaje de molar, pues la sumatoria debe ser igual a la unidad.
Mwi: En esta columna se recopilo los Pesos Moleculares de cada componente,
empleando el ANEXO D.
yi*Mwi: En esta columna se realizó la multiplicación entre la concentración (yi) y el
Peso Molecular (Mwi), la sumatoria de todos los productos es igual al Peso
Molecular de la Mezcla, es decir el Peso Molecular del Gas Natural expresada en
Lb/Lbmol.
Con el total calculado del Peso Molecular de Gas Natural se calculará otras
propiedades de Gas Natural.
Gravedad Específica; Es una medida de cómo se compara con aire a una
temperatura particular, la cual se calculará empleando la Ecuación 2.1. (Pág. 13).
G=0 ,608
Presión de Entrada y Presión de Salida; La presión de entrada (P1), es un dato
que se emplea a Nivel Nacional en el transporte de Gas Natural según la Norma
xc
G=M gas
M aire
G=17 ,6232 Lb/Lbmol28 ,9625 Lb /Lbmol
ASME B31.8; en cambio la presión (P2) varía de acuerdo al contrato de compra y
venta de Gas Natural.
P1=1.420 Psig
P1=1.420 Psig+14 ,7 Psi
P1=1.434 ,700 Psia
P2=1.078 ,86 Psig
P2=1.078 ,86 Psig+14 ,7 Psi
P2=1.093 ,560 Psia
Temperatura de Entrada y Temperatura de Salida
T 1=90 ºF
T 1=90 ºF+460
T 1=550 ºR
T 2=85 ºF
T 2=85 ºF+460
T 2=545 ºR
Temperatura Pseudocrítica y Presión Pseudocrítica; La temperatura y la presión
Pseudocrítica se calcularan empleando la Ecuación 2.2 y la Ecuación 2.3 (Pág. 14).
T pc=168+325∗γ g−12 ,5∗γ g2
T pc=168+325∗0 ,608−12 ,5∗0 ,6082
T pc=361 ,129 ° R
Ppc=677+15∗γ g−37 ,5∗γ g2
Ppc=677+15∗0 ,608−37 ,5∗0 ,6082
xci
Ppc=672 ,243Psia
Presión Promedio y Temperatura Promedio; La presión y la temperatura promedio
se calcularan usando la Ecuación 2.4 (Pág. 14) y la Ecuación 2.5 (Pág. 15).
P=23∗(P1
3−P23
P12−P2
2 )P=2
3∗( 1.434 ,73−1.093 ,563
1.434 ,72−1.093 ,562 )P=1 .271 ,802 Psia
T=T1−T 2
ln(T 1T 2 )T=550 ° R−545 ° R
ln (550 ° R545 ° R )
T=547 ,496 ºR
Temperatura Pseudoreducida y Presión Pseudoreducida; La temperatura y la
presión Pseudoreducida se calcularan usando la Ecuación 2.6 y la Ecuación 2.7
(Pág. 15).
T pr=T
T pc
T pr=547 , 496 ° R361 ,129 ° R
T pr=1 ,516
Ppr=P
P pc
xcii
Ppr=1 .271,802 Psia672 ,243 Psia
Ppr=1 ,892
Factor de compresibilidad; El factor de compresibilidad es un parámetro que mide
la desviación de Gas, cuán cerca está el Gas real a un Gas ideal, que tiene un rango
de 0,70 - 1,20. Se calculará con la Ecuación 2.8 (Pág. 16).
Z=1−3 ,52 Ppr
100 ,9813T pr
+0 ,274 Ppr
2
100 ,8157T
pr
Z=1−3 ,52∗1 ,892
100 ,9813∗1,516+ 0 ,274∗1 ,892
100,8157∗1,516
Z=0 ,944
Densidad del Gas; La densidad de Gas será determinado por la Ecuación 2.9.
(Pág.16).
ρg=1 ,4935∗10−3 P∗MW g
Z T
ρg=1 ,4935∗10−31271 ,802∗17 ,6230 ,944∗547 ,496
ρg=0 ,064 gr /cm3
xciii
Viscosidad del Gas; Los parámetros K, X e Y serán calculados por la Ecuación
2.11, la Ecuación 2.12 (Pág. 17) y la Ecuación 2.13 (Pág. 18), con el método de Lee-
Gonzales-Eakin.
K=(9,4+0 ,02MW g )T
1,5
209+19MW g+T
K=(9,4+0 ,02∗17 ,623)∗547 ,4961,5
209+19∗17 ,623+547 ,496
K=114 ,479
X=3,5+986T
+0 ,01∗MW g
X=3,5+986547 ,496
+0 ,01∗17 ,623
X=5 ,477
Y=2,4−0,2 X
Y=2,4−0,2∗5 ,477
Y=1 ,305
La viscosidad del Gas Natural es muy importante porque nos permite a identificar
la resistencia interna del flujo entre las moléculas. Se calculará usando la Ecuación
2.10 (Pág. 17).
μg=K exp ( Xρg
Y )104
μg=114 , 479*exp (5 , 4771,305 )104
μg=0 ,013
xciv
Una vez calculado las propiedades de Gas Natural se podrá realizar el perfil de
presiones y las caídas de presión en el Gasoducto Carrasco Cochabamba entre los
tramos Villa Tunari – Pampa Tambo para la implementación de Loops, las mismas
se resumen para el cálculo de perfil de presiones y las caídas de presión en la
Tabla 3.12.
Tabla 3.21: Resumen y datos de entrada
Propiedades Datos y Unidades
Peso Molecular de Gas Natural. MWg = 17,623 Lb/Lbmol
Gravedad Específica. SGg = 0,608
Temperatura Pseudocrítica. Tpc = 361,129 Psia
Presión Pseudocrítica. Ppc = 672,243 °R
Temperatura Pseudoreducida. Tpr = 1,516
Presión Pseudoreducida. Ppr = 1,892
Densidad del Gas. ρg = 0,064 gr/cm3
Factor de compresibilidad del Gas. Z = 0,944
Viscosidad del Gas. µg = 0,013 Cp
Presión Máxima. Pmax = P1 =1.434,700 Psia
Presión de Salida. P2 = 1.093,720 Psia
Presión en condiciones estándar. Psc = 14,700 Psia
Temperatura en condiciones estándar. Tsc = 520,000ºR
Caudal actual del GCC. Qsc = 120.000,000Mpcd
Altura máxima y altura mínima.
(Determinado en el segundo objetivo).
ΔZ=( Zmax−Zmin)
ΔZ=(2 .500−100 )=2 .400 ,000m
ΔZ=2 .400 ,000m∗ 3 ,2808 ft1m
ΔZ=7 .873 ,920 ft
Diámetro Nominal del GCC. D = 16 Pulg.
Fuente: Elaboración Propia
xcv
Perfil de presiones y Caídas de Presión en el Sistema de Transporte de Gas
Natural: Empleando la Tabla 3.8 del objetivo 2 y la Tabla 3.12 se determinaran las
caídas de presión y perfil de presiones en cada punto, con el propósito de
determinar las mayores caídas de presión para la implementación de Loops.
En la Tabla 3.13, se detalla los pasos para determinar el perfil de presiones y las
caídas de presión.
Tabla 3.22: Perfil de presiones y caídas de presión
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)0 328,100 0,014 0,000 0,013 1.424,344 -4,3441 164,050 0,007 4.941,812 0,013 1.416,807 7,5372 164,050 0,007 1.648,582 0,013 1.410,884 5,9233 164,050 0,007 4.104,279 0,013 1.403,782 7,1024 -164,050 -0,007 836,443 0,013 1.408,463 -4,6815 164,050 0,007 839,480 0,013 1.402,961 5,5026 164,050 0,007 7.383,622 0,013 1.394,266 8,6957 164,050 0,007 4.119,182 0,013 1.387,192 7,0748 164,050 0,007 1.648,582 0,013 1.381,359 5,8339 0,000 0,000 820,200 0,013 1.380,950 0,410
10 0,000 0,000 2.460,600 0,013 1.379,720 1,23011 0,000 0,000 1.640,400 0,013 1.378,899 0,82112 0,000 0,000 8.202,000 0,013 1.374,790 4,11013 0,000 0,000 820,200 0,013 1.374,378 0,41214 0,000 0,000 820,200 0,013 1.373,966 0,41215 0,000 0,000 1.640,400 0,013 1.373,142 0,82416 164,050 0,007 3.284,898 0,013 1.366,532 4,61017 164,050 0,007 5.764,598 0,013 1.358,688 5,84418 164,050 0,007 2.466,062 0,013 1.352,527 4,16119 164,050 0,007 839,480 0,013 1.347,210 3,31720 0,000 0,000 4.921,200 0,013 1.344,688 2,52321 0,000 0,000 2.460,600 0,013 1.343,425 1,26322 0,000 0,000 1.640,400 0,013 1.342,582 0,84323 0,000 0,000 4.101,000 0,013 1.340,473 2,10924 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.329,936 7,53725 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.318,624 4,31126 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.307,807 10,818
xcvi
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)27 328,100 0,014 889,813 0,013 1.297,901 9,90628 0,000 0,000 2.460,600 0,013 1.296,592 1,30929 -164,050 -0,007 3.273,029 0,013 1.299,548 -2,95630 164,050 0,007 1.654,568 0,013 1.293,974 2,57431 164,050 0,007 1.648,582 0,013 1.288,419 2,55532 328,100 0,014 1.282,562 0,013 1.278,437 3,98233 164,050 0,007 1.327,335 0,013 1.273,101 4,33634 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.262,565 6,53635 328,100 0,014 3.297,163 0,013 1.251,662 6,90336 -328,100 -0,014 3.678,738 0,013 1.258,718 -7,05637 -328,100 -0,014 3.273,392 0,013 1.266,061 -7,34338 -328,100 -0,014 3.273,392 0,013 1.273,469 -7,40739 0,000 0,000 1.640,400 0,013 1.272,580 0,88940 -328,100 -0,014 1.660,826 0,013 1.280,925 -8,34541 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.269,902 11,02342 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.259,386 10,51643 -328,100 -0,014 1.660,826 0,013 1.267,626 -8,24044 -328,100 -0,014 2.464,479 0,013 1.275,491 -7,86545 -328,100 -0,014 3.273,392 0,013 1.282,980 -7,48946 -328,100 -0,014 2.464,479 0,013 1.290,972 -7,99347 0,000 0,000 3.690,900 0,013 1.288,998 1,97448 0,000 0,000 3.280,800 0,013 1.287,241 1,75749 0,000 0,000 1.640,400 0,013 1.286,362 0,87950 -328,100 -0,014 1.264,113 0,013 1.295,031 -8,67051 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.284,360 10,67152 328,100 0,014 4.144,051 0,013 1.272,878 11,48353 164,050 0,007 3.284,898 0,013 1.266,500 6,37854 164,050 0,007 2.475,016 0,013 1.260,577 5,92355 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.249,672 10,90556 328,100 0,014 4.144,051 0,013 1.238,378 11,29457 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.228,055 10,32358 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.217,337 10,71859 328,100 0,014 4.144,051 0,013 1.206,216 11,12160 0,000 0,000 4.101,000 0,013 1.203,868 2,34861 -328,100 -0,014 2.061,609 0,013 1.211,431 -7,56262 -328,100 -0,014 1.660,826 0,013 1.219,286 -7,85563 -328,100 -0,014 2.061,609 0,013 1.226,975 -7,69064 -328,100 -0,014 521,398 0,013 1.235,601 -8,62665 -328,100 -0,014 877,014 0,013 1.244,091 -8,49066 -328,100 -0,014 1.264,113 0,013 1.252,430 -8,339
xcvii
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)67 -328,100 -0,014 3.273,392 0,013 1.259,719 -7,28868 -328,100 -0,014 3.273,392 0,013 1.267,071 -7,35269 -328,100 -0,014 4.084,441 0,013 1.274,041 -6,97070 0,000 0,000 3.280,800 0,013 1.272,263 1,77871 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.261,733 10,53072 328,100 0,014 4.144,051 0,013 1.250,374 11,35973 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.240,425 9,94974 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.230,540 9,88475 0,000 0,000 1.230,300 0,013 1.229,851 0,69076 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.220,034 9,81677 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.210,281 9,75378 328,100 0,014 529,007 0,013 1.201,246 9,03679 328,100 0,014 889,813 0,013 1.192,068 9,17880 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.181,553 10,51481 328,100 0,014 889,813 0,013 1.172,509 9,04582 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.162,583 9,92583 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.153,198 9,38584 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.143,388 9,81085 328,100 0,014 889,813 0,013 1.134,602 8,78686 328,100 0,014 1.282,562 0,013 1.125,638 8,96487 328,100 0,014 1.282,562 0,013 1.116,732 8,90688 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.107,637 9,09589 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.098,599 9,03890 328,100 0,014 889,813 0,013 1.090,114 8,48591 -328,100 -0,014 877,014 0,013 1.097,481 -7,36792 -328,100 -0,014 1.754,027 0,013 1.104,349 -6,86893 -328,100 -0,014 877,014 0,013 1.111,827 -7,47794 -328,100 -0,014 1.660,826 0,013 1.118,872 -7,04595 -328,100 -0,014 4.084,441 0,013 1.124,467 -5,59596 0,000 0,000 4.921,200 0,013 1.121,444 3,02397 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.111,821 9,62398 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.101,748 7,07399 328,100 0,014 3.321,165 0,013 1.091,728 7,019
100 328,100 0,014 2.500,446 0,013 1.082,278 5,450101 328,100 0,014 1.685,064 0,013 1.073,399 4,879102 -328,100 -0,014 2.464,479 0,013 1.079,607 -6,208103 -328,100 -0,014 1.660,826 0,013 1.086,387 -6,780104 -328,100 -0,014 877,014 0,013 1.093,724 -7,338
Fuente: Elaboración Propia
xcviii
A continuación se describirá el significado y la obtención de las diferentes columnas,
de la Tabla 3.13.
Columna 1, Nº: Números de puntos.
Columna 2, Diferencia de alturas (∆Z ft): La altura del punto actual menos la altura
del anterior punto, por ejemplo para el 1er punto:
ΔZ=Zactual−Zanterior
ΔZ=100 − 0=100m∗3 ,2808 ft1 m
ΔZ=328 ,100 ft
Columna 3, Corrección Estática (S constante): La corrección estática se calcula
empleando la Ecuación 2.24 (Pág. 44), por ejemplo para 1er el punto:
S=0 ,0375∗SGg∗ΔZZ∗T
S=0 ,0375∗0 ,608∗328 ,1000 ,944∗547 ,496
S=0 ,014
Columna 4, Longitud equivalente (Le ft): El longitud equivalente calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.25 (Pág. 44), por ejemplo para el 1er punto:
Le=( eS−1 )
S∗L
xcix
Le=( e0,014−1 )0 ,014
∗0
Le=0 ,00 ft
Columna 5, Factor de fricción (fm constante): El factor de fricción se calculó para
cada punto empleando la Ecuación 2.26 (Pág. 44), por ejemplo para el 1er punto:
fm=0 ,032
D1/3
fm=0 ,032
161 /3
fm=0 ,013
Columna 6, Presión de Salida (P2 Psia): la presión de salida se calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.23 (Pág. 44), por ejemplo para el 1er punto:
Qsc=5 ,6353821∗( TscPsc )∗[ (P12−eS∗P2
2)∗D5
SGg∗Z∗T∗fm∗Le ]0,5
Despejando la Presión de salida (P2), tenemos lo siguiente:
P2=√ P12−[ Qsc
5 ,6353821∗( TscPsc ) ]
10,5∗( SGg∗Z∗T∗fm∗Le
D5 )eS
P2=√ 1 .434 ,72−[120 .000 ,000
5 ,6353821∗(520 .00014 ,700 ) ]10,5∗( 0 ,608∗0 ,944∗547 ,496∗0 ,013∗0 ,000
165 )e0,014
P2=1. 424 ,344 Psia
c
Columna 7, Diferencia de presión (∆P Psia): Es la presión del punto anterior
menos la presión del punto actual, por ejemplo para el 1er punto:
ΔP=PAnterior−P Actual
ΔP=1 .420 ,00−1 .424 ,344
ΔP=−4 ,344 Psia
Después de haber realizado los cálculos de perfil de presiones y las caídas de
presión en el software Excel del Tramo II del GCC para cada punto, observando las
diferentes caídas de presión obtenidas de la Columna 7 en la Tabla 3.13, se
determinó en dos puntos la mayor caídas de presión , por lo tanto se implementara el
diseño de Loops en dichos puntos de la columna 1, el Primero es del punto 51
(Rancho Koripata) hasta el punto 60 (Rancho San José) y el Segundo es del punto
71 (Rancho San Onofre) hasta el punto 90 (Rancho Carmen Punta), las mismas se
muestran el Figura 3.4; el perfil de presiones posee dos ejes: el eje “Y” representa la
presión (Psig) y el eje “X” representa la distancia (m) y las elevaciones (m). Por lo
cual atravesara el diseño de Loops en el Tramo II villa Tunari – Pampa Tambo.
ci
Figura 3.11: Perfil de presiones vs Distancia (Elevaciones)
0.000 6000.000 12000.00018000.00024000.00030000.00036000.00042000.00048000.00054000.00060000.00066000.00072000.00078000.0001000.00
1050.00
1100.00
1150.00
1200.00
1250.00
1300.00
1350.00
1400.00
1450.00
1500.00
Metros
Pre
sió
n (
Psi
g)
FASE IDISEÑO DE LOOP
FASE II DISEÑO DE LOOP
Fuente: Elaboración propia
102 - 121
93 - 1
38
La implementación de Loops se divide en dos fases, la primera fase es de Rancho
Koripata - Rancho San José y el segundo fase es de Rancho San Onofre - Rancho
Carmen Punta.
A continuación se realizará los cálculos del diseño de Loops para cada fase.
3.4.2.2 Parámetros de operación del diseño de Loop para la fase I
Los parámetros de operación del diseño de Loop para La fase I (Rancho Koripata -
Rancho San José), en la Tabla 3.14 se detalla los diferentes datos para el cálculo
del diámetro nominal y a lo vez indicar el origen de los mismos.
Tabla 3.23: Datos de entrada para el diseño de Loop
Dato Origen
Qsc = 133.100,000 Mpcd
Qsc, demanda de Gas Natural en el Occidente de País para el año 2022, planteada en el primer objetivo.
Qsc = 120.000,000 Mpcd Qsc, el transporte actual del Tramo II del Gasoducto Carrasco Cochabamba.
L = 10.288,145m; cambio de unidad (1Km = 1.000m)L = 10,288 Km
Longitud para la fase I es del punto 51 hasta el punto 60 dicha longitud se puede apreciar en la tabla 3,8 en la columna 6.
L = 78 Km Longitud actual del tramo II del GCC.
D = 16 pulg. Diámetro Nominal original del tramo II del GCC.
Fuente: Elaboración propia
-Diámetro Nominal de la tubería
Empleando la tabla 3.14 se calculará el diámetro nominal de Loop utilizando la
Ecuación 2.28 (Pág. 46).
103 - 121
LLoop
LOriginal
=[( QTotal
QOriginal)2
−1]{[ 1
( DLoop
DOriginal)83−1 ]
2
−1}DLoop={
1
√ [( QTotal
QOriginal)2
−1]LLoop
LOriginal
+1
+1}38∗DOriginal
DLoop={1
√ [(133 .100 ,00120 .000 ,000 )
2
−1]10 ,28878 ,000
+1
+1}38∗16
DLoop=19 ,099 in
Debido al incremento de la capacidad de Gas Natural, el diámetro obtenido se
redondea a su valor superior, también se toma en cuenta que en tablas no existen
diámetros impares; por lo tanto el Diámetro Nominal de la tubería es de 20
pulgadas.
104 - 138
-Presión de Entrada y Presión de Salida del diseño de Loop; La presión de
entrada (P1) y la presión de salida (P2) es un dato actual del transporte de Gas
Natural en el Tramo II Villa Tunari – Pampa Tambo del Gasoducto Carrasco
Cochabamba.
P1=1.284 ,360 Psia
P2=1.203 ,860 Psia
-Presión Promedio; La presión promedio se calculará usando la Ecuación 2.4
(Pág. 14).
P=23∗(P1
3−P23
P12−P2
2 )P=2
3∗( 1.284 ,363−1 .203 ,863
1.284 ,362−1 .203 ,862 )P=1 .244 ,544 Psia
-Presión Pseudoreducida; La Presión Pseudoreducida se calculará usando la
Ecuación 2.7 (Pág. 15).
Ppr=P
P pc
Ppr=1 .244 ,544 Psia672 ,243 Psia
Ppr=1 ,851
-Factor de compresibilidad; El factor de compresibilidad es un parámetro que mide
la desviación de Gas, cuán cerca está el Gas real a un Gas ideal, que tiene un rango
de 0,70 - 1,20. Se calculará con la Ecuación 2.8 (Pág. 16).
105 - 138
Z=1−3 ,52 Ppr
100 ,9813T pr
+0 ,274 Ppr
2
100 ,8157T
pr
Z=1−3 ,52∗1 ,851
100 ,9813∗1,516+ 0 ,274∗1 ,851
100,8157∗1,516
Z=0 ,938
-Densidad del Gas; La densidad de Gas será determinado por la Ecuación 2.9.
(Pág.16).
ρg=1 ,4935∗10−3 P∗MW g
Z T
ρg=1 ,4935∗10−3 1 .244 ,544∗17 ,6230 ,938∗547 ,496
ρg=0 ,064 gr /cm3
-Velocidad de Gas
La velocidad de Gas, se calculará utilizando la Ecuación 2.27 (Pág. 45).
V=0 ,002122∗( Q
D2 )∗(Pb
T b)∗(Z1T1
P1 )V=0 ,002122∗(133´ 100 .000 ,000
202 )∗(14 ,700520 ,000 )∗( 0 ,938∗547 ,496
1.284 ,360 ) V=7 ,982
ftseg
Una vez calculado el diámetro de Loop de la fase I (Rancho Koripata - Rancho San
José) y las propiedades de Gas Natural se podrán realizar el perfil de presiones y
las caídas de presión en la implementación de Loop en la fase I del tramo II Villa
Tunari – Pampa Tambo, las mismas se resumen en la Tabla 3.15.
106 - 138
Tabla 3.24: Resumen y datos de entrada
Propiedades Datos y Unidades
Peso Molecular de Gas Natural. MWg = 17,623 Lb/Lbmol
Gravedad Específica. SGg = 0,608
Temperatura Pseudocrítica. Tpc = 361,129 Psia
Presión Pseudocrítica. Ppc = 672,243 °R
Temperatura Pseudoreducida. Tpr = 1,516
Presión Pseudoreducida. Ppr = 1,851
Densidad del Gas. ρg = 0,064 gr/cm3
Factor de compresibilidad del Gas. Z = 0,938
Viscosidad del Gas. µg = 0,013 Cp
Presión de Entrada. P1 = 1.284,360 Psia
Presión de Salida. P2 = 1.203,86 Psia
Presión en condiciones estándar. Psc = 14,700 Psia
Temperatura en condiciones estándar. Tsc = 520,000ºR
Caudal de Loop. Qsc = 133.100,000Mpcd
Diámetro Nominal de Loop. D = 20 Pulg.
Fuente: Elaboración Propia
Perfil de presiones y caídas de presión en el sistema de transporte de Gas
Natural en la fase I; Empleando la Tabla 3.8 del objetivo 2 y la Tabla 3.15 se
determinaran las caídas de presión y perfil de presiones con el propósito de
disminuir las caídas de presión con la implementación de Loop.
En la Tabla 3.16, se detalla los pasos para determinar las diferentes caídas de
presión en cada punto.
107 - 138
Tabla 3.25: Perfil de presiones y Caídas de Presión de la Fase I
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)
51 328,100 0,0152.500,55
7 0,0121.283,61
5 2,886
52 328,100 0,0154.144,23
4 0,0121.280,47
0 3,145
53 164,050 0,0073.284,89
8 0,0121.277,17
8 3,292
54 164,050 0,0072.475,07
1 0,0121.274,06
6 3,112
55 328,100 0,0153.321,31
2 0,0121.271,22
3 2,843
56 328,100 0,0154.144,23
4 0,0121.268,28
0 2,943
57 328,100 0,0152.500,55
7 0,0121.264,73
8 3,541
58 328,100 0,0153.321,31
2 0,0121.211,09
3 3,645
59 328,100 0,0154.144,23
4 0,0121.208,34
1 2,752
60 0,000 0,0004.101,00
0 0,0121.207,47
4 0,867 Fuente: Elaboración Propia
A continuación se describirá el significado y la obtención de las diferentes columnas,
de la Tabla 3.16.
Columna 1, Nº: Números de puntos.
Columna 2, Diferencia de alturas (∆Z ft): La altura del punto actual menos la altura
del anterior punto, por ejemplo para el punto 51:
ΔZ=Zactual−Zanterior
ΔZ=900 − 800=100m∗3 ,2808 ft1 m
ΔZ=328 ,100 ft
108 - 138
Columna 3, Corrección Estática (S constante): La corrección estática se calcula
empleando la Ecuación 2.24 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 51:
S=0 ,0375∗SGg∗ΔZZ∗T
S=0 ,0375∗0 ,608∗328 ,1000 ,938∗547 ,496
S=0 ,015
Columna 4, Longitud equivalente (Le ft): El longitud equivalente calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.25 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 51:
Le=( eS−1 )
S∗L
Le=(e0,015−1 )0 ,015
∗756 ,637m∗3 ,2808 ft1m
Le=2500 ,557 ft
Columna 5, Factor de fricción (fm constante): El factor de fricción se calculó para
cada punto empleando la Ecuación 2.26 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 51:
fm=0 ,032
D1/3
fm=0 ,032
201/3
fm=0 ,012
Columna 6, Presión de Salida (P2 Psia): la presión de salida se calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.23 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 51:
109 - 138
Qsc=5 ,6353821∗( TscPsc )∗[ (P12−eS∗P2
2)∗D5
SGg∗Z∗T∗fm∗Le ]0,5
Despejando la Presión de salida (P2), tenemos lo siguiente:
P2=√ P12−[ Qsc
5 ,6353821∗( TscPsc ) ]
10,5∗( SGg∗Z∗T∗fm∗Le
D5 )eS
P2=√ 1 .284 ,362−[133 .100 ,000
5 ,6353821∗(520 .00014 ,700 ) ]10,5∗( 0 ,608∗0 ,938∗547 ,496∗0 ,012∗2500 ,557
205 )e0 ,014
P2=1.283 ,615 Psia
Columna 7, Diferencia de presión (∆P Psia): Es la presión del punto anterior
menos la presión del punto actual, por ejemplo para el punto 51:
ΔP=PAnterior−P Actual
ΔP=1 .286 ,501−1.283 ,615
ΔP=2 ,886 Psia
Todos los cálculos se han realizado en el software Excel para cada punto,
observando las diferentes caídas de presión obtenidas de la Columna 7, se
determinó que las caídas de presión disminuyen con la implementación de Loop
durante el transporte de Gas Natural.
3.4.2.3 Parámetros de operación del diseño de Loop para la fase II
110 - 138
Los parámetros de operación del diseño de Loop para La fase II (Rancho San Onofre
- Rancho Carmen Punta), en la Tabla 3.17 se detalla los diferentes datos para el
cálculo del diámetro nominal y a lo vez indicar el origen de los mismos.
Tabla 3.26: Datos de entrada para el Diseño de Loop
Dato Origen
Qsc = 133.100,000 Mpcd
Qsc, demanda de Gas Natural en el Occidente de País para el año 2022, planteada en el primer objetivo.
Qsc = 120.000,000 Mpcd Qsc, el transporte actual del Tramo II del Gasoducto Carrasco Cochabamba.
L = 10.486,527m; cambio de unidad (1Km = 1.000m)L = 10,487 Km
Longitud para la fase II es del punto 71 hasta el punto 90 dicha longitud se puede apreciar en la tabla 3,8 en la columna 6.
L = 78 Km Longitud actual del tramo II del GCC.
D = 16 pulg. Diámetro Nominal original del tramo II del GCC.
Fuente: Elaboración propia
-Diámetro Nominal de la Tubería
Empleando la tabla 3.14 se calculará el diámetro nominal de Loop utilizando la
Ecuación 2.28 (Pág. 46).
LLoop
LOriginal
=[( QTotal
QOriginal)2
−1]{[ 1
( DLoop
DOriginal)83−1 ]
2
−1}
111 - 138
DLoop={1
√ [( QTotal
QOriginal)2
−1]LLoop
LOriginal
+1
+1}38∗DOriginal
DLoop={1
√ [(133 .100 ,00120 .000 ,000 )
2
−1]10 ,48778 ,000
+1
+1}38∗16
DLoop=19 ,116 in
Debido al incremento de la capacidad de Gas, el diámetro obtenido se redondea a su
valor superior, también se toma en cuenta que en tablas no existen diámetros
impares; por lo tanto el Diámetro Nominal de la tubería es de 20 pulgadas.
-Presión de Entrada y Presión de Salida del diseño de Loop; La presión de
entrada (P1) y la presión de salida (P2) es un dato actual del transporte de Gas
Natural.
P1=1.261 ,733 Psia
P2=1.090 ,114 Psia
-Presión Promedio; La presión promedio se calculará usando la Ecuación 2.4
(Pág. 14).
112 - 138
P=23∗(P1
3−P23
P12−P2
2 )P=2
3∗( 1.261 ,7333−1 .090 ,1143
1.261 ,7332−1 .090 ,1142 )P=1 .178 ,011Psia
-Presión Pseudoreducida; La Presión Pseudoreducida se calculará usando la
Ecuación 2.7 (Pág. 15).
Ppr=P
P pc
Ppr=1 .178 ,011Psia672 ,243 Psia
Ppr=1 ,752
-Factor de compresibilidad; El factor de compresibilidad es un parámetro que mide
la desviación de Gas, cuán cerca está el Gas real a un Gas ideal, que tiene un rango
de 0,70 - 1,20. Se calculará con la Ecuación 2.8 (Pág. 16).
Z=1−3 ,52 Ppr
100 ,9813T pr
+0 ,274 Ppr
2
100 ,8157T
pr
Z=1−3 ,52∗1 ,752
100 ,9813∗1,516+ 0 ,274∗1 ,752
100,8157∗1,516
Z=0 ,922
-Densidad del Gas; La densidad de Gas será determinado por la Ecuación 2.9.
(Pág.16).
ρg=1 ,4935∗10−3 P∗MW g
Z T
113 - 138
ρg=1 ,4935∗10−3 1 .178 ,011∗17 ,6230 ,922∗547 ,496
ρg=0 ,061 gr /cm3
-Velocidad de gas
La velocidad de Gas, se calculará utilizando la Ecuación 2.27 (Pág. 45).
V=0 ,002122∗( Q
D2 )∗(Pb
T b)∗(Z1T1
P1 )V=0 ,002122∗(133´ 100 .000 ,000
202 )∗(14 ,700520 ,000 )∗( 0 ,922∗547 ,496
1.261 ,733 )
V=7 ,983ft
seg
Una vez calculado el diámetro de Loop de la fase II (Rancho San Onofre - Rancho
Carmen Punta) y las propiedades de Gas Natural se podrán realizar el perfil de
presiones y las caídas de presión durante el transporte de Gas Natural en la
implementación de Loop en la fase II del tramo II Villa Tunari – Pampa Tambo, las
mismas se resumen en la Tabla 3.18.
Tabla 3.27: Resumen y datos de entrada
Propiedades Datos y Unidades
Peso Molecular de Gas Natural. MWg = 17,623 Lb/Lbmol
Gravedad Específica. SGg = 0,608
Temperatura Pseudocrítica. Tpc = 361,129 Psia
Presión Pseudocrítica. Ppc = 672,243 °R
Temperatura Pseudoreducida. Tpr = 1,516
Presión Pseudoreducida. Ppr = 1,851
114 - 138
Propiedades Datos y Unidades
Densidad del Gas. ρg = 0,064 gr/cm3
Factor de compresibilidad del Gas. Z = 0,938
Viscosidad del Gas. µg = 0,013 Cp
Presión de Entrada. P1 = 1.284,360 Psia
Presión de Salida. P2 = 1.203,86 Psia
Presión en condiciones estándar. Psc = 14,700 Psia
Temperatura en condiciones estándar. Tsc = 520,000ºR
Caudal de Loop. Qsc = 133.100,000Mpcd
Diámetro Nominal de Loop. D = 20 Pulg.
Fuente: Elaboración Propia
Perfil de presiones y caídas de presión en el sistema de transporte de Gas
Natural en la fase I; Empleando la Tabla 3.8 del objetivo 2 y la Tabla 3.18 se
determinaran las caídas de presión y perfil de presiones con el propósito de
disminuir las caídas de presión con la implementación de Loop.
En la Tabla 3.19, se detalla los pasos para determinar las diferentes caídas de
presión en cada punto.
Tabla 3.28: Perfil de presiones y Caídas de Presión de la Fase II:
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)
71 328,100 0,015 2500,882 0,012 1251,260 2,81772 328,100 0,015 4144,774 0,012 1248,183 3,07773 328,100 0,015 1685,358 0,012 1244,670 3,51374 328,100 0,015 1685,358 0,012 1241,224 3,44675 0,000 0,000 1230,300 0,012 1238,970 3,25476 328,100 0,015 1685,358 0,012 1235,593 3,37777 328,100 0,015 1685,358 0,012 1203,283 3,31078 328,100 0,015 529,100 0,012 1194,280 3,003
115 - 138
1 2 3 4 5 6 7Nº ∆Z s Le fm P2 ∆p (ft) (ft) (Psia) (Psia)
79 328,100 0,015 889,968 0,012 1185,266 3,01380 328,100 0,015 3321,744 0,012 1175,804 3,46281 328,100 0,015 889,968 0,012 1166,925 2,88082 328,100 0,015 2500,882 0,012 1157,764 3,16183 328,100 0,015 1685,358 0,012 1148,842 2,92184 328,100 0,015 2500,882 0,012 1139,806 3,03685 328,100 0,015 889,968 0,012 1121,187 2,62086 328,100 0,015 1282,785 0,012 1110,542 2,64487 328,100 0,015 1282,785 0,012 1097,959 3,58388 328,100 0,015 1685,358 0,012 1094,348 2,61289 328,100 0,015 1685,358 0,012 1091,796 3,55190 328,100 0,015 889,968 0,012 1088,487 3,309
Fuente: Elaboración Propia
A continuación se describirá el significado y la obtención de las diferentes columnas,
de la Tabla 3.19.
Columna 1, Nº: Números de puntos.
Columna 2, Diferencia de alturas (∆Z ft): La altura del punto actual menos la altura
del anterior punto, por ejemplo para el punto 71:
ΔZ=Zactual−Zanterior
ΔZ=700 − 600=100m∗3 ,2808 ft1 m
ΔZ=328 ,100 ft
Columna 3, Corrección Estática (S constante): La corrección estática se calcula
empleando la Ecuación 2.24 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 71:
S=0 ,0375∗SGg∗ΔZZ∗T
116 - 138
S=0 ,0375∗0 ,608∗328 ,1000 ,922∗547 ,496
S=0 ,015
Columna 4, Longitud equivalente (Le ft): El longitud equivalente calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.25 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 71:
Le=( eS−1 )
S∗L
Le=(e0,015−1 )0 ,015
∗756 ,637m∗3 ,2808 ft1m
Le=2500 ,557 ft
Columna 5, Factor de fricción (fm constante): El factor de fricción se calculó para
cada punto empleando la Ecuación 2.26 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 71:
fm=0 ,032
D1/3
fm=0 ,032
201/3
fm=0 ,012
Columna 6, Presión de Salida (P2 Psia): la presión de salida se calculó para cada
punto empleando la Ecuación 2.23 (Pág. 44), por ejemplo para el punto 71:
Qsc=5 ,6353821∗( TscPsc )∗[ (P12−eS∗P2
2)∗D5
SGg∗Z∗T∗fm∗Le ]0,5
Despejando la Presión de salida (P2), tenemos lo siguiente:
117 - 138
P2=√ P12−[ Qsc
5 ,6353821∗( TscPsc ) ]
10,5∗( SGg∗Z∗T∗fm∗Le
D5 )eS
P2=√ 1 .284 ,362−[133 .100 ,000
5 ,6353821∗(520 .00014 ,700 ) ]10,5∗( 0 ,608∗0 ,938∗547 ,496∗0 ,012∗2500 ,557
205 )e0 ,014
P2=1.251 ,260 Psia
Columna 7, Diferencia de presión (∆P Psia): Es la presión del punto anterior
menos la presión del punto actual, por ejemplo para el punto 71:
ΔP=PAnterior−P Actual
ΔP=1 .254 ,260−1 .251 ,817
ΔP=2 ,817 Psia
Todos los cálculos se han realizado en el software Excel para cada punto,
observando las diferentes caídas de presión obtenidas de la Columna 7, se
determinó que las caídas de presión disminuyen y los perfiles de presión de
entrada y salida son aproximados con la implementación de Loops y el transporte
actual de Gas Natural por lo tanto es adecuado el diseño de Loops. Las mismas se
resumen en la Tabla 3.20
Tabla 3.29: Resumen de perfil de presiones y las caídas de presión
Origen Variable UnidadTransporte actual de Gas Natural del Tramo II del GCC.
Fase I P1 = 1.284,360P2 = 1.203,868∆p = 8,860
PsigPsigPsig/km
Fase II P1 = 1.261,733P2 = 1.090,114∆p = 17,369
PsigPsigPsig/km
118 - 138
Origen Variable UnidadDiseño de dos Loops en el Tramo II Villa Tunari – Pampa Tambo del GCC.
Fase I P1 = 1.283,615P2 = 1.207,474∆p = 2,903
PsigPsigPsig/km
Fase II P1 = 1.258,260P2 = 1.088,487∆p = 3,129
PsigPsigPsig/km
Fuente: Elaboración Propia
3.4.2.4 Características técnicas y parámetros de operación del Loops
Verificando el Google Earth se pudo determinar que no hay construcciones en el
tramo II seleccionado, como resultado se selecciono la Clase 1 para la
implementación de los dos Loops, como se puede apreciar en la Tabla 3.21.
Tabla 3.30: Selección del Factor de Diseño por Presión Interna
Clasificación por Clase de Localización
Factor de Diseño (fDIS)
Clase 1 0,720Clase 2 0,600Clase 3 0,500Clase 4 0,400
Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
La temperatura de operación del los Loops es de 90 ºF, por esta razón se seleccionó
la primera opción, como se muestra en la Tabla 3.22.
Tabla 3.31: Selección del Factor de Diseño por Temperatura
Temperatura Factor de Diseño (fTemp.)ºC ºF
121 o menos 250 o menos 1,000149 300 0,967177 350 0,933204 400 0,900232 450 0,867
Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
119 - 138
El tipo de soldadura que se empleará es longitudinal por arco sumergido, por este
motivo se selecciono la primera opción, como se muestra en la Tabla 3.23.
Tabla 3.32: Selección del factor de Junta Longitudinal
Tipo de Tubería Factor de Junta Longitudinal (fJL)
Soldadura longitudinal por arco sumergido (SAWL)
1,000
Soldadura por resistencia eléctrica (ERW)
1,000
Soldadura helicoidal por arco sumergido (SAWH)
1,000
Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
Tabla 3.33: Selección de la Especificación del SMYS
Especificación N° Grado Tipo (Nota 1) SMYS, psiAPI 5L {Nota (21)} A25 BW. ERW.S 25.000API 5L {Nota (21)} A BW. S.DSA 30.000API 5L {Nota (21)} B BW. S.DSA 35.000API 5L {Nota (21)} x42 BW. S.DSA 42.000API 5L {Nota (21)} X46 BW. S.DSA 46.000API 5L {Nota (21)} x52 BW. S.DSA 52.000API 5L {Nota (21)} x56 BW. S.DSA 56.000API 5L {Nota (21)} x60 BW. S.DSA 60.000API 5L {Nota (21)} x65 BW. S.DSA 65.000API 5L {Nota (21)} x70 BW. S.DSA 70.000API 5L {Nota (21)} x80 BW. S.DSA 80.000
ASTM A 53 Tipo F BW 25.000ASTM A 53 A BW. S 30.000ASTM A 53 B BW. S 35.000
Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
120 - 138
Por lo tanto fue seleccionado SMYS (52.000)
Tabla 3.34: Selección de las Dimensiones del Loops
Pipe Material API 5L X52 SMYS 52000 psig
Diameter
Wall Thickness Weight Internal Desig Pressure, psia Hydrostatic Test Pressure, psig
in in lb/ft Class 1 Class 2 Class 3 95% SMYS 100% SMYS
18.00 0.250 47.39 1040 867 722 1372 1444 0.312 58.94 1298 1082 901 1713 1803 0.375 70.59 1560 1300 1083 2058 2167 0.437 81.97 1818 1515 1262 2399 2525 0.500 93.45 2080 1733 1444 2744 2889
20.00 0.312 65.60 1168 973 811 1541 1622 0.375 78.60 1404 1170 975 1853 1950 0.437 91.30 1636 1363 1136 2159 2272
0.500104.1
3 1872 1560 1300 2470 2600
0.562116.6
7 2104 1753 1461 2776 2922Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
Por lo tanto el dimensionamiento de Loops fue seleccionada t (0,437).
-Factor de Capacidad Permisible, se calculará empleando la Ecuación 2.18 (Pág.
29).
f CP=f DIS∗f TEMP∗f JL
f CP=0 ,720∗1 ,000∗1 ,000
f CP=0 ,720
-Presión Interna de Diseño, se calculará empleando la Ecuación 2.17 (Pág. 28).
Pi=2∗t∗SMYS∗f CP
D
121 - 138
Pi=2∗0 ,437∗52014 ,700∗0 ,72020 ,000
Pi=1636 ,591 Psia
-Espesor Mínimo Requerido
Finalmente, el espesor mínimo requerido (tr) es la sumatoria del espesor calculado
por presión de diseño (t) más el espesor calculado por corrosión (tc). Se calculará
empleando la ecuación 2,19 (Pág. 29).
tr=t+ tc
tc=0 ,159 mm=6 ,2598×10−3 in
tc=6 ,2598×10−3 in∗20tc=0 ,125 in
tr=0 ,375 in+0 ,125 in
tr=0 ,495 in
Tabla 3.35: Selección del Derecho de Vía
Diámetro (Pulgadas)Ancho del derecho de vía (m)
A B C
De 4 a 8 10 3 7De 10 a 18 13 4 9De 20 a 36 15 5 10
Mayores a 36 25 10 15 Fuente: Elaboración Propia en base (ASME, 1999)
Tabla 3.36: Selección del espaciamiento máximo de las Válvulas de seccionamiento
Clasificación por Clase de Localización
Espaciamiento Máximo (Km)
Clase 1 32Clase 2 24
122 - 138
Clase 3 16Clase 4 8
Fuente: Elaboración Propia en base a (ASME, 1999)
3.5 SIMULACIÓN EN EL SOFTWARE HYSYS DE LOOPS CON LAS
CONDICIONES DE DISEÑO MANUAL
3.5.1 Datos de entrada al Simulador
Para poder usar el simulador se debe introducir los datos más necesarios para
determinar los cálculos que nos arroja el simulador HYSYS del Gasoducto
Carrasco Cochabamba.
3.5.1.1 Composición de Gas
La composición de Gas es muy importante para la simulación, ya que con la
composición de Gas podemos ingresar al simulador.
Tabla 3.37: Composición de Gas Natural del GCC.
Componente YiNitrógeno 0,0053Dióxido de carbono 0,0136Metano 0,9180Etano 0,0500Propano 0,0084Iso-Butano 0,0008N-Butano 0,0020Iso-Pentano 0,0006N-Pentano 0,0006Hexano 0,0030Total 1,0000
Fuente: Elaboración Propia
123 - 138
Después de ingresar al simulador se escoge una corriente donde debe introducir
los siguientes parámetros como se muestra en la Tabla 3.29.
Tabla 3.38: Datos de Entrada para el Simulador
Dato Valor UnidadFlujo de Gas Natural 120,00 MMpcdPresión 1420,00 PsigTemperatura 90,00 ºFDiámetro Nominal 16,00 Pulg.Longitudes Columna 2, Tabla 3.8 m
Alturas Columna 3, Tabla 3.8 m Fuente: Elaboración Propia
3.5.2 Actual Gasoducto Carrasco Cochabamba
Con los datos mostrados anteriormente, se realizó la simulación empleando el
software HYSYS. El Gasoducto Carrasco Cochabamba tiene 250 kilómetros de
longitud y una Tubería de 16 pulgadas de diámetro, con una capacidad de 120
MMpcd se extiende desde la población de entre Ríos (provincia Carrasco,
departamento de Cochabamba) hasta empalmar con los Gasoducto Huayñacota –
Valle Hermoso (DGVH) y Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba (GTC) en las
proximidades de la ciudad de Cochabamba, cerca a la estación de Huayñacota.
Las presiones de transporte están entre 1420 psig de MOP y 1440 psig MAOP por
lo cual muestra la figura 3.5 se puede observar el ingreso del componente.
124 - 138
Figura 3.12: Gasoducto Carrasco Cochabamba
Fuente: Elaboración Propia mediante (Hysys 6006,5)
El simulador HYSYS arroja varios datos como resultados, a continuación en la Tabla
3.30 se muestra los resultados de mayor interés en el Transporte de Gas Natural.
Tabla 3.39: Resultados del Simulador
Dato Valor UnidadFlujo de Gas Natural 120,000 MMpcdPresión 1.093,724 PsiaTemperatura 87,690 ºFPeso Molecular 17,590 Lb/LbmolFactor Z 0.920Viscosidad 0,013 CP
Fuente: Elaboración Propia
Una vez realizado la simulación del Gasoducto Carrasco Cochabamba mediante el
software HYSYS se pudo realizar el perfil de presiones como se muestra en la
Figura 3.6, este perfil de presiones posee dos ejes: el eje “Y” representa la presión
(Psig) y el eje “X” representa la distancia (Km).
125 - 138
Figura 3.13: Perfil de presiones vs Longitud
Fuente: Elaboración Propia mediante (Hysys 6006,5)
3.5.3 Determinación de Parámetros operativos para el diseño de Loops
El Gasoducto Carrasco Cochabamba simulado con el software HYSYS, opera de la
siguiente manera: Parte con una presión de 1434,70 Psia y una temperatura de
90,00 ºF a un caudal de 120 MMpcd, se sabe que esta presión y temperatura irán
disminuyendo debido a diferentes factores hasta 788,6 Psia y 87,69 ºF
respectivamente, por lo tanto estos parámetros de operación deben ser readecuados
hasta obtener los parámetros técnicos de diseño tanto de presión como de
temperatura, por esta razón se instala dos Loops para poder disminuir las caídas de
presión y aumentar la capacidad de Gas Natural al occidente del país.
3.5.4 Implementación del dos Loops al Tramo II del Gasoducto Carrasco
Cochabamba
Para este punto simplemente se modifica el flujo molar que se quiere incrementar
hasta 133,10 MMpcd del actual caudal que es de 120 MMpcd, con estos datos se
126 - 138
procede a la nueva simulación en la figura 3.7 se puede observar el cambio en el
flujo.
El diseño de Loops se divide en dos fases: La fase I (Rancho Koripata - Rancho San
José) es de 20 pulgadas de diámetro con una longitud de 10,288 Km y la fase II
(Rancho San Onofre - Rancho Carmen Punta) es de 20 pulgadas de diámetro con
una longitud de 10,487 Km en el Gasoducto Carrasco Cochabamba en el tramo II
Villa Tunari-Pampa Tambo.
Figura 3.14: Implementación de Loops
Fuente: Elaboración Propia Mediante (Hysys 6006,5)
3.5.4.1 Resultados del Simulador
El simulador HYSYS arroja varios datos como resultados, a continuación en la Tabla
3.31 se muestra los resultados de mayor interés en el Transporte de Gas Natural.
Tabla 3.40: Resultados del simulador
Dato Valor Unidad
127 - 138
IMPLEMENTACIÓN DE DOS LOOPS EN EL TRAMO II VILLA TUNARI – PAMPA TAMBO
Flujo de Gas Natural 132,45 MMpcdPresión 1021,00 PsiaTemperatura 88,75 ºFPeso Molecular 17,59 Lb/LbmolFactor Z 0.72Viscosidad 0,014 CP
Fuente: Elaboración Propia
3.5.5 Elaboración de un reporte con los datos obtenidos por el simulador.
Los datos obtenidos de la simulación y los cálculos se pueden apreciar en la Tabla
3.32 a más detalle los reportes se pueden observar en el ANEXO E del simulador.
Tabla 3.41: Comparación de resultados
Datos Calculados en forma empírica
Resultados del simulador Variación
FASE I FASE II FASE I FASE II
Presión de entrada
(P1)
1.283,61 Psig 1.251,26 Psig 1.283,61 Psig 1.251,26 Psig 0,00%
Presión de salida
(P2)
1.213,47 Psig 1.088,48 Psig 1.214,34 Psig 1.092,54 Psig 0,44%
Peso Molecular (PM) 17,59 Lb/Lbmol
17,59 Lb/Lbmol
17,59 Lb/Lbmol
17,59Lb/Lbmol
0,00%
Temperatura de entrada (T1)
90,00 °F 89,50 °F 90,00 °F 88,67 2,03%
Temperatura de salida
87 ,00°F 86,00 °F 88,81 °F 85,56 °F 0,213%
Viscosidad del gas (u)
0,013 Cp 0,014 Cp 0,013 Cp 0,15 Cp 2,25%
Factor de Compresibilidad (Z)
0,93 0,92 0,91 0,89 5,41%
Caídas de Presión 2,90 Psig/km 3,12 Psig/km 2,94 Psig/km 3,57 Psig/km 7,22%
Fuente: Elaboración Propia
128 - 138
Costos Operativos del diseño de Loops
Costos de materiales
Costos de Ingeniería
Costos de instalación
3.6ESTIMACIÓN DE COSTOS DE DISEÑO DE LOOPS
La estimación de costos para la implementación de Loops en el tramo II Villa Tunari-
Pampa Tambo se detalla a continuación. Los mismos fueron validados, como se
muestra en el ANEXO F.
3.6.1 Costos Operativos del diseño de Loops
Los costos operativos para la implementación de Loops son las siguientes:
Costos de materiales
Para conocer el costo de implementación de la obra se presenta una estimación de
costos, estos se basan en los costos de materiales como se puede mostrar en la
Tabla 3.33:
129 - 138
Tabla 3.42: Costo de Material
MATERIAL JORNAL CANTIDAD P. U. ($us) C.T. ($us)
Alquiler carpa 120 Días 8,000 465,000 446.400,000
Disco de corte 120 Días 6,000 9,570 57,420
Disco de desbaste 120 Días 6,000 6,960 41,760
Amoladoras 120 Días 3,000 304,500 913,500
Costo Total de material Global 447.412,680 Fuente: Elaboración Propia en base a (YPFB Transporte S.A., 2012)
Costos de instalación
En el diseño realizado se tiene los costos de instalación para la construcción de
Loops las cuales se detallan en la Tabla 3.34:
Tabla 3.43: Costos de equipos
INSTALACIÓN JORNAL CANTIDAD P.U. ($us) C.T. ($us)Camión con grúa de 3 TN 120 Días 1,000 80,000 9.600,000Maquina sanjadora 120 Días 1,000 350,000 42.000,000Micro 120 Días 3,000 50,000 18.000,000Generador de luz 6 Meses 2,000 3000,000 36.000,000Maquina de soldar 120 Días 3,000 32,400 11.664,000Compresora 120 Días 3,000 42,000 15.120,000Grúa de 45 TN 120 Días 1,000 850,000 102.000,000Costo Total de Instalación Global 234.284,000
Fuente: Elaboración Propia en base a (YPFB Transporte S.A., 2012)
Costos de Ingeniería
En la Tabla 3.35 muestra la parte de ingeniería para la instalación de Loops.
Tabla 3.44: Costos de Ingeniería
INGENIERÍA JORNALCANTIDAD P.U. ($us) C.T. ($us)
Gerente de proyecto 120 Días 2,000 125,000 30.000,000
130 - 138
Superintendente de obra 120 Días 3,000 125,000 45.000,000Ingeniero control de proyectos 120 Días 4,000 40,000 19.200,000Inspector de medio ambiente 120 Días 2,000 80,000 19.200,000Ingeniero de obras mecánicas 120 Días 6,000 70,000 33.600,000Ingeniero de obras civiles 120 Días 6,000 70,000 33.600,000Ingeniero de obra eléctrico 120 Días 4,000 70,000 33.600,000Administrador de obra 120 Días 3,000 35,000 12.600,000Almacenero de obra 120 Días 6,000 20,000 14.400,000Mecánico de apoyo 120 Días 6,000 25,000 18.000,000Topógrafo 120 Días 4,000 30,000 14.400,000Supervisor pintado 120 Días 4,000 20,000 9.600,000
Costo Total de Ingeniería Global 283.200,00
0Fuente: Elaboración Propia en base a (YPFB Transporte S.A, 2012).
3.6.2 Costos de la Tubería de Acero
Los costos de la tubería de acero para la implementación del Diseño de Loops son
los siguientes:
-Estimación de costos de tubería de acero para la fase I (Rancho Koripata-
Rancho San José); Se calcularan empleando las ecuaciones 2.29 y 2.30 (Pág. 51).
VUB (D )=13 .612 ,32∗D1,11649
VUB (D )=13 .612 ,32∗201 ,11649
VUB (D )=385 .939 ,411 USD /km
V ( D , L)=VUB ( D)∗L
V ( D , L)=385 .939 ,411 USD /km∗10 ,288 km
V ( D , L)=3 ´ 970 .544 ,662 USD∗ 1 ,38 Bs1 ,00 USD
∗1 ,00 $us6 ,91 Bs
V ( D , L)=792 .959 ,715 $us
-Estimación de costos de tubería de acero para la fase II (Rancho San Onofre-
Rancho Carmen Punta); Se calcularan empleando las ecuaciones 2.29 y 2.30 (Pág.
51).
131 - 138
VUB (D )=13 .612 ,32∗D1,11649
VUB (D )=13 .612 ,32∗201 ,11649
VUB (D )=385 .939 ,411 USD /km
V ( D , L)=VUB ( D)∗L
V ( D , L)=385 .939 ,411 USD /km∗10 ,487 km
V ( D , L)=4 ´ 047 .346 ,603 USD∗ 1 ,38 Bs1 ,00 USD
∗1 ,00 $ us6 ,91 Bs
V ( D , L)=808 .297 ,874 $us
Los costos de la tubería de acero están calculados de acuerdo a sus diámetros y
longitudes. En la Tabla 3.36 se muestra el resumen de los costos de la tubería de
acero de las dos fases.
Tabla 3.45: Costos de la Tubería de Acero
Material Longitud Costo Unitario Costo Total ($us)Tubería API 5LX52 Fase I 10,288 Km 77.076,177 $us 792.959,715 $usTubería API 5LX52 Fase II 10,487 Km 77.076,177 $us 808.297,874 $usTotal 1´601.257,589 $us
Fuente: Elaboración propia
Por lo tanto la estimación del costo total del diseño de Loops de las dos fases es la
siguiente:
Costo total del Diseño de Loops = 2´566.254,269 $us
Costo total del Diseño de Loops = 17´758.479,540 Bs
Son: Dos millones quinientos sesenta y seis mil doscientos cincuenta y cuatro con
269/100 Dólares Americanos. El monto total en bolivianos 17´758.479,540 bs.
132 - 138
4. EVALUACIÓN
En el presente capítulo se determinó la Evaluación Técnica y la Evaluación
Económica, estimada para la implementación de dos Loops que se divide en dos
fases: La fase I (Rancho Koripata - Rancho San José) es de 20 pulgadas de diámetro
con una longitud de 10,288 Km y la fase II (Rancho San Onofre - Rancho Carmen
Punta) es de 20 pulgadas de diámetro con una longitud de 10,487 Km en el
Gasoducto Carrasco Cochabamba en el tramo II Villa Tunari-Pampa Tambo.
4.1 EVALUACIÓN TÉCNICA
Para determinar la valoración técnica del proyecto se tomaron en cuenta varios
aspectos, los cuales se detallan a continuación.
En la Tabla 4.1 se muestran los equipos, maquinarias, materiales disponibles para la
instalación de Loops, indicando el lugar de procedencia para su compra y/o alquiler.
133 - 138
134 - 138
Tabla 4.46: Equipos, maquinarias y materiales para la Instalación de Loops
N°
Equipos, Maquinarias y Materiales
Imagen Especificaciones NacionalidadNacional Extranjero
1 Tubería de Acero al carbón
Material: API 5L –X52 Número de piezas : 2294 PiezasOD: 20 pulg.ID: 19,563 pulg.Espesor de la pared: 0,437 pulg.Peso de la tubería: 91,30 Lb/ft Cantidad: 21 Km
Las tuberías de acero al carbón no se encuentran disponibles en Bolivia por lo tanto se importará de una empresa argentina:Tenaris es una empresa metalúrgica dependiente del grupo Argentino Techint, que fabrica tubos de acero al carbón con y sin costura para la industria del petróleo.
2 Camión con grúa de 3 Toneladas
Marca: Ford F-7000Color Exterior: AzulCombustible: DieselPuerta: 2 puertasLargo: 12,5 MetrosAncho: 5 Metros Cantidad: 1 Camión
Es una empresa boliviana que brinda servicios para la industria petrolera.
BoliviaServipetrol
3 Maquina Zanjadora
Modelo : T-850Motor: CAT 350HPColor: AmarilloCantidad: 1 maquina sanjadora.
Una empresa boliviana de servicios petroleros.
BoliviaServetbol
135 - 121
N°
Equipos, Maquinarias y Materiales
Imagen Especificaciones NacionalidadNacional Extranjero
4 Generador de luz
Potencia: 900 WattsMotor: 2 HPVoltaje: 120 VoltsTanque: 4 LitrosHoras de trabajo: 8 horasCargador de batería: 12 VoltsCantidad: 2 Generadores de Luz
BoliviaServetbol
5 Maquina de Soldar
Voltaje: 200 AmperesTotal: 3 Maquinas de soldar.
BoliviaServipetrol
6 Compresor de Aire
Marca: ABAGModelo: 1520Proceso: Aire ComprimidoColor: Azul.Cantidad: 3 Compresores
. BoliviaServipetrol
7 Grúa de 45 Tn
Capacidad: 45 toneladasMarca: GroveModelo: RT-75SAltura máxima: 51 metros
BoliviaServipetrol
136 - 138
126
- 138
N°
Equipos, Maquinarias y Materiales
Imagen Especificaciones NacionalidadNacional Extranjero
Combustible: DieselCantidad: 1 Grúas
8 Micro Largo: 8 MetrosAncho: 3,5 MetrosColor: BlancoCapacidad: 25 personasCantidad: 3 Micros
BoliviaServipetrol
9 Alquiler carpaMaterial: Poliéster Largo: 20 MetrosAncho: 14 MetrosCantidad: 8 Carpas
BoliviaServetbol
10 Disco de corte
Tipo: 42FMediadas: 178x3x22,2Código: 42F-5-4657Capacidad: 8.600 RPMCantidad: 6 discos de corte
BoliviaPetrosur
137 - 138
127
- 138
N°
Equipos, Maquinarias y Materiales
Imagen Especificaciones NacionalidadNacional Extranjero
11 Disco de desbaste
Material: Acero inoxidableOperación: DesbasteTipo de grano: Oxido de aluminio Cantidad: 6 Discos de desbaste
BoliviaPetrosur
12 Amoladoras Marca: HITACHI - G12SR3Motor: 730 WCantidad: 20 Capacidad: 10.000 RPMPeso: 1,4 KgCantidad: 3 Amoladores
BoliviaPetrosur
Fuente: Elaboración Propia
138 - 138
128
- 138
En la Tabla 4.2 se puede apreciar el listado del personal operativo para la
construcción de Loops.
Tabla 4.47: Personal Operativo
N° Personal operativo cantidad nacional
1 Gerente de proyectoCantidad: 2
2 Superintendente de obraCantidad: 3
3 Ingeniero control de proyectos Cantidad: 4
4 Inspector de Medio AmbienteCantidad: 2
5 Ingeniero de obras civiles Cantidad: 4
6 Ingeniero de obra eléctrico Cantidad: 4
7 Administrador de obra Cantidad: 3
8 Almacenero de obra Cantidad: 6
9 Ingeniero Mecánico Cantidad: 4
10 Mecánico de apoyo Cantidad: 6
11 Topógrafo Cantidad: 4
12 supervisor pintado Cantidad: 4
Fuente: Elaboración Propia
139 - 121
4.2EVALUACIÓN ECONÓMICA
Para la Evaluación Económica debido a las características del proyecto se tomo los
siguientes aspectos:
En el diseño realizado se tiene las estimaciones de costos de instalación, equipos,
maquinarias y materiales para la construcción de Loops las cuales se detallan en la
Tabla 4.3.
Tabla 4.48: Estimación de costos de Instalación del Loops
N°Equipos,
MaquinariasCosto Unitario Transporte Costo Total
y Materiales Bs $us $us Bs $us
1Tubería de Acero al carbón
469.378,250 68.522,370 4.000,000 13´169.991,000
1´922.626,360
2Camión con grúa de 3 Toneladas
548,000 80,000 65.760,000 9.600,000
3 Maquina Zanjadora 2.397,500 350,000 287.700,000 42.000,000
4 Generador de luz 20.550,000 3.000,000 246.600,000 36.000,000
5 Maquina de Soldar 221,940 32,400 79.898,400 11.664,000
6 Compresora 287,700 42,000 103.572,000 15.120,000
7 Grúa de 45 Tn 5.822,500 850,000 698.700,000 102.000,000
8 Micro 342,500 50,000 123.300,000 18.000,000
9 Alquiler carpa 4.418,250 465,000 4.241.520,000 446.400,000
10 Disco de corte 65,550 9,570 47.196,000 6.890,400
11 Disco de desbaste 68,230 6,960 49.125,600 5.011,200
12 Amoladoras 715,830 104,500 257.698,800 37.620,000
Costo total
19
´371.061,800 2´652.931,960
140 - 138
Fuente: Elaboración PropiaA continuación se realizará la descripción de los equipos maquinarias y materiales
mostrada en la Tabla 4.3.
Fila 1, Tubería de Acero al carbón: Para el transporte de Gas natural.
Fila 2, Camión con grúa de 3 Toneladas: Los camiones para el transporte de
tuberías desde las instalaciones de YPFB Transporte S.A. hasta el lugar de trabajo.
Fila 3, Maquina Zanjadora: Máquina para hacer zanjas o canales para tuberías.
Fila 4, Generador de luz: Sirve para la energía eléctrica y alumbrado para todo el
campamento y para las instalaciones de tubería.
Fila 5, Maquina de Soldar: Para el respectivo soldado de los tubos a fin de
garantizar las uniones entre los tubos.
Fila 6, Compresora: Son maquinas que aspiran aire ambiente a la presión y
temperatura atmosférica y lo comprime hasta conferirle una presión superior. Son
las maquinas generadoras de aire comprimido.
Fila 7, Grúa de 45 Tn: Para el tendido de Líneas de tuberías
Fila 8, Micro: Los micros para el transporte personal de trabajo de 50 personas.
Fila 9, Alquiler carpa: Para todo el campamento del personal de trabajo.
Fila 10, Disco de corte: Especificado según la norma ISO 9001. Para el corte de
tuberías de acero.
141 - 138
Fila 11, Disco de desbaste: Se utiliza para el desgaste de las soldaduras
realizadas en la tubería.
Fila 12, Amoladoras: Es una herramienta eléctrica que lleva un motor que hace
girar un husillo en la que se puede acoplar diversos discos, estos pueden tener
diversas medidas y cortan diferentes materiales.
En la Tabla 4.4 se puede apreciar la estimación de costos del personal operativo
para la construcción de Loops.
Tabla 4.49: Estimación de Costos del personal operativo
N° Personal Operativo Costo Unitario Costo Total
Bs $us Bs $us
1 Gerente de proyecto 856,250 125,000 205.500,000 30.000,000
2 Superintende de obra 856,250 125,000 308.250,000 45.000,000
3
Ingeniero control de proyectos
274,000 40,000 131.520,000 19.200,000
4 Inspector de Medio Ambiente 548,000 80,000 131.520,000 19.200,000
5 Ingeniero de obras civiles 479,500 70,000 230.160,000 33.600,000
6 Ingeniero de obra eléctrico 479,500 70,000 230.160,000 33.600,000
7 Administrador de obra 239,750 35,000 86.310,000 12.600,000
8 Almacenero de obra 137,000 20,000 98.640,000 14.400,000
9 Ingeniero de obras Mecánico 274,000 40,000 131.520,000 19.200,000
10 Mecánico de apoyo 171,250 25,000 123.300,000 18.000,000
11 Topógrafo 205,500 30,000 98.640,000 14.400,000
12 supervisor de pintado 342,500 50,000 164.400,000 24.000,000
Costo total 1´939.920,000 283.200,000
Fuente: Elaboración Propia
142 - 138
A continuación se realizará la descripción del personal operativo mostrada en la
Tabla 4.4.
Fila 1, Gerente de proyecto: Responsabilidad total respecto a la planificación y
ejecución de un determinado proyecto.
Fila 2, Superintende de obra: Encargado de la ejecución de las obras.
Fila 3, Ingeniero control de proyectos: Control de calidad de ingeniería a nivel
de planos y documentos emitidos, solución de problemas menores, emisión de
recomendaciones técnicas, diseño de estructuras y contratación y control de
proyectos.
Fila 4, Inspector de Medio Ambiente: Se encarga de realizar fichas ambientales
para la construcción de Loops y fuentes de contaminación, ejecutando funciones
de análisis, investigación, evaluación del mismo y promover su protección,
realizando actividades de concientización para garantizar un adecuado tratamiento
de los agentes de perturbación y la conservación de los recursos naturales.
Fila 5, Ingeniero de obras civiles: Satisfacer necesidades sociales del tipo
constructivas, mediante la planificación, elaboración de proyectos y diseño de
obras del tipo estructurales, hidráulicas y viales, fundamentalmente.
Fila 6, Ingeniero de obra eléctrico: Se encarga de toda la instalación de energía
eléctrica.
Fila 7, Administrador de obra: Encargado de toda la planificación y organización
para realizar la obra.
143 - 138
Fila 8, Almacenero de obra: Se encarga de todo el material para la construcción
de la obra.
Fila 9, Ingeniero de obras Mecánico: Se encarga de toda la instalación de las
tuberías para transporte de Gas Natural.
Fila 10, Mecánico de apoyo: Se encarga de brindarle apoyo al ingeniero
mecánico en todo aspecto técnico
Fila 11, Topógrafo: Se encarga de realizar el perfil topográfico del dicho lugar.
Fila 12, Supervisor Pintado: Se encarga de realizar la Inspección de todo el pintado
de la tubería.
4.2.1 Costo total del diseño de Loops
Se realizó la estimación de costos de Loops anteriormente, en el capítulo III de la
ingeniería del proyecto llegando a concluir lo siguiente:
Estimación del Costo total para la Implementación de Loops = 21´310.351,800 Bs
Estimación del Costo total para la Implementación de Loops = 2´936.131,960 $us
Son: veinte y un millones trescientos y diez mil trescientos cincuenta y uno con
800/100 Bolivianos. El monto total en dólares americanos 2´936.131,960 $us.
144 - 138
4.2.2 Comparación de Costos
A continuación se realizará la comparación entre el Costo total del Proyecto y el Plan
de Inversiones de la Empresa YPFB Transportes. Tomando en cuenta que el costo
total es de: 2´936.131,960 $us. A continuación en la Figura 4.1.
Figura 4.15: Inversión para la Expansión del GCC
PROYECTOS EXPANSIÓN (2009-2015)PROYECTO $us MMMERCADO INTERNO 1 Expansión GCC 170.42 Expansión GAA 109.63 Interconexión Ende A-C 0.64 Expansión GTC 48.05 Reversa GAA 0.46 Expansión GSP 9.17 Expansión GTV 3 16.58 Optimización Santa Cruz 1.99 Expansión Gas Norte 16.610 Expansión Troncal Sur 240.7MERCADO EXPORTACIÓN11 GNEA Gas 60.2Otros proyectos menores 1.6Total Inversión $us MM 675.6
Fuente: (Plan de Inversiones 2009 -2015 YPFB)
Observando el ítem 1 de la Figura 4.1 se puede concluir que la inversión para la
expansión del GCC es de 170,4 MM$us, por lo tanto los costos y totales del presente
proyecto se encuentra dentro de este rango, por esta razón el proyecto del diseño de
Loops es económicamente viable.
145 - 138
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
A partir de los objetivos planteados en el trabajo, a continuación se presentan las
conclusiones y las recomendaciones que se determinaron en base a los resultados
obtenidos tras la realización del diseño de Loops.
5.1CONCLUSIONES
Con la utilización de la Estadística progresiva de Regresión Lineal Simple, se
determinó la proyección de la demanda de Gas Natural en el Occidente del
País a partir de los datos del consumo anual desde el año 2000. Dicha
proyección se realizó hasta el año 2022, se obtuvieron los siguiente resultados
para los departamentos de:
• Cochabamba 53,25 MMpcd
• Oruro 6,79 MMpcd
• La Paz 73,07 MMpcd
Haciendo un total de 133,10 MMpcd, concluyendo que este valor es mayor a
la demanda pronosticada por la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos con una
diferencia de 1,36%.
Empleando las cartas topográficas del tramo II, se determinó el perfil
topográfico, este perfil longitudinal nos permitió la identificación de la ubicación
de dos Loops, la fase I (Rancho Koripata - Rancho San José) y la fase II
(Rancho San Onofre - Rancho Carmen Punta) concluyendo que se tiene un
terreno montañoso con altas pendientes los cuales son adecuados para la
instalación de Loops.
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Analizando las variables de operación se determinó las siguientes condiciones
operativas:
• La presión según la Norma B31.8 se maneja MOP 1.420 Psig y
MAOP 1.440 Psig.
• La temperatura normal es de 60 °F y la máxima es de 120 °F.
• Caudal transportado llega a los 133,10 MMpcd, que varía según
la demanda del mercado occidental.
Concluyendo que estos parámetros según la norma están dentro del rango
permisible, los mismos serán utilizados para el diseño de los Loops.
Empleando fórmulas empíricas de diseño de Loops se determinó los
siguientes datos:
• Longitudes, primera fase de 10,288 Km y segunda fase de
10,487 Km.
• Diámetros Nominales, 20 pulgadas.
• Espesores de 0,437 pulgadas, para un diámetro de 20 pulgadas
según la norma API 5L, para transportar Gas natural con una
presión de 1.420 Psig.
Concluyendo que los datos obtenidos satisfacen la norma ASME B31.8 para el
diseño de Loops.
Aplicando el software HYSYS se realizó la simulación del transporte de Gas
Natural del GCC, tomando en cuenta el diseño de Loops en el tramo II Villa
Tunari-Pampa Tambo, los resultados de salida presenta variaciones de:
temperatura, caídas de presión, tipo de régimen del flujo de Gas Natural con
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una variación total de 4,47%, sabiendo que el rango es de 1-10% se concluye
que es aceptable esta variación.
Se analizó la estimación del costo total del diseño de los Loops, el cual
asciende a la suma de 2´936.131,960 $us. Según el plan de inversiones 2009 -
2015 YPFB Transporte cuenta con 170´400.000,000 $us para este sector, por
lo tanto se concluye que la construcción de los Loops puede estar incluida
dentro los costos determinados para el sector de transporte de Gas Natural.
Finalmente con el diseño de dos Loops en el Gasoducto Carrasco
Cochabamba en el tramo II Villa Tunari- Pampa Tambo se puede aumentar la
capacidad de Gas Natural de 120,00 MMpcd a 133,10 MMpcd concluyendo
que con este incremento de capacidad se podrá satisfacer la demanda
creciente en el occidente del país, que para el año 2022 es de 131,295
MMpcd.
5.2RECOMENDACIONES
La capacidad actual de transporte del GCC es de 120 MMpcd, según los datos
obtenidos de la estadística progresiva por el método simple, la demanda del
occidente del país ascenderá hasta los 133,10 MMpcd en los próximos 10
años, por lo que se recomienda la implementación de Loops en un lapso de
tiempo no mayor a 5 años, para garantizar el consumo del occidente del país.
Se recomienda en el tramo II Villa Tunari-Pampa Tambo, instalar una estación
de compresión para poder elevar la presión de Gas Natural, para optimizar el
flujo de Gas hacia el Occidente del país.
Se recomienda efectuar un Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental en
las zonas de interés antes de la construcción, dando el cumplimiento del
RASH (Reglamento ambiental para el sector de hidrocarburos), para cumplir
con los proyectos tipo TESA (técnico, económico, social y ambiental).
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