PROPUESTA TÉCNICO-ECONÓMICA PARA EL...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS PROPUESTA TÉCNICO-ECONÓMICA PARA EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL AL CENTRO EXPERIMENTAL DE PRODUCCIÓN PDVSA INTEVEP TÍA JUANA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de: MAGíSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS Autora: Getty Carolina Pulgar Granado Tutor: Jorge Velásquez Maracaibo, marzo de 2014
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA
DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
PROPUESTA TÉCNICO-ECONÓMICA PARA EL SUMINISTRO DE GAS NATURAL
AL CENTRO EXPERIMENTAL DE PRODUCCIÓN PDVSA INTEVEP TÍA JUANA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de:
MAGíSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autora: Getty Carolina Pulgar Granado Tutor: Jorge Velásquez
Maracaibo, marzo de 2014
Pulgar Granado, Getty Carolina. Propuesta técnico-económica para el suministro de gas natural al Centro Experimental de Producción PDVSA Intevep Tía Juana. (2014). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 158p. Tutor: Ing. Jorge Velásquez.
RESUMEN
El propósito fundamental de esta investigación fue la propuesta de un modelo de suministro de gas natural para el Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA Intevep Tía Juana, soportado en el análisis de diferentes alternativas que de acuerdo a las características operacionales de la instalación, los requerimientos para la realización de pruebas y evaluación de tecnologías, la ubicación de las fuentes disponibles, la infraestructura existente y las características del fluido requerido, se consideran técnica y económicamente viables. El tipo de investigación es proyectiva, conjugada con una investigación del tipo descriptiva. Se utilizaron como técnicas de recolección de datos la observación científica, la entrevista y el análisis o revisión documental, siendo la unidad de estudio el CEPRO de PDVSA Intevep Tía Juana. Para alcanzar los objetivos propuestos, se estableció un procedimiento metodológico que comprende tres fases: la primera de estas es la descripción de las características operacionales y requerimientos técnicos para la realización de pruebas y evaluación de tecnologías de la instalación. La segunda fase comprendió el análisis de las alternativas consideradas técnica y económicamente viables para dar solución a la problemática, para ello se desarrollo el diseño de los equipos involucrados en cada una de las alternativas (sistema de compresión y cálculo de tuberías) y la verificación de los resultados obtenidos a través de la simulación de procesos, adicionalmente se desarrollo la estimación de costos asociada a cada una y finalmente se aplicó una técnica de comparación y evaluación de dichas alternativas, a fin de realizar la propuesta del modelo de suministro. De acuerdo a los requerimientos técnicos y el análisis económico realizado se propone finalmente el reemplazo de la tubería actual de suministro por tubería flexible de polietileno reforzada con acero. Palabras Clave: Gas Natural, suministro, alternativas, sistema de compresión, tubería. Correo Electrónico: [email protected]
Pulgar Granado, Getty Carolina. Technical and economic proposal for the supply of natural gas to PDVSA Production Experimental Centre Intevep Tia Juana. (2014). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 158p. Tutor: Ing. Jorge Velásquez.
ABSTRACT The main purpose of this research was the proposal of a model of natural gas supply for the Experimental Production Center (CEPRO) PDVSA Intevep Tia Juana, supported by the analysis of different alternatives according to the operational characteristics of the facility, requirements for testing and evaluation of technologies, the location of the sources available, existing infrastructure and the characteristics of fluid required, that are considered technically and economically feasible. The research is projective, combined with a descriptive research. As a data recollection techniques were used the scientific observation, the interview and document review and analysis, being the unit of study the CEPRO PDVSA Intevep Tia Juana. To achieve the proposed objectives, a methodology was established comprising three phases: the first of these is the description of the operational characteristics and technical requirements for testing and evaluation of technologies in the installation. The second phase involved the analysis of the alternatives considered technically and economically feasible to solve the problem, this involve the develop and the design of the equipment involved in each of the alternatives (compression system and computation pipeline) and the verification of the results obtained through the simulation of processes, further it was done the cost estimates associated with and finally a comparison and evaluation technique of these alternatives was applied in order to propose the supply model. According to the technical requirements and economic analysis, we finally propose the replacement of the current supply line by a polyethylene pipe reinforced with steel. Keywords: Natural gas, supply, alternatives, compression system, pipeline E-mail: [email protected]
AGRADECIMIENTO
A Dios, porque desde el día en que nací me bendijo colocándome siempre en el
lugar acertado, enseñándome con cada experiencia que la perseverancia que nace
de la fe definitivamente garantiza la victoria final.
A PDVSA Intevep, por acogerme entre sus filas y brindarme la oportunidad de
realizar en sus instalaciones mi trabajo de grado, permitiendo profundizar mis
conocimientos a lo largo de su desarrollo.
A mis compañeros de trabajo, quienes me brindaron su apoyo incondicional durante
la ejecución de esta investigación.
A mi tutor académico Ing. Jorge Velásquez, por depositar su confianza en mi y
brindarme su apoyo y conocimiento para la culminación exitosa de este trabajo.
A todos muchas gracias
Getty C, Pulgar G.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN...................................................................................................3
ABSTRACT .................................................................................................4
AGRADECIMIENTO ......................................................................................5
TABLA DE CONTENIDO.................................................................................6
LISTA DE TABLAS..................................................................................... 10
LISTA DE FIGURAS................................................................................... 12
INTRODUCCIÓN........................................................................................ 14
CAPÍTULO I .............................................................................................. 16
1.1. Planteamiento del Problema ................................................................ 16
1.2. Formulación del Problema ................................................................... 17
1.3. Objetivo General de la Investigación..................................................... 17
1.4. Objetivos Específicos de la Investigación. .............................................. 19
1.5. Justificación de la Investigación. .......................................................... 19
1.6. Delimitación de la Investigación........................................................... 19
CAPÍTULO II ............................................................................................. 20
2.1. Antecedentes .................................................................................... 20
2.2. Bases Teóricas .................................................................................. 22
2.2.1. Gas natural ............................................................................. 22
2.2.1.1. Componentes del gas natural......................................... 24
2.2.1.2. Propiedades físicas del gas ............................................ 25
2.2.1.3. Propiedades críticas del gas........................................... 26
2.2.1.4. Correlaciones para el cálculo del factor de compresibilidad
del gas ..................................................................... 27
2.2.2. Sistemas de compresión de gas.................................................. 28
2.2.2.1. Compresores............................................................... 30
2.2.2.1.1. Selección de Compresores ............................. 30
2.2.2.1.2. Compresores reciprocantes ............................ 32
2.2.2.1.3. Diseño de un compresor reciprocante .............. 33
2.2.2.2. Separadores................................................................ 38
2.2.2.2.1. Principios de separación................................. 39
2.2.2.2.2. Diseño de separadores verticales .................... 39
2.2.2.3. Intercambiadores de calor............................................. 48
2.2.2.3.1. Clasificación de los intercambiadores de calor ... 48
2.2.2.3.1.1. Intercambiadores de calor de doble
tubo (anular) ............................. 48
2.2.2.3.1.2. Intercambiadores de calor de carcaza
y tubo....................................... 49
2.2.2.3.1.3. Intercambiadores diversos ........... 49
2.2.2.3.2. Diseño de intercambiadores de calor de tubo y
carcaza. ...................................................... 50
2.2.3. Cálculo de tuberías y redes de gas.............................................. 54
2.2.3.1. Caída de presión en tuberías de gas ............................... 55
2.2.3.2. Velocidad de erosión .................................................... 56
2.2.3.3. Ecuación de la continuidad ............................................ 56
2.2.3.4. Área transversal de la tubería ........................................ 57
2.2.4. Tuberías flexibles ..................................................................... 57
2.2.4.1. Componentes .............................................................. 58
2.2.4.2. Aplicaciones ................................................................ 64
2.2.4.3. Comparación de tuberías flexibles vs tuberías rígidas ........ 67
2.2.5. Estudio de factibilidad ............................................................... 71
2.2.5.1. Factibilidad técnica....................................................... 71
2.2.5.2. Factibilidad económica.................................................. 71
2.2.5.3. Estimación de costos .................................................... 71
2.2.5.3.1. Estimado de costos clase V ......................................... 72
CAPÍTULO III............................................................................................ 73
3.1. Tipo de Investigación ......................................................................... 73
3.2. Diseño de la Investigación .................................................................. 75
3.3. Técnicas de recolección de datos.......................................................... 76
3.3.1. Recolección de datos primarios................................................... 76
3.3.2. Recolección de datos secundarios ............................................... 77
3.4. Unidad de Estudio.............................................................................. 78
3.5. Procedimiento Metodológico ............................................................... 78
CAPÍTULO IV ............................................................................................ 83
4.1. Descripción de las características operacionales y requerimientos técnicos
para la realización de pruebas y evaluación de tecnologías del CEPRO..... 83
4.1.1. Pozo experimental .................................................................... 84
4.1.2. Banco de fluidos de perforación y cementación ............................. 85
4.1.3. Circuito de corrientes de producción o pruebas de superficie........... 86
4.1.4. Recepción de crudo .................................................................. 88
4.1.5. Recepción de gas natural........................................................... 88
4.1.6. Historial de pruebas de los últimos años de operación de la línea .... 91
4.2. Análisis de las alternativas técnicas y económicamente viables de suministro
de gas natural que podrían considerarse como fuentes de entrega al CEPRO
de PDVSA Intevep Tía Juana. ............................................................. 99
4.2.1. Suministro de gas natural a baja presión ..................................... 99
4.2.1.1. Diseño del sistema de compresión................................ 100
4.2.1.1.1. Selección del compresor .............................. 102
4.2.1.1.2. Diseño del compresor.................................. 103
4.2.1.1.3. Diseño del intercambiador de calor................ 104
4.2.1.1.4. Diseño de los equipos de depuración ............. 111
4.2.1.1.4.1. Depurador de entrada ............... 112
4.2.1.1.5. Simulación del sistema de compresión ........... 114
4.2.1.2. Estimación de costos para la alternativa 1 ..................... 116
4.2.2. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero
convencional ........................................................................ 118
4.2.2.1. Estimación de costos para la alternativa 2 ..................... 121
4.2.3. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero flexible -
Flexsteel ®............................................................................. 122
4.2.3.1. Estimación de costos para la alternativa 3 ..................... 124
4.2.4. Selección del modelo de suministro........................................... 124
4.3. Propuesta de diseño de la alternativa que se considera técnica y
ecnomicamente viable .................................................................... 127
CAPÍTULO V ........................................................................................... 128
5.1. Presentación de la Propuesta ............................................................. 128
5.2. Conceptualización de la Propuesta...................................................... 128
5.3. Justificación de la Propuesta.............................................................. 128
5.4. Alcance de la Propuesta .................................................................... 133
5.5. Objetivos de la Propuesta ................................................................. 133
5.6. Descrpción de la Propuesta ............................................................... 133
CONCLUSIONES...................................................................................... 135
RECOMENDACIONES ............................................................................... 137
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................ 138
ANEXOS................................................................................................. 142
LISTA DE TABLAS Tabla Página
1. Historial de fallas de la línea de suministro de gas al CEPRO...................... 21
2. Composición por categorías del gas natural ............................................ 25
3. Ecuaciones para determinación del factor Z ............................................ 27
4. Rangos para las ecuaciones del factor Z ................................................. 28
5. Valores de KSB .................................................................................... 40
6. Coeficientes de transferencia de calor (GPSA) ......................................... 51
7. Coeficientes de transferencia de calor (Campbell) .................................... 52
8. Caída de presión en tuberías (Campbell) ............................................... 56
9. Diferencias relevantes entre tuberías rígidas y flexibles ........................... 69
10. Cont. Diferencias relevantes entre tuberías rígidas y flexibles ................... 70
11. Estructura de la matriz de evaluación.................................................... 81
12. Escala de valoración basada en el principio de Hurwics ............................ 81
13. Características del pozo experimental ................................................... 85
14. Características del banco de fluidos ...................................................... 86
15. Características del circuito ................................................................... 87
16. Características actuales de la línea de suministro.................................... 89
17. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009........................ 91
18. Cont. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009 ............... 92
19. Cont. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009 ............... 93
20. Caudal diario promedio de pruebas del CEPRO........................................ 93
21. Matriz de prueba del depurador multiciclónico ........................................ 94
22. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI ........................ 95
23. Cont. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI................ 96
24. Cont. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI................ 97
25. Cromatografía referencial del gas a recibir por parte de PDVSA GAS........ 100
26. Resultados de la separación flash ....................................................... 101
27. Datos del proceso ............................................................................ 102
28. Especificaciones de potencia del compresor.......................................... 103
29. Propiedades de los fluidos de proceso del intercambiador....................... 105
30. Temperaturas de las corrientes del intercambiador ............................... 106
31. Características del depurador de succión ............................................. 112
32. Resultados de la simulación (Compresor)............................................. 115
33. Resultados de la simulación (Intercambiador de calor) .......................... 115
34. Cromatografía del gas natural recibido en CEPRO.................................. 118
35. Características del gas suministrado desde el MG TJ-05 ......................... 118
36. Verificación del diámetro de la tubería................................................. 119
37. Cálculo de la velocidad actual en la tubería .......................................... 120
38. Estimado de costos de reemplazo de la tubería convencional .................. 121
39. Cálculo de la velocidad para la tubería flexible...................................... 122
40. Costos asociados a la tubería flexible .................................................. 124
41. Matriz de decisión ............................................................................ 125
42. Características de la línea propuesta ................................................... 127
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Diagrama de una etapa de compresión .................................................. 29
2. Altura de separadores verticales según normas PDVSA............................. 47
3. Carcasa interna de la tubería flexible ..................................................... 59
4. Estructura de la tubería flexible (armaduras) .......................................... 61
5. Tubería con defecto “Jaula de Pájaro” .................................................... 62
6. Envoltura externa y capa antidesgaste ................................................... 63
7. Características de las capas de una tubería flexible .................................. 63
8. Corte transversal de conector de tubería flexible (no adherida).................. 64
9. Pozo experimental .............................................................................. 85
10. Banco de fluidos ................................................................................. 86
11. Circuito de corrientes de producción ...................................................... 87
12. Diagrama de la línea MG TJ-05/ CEPRO .................................................. 89
13. Red de Tía Juana Lago ......................................................................... 90
14. Estación de gas del CEPRO ................................................................... 90
15. Uso de gas para prueba CIMCI.............................................................. 98
16. Envolvente de fases del gas natural ..................................................... 101
17. Selección de compresores según John Campbell .................................... 102
18. Selección de compresores según la GPSA ............................................. 103
19. Distribución de fluidos en el equipo...................................................... 106
20. Características del intercambiador de calor diseñado .............................. 111
21. Configuración del depurador de succión................................................ 113
22. Diagrama de flujo de procesos del sistema de compresión ...................... 114
23. Fases de ingeniería y estimado de costos correspondiente ...................... 116
24. Estimado de costos clase V del sistema de compresión ........................... 117
25. Diagrama de la simulación hidráulica ................................................... 120
26. Resultados obtenidos en el paquete comercial PIPEPHASE® .................... 121
27. Análisis causa- raíz de fallas en líneas de alta presión............................. 129
28. Cifras fiscalizadas por el MPPPM para el año 2012. ................................. 130
29. Perfil de recolección de gas de Occidente.............................................. 131
30. Perfil de recolección de gas 2012-2019. ............................................... 132
31. Diagrama de la línea MG TJ-05/ CEPRO ................................................ 133
32. Hoja de datos de la tubería flexible Flexsteel ® ..................................... 134
INTRODUCCIÓN
Desde 1976, cuando se da la nacionalización de la industria petrolera; la
coordinación, planificación, supervisión y ejecución de todas las acciones referentes
a la producción y explotación de los hidrocarburos están a cargo de Petróleos de
Venezuela S.A (PDVSA); la cual tiene la misión de satisfacer los crecientes
requerimientos energéticos actuales. Partiendo de este punto, se estima obtener
una producción diaria de crudo, que en ocasiones se ve mermada, por la presencia
de problemas en los sistemas de producción, subsuelo, facilidades de superficie de
las instalaciones, sistemas de procesamiento, entre otros. Con la finalidad de
generar y proponer soluciones de vanguardia ante los distintos escenarios
operacionales que se presentan día a día en la industria petrolera, PDVSA Intevep
como brazo tecnológico de la corporación creó el Centro Experimental de Producción
(CEPRO) de PDVSA Intevep Tía Juana para ser un laboratorio a escala real cuya
operatividad permite respaldar, avalar, desechar o impulsar el empleo de diferentes
tecnologías, mecanismos y prácticas que contribuyan a optimizar la producción de
hidrocarburos en áreas tradicionales. Dependiendo del tipo de pruebas a realizar y el área de la instalación en la que
serán ejecutadas las mismas, se puede requerir: crudo, gas, agua de proceso,
cemento, aditivos químicos, entre otros. La corriente de gas natural es recibida
desde el año 1996 a través de una línea proveniente del múltiple de gas MG-TJ-05,
sin embargo desde el año 2009 la misma se encuentra fuera de servicio, limitando
significativamente la operatividad del Centro.
El siguiente trabajo de investigación tiene como base la propuesta de un modelo
de suministro de gas natural para el CEPRO, soportado en el análisis de diferentes
alternativas que de acuerdo a las características operacionales de la instalación y los
requerimientos para la realización de pruebas y evaluación de tecnologías pudieran
considerarse viables técnica y económicamente.
Para lograr los objetivos planteados el presente trabajo se estructuró en cuatro
capítulos, el primero de los cuales va dirigido a plantear y justificar el problema, el
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alcance, la delimitación de la investigación y los objetivos a desarrollar durante la
realización de este proyecto. El segundo contempla las bases teóricas que sustentan
el trabajo de investigación, donde se enmarca el problema, además, se plantean los
antecedentes que tienen relación directa e indirecta con la investigación. El tercer
capítulo describe el tipo de investigación, las técnicas de recolección de datos y se
establecen los lineamientos a seguir para lograr alcanzar los objetivos planteados.
En el cuarto capitulo se analizan los resultados obtenidos en la investigación
efectuada y se hace una validación y comparación de los mismos, para finalmente
en ultimo capitulo proponer el modelo de suministro que daría solución a la
problemática planteada.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del Problema
El Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA Intevep Tía Juana es
un laboratorio a escala real destinado a la evaluación de diversos sistemas de
subsuelo y superficie utilizados en la producción y manejo de crudo y gas, cuya
operatividad permite a PDVSA Intevep respaldar, avalar, desechar o impulsar el
empleo de diferentes tecnologías, mecanismos y prácticas que contribuyan a
optimizar la producción de hidrocarburos en áreas tradicionales. Este laboratorio a
escala desde el año 1996 es utilizado para realizar pruebas pilotos de campo a
escala real en tres (3) grandes áreas de servicio: El pozo experimental, el circuito
de flujo multifásico y de superficie (estación de flujo) y el banco de fluidos de
perforación y cementación.
La manera en que fue estructurada la instalación permite simular procesos y
evaluar equipos en un amplio intervalo de condiciones de operación, con diferentes
fluidos, los cuales incluyen gas natural, crudos (≥11°API), fluidos de perforación y
lechadas de cemento; todo esto a condiciones controladas, que permiten determinar
con exactitud los intervalos de aplicación de las tecnologías a escala real, sin incurrir
en perdidas de producción. No obstante, existe una limitante en la operatividad del
centro que es la disponibilidad de los fluidos (crudo, gas natural y otros) requeridos
para la realización de las pruebas.
Desde que se apertura este laboratorio, la corriente de gas natural es recibida a
través de una línea de 4 pulgadas a una presión de aproximadamente 1500lpc,
proveniente del múltiple de gas MG-TJ-5 interconectado a las plantas compresoras
de Tía Juana Lago. Sin embargo, debido a las deficiencias que ha venido
presentando la línea de gas desde el año 2000, relacionadas en su mayoría a fugas
de gas por efectos de la corrosión en el trayecto de dicha línea que se encuentra
ubicada en el Lago de Maracaibo (línea sublacustre) y la inoperatividad total de la
misma desde el año 2009, se han iniciado conversaciones con PDVSA Exploración y
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Producción y PDVSA GAS para analizar posibles alternativas de suministro de gas
natural a fin de garantizar la operación completa del Centro Experimental.
En este sentido, PDVSA EYP basada en el panorama actual de demanda y oferta
de gas natural para el mercado interno, en donde existe un déficit importante que
estrechamente se satisface con fuentes de importación hacia la región Occidente,
como es el caso de la Interconexión Centro - Occidente (ICO) y el gas recibido
desde Colombia por las empresas Chevron–ECOPETROL plantea un reemplazo de la
línea MGTJ-05/CEPRO a mediano plazo, considerando evaluar la sustitución de la
misma tanto por tubería de acero convencional como por tubería flexible en aras de
disminuir las fallas por efectos de corrosión y ruptura de la línea. Por su parte, la
filial PDVSA GAS plantea básicamente el suministro de gas natural a baja presión, lo
cual requeriría la utilización de un sistema de compresión en el Centro para alcanzar
la presión requerida.
1.2. Formulación del Problema
Con base en los tres escenarios planteados y toda la argumentación antes
reflejada, es necesario plantearse la siguiente interrogante: ¿Cuál será la alternativa
técnica y económicamente más viable para dar solución al problema de suministro
de gas natural al CEPRO de PDVSA Intevep Tía Juana?
1.3. Objetivo General de la Investigación
Proponer un modelo de suministro de gas natural para el Centro Experimental de
Producción de PDVSA Intevep Tía Juana.
1.4. Objetivos Específicos de la Investigación
Los objetivos específicos de la investigación son:
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Describir las características operacionales y requerimientos técnicos para la
realización de pruebas y evaluación de tecnologías del Centro Experimental de
Producción de PDVSA Intevep Tía Juana
Analizar las alternativas técnicas y económicamente viables de suministro de
gas natural que podrían considerarse como fuentes de entrega al Centro
Experimental de Producción de PDVSA Intevep Tía Juana.
Proponer el diseño de una alternativa que se considere técnicamente y
económicamente viable.
1.5. Justificación de la Investigación
PDVSA Intevep como brazo tecnológico de la corporación esta orientada a
generar soluciones integrales en el área de exploración, producción, refinación e
industrialización de los hidrocarburos, es por ello que desarrolla actividades de
investigación estratégica, investigación y desarrollo, ingeniería y asistencia técnica
especializada, las cuales están integradas a los negocios de PDVSA en cuanto a
transferencia y aplicación de tecnologías que permitan cubrir integralmente las
diferentes fases de los negocios petrolero y del gas. En este sentido, la operatividad
del Centro Experimental de Producción de PDVSA Intevep Tía Juana es de vital
importancia para el desarrollo y apalancamiento tecnológico de la industria petrolera
en Venezuela, particularmente de Petróleos de Venezuela S. A (PDVSA).
Desde el punto de vista práctico, esta investigación se justifica porque busca
evaluar las diferentes alternativas disponibles para reactivar las operaciones del
Centro Experimental de Producción de Intevep, laboratorio que ha visto limitada su
aplicabilidad desde el año 2009 debido a falla mecánica de la línea de suministro de
gas natural, lo que ha reducido el volumen y la demanda de pruebas experimentales
de tecnologías y simulación, aumentando el grado de incertidumbre en la respuesta
de nuevas tecnologías incorporadas a las facilidades de producción y manejo de
hidrocarburos de Petróleos de Venezuela S.A.
Desde el punto de vista económico, las instalaciones del CEPRO permiten
simular y reproducir el comportamiento de los procesos y variables a las
19
condiciones reales de la mayoría de los campos tradicionales de Venezuela,
utilizando fluidos de los yacimientos de interés, lo que permite evaluar el
desempeño de sistemas y equipos bajo condiciones reales y controladas,
minimizando los riesgos de fallas y evitando pérdidas de producción por la
implantación de nuevas tecnologías, que se traducirían en pérdida de capitales para
la corporación y el país. Adicionalmente, en el CEPRO se realizan pruebas
experimentales y validación de tecnologías cuyo costo para PDVSA en empresas de
servicio externas es muy elevado.
La justificación teórica de la investigación está centrada en el hecho de que el
CEPRO es una instalación única en su modalidad y funciones en Venezuela y similar
a pocas a escala mundial, lo que permitirá al lector de este trabajo de investigación
conocer su funcionamiento, principios de operación y alcance, creando un
precedente en el área del conocimiento que podría impulsar futuros desarrollos a
escala experimental.
El aporte metodológico de este trabajo de investigación es la descripción de los
pasos a seguir para la realización de un análisis técnico- económico cuando se
tengan diferentes escenarios para la solución de un problema, lo cual servirá como
material de consulta y antecedente a otros investigadores.
1.6. Delimitación de la Investigación
La investigación se encuentra delimitada espacialmente en las instalaciones del
Centro Experimental de Producción de PDVSA Intevep Tía Juana y será efectuada en
un lapso de doce (12) meses comprendidos desde el mes de febrero de 2013 hasta
febrero de 2014.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes
Los antecedentes de la investigación comprenden las indagaciones previas
realizadas en la materia estudiada, relacionadas con el objeto de estudio, sirviendo
de soporte y de guía de aplicación al investigador de un campo determinado. En
este sentido algunos de los trabajos que sirven de antecedente a la presente
investigación son:
SÁNCHEZ, L y MELÉNDEZ, H. (2008). “Propuesta de reemplazo de la
línea de suministro de gas natural que presta servicio al CEPRO”. Este
documento esta enfocado en presentar la memoria descriptiva de la problemática de
la línea de suministro de gas natural que presta servicio al CEPRO, el historial de
eventos de fugas y filtraciones de la misma, el número de horas de operación
diferida por reparaciones e inspecciones y una serie de criterios en cuanto a la
máxima reducción de pared permitida de la tubería, factor máximo permisible del
área corroída o de la picadura, máximo número de grapas permisibles y daños
mecánicos permitidos, de tal forma de justificar el reemplazo de la línea existente
por una de iguales características a la instalada. Sin embargo, en este documento
no se evalúa ninguna alternativa de suministro que no sea el reemplazo de la línea
por una de iguales características, adicionalmente por su fecha de elaboración no se
contempla el hecho de que el panorama actual de oferta y demanda de gas natural
en Occidente es bastante crítico y que los costos estimados de reemplazo de la línea
han variado sustancialmente.
Dentro de lo que son los antecedentes de la problemática estudiada en esta
investigación vale la pena mostrar en la Tabla 1 el historial de fallas de la línea:
21
Tabla 1. Historial de fallas de la línea de suministro de gas al CEPRO
Fecha Evento Ubicación Observaciones
Diciembre 07, 2000 Filtración de gas (1) A 50m del pozo TJ-115
(asociado a la EF-TJ-10) -
Mayo 22, 2002 Filtración de gas (1) por falla en
una grapa
A 150m al norte de la EF-
TJ-10 Instalada grapa de 3 Plg
Mayo 20, 2004 Filtración de línea de Gas (2)
Ubicada hacia el sur-este,
aproximadamente a 1000 y
2000 pies respectivamente
Instalada grapa el 23/05/2004
Junio 18, 2004 Fuga de gas en válvula de cierre A nivel de dique ( Tierra)
Se recomendó el reemplazo de la
válvula. Se detecto problemas de
corrosión, fuga por el vástago de la
válvula, mango de la válvula de venteo
en mal estado
Febrero 19, 2007 Fuga de gas Línea sublacustre Se realizó reparación el día 24/02/2007
Abril 3, 2007 Filtración de la línea de Gas A 150 m aprox. Del dique
Se corrigió filtración, y se observo una
nueva filtración aguas abajo del punto
reparado
Febrero 9, 2008 Fuga de gas Línea sublacustre Se realizó reparación el día 28/02/2008
(cambio de tramos averiados)
Marzo 6, 2008 Fuga de gas Línea sublacustre Se realizó reparación el día 05/04/2008
Fuente: Sánchez y Meléndez (2008)
RONDÓN, L. (2004). “Diseño de un centro de compresión y tratamiento
para recuperar gas de baja presión”. En este trabajo se describe que PDVSA
Oriente tiene en operación estaciones de flujo donde se maneja una producción de
gas asociado de unos 44 MMPCED, los cuales se ventean a la atmósfera, por no
disponerse de facilidades para su recolección, tratamiento y transmisión. Este
trabajo consistió en el dimensionamiento y evaluación hidráulica de las líneas de
recolección y transferencia, además de la determinación de las capacidades y
dimensiones de los equipos de los sistemas de facilidades de entrada, compresión y
tratamiento necesarios para la recuperación y adecuado uso del gas. La contribución
de esta investigación esta relacionada al basamento teórico del diseño de un
sistema de compresión.
22
RINCÓN, J. (2010). “Interconexión de la red de gas de Tía Juana Lago y
la Planta Lagunillas 3”. El propósito de esta investigación se basó en proponer la
interconexión de la red de recolección de gas de la Unidad de Explotación Tía Juana
Lago y la Planta Compresora Lagunillas III, donde se tiene una capacidad de
compresión ociosa de 30 a 35 MMPCED, la cual puede utilizarse en caso de paro de
alguna de las plantas compresoras del área sur y centro de Tía Juana Lago. Para
lograr los objetivos de la investigación fue necesario simular y evaluar la red de
recolección de gas y además diseñar la infraestructura necesaria para transportar el
gas, garantizando un flujo bidireccional en la línea. El aporte de esta investigación
esta vinculada al basamento teórico y la metodología empleada para el diseño y
simulación de tuberías, interconexiones y sistemas de transporte de gas natural.
MORILLO, L. (2006). “Simulador para el diseño y evaluación de equipos
y facilidades presentes en una planta de compresión de gas”. Este trabajo
tuvo como finalidad la creación de un software denominado SIPGLUZ, el cual integra
los procedimientos de cálculo para los procesos involucrados en una estación de
compresión de gas natural a través de seis módulos: (I) Dimensionamiento de
planta de compresión, (II) Propiedades termodinámicas, (III) Separadores bifásicos,
(IV) Intercambiadores, (V) Compresores y (VI) facilidades de superficie.
2.2. Bases Teóricas
2.2.1. Gas natural
Martínez (2007) define el gas natural como una mezcla en proporciones
variables de hidrocarburos parafínicos, conformado normalmente por los siguientes
compuestos: metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butanos (C4H10),
pentanos (C5H12), hexanos (C6h14), heptanos y más pesados (C7H16 +), este último
no es un componente simple sino una denominación para describir todo el
remanente de hidrocarburos más pesados que los heptanos. El gas natural puede
contener además, dependiendo de su origen y formación, pequeñas cantidades de
sulfuro de hidrogeno, nitrógeno, dióxido de carbono, helio, agua en forma de vapor,
entre otros.
23
Según Martínez (2007), los componentes parafínicos nombrados anteriormente
se presentan bajo concentraciones variables pero siguiendo normalmente un orden
de magnitud descendiente que sigue muy de cerca la secuencia dada anteriormente,
así el metano constituye del 65% al 90% en porcentaje molar de la mezcla, el etano
del 3% al 15%, los butanos de 0.5 al 3 % y los restantes compuestos se presentan
en concentraciones aún inferiores. Físicamente estos compuestos se caracterizan
por ser inodoros, incoloros e insípidos; los cuatro primeros de la serie nombrada
(metano- butano) son gases a temperatura y presión ambiente, mientras que los
pentanos y más pesados, son líquidos más ligeros que el agua a estas mismas
condiciones y se caracterizan por ser insolubles en agua. Químicamente el gas
natural se comporta como un compuesto inerte muy estable ya que no reacciona
con los ácidos y bases más fuertes a temperatura y presión ambiente. Para que esto
ocurra se necesitan determinadas condiciones de presión y temperatura y en
algunos casos la presencia de catalizadores.
Estructuralmente las moléculas de los componentes orgánicos presentes en el
gas natural están formadas por átomos de carbono e hidrógeno (de allí el nombre
de hidrocarburos) enlazados mediante uniones electrónicas covalentes y formando
cadenas lineales o ramificadas que constituyen lo que en la química orgánica se
llama una serie homóloga de término general CnH2(n+1).
El gas natural puede provenir de yacimientos de gas o asociado con yacimientos
de petróleo o de condensado (porciones volátiles del petróleo). En Venezuela la
mayor parte del gas proviene de yacimientos de petróleo. Generalmente, se
encuentra en los yacimientos bien sea en forma libre o asociado al petróleo. En
Venezuela, los yacimientos de gas libre son de reciente utilización. Tradicionalmente
el gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo.
Según PDVSA (2006), el gas natural ha pasado a ocupar un importante espacio
en el escenario energético mundial, con un crecimiento continuo de la demanda.
Venezuela esta considerada como una de las naciones más importantes como
potencial suplidor de energía gasifera por sus cuantiosas reservas de gas, su
ventajosa posición geográfica e importancia geopolítica, constituyendo uno de los
24
grandes ejes de desarrollo gasífero en el mundo: Rusia, Medio Oriente, Norte de
África, Estados Unidos, Trinidad y Tobago y Venezuela.
Sin embargo, a la fecha existe un déficit energético importante ya que los
yacimientos de gas libre con volúmenes importantes de gas natural con que cuenta
el país no han iniciado su producción, debido a la influencia de diferentes factores
en la ejecución y arranque de los proyectos. De igual forma en las áreas
tradicionales donde se obtiene gas natural asociado al crudo, la producción de los
fluidos se ha visto afectada debido al declive de las presiones en los yacimientos, al
incremento del corte de agua y a fallas en los sistemas de recuperación secundaria.
2.2.1.1. Componentes del gas natural
Según Martínez (2007), no existe una composición o mezcla que se pueda tomar
para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia
composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento pueden tener una
composición diferente entre si. También la composición de este fluido varía
conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un
análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos a la nueva
composición y evitar problemas operacionales. Cuando el gas natural es extraído de
los yacimientos, presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya que pueden
provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor
comercial del gas.
Así mismo de acuerdo a lo referido en www.naturalgas.org, los compuestos
orgánicos o hidrocarburos forman largas cadenas de combinación por lo general
desde C1 hasta C60, por su parte en el manual de PDVSA CIED (1997) clasifican
estos componentes en tres grandes grupos, tal como se muestra en la Tabla 2:
25
Tabla 2. Composición por categorías del gas natural
COMPONENTES LIVIANOS Metano
Etano
COMPONENTES INTERMEDIOS
Propano
Iso- butano
n- Butano
COMPONENTES PESADOS
n- Pentano
Hexano
Heptano +
Fuente: PDVSA CIED (1997)
Por lo general el grupo de los livianos constituyen entre el 70- 90% de la
mezcla. El segundo grupo de los componentes forman de 5-15%, mientras que los
componentes pesados pueden oscilar entre menos del uno hasta un cinco por ciento
(5%).
2.2.1.2. Propiedades físicas del gas
Es de carácter esencial conocer las propiedades de los fluidos para entender su
comportamiento. De acuerdo con el GPSA (1987) dos de las propiedades más
importantes son viscosidad y densidad.
La viscosidad, que expresa la habilidad de un fluido de fluir cuando sobre el
actúan fuerzas externas, es categorizada en dos tipos; absoluta y cinemática. La
viscosidad absoluta se refiere a la resistencia interna de un fluido a ser deformado,
mientras que la cinemática es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad
de la masa. La viscosidad esta estrechamente relacionada con la temperatura, la
viscosidad de un gas por ejemplo, al contrario que para los líquidos, aumenta con
un incremento de la temperatura.
De acuerdo a Govier (1972), el comportamiento de la densidad de gases
multicomponentes, a pesar de ser similar a la de componentes puros, es más
complejo. Para mezclas de gases multicomponentes a presión y temperatura por
26
ρm = P Mm Z R T
Tpr = T/Tpc
Ppr = P/Ppc
encima de las condiciones estándares, el factor de compresibilidad de la mezcla
juega un papel importante. El factor de compresibilidad es por definición, de
acuerdo a Martínez (1994), la relación entre el volumen que realmente ocupa un
gas a condiciones específicas de presión y temperatura y el volumen que ese mismo
gas ocuparía si se comportase idealmente. Considerando esto, la densidad de una
mezcla de gases se define por la siguiente ecuación:
(1)
Donde ρm representa la densidad de la mezcla, P es la presión del gas, Mm es el
peso molecular de la mezcla de gases, Z es el factor de compresibilidad, R es la
constante universal de los gases y T es la temperatura del sistema.
2.2.1.3. Propiedades críticas del gas
Existen disponibles innumerables tablas de factores de compresibilidad para la
mayoría de los componentes puros de gases, sin embargo como se mencionó
previamente, estos componentes puros son raramente encontrados. Por lo tanto el
factor de compresibilidad Z debe ser calculado a través de la ley de estados
correspondientes (Beggs, 1984), la cual expresa que:
(2)
(3)
Donde Tpc y Ppc son las temperaturas y presiones seudo críticas
respectivamente, y T y P son los valores reales de temperatura y presión
expresados en unidades absolutas.
Las propiedades seudo críticas son usualmente calculadas multiplicando la
fracción de gas presente en la mezcla por la propiedad crítica correspondiente de
cada componente. Beggs (1984) propone un método simple y preciso para calcular
las propiedades seudo críticas cuando se desconoce la composición o para casos en
que los requerimientos de precisión no justifican largos cálculos. Las propiedades
pueden entonces ser calculadas usando las siguientes ecuaciones:
27
Tpc= 169 + 314 γg
Ppc= 708 – 57,5 γg
(4)
(5)
Donde, el término γg se refiere a la gravedad específica de la mezcla de gas.
2.2.1.4. Correlaciones para el cálculo del factor de compresibilidad del gas
Standing Katz desarrolló en 1942 un método para el cálculo del factor de
compresibilidad de gases cuyo uso en la industria del petróleo y gas está aún
vigente. Sutton (2007), explica que a partir del factor ‘Z’ de Katz, han sido muchos
los métodos desarrollados para reproducir sus tablas digitalmente. Los tres métodos
más ampliamente usados por la comunidad ingenieril, según Sutton (2007), son los
publicados por Hall y Yarborough (1973-1974), Dranchuk et al. (1974) y Dranchuk
y Abou-Kassem (1975). La Tabla 3 muestra las ecuaciones para la determinación
del factor ‘Z’ y las constantes involucradas en sus cálculos.
Tabla 3. Ecuaciones para determinación del factor Z
Ecuación Fórmula Constantes Dranchuk et al
Z=1+ a1+a2+ae y+ a4+a5 y2+ a5a6 y5+a7 y2(1+a8y2)exp(-a8y2) Tr Tr
3 Tr Tr Tr3
a1=0,31506237 a2=-1,04670990 a3=-0,57832729 a4=0,53530771 a5=-0,61232032 a6=-0,10488813 a7=0,68157001 a8=0,68446549
Dranchuk y Abou-Kassem
Z=1+c1y+c2y2-A9c3y5+A10(1+A11y2)(y2/Tr
3)exp(-A11y2) c1=A1+(A2/Tr) +(A3/Tr
3) +(A4/Tr4) +(A5/Tr
5) c2=A6+(A7/Tr) +(A8/Tr
2) c3=(A7/Tr) +(A8/Tr
2)
A1=0,3265 A2=-1,0700 A3=-0,5339 A4=0,01569 A5=-0,05165 A6=0,5475 A7=-0,7361 A8=0,1844 A9=0,1056 A10=0,6134 A11=0,7210
Hall y Yarborough
Z=[0,06125Ppr t Exp(-1,2(1-t)2)] -APpr +(y+y2+y3-y4/(1-y)3)– By2 + CyD =0 A =0,06125 t exp(-1,2(1-t))2 B=14,76 t - 9,76 t2 + 4,58 t3 C=90,7 t - 242,2 t2 + 42,4 t3 D=2,18 + 2,8 t
Fuente: Bánzer (1996)
28
y= 0.27 Ppr Z Tr
Donde, ‘Tr’ es la temperatura seudo-reducida y ‘t’ es su valor inverso. El término
‘y’, previamente usado, es la densidad reducida, definida por:
(6)
Beggs (1980) define, como sigue, el rango de presión y temperatura seudo-
reducida bajo el cual cada ecuación de la Tabla 4 puede ser usada.
Tabla 4. Rangos para las ecuaciones del factor Z
Dranchuk et al 1,05<Tpr<3,0 0,2<Ppr<30
Dranchuk y Abou-Kassem 1,0< Tpr <3,0 0,2<Ppr<30
Hall y Yarborough 1,2< Tpr <3,0 0,1<Ppr<24
Fuente: Bánzer (1996)
Es importante resaltar que los métodos de Yarborough y Hall, Dranchuk y Abou-
Kassem y Dranchuk et al, se basan en el uso de ecuaciones no lineales. Beggs
(1980) establece que deben ser resueltas por un proceso iterativo de ensayo y error
como el de Newton-Raphson.
2.2.2. Sistemas de compresión de gas
Un sistema de compresión de gas es un sistema compuesto generalmente de
compresores centrífugos y/o reciprocantes y equipos auxiliares, donde el gas
natural se comprime para elevar su presión, de acuerdo a la aplicación que
corresponda. Una planta o sistema de compresión de gas consta principalmente de
los siguientes equipos:
Compresores de gas
Separadores o depuradores
Líneas de gas
Intercambiadores de calor
Sistemas de alivio de presión
29
La compresión es un factor económico importante tanto en el procesamiento del
gas natural como en la transmisión por gasoductos largos. La compresión de gas
puede llevarse a cabo en una o varias etapas, considerando las presiones de
entrada y salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y salida y el
peso molecular del gas.
La descripción de una etapa de compresión típica se reseña a continuación: el
gas de succión entra a través del depurador principal o de entrada con la finalidad
de recoger los restos de agua y condensado que puedan permanecer remanentes en
la corriente. Una vez depurado el gas pasa a un compresor con el objetivo de
comprimir el gas a la presión deseada. El aumento de temperatura en el gas debido
a la compresión hace necesario que el calor deba ser removido antes de que el gas
entre a una siguiente etapa de compresión. Con esta remoción de calor se evitan
temperaturas altas que afectan la resistencia mecánica de los componentes del
compresor y se disminuye además los requerimientos de potencia. Para tal fin
existen enfriadores cuya función es la de mantener la temperatura del gas cercana
a la temperatura de entrada a la etapa de compresión. En la Figura 1 se muestra un
esquema típico de un sistema de compresión de gas natural.
Figura 1. Diagrama de una etapa de compresión (Pulgar, 2014)
30
2.2.2.1. Compresores
Según Greene (1999) un compresor es una máquina que eleva la presión de un
gas, un vapor o una mezcla de gases y vapores para un gran número de
aplicaciones. La presión del fluido se eleva reduciendo el volumen específico del
mismo durante su paso a través del compresor. En cuanto a la industria del gas
natural el compresor se utiliza para elevar la presión del mismo, con el fin de
transportarlo por medio de tuberías, inyectarlo en yacimientos o para extraerle los
componentes pesados que contiene.
2.2.2.1.1. Selección de Compresores
La selección del compresor depende de diferentes parámetros tales como:
Características del gas, tasa de flujo, razones de compresión y presiones de
operación, temperatura de operación, unidad de accionamiento, espacio de
fundación y piso, continuidad de operación, costo de capital, costos de
mantenimiento y costos de operación. Adicionalmente existen diversas literaturas
que presentan gráficas de selección de unidades de acuerdo a las condiciones del
proceso.
Características del gas: características como la razón de los calores
específicos, compresibilidad o contenido de humedad, no afectan la
selección del tipo del compresor. Sin embargo, la composición del gas
afecta significativamente a los compresores centrífugos (requieren más
etapas si la densidad del gas es más baja). Por el contrario, los
compresores de desplazamiento positivo no son muy afectados por el peso
molecular del gas, gravedad especifica o densidad de entrada.
Tasas de flujo: Para tasas de flujo relativamente bajas, los compresores
reciprocantes son generalmente utilizados, adicionalmente estos pueden
manejar enormes variaciones en la tasa de flujo con poca pérdida de
eficiencia, en cambio los compresores centrífugos no se comportan
eficientemente por debajo de 50-90% de la capacidad asignada. En
31
general los compresores reciprocantes son más flexibles en manejar varios
tipos y tamaños de las corrientes de flujo de gas que los centrífugos.
Razones de compresión: Para bajas razones de compresión con
capacidades moderadas se recomienda el uso de compresores centrífugos,
si por el contrario se requieren altas razones de compresión y presiones
superiores el reciprocante pudiese ser el más adecuado. No obstante como
en la selección del compresor diversos factores son involucrados, definir un
límite preciso de aplicabilidad para un tipo de compresor resulta
complicado.
Temperaturas de operación: Los compresores centrífugos son menos
afectados por altas o bajas temperaturas que los compresores
reciprocantes, en los cuales las limitaciones en cuanto a este parámetro
son impuestas por los lubricantes utilizados. En los equipos de compresión
la máxima temperatura de descarga (Td) debe mantenerse dentro de los
límites establecidos para evitar problemas operacionales como el craqueo
de los aceites lubricantes, contaminación del fluido, entre otros.
En general ninguno de los compresores tiene ventaja significativa con
respecto a las temperaturas de operación, adicionalmente para evitar
problemas debido a las altas temperaturas se utilizan intercambiadores de
calor entre las diferentes etapas.
Unidad de accionamiento: Generalmente la unidad de accionamiento de los
compresores es seleccionada basada en la fuente de potencia disponible,
del balance de calor o utilización, uso del gas de descarga y otros factores.
Normalmente los compresores centrífugos son siempre seleccionados
cuando el accionador es una turbina y los compresores reciprocantes
cuando el motor es eléctrico.
Espacio de la fundación y piso: Los compresores reciprocantes durante su
operación generalmente producen algunas fuerzas desbalanceadas por lo
que requieren una fundación que soporte su peso muerto y que permita
mantener alineados el compresor y el accionador para absorber las fuerzas
de desbalance que podrían presentarse. Los compresores centrífugos son
más favorecidos desde este punto de vista.
Continuidad de operación: Los compresores dinámicos pueden operar
continuamente por un largo periodo de tiempo y su funcionamiento
32
defectuoso es más previsible que en los reciprocantes. Sin embargo, el
promedio anualmente disponible de los dos tipos de equipos es muy alto y
similar.
Costo de mantenimiento: Generalmente para un mismo gas limpio, no
corrosivo y bajo las mismas condiciones de succión y descarga el
mantenimiento es menor en los compresores centrífugos que
reciprocantes, sin embargo en procesos altamente sensibles a variaciones
en las condiciones del gas de succión, los compresores reciprocantes
pueden requerir menor intervención.
2.2.2.1.2. Compresores reciprocantes
Heinz (2000) expone que los compresores reciprocantes son compresores de
flujo intermitente de desplazamiento positivo o volumétrico, en el que la compresión
se obtiene por desplazamiento de un pistón moviéndose lineal y secuencialmente de
atrás hacia delante dentro de un cilindro; reduciendo de esta forma, el volumen de
la cámara (cilíndro) donde se deposita el gas; este efecto, origina el incremento en
la presión hasta alcanzar la presión de descarga, desplazando el fluido a través de la
válvula de salida del cilindro.
El cilindro, está provisto de válvulas que operan automáticamente por
diferenciales de presión, como válvulas de retención para admitir y descargar gas.
La válvula de admisión, abre cuando el movimiento del pistón ha reducido la presión
por debajo de la presión de entrada en la línea. La válvula de descarga, se cierra
cuando la presión en el cilindro no excede la presión de la línea de descarga,
previniendo de esta manera el flujo reverso.
Adicionalmente según PDVSA CIED (2006) los compresores reciprocantes deben
ser alimentados con gas limpio ya que no pueden manejar líquidos y partículas
sólidas que pueden estar contenidas en el gas; estas partículas tienden a causar
desgaste y el líquido como es no compresible puede causar daños a las barras del
pistón. La potencia de los compresores reciprocantes puede ser de hasta 20000 Hp
y para presiones desde el vacío hasta los 50000 lpcm.
33
Estos compresores son diseñados de simple y múltiples etapas, que están
determinadas por la relación de compresión (relación entre la presión de descarga y
succión), que generalmente no excede de 4 por etapa.
2.2.2.1.3. Diseño de un compresor reciprocante
El esquema de cálculo y ecuaciones utilizadas para el diseño de un compresor se
presenta a continuación:
Capacidad de un compresor
Es la cantidad de gas liberado cuando el equipo opera a presiones de entrada y
salida especificadas. La capacidad es medida en volumen a las condiciones de
presión, temperatura, composición del gas y contenido de humedad a la entrada del
compresor.
La ecuación para el cálculo de la capacidad del compresor a las condiciones de
entrada se muestra a continuación:
( ) 1
11
**144***1545
PMWZTw
Q = (7)
Donde:
Q : Capacidad del compresor, pie3/min
w : Flujo másico del proceso, lb/min
1T : Temperatura de entrada, °R
1Z : Factor de compresibilidad a las condiciones de entrada
MW : Peso molecular del gas de entrada, lb/lbmol
1P : Presión de succión, lpca
De igual forma, para calcular la capacidad del compresor o el caudal actual que
puede manejar el mismo se utiliza la ecuación:
34
2
2
1
2
1
1 ***PT
ZZ
TP
QQ std= (8)
Donde:
Q : Capacidad del compresor a las condiciones reales, pie3/día
stdQ : Caudal a las condiciones standard, pie3/día
1T : Temperatura a las condiciones standard, 520 °R
1Z : Factor de compresibilidad a las condiciones standard, 1
1P : Presión a las condiciones standard, 14,7 psia
2T : Temperatura de entrada, °R
2Z : Factor de compresibilidad a las condiciones de entrada
2P : Presión de entrada, lpca
Relación de compresión total
La relación de compresión es la relación entre la presión de descarga del sistema
y la presión de succión en unidades absolutas.
PsPdRcTOTAL = (9)
Donde:
Pd : Presión de descarga total del sistema, lpca
Ps : Presión de succión, lpca
Relación de compresión óptima
Se define como la relación de compresión total elevado a la raíz del número de
etapas de compresión a utilizar para elevar la presión del gas.
4≤= nopt Ps
PdRc (10)
35
Exponente Adiabático, K
Se define como la relación entre el calor específico a presión constante de un
gas y el calor específico a volumen constante.
v
p
CC
k = (11)
Donde:
pC : Calor específico a presión constante, Btu/lb °R
vC : Calor específico a volumen constante, Btu/lb °R
Existen diferentes metodologías para el cálculo del calor específico de una
mezcla de gases, considerando la gravedad específica del fluido, la temperatura,
entre otros.
Temperatura de descarga isentrópica
La estimación de la temperatura de descarga isentrópica viene dada por la
ecuación:
sk
k
d TRcT *1
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡=
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
(12)
Donde:
Rc : Relación de compresión optima por etapa
k : Exponente adiabático
sT : Temperatura de succión de cada etapa, °R
Potencia ideal (IHP)
La potencia ideal viene dada por la ecuación:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−
−+
=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
11
***2
)(****0303.3 1
1
211 kk
CN
CNCN rk
kTZ
ZZTPqIHP (13)
36
Donde:
CNq : Flujo volumétrico a las condiciones normales, MMPCED
CNP : Presión a las condiciones normales, 14,7 lpca
CNT : Temperatura a las condiciones normales, 520°R
1T : Temperatura de succión de la etapa, °R
1Z : Factor de compresibilidad del gas a las condiciones de entrada
2Z : Factor de compresibilidad del gas a las condiciones de salida
k : Exponente adiabático
r : Relación de compresión óptima por etapa
Potencia al gas (GHP)
La estimación de la potencia al gas toma en cuenta los efectos debido a las
desviaciones termodinámicas como turbulencia del gas y calentamiento del gas de
entrada, fricción del fluido y perdidas por fugas y viene dada por la ecuación:
c
IHPGHPη
= (14)
Donde:
cη : Eficiencia de compresión, 93,083,0 ≤≤ cη
Potencia real al freno (BHP)
La potencia real al freno es el requerimiento total de potencia incluyendo
potencia del gas y todas las pérdidas por fricción mecánicas y de transmisión de
potencia, es decir considera los efectos de las pérdidas de fricción en los empaques
y cojinetes del compresor, aros del pistón y otras partes móviles y viene dada por
la ecuación:
m
GHPBHPη
= (15)
37
Donde:
mη : Eficiencia mecánica, 95,088,0 ≤≤ mη
La eficiencia mecánica esta relacionada con el tipo de compresor, los detalles de
diseño y condiciones mecánicas de la unidad.
Eficiencia Volumétrica
La eficiencia volumétrica de los compresores reciprocantes viene dada por la
ecuación:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−−−−= 1*1 /1 k
d
sv r
ZZ
ClrLuAE (16)
Donde:
A : Factor de llenado incompleto del cilindro, fugas, fricción; %6%3 ≤≤ A
Lu : Factor de lubricación; %50 ≤≤ Lu
r : Relación de compresión óptima por etapa
Cl : Volumen muerto; %16%4 ≤≤ Lu
sZ : Factor de compresibilidad del gas a las condiciones de succión
dZ : Factor de compresibilidad del gas a las condiciones de descarga
k : Exponente adiabático
Desplazamiento del pistón
El desplazamiento del pistón requerido por etapa viene dado por la ecuación:
vE
QPD = (17)
Donde:
PD : Desplazamiento del pistón, pie3/min
Q : Caudal del compresor a las condiciones reales, pie3/min
vE : Eficiencia volumétrica
38
Adicionalmente del análisis isentrópico del proceso de compresión se presenta la
fórmula para el cálculo del cabezal isentrópico, el cual esta regido por la ecuación:
( )
( )
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
=−
1*/1*
** /1
1
21kk
avgis P
PkkMW
TRZH (18)
Donde:
isH : Cabezal isentrópico, lbf.pie/lbm
avgZ : Factor de compresibilidad promedio entre la succión y la descarga
R : Constante universal de los gases; 10,73 psia.pie3/lbmol.°R
1T : Temperatura de entrada, °R
MW : Peso molecular del gas, lb/lbmol
k : Exponente adiabático
1P : Presión de succión, lpca
2P : Presión de descarga, lpca
2.2.2.2. Separadores
Prácticamente todo proceso en la industria de los hidrocarburos requiere de
algún tipo de separación de fases. El término separador se aplica a una gran
variedad de equipos empleados para la separación de mezclas de dos o más fases.
Estas mezclas pueden estar formadas por: una fase vapor y una líquida; una fase
vapor y una sólida; dos fases líquidas inmiscibles (aceite/ agua); una fase vapor y
dos líquidas o alguna otra combinación de las anteriores.
El diseño y evaluación apropiada de los separadores es de gran importancia,
debido a que estos tipos de recipientes son normalmente los equipos iniciales en
muchos procesos y pueden representar restricciones en cuanto a la capacidad de
dichas plantas.
39
A continuación se presentan algunos conceptos básicos referidos al diseño y
evaluación de tambores separadores de mezclas de vapor y líquido.
2.2.2.2.1. Principios de separación
En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados
termodinámicos en que pueden encontrase los fluidos. Los principios
fundamentalmente considerados para realizar la separación física de vapor, líquidos
o sólidos son: la cantidad de movimiento, la fuerza de gravedad y la coalescencia.
Toda separación puede emplear uno o más de estos principios, pero siempre las
fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que
ocurra la separación.
La separación originada por la cantidad de movimiento se explica debido a que
los fluidos con diferentes densidades presentan diferentes magnitudes de cantidad
de movimiento. Si una corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección,
el fuerte “momentum” o la gran velocidad adquirida por las fases, no permite que
las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase
liviana, lo que origina la separación.
En el caso de la fuerza de gravedad, las gotas de líquido se separan de la fase
gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es
mayor que la fuerza de arrastre del fluido gas sobre la gota.
Cuando las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad, estas
gotas se unen, por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas
mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones
superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.
2.2.2.2.2. Diseño de separadores verticales
A continuación se presenta el esquema completo de cálculo de separadores
verticales.
40
Diámetro del separador
El diámetro del recipiente debe ser suficiente para proveer el área necesaria
para la separación de ambas fases de acuerdo a las ecuaciones 19 y 21.
Sección de gas:
max
4
g
grealsepgas U
QD
π= (19)
G
GLSBg KU
ρρρ −
=max (20)
Donde:
sepgasD = Diámetro del separador (pies)
grealQ = Caudal de gas a condiciones reales (pie3/s)
maxgU = Velocidad del gas máxima permisible (pie/s)
SBK = Constante de Souders Brown (pie/s)
Lρ = Densidad del líquido (lb/pie3)
Gρ = Densidad del gas (lb/pie3)
KSB varía dependiendo del criterio de diseño seleccionado; GPSA, PDVSA o API-
12J como se detalla en la Tabla 5.
Tabla 5. Valores de KSB
API-12J KSB = 0,18- 0,35pie/s
PDVSA
- Si (WL/WG) < 0,1 ⇒ KSB=0,35
- Si 0,1< (WL/WG) < 1 ⇒ KSB=0,25
- Si (WL/WG) > 1 ⇒ KSB=0,2
GPSA PKSB 0001,036,0 −=
Fuente: Martínez (2006)
41
Sección de líquido:
π=
*1048,7*60*Q4
D liqsepliq (21)
Donde:
sepliqD = Diámetro del separador (pies)
liqQ = Caudal de líquido (pie3/s)
A partir del mayor diámetro de diseño se define el área de separación y se
compara con el área calculada haciendo uso del diámetro real del recipiente.
Relación de esbeltez del recipiente
La relación de esbeltez apropiada para separadores verticales según la norma
PDVSA estaría entre 2,5 y 6 (2,5< L/D <6). Siempre que sea posible las longitudes
y los diámetros deben ajustarse para producir tamaños que coincidan con los
diseños estándar de los suplidores del equipo.
Por su parte, la GPSA (1987) define que la relación entre la longitud y el
diámetro de un separador debe estar entre 2 y 4.
Boquilla de alimentación
Estas se calculan siguiendo la metodología para dimensionamiento de boquillas
de alimentación de PDVSA (PDVSA 90616.1.027), API (API RP-14E) y John
Campbell, a partir de las fórmulas:
fluido
eCVρ
= (22)
π*
*4
eboq V
QD = (23)
42
Donde:
eV = Velocidad en la boquilla de entrada (pies/s)
fluidoρ = Densidad del fluido de alimentación (lb/ pie3)
C = Constante. Depende del tipo de servicio y los aditamentos internos del equipo
boqD = Diámetro de la boquilla (pies)
Q = Caudal de alimentación (pies3/s)
En este caso el caudal (Q) es la suma de los flujos volumétricos de líquido y gas,
así como la densidad corresponde a la del flujo multifásico de alimentación.
Debido a que se evalúan separadores existentes se debe verificar que la
velocidad de erosión calculada a partir del diámetro real de la boquilla instalada en
el equipo sea menor que la velocidad de erosión obtenida a partir de los diámetros
calculados, mediante la aplicación de la fórmula:
2**4
DQVe m
π= (24)
Boquilla de gas
La norma PDVSA 90616_1_027 para dimensionamiento de separadores
establece que el cálculo del diámetro de salida de gas está regido por las ecuaciones
25 y 26.
gas
gVρ60
= (25)
Esta misma norma establece que la velocidad del gas debe estar comprendida
entre 60 y 90pies/s, por lo que se selecciona νg= 60 pie/s y se procede a calcular el
diámetro de la boquilla de gas por la ecuación:
43
π*
*4
gboq V
QD = (26)
En este caso:
gV = Velocidad en la boquilla de salida del gas (pies/s)
gasρ = Densidad del gas (lb/pie3)
Q = Caudal de gas (pies3/s)
boqD = Diámetro de la boquilla de salida de gas (pies)
Boquilla de líquido
Siguiendo las recomendaciones de la metodología PF4 de John Campbell el
diámetro de boquilla se calcula de acuerdo a la ecuación 27.
π*
*4
l
lliq V
QD = (27)
Donde:
lV = Velocidad en la boquilla de salida del líquido (pie/s). 3 < Vl < 4.
lQ = Caudal de líquido (pies3/s)
liqD = Diámetro de la boquilla de salida de líquido (pies)
La norma PDVSA MDP-02-FF-03 (1996) propone una metodología iterativa para
el cálculo del diámetro de la boquilla de salida de líquido, la cual se detalla a
continuación:
Suponer Dliq
Calcular vliq
Calcular Reliq
Calcular Factor de fricción
44
12****0006912.0 5/1
2 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
DPDLfQ
D liqliqlliq π
ρ (28)
Donde:
liqD = Diámetro de la boquilla de salida de líquido (pies)
lQ = Caudal de líquido (pie3/s)
liqρ = Densidad del líquido (lb/pie3)
liqf = Factor de fricción (Jain)
Reliq = Número de Reynolds
Sin embargo, debido a que los resultados de aplicar este método iterativo rara
vez difieren de la metodología propuesta por Jhon Campbell, en este estudio este
procedimiento de cálculo no será aplicado.
Altura de líquido y ubicación de boquilla de alimentación
La estimación del nivel de líquido en el separador viene dada por la ecuación:
2sep
LrL D
Qt4hπ
= (29)
Donde:
tr= Tiempo de retención (minutos)
QL=Caudal real de líquido (pie3/día)
Dsep= Diámetro real del recipiente (pulg)
La norma PDVSA 90616_1_027 establece los siguientes tiempos de retención de
acuerdo a las características del fluido:
a) Un minuto y medio para destilados y petróleo crudo con gravedades de 40°
API o mayor.
45
b) Tres minutos para petróleos crudos que sean considerados “no espumosos” a
condiciones operacionales y gravedades API entre 25° y 40° API.
c) Cinco minutos para petróleos crudos que sean considerados “espumosos” y/o
gravedades API por debajo de 25° API. No deben usarse separadores
verticales para servicios con espumeo severo.
Adicionalmente la norma PDVSA 90616_1_027 (1991) establece que la
distancia mínima entre la entrada y el nivel normal del líquido debe ser 2pies. La
misma norma también establece que la boquilla de entrada debe estar
aproximadamente a dos tercios de la altura de la carcaza por encima de la costura
inferior.
Niveles de líquido y volúmenes de emergencia
De acuerdo a la norma PDVSA MDP–03–S–03 (2005) la distancia mínima desde
el nivel bajo–bajo de líquido, si se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajo–
bajo de líquido, hasta la boquilla de salida del líquido es 9 pulgadas mínimo.
El volumen de retención de operación de líquido, entre el NAL y el NBL, se
obtiene multiplicando el flujo de alimentación líquida por el tiempo de retención:
rL tQVr ×=1 (30)
Donde:
QL =Caudal real de líquido (pie3/min)
tr = tiempo de retención (min)
La misma norma PDVSA MDP–03–S–03 (2005) además especifica que deben
contemplarse 5 minutos de retención adicionales entre NAL y NAAL e igual tiempo
entre NBL y NBBL. Por lo que el volumen de retención de líquido por tiempo de
respuesta del operador al accionarse una alarma, entre el NAAL y el NBBL, se
46
obtiene multiplicando el flujo de alimentación líquida por el tiempo de respuesta
supuesto.
'2 rL tQVr ×= (31)
El volumen de retención máximo de líquido, (Vr), entre el NAAL y el NBBL, se
obtiene sumando los dos volúmenes anteriores.
21 VrVrVr += (32)
Una vez conocido el volumen de retención se tiene que la altura de líquido entre
NAAL y NBBL (hNBBL – NAAL), se calcula por la ecuación:
( )2
4DVrh NAALNBBL
Π=−
(33)
La distancia vertical entre el fondo del tambor y el NAAL viene dada por la
ecuación:
NBBLNAALNBBLNAALfon hhh += −− (34)
Donde:
hNBBL = 9pulg = 0,75pies
La norma PDVSA MDP–03–S–03 (2005) establece que la distancia mínima entre
la entrada y el nivel máximo de líquido debe ser equivalente al diámetro de la
boquilla de alimentación.
47
Altura del separador
La Figura 2 muestra la diagramación básica de un recipiente de separación de
acuerdo a las normas PDVSA:
Figura 2. Altura de separadores verticales según normas PDVSA (Martínez,
2006:p.77)
Adicionalmente en la evaluación y diseño de separadores verticales se debe
considerar:
Según la Norma API 12J ‘Specification for Oil and Gas Separators’, la longitud
del separador incrementa en un medida de 2,5 pies. Algunos ejemplos de
longitudes típicamente usadas son 5pies, 7 ½ pies y 10 pies.
Según las especificaciones de la Norma API 12J, los diámetros comerciales de
los separadores son: 8, 10 ,12 14, 16, 18 y 24 pulgadas, a partir de este
comienzan a incrementar en una medida de 6 pulg. Ejemplos de diámetro
comerciales según esta norma son: 24,30, 36, 42, 48, 54 y 60pulg.
48
2.2.2.3. Intercambiadores de calor
Son equipos que se utilizan en diversos procesos industriales para el intercambio
de energía entre dos fluidos, cumplen con la función de sustraer o adicionar energía
en forma de calor de un fluido a otro separados por una pared metálica (Kreith,
2001).
La función principal del intercambiador de calor es la remoción del calor adicionado
al gas, al ser comprimido o con el objetivo de eliminar el condensado y transportarlo
con menores pérdidas. Existen muchas modalidades de tales equipos, desde un
simple tubo doble concéntrico o enchaquetado (un tubo dentro de otro) con algunos
pies cuadrados de superficie para la transferencia de calor, otros como los
intercambiadores de calor de tipo tubo y carcaza, los cuales son frecuentemente
usados en la industria petrolera, hasta complicados condensadores y evaporadores
con una mayor área de transferencia de calor.
2.2.2.3.1. Clasificación de los intercambiadores de calor
Según Rodríguez (2004), la clasificación de los intercambiadores de calor es muy
amplia y puede resumirse de la manera siguiente:
2.2.2.3.1.1. Intercambiadores de calor de doble tubo (anular)
Este intercambiador consiste en dos tubos concéntricos, en el cual el tubo mas
interno posee aletas para aumentar el área de transferencia de calor. Este tipo de
intercambiador es simple y es utilizado en procesos donde la presión dentro de los
tubos supera las 400lpcm y cuando se emplean fluidos limpios por lo que no se
requiere de supervisión continua.
49
2.2.2.3.1.2. Intercambiadores de calor de carcaza y tubo
Consiste de un haz de tubos paralelos encerrados en un estuche cilíndrico
llamado carcaza. Este es el tipo de intercambiador que se emplea comúnmente en
las refinerías y en diversos procesos industriales; el mismo no es costoso, es de fácil
limpieza y relativamente fácil de construir en diferentes tamaños. Hay tres tipos
básicos de intercambiadores de tubo y carcaza, dependiendo del método utilizado
para mantener los tubos dentro de la carcaza.
Haz de tubos fijo: En este intercambiador las dos placas terminales están fijas a
la carcaza. Se usa como condensador, calentador o enfriador de corrientes líquido-
líquido o gas- gas. Su uso está limitado a diferenciales de temperaturas ≤ 200ºF
entre los extremos del haz, debido a la expansión térmica.
Haz de tubo flotante: En este tipo de intercambiador una de las placas
terminales “flota” dentro de la carcaza y posee una cubierta removible que sirve
como cabezal y de retorno. Se usa en aquellos casos en que la diferencia de
temperatura sobrepasa 200 ºF entre los extremos del haz. Puede ser horizontal o
vertical.
Tubos U: Este intercambiador posee sólo una placa terminal. Se usa cuando la
diferencia de temperatura entre los extremos del haz de tubos es grande. La
curvatura de los tubos requiere de un proceso de fabricación cuidadoso para evitar
rupturas y filtraciones en los mismos. El fluido que se mueve dentro de los tubos
debe ser limpio para evitar erosión en la curvatura de los tubos, lo cual representa
un problema en la limpieza mecánica interna de los tubos.
2.2.2.3.1.3. Intercambiadores diversos
Serpentín en cajas intercambiadoras: En este caso el serpentín está sumergido
en una caja con agua o es rociado con agua. Pueden usarse otras sustancias como
refrigerantes dependiendo de la aplicación. Su utilización se limita a aquellos casos
en que la tasa de calor a remover es baja.
Intercambiador de tipo caldera (también conocido en la industria como
rehervidor): Este intercambiador tiene la carcaza alargada para permitir el cambio
de fase del fluido y su separación. Se usa en aquellos casos en que se desea
50
vaporizar el fluido que va dentro de los tubos por medio de la evaporación del fluido
del lado de la carcaza.
2.2.2.3.2. Diseño de intercambiadores de calor de tubo y carcaza.
A continuación se presentan las ecuaciones que rigen el diseño de un
intercambiador de calor de tipo tubo y carcaza:
Carga calorífica del intercambiador
Puede definirse como la cantidad de energía a remover del fluido. Es
proporcional al cambio de entalpía de la corriente y puede estimarse aplicando la
primera ley de la termodinámica.
)hh(m)T∆(CpQ 12
*−== (35)
Donde:
Q: Cantidad de energía a remover en forma de calor (Btu/h) .
m : Flujo másico de gas (lbm/h)
h: Entalpías del gas (Btu/lbm)
Área de transferencia de calor
El diseño de un intercambiador es un procedimiento de ensayo y error; se inicia
con la ecuación básica de transferencia de calor para diseño de intercambiadores:
CMTD.A.UQ = (36)
Donde:
Q: Calor a remover (Btu/h)
U: Coeficiente total de transferencia de calor (Btu/h.pie 2 ºF)
A: Área de transferencia de calor requerida (pie2)
CMTD: Temperatura media logarítmica corregida
51
Cuando se especifica un intercambiador de calor casi siempre se conoce o se
puede calcular sin mucha dificultad, los términos Q y CMTD para las condiciones de
proceso dadas. Para obtener el valor apropiado del área de transferencia de calor
requerida, se necesita evaluar solamente el coeficiente Uo. Desafortunadamente,
Uo es función del diseño y de las velocidades de ensuciamiento. Por esta razón, el
diseño de un intercambiador de calor requiere un cálculo de ensayo y error (tanteo)
y el Uo para iniciar las iteraciones debe tomarse de acuerdo a lo recomendado por la
literatura.
El handbook de la GPSA presenta la Tabla 6 para la selección del valor inicial del
coeficiente global de transferencia de calor de acuerdo a los fluidos y presión del
proceso:
Tabla 6. Coeficientes de transferencia de calor (GPSA)
U U
100lpc Gas (0,001) 35-40 Rico (0,001)/ Aceite pobre (0,002) 80-100 300lpc Gas (0,001) 40-50 C3 Liq/ C3 Liq (0,001) 110-130 700lpc Gas (0,001) 60-70 MEA/ MEA (0,002) 120-130 1000lpc Gas(0,001) 80-100 100lpc Gas/ 500lpc Gas 50-70 Kerosén (0,001) 80-90 1000lpc Gas/ 1000lpc Gas 60-80 MEA (0,002) 130-150 1000lpc Gas/ Cond. C3(0,001) 60-80 Aire (0,002) 20-25 Vapor (0,0005) Rehervidores 140-160 Agua (0,001) 180-200 Aceite caliente (0,002) Rehervidores 90-120
Fluido de transferencia de calor (0,001) Agua (0,002)/ Rehervidores 80-110 C3 ó C4 (0,001) 125-135 Nafta (0,001) 70-80 Vapor sobrecalentado (0,001) 70-80 Amina (0,002) 100-110
U en Btu/(hr. pie2. °F)rf en (hr. pie2. °F)/Btu
Coeficientes tipicos de transferencia de calor, U y Resistencias de ensuciamiento, rf
Servicio y (rf)Agua (0,002)/
Condensación con
Servicio y (rf)
Fuente: GPSA (1987)
Por su parte Campbell (1994) presenta la Tabla 7 para el mismo fin:
52
Tabla 7. Coeficientes de transferencia de calor (Campbell)
Fuente: Campbell (1994)
Coeficiente total de transferencia de calor real
Este se calcula mediante la formula:
(37)
Donde:
ho: Coeficiente de película externo, Btu/h pie2 °F
hi : Coeficiente de película interno, Btu/h pie2 °F
rw: Resistencia de la pared del tubo, h pie2 °F/Btu
rfi: Resistencia de la costra por dentro del tubo, h pie2 °F/Btu
rfo: Resistencia de la costra por fuera del tubo, h pie2 °F/Btu
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⎟⎠⎞
⎜⎝⎛+++⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛+
=rfi
AiAorforw
hiAiAo
ho
Uoreal 111
ServicioBtu/(hr. pie2. °F) W/m2. K
Enfriadores de agua Gas (Hasta 3,5 MPa) 35-50 200-285 Gas (3,5-7,0MPa) 50-80 285-455 Gas (Por encima de 7,0 MPa) 80-100 455-570 Gasolina Natural 70-90 395-510 MEA 130-150 740-850 Aire 15-25 85-140 Agua 170-200 965-1135Condensadores de agua Regenerador de aminas 100-110 570-625 Fraccionador de tope 70-80 395-455 Hidrocarburos ligeros 85-135 480-765Rehervidores Vapor 140-160 795-910 Aceite caliente 90-120 510-680 Glicol 10-20 55-115 Amina 100-120 570-680General Aceite- Aceite 80-100 455-570 Propano- Propano 100-130 570-740 MEA rica- MEA pobre 120-130 680-740 Gas- gas (Hasta 3,5 Mpa) 50-70 285-395 Gas- gas (Alrededor de 70MPa) 55-75 310-425 Gas- Enfriador de propano 60-90 340-510
Intercambiadores Tubo y CarcazaCoeficiente, U
53
Coeficiente de película externo
De
φKμcpKJ
ho
31
gas ⋅⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ⋅⋅⋅
= (38)
Donde:
J: Factor adimensional, figura del libro de Ludwig en función del Reynolds
Cp: Calor específico del gas a la temperatura promedio
μ : Viscosidad del gas frío (centipoise)
K: Conductividad térmica del gas (Btu/pie .h.ºF)
φ : Factor de corrección de la viscosidad
Di: Diámetro interno del tubo (pulg)
Coeficiente de película interno
Conociendo que el fluido que pasa por los tubos es el gas caliente que se toma
de la segunda etapa de compresión, el coeficiente de película interno se determina
con la siguiente ecuación:
Di
φKμcpKJ
hi
31
⋅⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ⋅⋅⋅
= (39)
Donde:
J: Factor adimensional, Figura 10-15 del GPSA en función del Reynolds
Cp: Calor específico del gas caliente a la temperatura promedio
μ : Viscosidad del gas caliente (centipoise)
K: Conductividad térmica del gas (Btu/pie.h.ºF)
φ : Factor de corrección de la viscosidad
Di: Diámetro interno del tubo (pulg)
54
2.2.3. Cálculo de tuberías y redes de gas
Según Martínez (2007), el cálculo de la caída de presión para una sola tubería
requiere solamente de la aplicación de una ecuación de flujo. Sin embargo, en un
sistema de distribución la mayor parte de las tuberías están interconectadas,
formando una red. A consecuencia de la interconexión en los diferentes tramos, el
gas puede fluir desde la fuente hasta los nodos de consumo, en diferentes vías y a
diferentes tasas de flujo. Por eso cuando se habla de resolver una red, se requiere
especificar el cálculo del caudal en cada tramo y la presión en cada nodo.
Thomas R. Weymouth fue uno de los primeros en desarrollar una ecuación para
el flujo de gas, que permitiera calcular razonablemente el diámetro requerido de
tubería de gas. La ecuación que lleva su nombre fue deducida a partir de datos
operacionales.
Desde que esta relación fue presentada, ha sido extensamente probada y
muchas personas han propuesto modificaciones y diferentes técnicas de aplicación
que han ido mejorando su exactitud y utilidad. Algunas de las ecuaciones más
comunes son las de Panhandle (A y B), Weymouth, presentadas de la forma general
de la ecuación para flujo en tuberías como:
Weymouth
667.2
5.02
22
1 ****
***5.433 dZTLS
PPEPT
Qavgavgmb
b
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= (40)
Panhandle A
6182.2
5392.0
853.0
22
21
0788.1
****
***87.435 dZTLS
PPEPT
Qavgavgmb
b
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= (41)
Panhandle B
53.2
51.0
961.0
22
21
02.1
****
***737 dZTLS
PPE
PT
Qavgavgmb
b
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= (42)
55
Donde:
Q : Flujo de gas a condiciones normales, pie3/día
bT : 520 °R
bP : 14,7 psia
E : Factor de eficiencia de la línea; 0,90
S : Gravedad especifica del gas
mL : Longitud de la línea, millas
avgT : Temperatura promedio, °R
avgZ : Factor de compresibilidad promedio
1P : Presión de la fuente, lpca
2P : Presión del sumidero, lpca
d : Diámetro interno de la línea, pulg
Estas ecuaciones no pueden ser usadas indiscriminadamente. La norma API-RP-
14E (American Petroleum institute, 1991) provee algunas guías sobre su origen y
uso apropiado. La ecuación de Weymouth por ejemplo se basa originalmente en
mediciones de gas comprimido fluyendo a través de tuberías de 0,8 a 11,8 pulgadas
en el rango del diagrama de Moody. Por lo que su uso es recomendado para
tuberías cortas con altas caídas de presión.
La ecuación de Panhandle por su parte es comúnmente usada para tubería largas
con diámetros mayores a 10 pulgadas y bajos números de Reynolds.
2.2.3.1. Caída de presión en tuberías de gas
John M. Campbell (1994) establece que el diámetro de una tubería de gas puede
ser calculado en términos de la velocidad y caída de presión por unidad de longitud.
En líneas de gas natural la caída de presión viene dada por la Tabla 8.
56
Tabla 8. Caída de presión en tuberías (Campbell)
m/s pie/s
Flujo de líquido no corrosivo 2-3 7-10Flujo de líquido corrosivo (glicol, amina, condensado amargo) 0,7-1,0 2-3Succión de bombas centrifugas 0,7-1,0 2-3Succión de bombas reciprocantes (pistón) 0,3 1
Pa/m lpc/100 pie
Gas Natural: 0-700 KPa(g) [0-100 psig] 110-230 0,5 - 1,0700-3500 KPa(g) [100-500 psig] 230-450 1,0 - 2,03500-14000 KPa(g) [500-2000 psig] 450-1130 2,0 - 5,0
Velocidad Recomendada
∆P/L RecomendadoLíneas de Vapor
Líneas de líquido
Fuente: Campbell (1994)
2.2.3.2. Velocidad de erosión
Campbell (1994) establece que la velocidad de erosión es gobernada por el
ruido, las pérdidas de presión y las sobretensiones, siendo la ecuación que se
muestra a continuación una guía para establecer el límite máximo de velocidad. Es
importante resaltar que la velocidad de diseño siempre debe ser menor a esta.
( ) 5.0ρ
Cv = (43)
Donde:
v : Velocidad (pies/s)
Ρ: Densidad del gas (lb/pie3)
C: Constante, 120
2.2.3.3. Ecuación de la continuidad
Q=V.A (44)
Donde:
Q= Tasa de flujo (pie3/s)
V= Velocidad en la tubería (pies/s)
A= Área de la tubería (pie2)
57
2.2.3.4. Área transversal de la tubería
4d*πA
2
= (45)
πA4d =
(46)
Donde:
A= Área de la tubería (pies2)
d= Diámetro de la línea (pies)
2.2.4. Tuberías flexibles
Las tuberías flexibles tienen su origen en trabajos pioneros llevados a cabo a
finales de 1970. Inicialmente las tuberías flexibles fueron usadas en lugares con
condiciones ambientales relativamente favorables, tales como Brasil y el Mar
Mediterráneo; no obstante, con el avance de los últimos años en esta tecnología, las
tuberías flexibles ya son empleadas en algunos campos del Mar del Norte y también
han ganado popularidad en el Golfo de México. Las aplicaciones de las tuberías
flexibles incluyen profundidades marinas de hasta 8.000pies, presiones inferiores a
los 10.000lpc y temperaturas de hasta 150 ºF; además de soportar largos
movimientos de barcos bajo condiciones adversas.
La principal característica de las tuberías flexibles es su baja rigidez a la flexión
comparada con la tubería rígida convencional, lo cual es logrado mediante el uso de
un número de capas de diferentes materiales en la fabricación de la línea. Las
tuberías flexibles están compuestas de capas de acero de alta rigidez, las cuales
proporcionan la resistencia estructural y de capas de revestimientos poliméricos con
baja rigidez que garantizan la hermeticidad de la tubería. Esta forma de fabricación
da a las tuberías flexibles un número de ventajas sobre las tuberías y risers rígidos,
tales como la posibilidad de prefabricación y almacenamiento de largas longitudes
58
en carretes, bajos costos de instalación y transporte, y aplicabilidad para
plataformas compliant.
Según la norma API 17J “Specification for Unbonded Flexible Pipe”, las tuberías
flexibles se pueden clasificar en dos tipos según su proceso de fabricación, las
tuberías flexibles adheridas y las no adheridas. Las tuberías flexibles adheridas
poseen la principal característica de que el refuerzo de acero es integrado y
adherido a una material elastomérico el cual ha sido sometido a un proceso de
vulcanización. En este tipo de tuberías se incluye un material textil con la finalidad
de obtener un refuerzo adicional o de separar las capas elastoméricas. Dado al
proceso de fabricación de este tipo de tuberías, el deslizamiento entre las capas que
las conforman no es posible. En cambio, las tuberías flexibles no adheridas, como su
mismo nombre lo indica, consisten de distintas capas metálicas y poliméricas no
adheridas, lo cual permite el movimiento relativo entre ellas. Esta particularidad de
que las capas se puedan deslizar entre sí, hace que las tuberías flexibles no
adheridas posean una mayor flexibilidad.
Las tuberías flexibles generalmente combinan una baja rigidez a la flexión junto
con una alta rigidez a la tensión axial, lo cual se debe principalmente a la utilización
de varios componentes en sus distintas capas. Este principio se orienta más hacia
las tuberías flexibles no adheridas debido a su posibilidad de deslizamiento entre
capas. Generalmente las tuberías flexibles son diseñadas específicamente para cada
aplicación, caso contrario de las tuberías rígidas las cuales pueden ser seleccionadas
directamente de catálogos de fabricantes, sin embargo, las tuberías flexibles pueden
ser agrupadas según distintos criterios de diseño y por ende aplicaciones. Esto
permite que dichas tuberías puedan se optimizadas para cada aplicación en
particular.
2.2.4.1. Componentes
Una tubería flexible está conformada por numerosas láminas metálicas
entrelazadas, revestimientos extruidos sobre la línea y/o colocados mediante cintas,
y alambres metálicos ubicados de forma concéntrica alrededor de un orificio central.
59
Cada una de esas capas poseerá una función determinada, por lo tanto pueden ser
diseñadas para una condición específica de operación (como grandes profundidades
o altas presiones) mediante la variación de las características de alguna de las
capas o el aumento en el número de ellas. Esta manera de diseñarlas, convierte a
estas tuberías en un conducto muy especializado para las condiciones de trabajo,
además de dotarlas con una cierta flexibilidad que las destaca por encima de las
tuberías rígidas.
A continuación se describirán cada una de las partes o capas que conforman una
tubería flexible no adherida, mencionando su función y los materiales comúnmente
empleados para su fabricación:
Carcasa interna (interlock de acero inoxidable)
Es una capa conformada por piezas de acero inoxidable que se entrelazan entre
ellas, adoptando una forma tubular y cuya principal función es la de proporcionar
resistencia al colapso bajo la acción de una presión externa; además de proteger al
revestimiento elastomérico (lining) de daño mecánico, para evitar la formación de
ampollas (en caso que se usen con gas o para descompresión de servicios al vacío).
Por la manera en que se encuentran entrelazadas las piezas de acero que
conforman a una tubería flexible, las superficies internas y externas del conducto
son corrugadas, esto causa la movilidad entre sus partes, permitiendo cierta
deflexión en la tubería. Ver Figura 3.
Figura 3. Carcasa interna de la tubería flexible (Clevelario, 2013: p. 16)
60
Envoltura para presión (pressure sheath)
Es una capa de polímero extruído ubicada sobre la carcasa interna, la cual actúa
como contenedor del fluido a transportar, evitando que los componentes de la
tubería estén en contacto con los productos corrosivos manejados. El espesor de
este revestimiento dependerá de la presión interna, del diámetro interno, de lo
abrasivo que sea el producto transportado y de su temperatura.
Los polímeros empleados para este revestimiento son: Poliamida-11 (PA11),
Polietileno de alta densidad (HDPE), Polietileno reticulado o de cadena cruzada
(XLPE) y Polifluoruro de Vinilidemo (PVDF). De los polímeros mencionados
anteriormente, los más usados son la Poliamida-11 y el HDPE, estos soportan
temperaturas de hasta 149ºF (65 ºC) y poseen una deformación permisible de 7%.
En el caso de que se requiera una tolerancia a temperaturas mayores se puede usar
PVDF, el cual resiste temperaturas de hasta 266 ºF (130 ºC).
Generalmente el espesor promedio de esta capa se encuentra entre 5 mm y 8
mm, existen casos particulares de líneas con barreras elastoméricas de presión
interna de hasta 13 mm.
Capas textiles
Se encarga de distribuir las fuerzas correspondientes a la presión interna. Esta
capa puede o no estar presente en los distintos diseños, y se encuentra entre la
envoltura para presión (pressure sheath) y la armadura para presión (pressure
armour).
Armadura para presión (pressure armour):
La armadura para presión es la capa que le otorga la resistencia necesaria para
resistir la presión interna. Está conformada por unos alambres perfilados en forma
de Z, C o de T colocados circunferencialmente, a los que se les ha dado esa forma
para poder entrelazar sus bordes alrededor de la tubería. Ver Figura 4.
61
Figura 4. Estructura de la tubería flexible (armaduras). (Clevelario, 2013: p.18)
Armadura para tensión (tensile armour)
Son los elementos que resisten la mayor carga a la que está sometida la tubería,
ya que le otorgan la resistencia a esfuerzos normales generados por la flexión de la
línea, además de soportar las cargas longitudinales de la presión. Es una capa
conformada por un conjunto de varillas metálicas distribuidas sobre la superficie de
forma helicoidal. Normalmente, las líneas presentan varias capas de estas
armaduras y la orientación de sus hebras se realiza de forma perpendicular una con
respecto a la otra, con la finalidad de no propiciar una dirección preferencial a la
torción debido a una diferencia en la resistencia torcional.
Otra de las funciones de la armadura para tensión es emplearla como soporte
del peso de todas las capas de la tubería y transferir la carga a través de los
conectores al barco o plataforma. Para los casos donde la tensión es muy elevada,
como en aplicaciones de aguas muy profundas, los risers flexibles pueden requerir
cuatro capas de armadura para tensión, en vez de solo dos. Los cables que
conforman esta capa son fabricados de acero al carbono de alta resistencia, como
en el caso de los alambres que conforman la armadura para presión. En algunos
casos las condiciones de servicios agrios son determinantes al momento de
seleccionar la resistencia del material usado, debido a que las aleaciones de alta
62
resistencias son más propensas a sufrir de fisuración inducida por hidrógeno (HIC) y
agrietamiento por esfuerzo sulfhídrico (SSC).
Capa antidesgaste (anti-wear layer)
Es una capa delgada de polímero empleada entre dos capas metálicas
adyacentes. Tiene como función prevenir el contacto metal-metal para evitar el
desgaste y asegurar una buena adhesión entre los componentes de la tubería
flexible. Es aplicada como una cinta sobre la armadura para tensión, con la finalidad
de prevenir el efecto de “jaula de pájaro” (abertura y separación de la malla, ver
Figura 5).
Figura 5. Tubería con defecto “Jaula de Pájaro”. (Clevelario, 2013: p.33)
Capa aislante
Es un revestimiento que actúa como aislante térmico, el cual limita la pérdida de
calor a través de la pared de la tubería hacia el ambiente.
Envoltura externa (external sheath)
Es una barrera externa de polímero cuya principal función es resistir el daño
mecánico y evitar la intrusión del agua de mar. Ver Figura 6.
63
Figura 6. Envoltura externa y capa antidesgaste. (Clevelario, 2013: p.20)
A continuación se presenta la Figura 7, la cual resume la función desempeñada
por cada una de las capas que integran generalmente a una tubería flexible y los
materiales que se emplean para cada una.
Figura 7. Características de las capas de una tubería flexible. (Clevelario, 2013: p.5)
Conectores (end fittings)
Los conectores son componentes instalados al final de los tramos de las tuberías
flexibles para conectarla con el siguiente tramo (carrete), los cuales pueden ser
instalados in-situ o ser colocados al momento de su fabricación. Este accesorio
posee como funciones primordiales: a) garantizar la rigidez de todas las capas de la
tubería, b) transmitir las cargas axiales y de flexión a las que está sometida la
armadura para tensión, y c) Proporcionar una transición entre los dos tramos de
tubería lo más hermética posible, que prevenga el escape del fluido transportado.
64
Existe una gran variedad de conectores de tuberías flexibles, tales como
apernados con bridas, fijados mediante presión o soldados; sin embargo, el uso de
cada uno de ellos dependerá de los requerimientos operacionales y de servicio.
La instalación de este tipo de accesorios es bastante compleja debido a que cada
una de las capas debe ser fijada (mediante presión o con pernos) dentro del
componente, garantizando la hermeticidad y la transmisión de las cargas
longitudinales. En la Figura 8 se presenta se muestra la configuración del conector:
Figura 8. Corte transversal de conector de tubería flexible (no adherida). (API RP
17B, 2008: P.20)
2.2.4.2. Aplicaciones
En esta sección se tomarán en cuenta varios criterios para describir las
aplicaciones de las tuberías flexibles según el tipo de instalaciones y el tipo de
tuberías a utilizar.
El uso de las tuberías flexibles para instalaciones Costa Afuera que requieran de
tuberías enterradas bajo el suelo marino, resulta una solución práctica debido a la
naturaleza de dichas tuberías en cuanto a su instalación. Este tipo de tuberías es
ideal en el caso de perforaciones direccionales o cuando se requiera una
rehabilitación de pozo, en donde se introduzcan tuberías por dentro de otras ya
65
instaladas que se encuentren deterioradas. La ventaja en la utilización de las
tuberías flexibles para este tipo de aplicaciones se debe a sus propiedades
particulares, ya que cuando se introducen en otras tuberías ya instaladas, la
integridad estructural de ellas es independiente a la de las instalaciones ya
existentes.
Las cargas que deben soportar las tuberías en instalaciones Costa Afuera son
elevadas, aún cuando se habla de líneas de flujo. Es por ello que para cumplir con la
gran variedad de requisitos de operación que se tienen en instalaciones Costa
Afuera, se diseñan una gran variedad de tuberías a la medida y no se cuenta con un
estándar comercial como en otros casos.
Las tuberías flexibles no solamente se utilizan en instalaciones Costa Afuera,
también tienen sus aplicaciones sobre tierra. Este tipo de tuberías representa un
impacto ambiental bajo en comparación con otras soluciones, lo que resulta
atractivo hoy en día en la industria energética. Este bajo impacto ambiental se debe
a la poca cantidad de componentes estructurales necesarios para su instalación, en
otras palabras, para líneas de tuberías flexibles no se requieren apoyos o soportes
y hay casos particulares donde el trazado de la ruta de la tubería o las zanjas en el
terreno son innecesarias y no se realizan.
En líneas generales, las tuberías flexibles se utilizan frecuentemente en
aplicaciones relacionadas a la industria de los hidrocarburos, tanto para la
producción de crudo como de gas. Existen otras áreas en donde es común la
utilización de este tipo de tuberías como lo son la agricultura, plantas de
tratamiento de agua, minería y propósitos militares.
Como se mencionó en secciones anteriores, las tuberías flexibles se pueden
clasificar en dos tipos principales, las tuberías flexibles adheridas (bonded flexible
pipes) y las tuberías flexibles no adheridas (unbonded flexible pipes). Las
aplicaciones principales dependiendo del tipo de tubería flexible a utilizar se detallan
a continuación.
Aplicaciones con tuberías flexibles adheridas
66
Las principales aplicaciones de las tuberías flexibles adheridas en el área Costa
Afuera son las siguientes:
1. Jumpers,
2. Líneas de tuberías de producción de crudo,
3. Líneas de tuberías de exploración,
4. Líneas de tuberías de carga de crudo y GLP (offshore loading),
5. Líneas de flujo (flowlines),
6. Líneas de tuberías de exportación,
7. Líneas de tuberías de inyección,
8. Risers,
9. Líneas de tuberías de servicio de baja presión de agua y aceite.
Las tuberías flexibles adheridas no solamente se utilizan en el área Costa Afuera,
también se pueden utilizar en el área de la minería, bombeo a baja presión y en
sistemas contra incendios.
Aplicaciones con tuberías flexibles no adheridas
Las principales aplicaciones de las tuberías flexibles no enlazadas en el área
Costa Afuera son las siguientes:
1. Jumpers.
2. Risers.
3. Líneas de flujo (flowlines).
4. Líneas de tuberías de producción.
5. Líneas de tuberías de inyección.
6. Líneas de tuberías de exportación.
7. Líneas de tuberías de alta presión.
En el área Costa Afuera, las tuberías flexibles no adheridas generalmente se
diseñan específicamente para cada instalación, debido a que las condiciones de
servicio a las cuales se encuentran sometidas son únicas. A medida que la tubería
es más larga y pesada, las cargas que deben soportar debido a su propio peso se
incrementan, lo que se traduce en un mayor contenido de acero en la tubería para
evitar el colapso de la misma.
67
Las aplicaciones de este tipo de tuberías en el área Costa Afuera varían
ampliamente, se pueden utilizar en aplicaciones sobre el topside de plataformas o
embarcaciones, en risers dinámicos y estáticos, en tuberías enterradas y no
enterradas, entre otras.
En cuanto a los rangos de operación de este tipo de tuberías, pueden instalarse
hasta profundidades de 3.000 m (10.000 pies), pueden soportar temperaturas entre
-40 ºC (40ºF) y 120 ºC (248 ºF) y tienen la capacidad de manejar agentes
corrosivos como H2S (sour service). Po su parte, el rango de los tamaños de este
tipo de tuberías se encuentra desde Ø50 mm (Ø2 in) de diámetro, hasta Ø508 mm
(Ø20 in) de diámetro. Existen casos especiales en las tuberías flexibles donde se
han utilizado tamaños mayores al rango mencionado anteriormente.
En las instalaciones Costa Afuera generalmente se manejan presiones altas en
tuberías. Para el caso de líneas de producción se maneja un rango típico entre 20
MPa y 35 MPa (3.000lpc - 5.000lpc), sin embargo existen algunas aplicaciones de
inyección donde las presiones de operación son elevadas, y se puede manejar un
valor de 103 MPa (15.000lpc) utilizando tuberías flexibles.
La norma API RP 17B menciona que las aplicaciones de las tuberías flexibles se
pueden dividir en dos categorías principales, aplicaciones dinámicas y aplicaciones
estáticas. Sin embargo, se puede considerar una tercera categoría, líneas jumpers
(jumper lines), la cual es un caso particular que aplica tanto para la categoría
dinámica como para categoría estática.
Tanto las aplicaciones dinámicas como las estáticas requieren de varias
características particulares en las tuberías, como una vida útil prolongada, alta
resistencia mecánica, resistencia tanto a daños internos como externos y un bajo
mantenimiento. Para el caso particular de las aplicaciones dinámicas,
adicionalmente se requiere que las tuberías sean de un grado de flexibilidad elevado
y que tengan una alta resistencia a la fatiga.
2.2.4.3. Comparación de tuberías flexibles vs tuberías rígidas
68
Son diversas las ventajas que tiene la tecnología de tuberías flexibles con
respecto a las rígidas, sin embargo su principal atractivo radica en su capacidad de
soportar grandes deflexiones bajo cargas de operación e instalación. Esta
característica comienza a ser de gran interés principalmente cuando están
involucradas condiciones severas de operación en líneas con aplicaciones dinámicas
instaladas en aguas profundas y ultra profundas; además de aplicaciones en
conductos ubicados en aguas someras donde la batimetría del lecho marino sea
demasiado irregular para las tuberías rígidas; siempre y cuando las condiciones
ambientales sean tan severas que su implantación sea necesaria.
Sin embargo, se han encontrado aplicaciones de tuberías flexibles adheridas en
aguas someras, como es el caso del Lago de Maracaibo, donde se está implantando
un tipo de tubería flexible adherida adaptado a condiciones terrestres suplida por
Flexsteel®, como sustitución de las tuberías rígidas de producción, esto se justificó
al encontrar como ventajas esencialmente la versatilidad y menor complejidad de
logística en la instalación cuando se les compara contra las tuberías rígidas, además
de su alta resistencia a la corrosión. Se debe tener en cuenta que para este tipo de
aplicaciones, la implementación de las tuberías flexibles debe estudiarse con mucho
detalle y justificar su utilización, debido a la diferencia significativa de costos entre
tecnologías, cumpliendo ambas (tuberías flexibles y rígidas) generalmente las
condiciones de operación en aguas someras, aún cuando las tuberías rígidas
requieran consideraciones adicionales relacionadas con el diseño del sistema de
producción a nivel de corrosión, aislamiento térmico e instalación.
Al revisar los artículos y antecedentes de los distintos fabricantes tales como
Wellstream, DeepFlex y NKTFlexibles, entre otros, es notorio el hecho de que la
tecnología de tubería flexible, normalmente se presenta como solución en
aplicaciones de risers, umbilicales, tuberías de producción, jumpers, entre otros, en
aplicaciones costa afuera. Los fabricantes enfatizan las ventajas a nivel de
resistencia a la corrosión, capacidad de aislamiento térmico, capacidad de alcanzar
largas deflexiones, facilidad de instalación, reutilización (ciertas condiciones) y
flexibilidad de diseño adaptado a las condiciones del proyecto comparado con las
tuberías convencionales. Sin embargo, su mayor oferta está asociada a aplicaciones
69
dinámicas y estáticas severas donde la versatilidad de las tuberías flexibles es
necesaria para el desarrollo y funcionamiento de los sistemas de producción.
Desde el punto de vista del diseño, al comparar las recomendaciones dadas por las
normas API asociadas tanto a tuberías rígidas como a flexibles se puede observar
que la mayor complejidad de la ingeniería asociada a las flexibles se encuentra en
su manufactura, siendo esto precisamente lo que le da sus altas prestaciones en
operación; a diferencia de las tuberías rígidas donde su procesos de manufacturas
son menos complejos transfiriendo la complejidad a la ingeniería a ser tomada en
cuenta en condiciones metoceanicas severas que puedan afectar a la línea y el
proceso de instalación. En la Tabla 9 y Tabla 10 se mencionan las diferencias más
importantes entre la tecnología de tuberías rígidas y la de tuberías flexibles:
Tabla 9. Diferencias relevantes entre tuberías rígidas y flexibles
Aspecto Evaluado
Tubería Rígida Tuberías Flexibles
Diseño
• Alta complejidad de los análisis para determinar las especificaciones de la línea que soportara las solicitaciones durante la vida útil de la tubería.
• Los análisis son llevado a cabo por el equipo que realiza el proyecto global y el fabricante no interviene la determinación de las características de la tubería. La selección de la tubería se realiza evaluando las especificaciones disponibles en el mercado.
• La determinación de las especificaciones necesarias para las condiciones de servicio son determinadas por el fabricante mediante el uso de software y modelos principalmente experimentales.
• Las líneas son diseñadas específicamente para los proyectos donde van a ser aplicadas.
Manufactura
• Pueden ser fabricadas a través de planchas soldadas longitudinalmente o sin costura, mediante extrusión.
• Son relativamente sencillas de producir y se dispone de gran variedad de fabricantes.
• Manufactura compleja: cada capa es realizada de forma individual, en un equipo distinto.
• Se trabaja con distintos materiales (aceros inoxidables, aceros al carbono y polímeros).
• Es el factor que genera mayor diferencia de costos con respecto a las tuberías rígidas.
Fuente: Michinel y col. (2013)
Tabla 10. Cont. Diferencias relevantes entre tuberías rígidas y flexibles
70
Instalación
• Implica una logística compleja, dependiente de las condiciones climáticas.
• Es necesario hacer soldaduras para realizar la unión de cada uno de las secciones tubulares que deseamos agregar, por lo que se requiere una estación para soldadura en el barco, una estación para realizar END en la unión, una estación para aplicar el revestimiento y una sección para aplicar el concreto (en caso que lo requiera).
• Es necesario planificar la ruta de la tubería minuciosamente con la finalidad de evitar los lugares con fuerte irregularidades en el lecho marino, como corales, cráteres.
• Instalación sencilla: largos tramos de tuberías son enrolladas al carrete que al llegar al destino son desenrollados y arrojados al mar garantizado radios de curvatura mayor
• Cuando es necesario unir varios tramos de tuberías, se emplean accesorios conectores, parecidos a bridas, de instalación compleja que pueden ser instalada previamente o in situ.
• La adecuación del lecho marino para la instalación de la tubería solo es necesaria cuando la discontinuidad es muy irregular.
Aspectos Generales
• Para proporcionar resistencia
a la corrosión se emplean tecnologías adicionales (inhibidores de corrosión, lining, ánodos de sacrificio, corriente impresa, etc).
• No soporta movimientos dinámicos.
• Vida útil dependiente a la tolerancia a la corrosión seleccionada, de la composición del fluido manejado y del entorno.
• Manejo de expansión térmica mediante lazos de expansión.
• Detección sencilla de los modos de falla debido a la homogeneidad del material.
• Precios inferiores a las tuberías flexibles.
• Buena resistencia a la corrosión.
• Soporta movimientos dinámicos.
• Manejo sencillo de la expansión térmica.
• El proceso de detección de fallas es complejo, debido a la combinación de los distintos materiales.
• Recuperables y utilizables (en ciertos casos).
• Ofrece mayor aislamiento térmico.
• Ángulos de curvatura reducidos. Modo de falla muy complejo debido a la naturaleza de su manufactura.
Fuente: Michinel y col. (2013)
2.2.5. Estudio de factibilidad
71
Según Kendall y Kendall (1997), el estudio de factibilidad, es una tarea que
suele estar organizada y realizada por los analistas de sistemas. El estudio consume
aproximadamente entre un 5% y un 10% del costo estimado total del proyecto, y el
período de elaboración del mismo varía dependiendo del tamaño y tipo de sistema a
desarrollar.
Por otra parte, la factibilidad es el grado en que lograr algo es posible o las
posibilidades que tiene de lograrse. Como los recursos siempre son limitados, es
necesario tomar una decisión; las buenas decisiones solo pueden ser tomadas sobre
la base de evidencias y cálculos correctos.
2.2.5.1. Factibilidad técnica
Según Kendall y Kendall (1997), se refiere a los recursos necesarios como
herramientas, conocimientos, habilidades, experiencia, entre otros, que son
necesarios para efectuar las actividades o procesos que requiere el proyecto.
Generalmente nos referimos a elementos tangibles (medibles). El proyecto debe
considerar si los recursos técnicos actuales son suficientes o deben
complementarse.
2.2.5.2. Factibilidad económica
Según Kendall y Kendall, (1997), se refiere a los recursos económicos y
financieros necesarios para desarrollar o llevar a cabo las actividades o
procesos de un proyecto y/o para obtener los recursos básicos que deben
considerarse, los cuales son el costo del tiempo, el costo de la realización y el costo
de adquirir nuevos recursos. Generalmente la factibilidad económica es el elemento
más importante ya que a través de él se solventan las demás carencias de otros
recursos, es lo más difícil de conseguir y requiere de actividades adicionales.
2.2.5.3. Estimación de costos
72
El proceso de estimación de costos se define como el desarrollo, ejecución, y
combinación de una serie de actividades y/o eventos, mediante la utilización de
recursos (personas, métodos, materiales, ambiente y medidas), que tienen como
finalidad principal evaluar el comportamiento de las variables económicas para
determinar costos en la ejecución de proyectos y programas de mantenimiento
requeridos en la formulación de propuestas de inversión y/o gastos, con el apoyo
de sistemas automatizados de información de costos. Así como también, el
desarrollo de soluciones y formulación de recomendaciones necesarias para
satisfacer las expectativas de costos de los clientes, en cuanto a la ejecución de un
plan de negocios. Las estimaciones de costos se expresan generalmente en
unidades de moneda corriente (dólares, euros, yenes, etc.) de forma de facilitar las
comparaciones tanto dentro como entre proyectos. En algunos casos, el estimador
puede utilizar unidades de medida para estimar el costo, como por ejemplo las
horas o días de personal, junto con sus estimaciones de costos a fin de facilitar el
adecuado control de la gestión.
2.2.5.3.1. Estimado de costos clase V
Es un pronóstico de costos basado en la determinación de la necesidad de un
bien o servicio, o en la conceptualización y definición global a “grosso modo” del
proyecto y de sus principales unidades de proceso, donde la información disponible
se limita esencialmente a trabajos de laboratorio, tamaño o capacidad propuesta,
ubicación geográfica, entre otros. La probabilidad de que los costos finales resulten,
dentro de más o menos 10% del estimado, es del 15 %. Milla (2005).
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En toda investigación científica el estudio debe ser riguroso, organizado,
sistemático, objetivo y crítico, debido a que la misma se concibe como un proceso
cambiante y evolutivo, que se inicia por una idea o planteamiento y se concluye con
la recolección, el análisis de datos y el reporte del estudio.
Sin embargo, cada investigación científica requiere de un tratamiento
metodológico determinado; son muchos los tipos de métodos a seguir que existen
hoy en día, ya que para cada estudio corresponde una metodología específica según
el objeto a investigar y es precisamente el marco metodológico la fase mecánica
que conduce al ser humano a penetrar en el manejo de una serie de métodos y
técnicas que logran hacer cumplir con alguno de los dos propósitos fundamentales
de la investigación: a) producir conocimiento o b) resolver problemas prácticos.
En síntesis el marco metodológico es aquel que proporciona la estructura
organizada, fiable y objetiva de los procedimientos a través de los cuales se da
respuesta a las interrogantes objeto de la investigación. En este capítulo se discute
la naturaleza y el propósito del alcance del estudio, el tipo de diseño de
investigación, el universo o población estudiada, la muestra utilizada y como fue
seleccionada, las técnicas e instrumentos que se emplearon en la obtención de los
datos y todo lo referente a la recopilación, presentación y análisis de datos.
3.1. Tipo de Investigación
De acuerdo a la metodología empleada en el desarrollo de este trabajo, la
naturaleza de los objetivos y el nivel de conocimiento que se desea alcanzar, se
puede clasificar principalmente como de tipo proyectiva conjugada con una
investigación del tipo descriptiva.
74
Proyectiva
Según lo planteado por Hurtado (2000:114): “Este tipo de investigación es
aquel que propone soluciones a una situación determinada a partir de un proceso de
indagación. Implica explorar, describir y proponer alternativas de cambio, más no
necesariamente ejecutar la propuesta. En esta categoría entran los proyectos
factibles”.
De igual forma Bavaresco (2001) define la investigación proyectiva como una
invención que consiste en hallar solución a los problemas prácticos, encontrando
nuevas formas e instrumentos de actuación y nuevas modalidades de su aplicación
en la realidad.
En este sentido, se define esta investigación como proyectiva debido a que el
objetivo principal de la misma esta centrado en proponer un modelo de suministro
de gas natural para el Centro Experimental de Producción de PDVSA Intevep Tía
Juana, todo esto a través del desarrollo del diseño y del análisis de los aspectos
económicos de las diferentes opciones planteadas, las cuales permitirían dar
solución a la problemática de abastecimiento de gas natural existente en este
laboratorio a escala real.
Descriptiva
Tamayo y Tamayo (1992:67) establece: “La investigación descriptiva, trabaja
sobre realidades de hechos y su característica fundamental es la de presentar una
interpretación correcta. Esta comprende la descripción, análisis e interpretación de
la naturaleza actual y la composición o procesos de fenómenos estudiados”.
Para Bavaresco (2001:96), la investigación de tipo descriptiva es aquella que
“consiste en describir y analizar sistemáticamente características homogéneas de
los fenómenos estudiados sobre la realidad”. Aplicando la concepción de Bavaresco
se determinó el aspecto descriptivo de este estudio, ya que uno de los objetivos
específicos de esta investigación es describir las características operacionales y
requerimientos técnicos para la realización de pruebas y evaluaciones de
75
tecnologías en el CEPRO, así como la descripción de las facilidades y bondades de la
instalación. Adicionalmente, en el marco teórico se describe la tecnología de tubería
flexible, la cual aún no esta profundamente estudiada a nivel académico.
3.2. Diseño de la Investigación
Para Hurtado (2000), los diseños de investigación son formas de estructurar el
proceso de recolección de datos. Estos varían en términos del control de las
condiciones (incluyendo el ambiente y las variables), y van de menor control a
mayor control. La aspiración mayor del proceso investigativo es encontrar
relaciones causales, pero no con todos los diseños de investigación se logra esto.
Sin embargo, también se debe tener presente que no todos los problemas de
investigación se pueden abordar con todos los diseños. Existen diseños de
investigación que resultan más apropiados para determinados tipos de problemas
de investigación.
De acuerdo con lo anteriormente expuesto y según los objetivos planteados en
esta investigación se estableció para la misma un diseño de investigación no
experimental – de campo, de carácter transeccional descriptivo, debido a que las
variables que en ella se manejan no son manipuladas y los datos que se utilizan en
la misma corresponden a un período de tiempo determinado, sobre el cual se
extraerán conclusiones.
Lo anterior esta soportado de acuerdo a lo establecido por Hernández, Roberto
(2006:146), “en un estudio no experimental no se construye ninguna situación, sino
que se observan situaciones ya existentes no provocadas intencionalmente en la
investigación por quien las realiza”. “La investigación transeccional recolecta datos
en un solo momento, en un tiempo único. Su propósito es descubrir variables y
analizar su incidencia e interrelación en un momento dado”.
Adicionalmente, se define una investigación con diseño de campo según Arias
(1999) a aquella que consiste en la recolección de datos directamente de la realidad
donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variable alguna.
76
3.3. Técnicas de recolección de datos
Según Bavaresco, Aura (2001), cada tipo de investigación determinará las
técnicas a utilizar y cada técnica establece sus herramientas, instrumentos o medios
a emplear. Estas técnicas buscan recabar información referente al objeto de estudio
y la problemática que sobre él se manifiesta.
Los datos, según su procedencia pueden subdividirse en dos grandes grupos:
datos primarios y datos secundarios. Según Sabino, Carlos (1996:132), “los datos
primarios son aquellos que el investigador obtiene directamente de la realidad,
recolectándolos con sus propios instrumentos; y los datos secundarios, por su parte,
son registros escritos que proceden también de su contacto con la práctica, pero
que ya han sido recogidos y muchas veces procesados por otros investigadores”.
3.3.1. Recolección de datos primarios
Las técnicas de recolección de datos primarios deben reflejar toda la variedad y
diversidad compleja de situaciones que se presenten en la vida real. Las técnicas
utilizadas en este estudio serán:
Observación científica
La observación se puede catalogar como la más importante debido a que se da
el contacto directo con el problema; puede definirse como el uso sistemático de los
sentidos en la búsqueda de los datos que se necesitan para resolver un problema.
Observar científicamente es percibir activamente la realidad exterior con el
propósito de obtener datos que previamente habían sido definidos como de interés
para la investigación.
La observación realizada en esta investigación será de tipo simple porque se
realiza la observación de los equipos y sistemas desde el mismo sitio donde se
encuentran operando los mismos, con la finalidad de recabar información sobre sus
condiciones de operación.
77
Entrevista
La entrevista es una técnica que está basada en encuestas, que tiene como
finalidad la recopilación de la información de manera verbal. La entrevista realizada
para la recolección de datos será de tipo focalizada; porque las preguntas serán
realizadas al personal que opera en el Centro Experimental de Producción de PDVSA
Intevep Tía Juana.
3.3.2. Recolección de datos secundarios
La técnica de recolección de datos secundarios utilizada será la revisión
documental o bibliográfica.
Análisis o Revisión documental
Bavaresco (2001) considera que es casi imposible que un estudio escrito carezca
del soporte documental, pues conviene siempre revisar lo que ha ocurrido o
acontecido en diferentes lugares y tiempo, tanto con las mismas variables o con
diferentes; de estudios de reputados autores, artículos científicos o experimentos
inéditos.
Para esta investigación se efectuaron diferentes consultas bibliográficas para el
diseño y análisis de sistemas de transporte, compresión, tubería flexible, así como
también se realizó revisión de manuales de operación y normas de diseño
nacionales e internacionales.
Particularmente se inició la investigación consultando en la base de datos del Centro
de Información Técnica de PDVSA Intevep (CIT) la literatura de interés,
adicionalmente se realizó una búsqueda en la Red de Información Petrolera y
Petroquímica (RIPPET) con el objetivo de identificar informes técnicos, notas
técnicas, estados de arte, entre otros documentos de interés que sirvan de
antecedente a la presente investigación.
78
Por su parte, el instrumento de recolección de datos secundarios utilizados en
esta investigación será la ficha, específicamente:
La ficha bibliográfica: Como una simple guía para recordar cuáles libros o
trabajos habían sido consultados o existen sobre el tema. El material consultado se
basará en:
• Textos.
• Reglamentos y normas.
• Artículos.
• Tesis de Grado
• Registros de Equipos e instalaciones
3.4. Unidad de Estudio
La unidad de estudio o análisis se refiere al contexto, al ser o entidad
poseedores de las características, evento, cualidad o variable, que se desea
estudiar; una unidad de estudio puede ser una persona, un objeto, un grupo, una
extensión geográfica, una institución, entre otros. En toda investigación es
necesario definir la unidad de estudio; para ello se requiere que el enunciado
holopráxico este claramente planteado y que las características o eventos a
investigar estén definidos. Lo ideal es que el investigador pueda obtener
directamente sus datos de la unidad de estudio, pues esto le proporciona mayor
validez a los resultados (Hurtado, 2000:140).
La unidad de análisis de esta investigación esta constituida únicamente por el
Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA Intevep Tía Juana.
3.5. Procedimiento Metodológico
El proponer un modelo de suministro de gas natural para el Centro Experimental
de Producción de PDVSA Intevep Tía Juana requiere una explicación detallada de la
metodología a emplear en la consecución de los objetivos propuestos. Tres fases
principales se han definido como se detalla a continuación:
79
Fase I: Descripción de las características operacionales y
requerimientos técnicos para la realización de pruebas y evaluación de
tecnologías del Centro Experimental de Producción de PDVSA Intevep Tía
Juana
Para poder dar solución a la problemática de suministro de gas natural al Centro
Experimental de Producción de PDVSA Intevep, es necesario determinar con
exactitud cuales son los requerimientos de este laboratorio a escala real, para esto
se realizó una revisión documental de los manuales de la instalación y de las bases
de datos y registros de las pruebas experimentales realizadas en los últimos años
de operación de la línea de gas, verificado tanto las características, los volúmenes y
condiciones (presión y temperatura) de los fluidos empleados, así como también la
duración de las pruebas. Adicionalmente se realizaron inspecciones para conocer las
instalaciones del centro y las facilidades existentes en la estación de recepción de
gas natural.
Fase II: Análisis de las alternativas técnicas y económicamente viables
de suministro de gas natural que podrían considerarse como fuentes de
entrega al Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA Intevep
Tía Juana.
Con la finalidad de considerar en esta investigación cualquier alternativa que
pudiese dar solución al problema de suministro de gas natural del CEPRO, se
realizaron entrevistas no estructuradas al personal de ingeniería, operaciones,
mantenimiento y procesos del centro, a fin de identificar cuales han sido las
propuestas emitidas por parte de las diferentes filiales de PDVSA para atender el
requerimiento, así como también cuales han sido los argumentos para la no
resolución inmediata de la situación.
Con el objetivo de realizar un análisis a profundidad, una vez identificadas las
alternativas que se consideran viables para la resolución del problema, se procedió
a desarrollar el diseño y determinar las especificaciones de las mismas a partir de
las ecuaciones, correlaciones y planteamientos definidos en la literatura y en las
diferentes normas nacionales e internacionales. En el caso de aquellas alternativas
80
que contemplan el reemplazo de la línea existente se procedió a verificar que el
diámetro de la misma, de acuerdo a las características y las condiciones del gas
manejado sea el adecuado, esto se logró mediante la aplicación de las ecuaciones
de transporte que rigen el flujo de gas en tuberías, adicionalmente se verificó que la
velocidad del gas no exceda la velocidad de erosión en ninguno de los casos
(tubería flexible y tubería convencional).
Por otra parte, para el desarrollo de la alternativa que involucra el sistema de
compresión, a partir de las condiciones del fluido se dimensionaron los equipos de
compresión, enfriamiento y separación requeridos para cumplir con las
especificaciones del centro.
De igual forma, mediante instrumentos de cálculo suministrados por el personal
de PDVSA EYP para la estimación de los precios de líneas y tendido de las mismas,
se determinaron los costos asociados al reemplazo de la tubería existente. En el
caso de los costos vinculados al sistema de compresión estos fueron estimados con
el apoyo del personal de ingeniería y construcción de la filial PDVSA GAS a partir de
las especificaciones de los equipos.
En esta fase se realizaron simulaciones que permiten validar los resultados
obtenidos mediante ecuaciones, correlaciones y métodos numéricos de cálculo.
Como herramienta para la toma de decisión se realizó una valoración y
evaluación de las alternativas a partir de cada criterio o sub-criterio establecido por
el investigador, basada en el principio de Hurwics. La matriz de evaluación consta
de una columna correspondiente a la ponderación o peso y otras columnas donde se
encuentran las opciones a evaluar donde cada una de estas se divide en dos
columnas, una para establecer el puntaje y otra para calcular el valor total de la
puntuación.
En la Tabla 11 se observa un ejemplo de una matriz de evaluación con los
puntajes establecidos para facilitar la comprensión del proceso. Donde únicamente
las celdas de color blanco en las columnas de puntaje requieren ser llenadas por el
evaluador. Esto se realiza, utilizando la matriz de datos para ubicar el valor
81
estándar en alguno de los rangos establecidos en la matriz de rangos y de esta
forma a través de la escala presente en la Tabla 12, se puede colocar la puntuación
correspondiente a cada alternativa respecto a los subcriterios.
Tabla 11. Estructura de la matriz de evaluación
Fuente: Justel y Pérez. (2007)
Tabla 12. Escala de valoración basada en el principio de Hurwics
Fuente: Justel y Perez (2007)
El puntaje de las alternativas o criterios globales A, B y C se calculan
multiplicando la ponderación del subcriterio por el puntaje otorgado al mismo.
Mientras que los valores totales son el resultado de multiplicar el puntaje asignado
por la ponderación del mismo criterio. Finalmente las cifras totales finales son
comparadas y se selecciona la alternativa u opción que posea un mayor valor como
la decisión de mejor proyección.
82
Fase III. Propuesta de una alternativa que se considere técnicamente y
económicamente viable
Una vez analizados todos los aspectos técnicos y económicos de las alternativas
que permitirían resolver el problema de suministro de gas natural al Centro
Experimental de Producción, se concluye con la presentación de la propuesta que
debería implantarse.
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para el desarrollo de esta investigación fue imprescindible el logro de los
objetivos específicos propuestos, a través de los cuales se realizó la recopilación de
la información necesaria para la realización de los diversos análisis que llevarían a la
visualización de una propuesta que permitirá solventar la problemática de
suministro de gas natural al Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA
Intevep Tía Juana.
4.1. Descripción de las características operacionales y requerimientos
técnicos para la realización de pruebas y evaluación de tecnologías del
CEPRO
El Centro Experimental de Producción (CEPRO) de PDVSA Intevep Tía Juana es
un laboratorio a escala real destinado a la evaluación de diversos sistemas de
subsuelo y superficie utilizados en la producción y manejo de crudo y gas, se
encuentra adscrito al Departamento de Manejo Integrado de Producción de la
Gerencia General de Producción de PDVSA Intevep. Este laboratorio a escala desde
el año 1996 es utilizado para realizar pruebas pilotos de campo a escala real, en las
siguientes áreas:
Métodos de producción
Fluidos de perforación
Cementación de pozos
Separación, medición y manejo de fluidos gas-crudo-agua
Terminación y estimulación de pozos
Tecnologías de adquisición y control
La manera en que fue estructurada la instalación permite simular procesos y
evaluar equipos en un amplio intervalo de condiciones de operación, con diferentes
84
fluidos, los cuales incluyen crudos (≥11°API), fluidos de perforación (preflujos,
lodos base agua y aceite) y lechadas de cemento; todo esto a condiciones
controladas, que permiten determinar con exactitud los intervalos de aplicación de
las tecnologías a escala real, sin incurrir en perdidas de producción.
A nivel de infraestructura el CEPRO básicamente esta conformado por:
Pozo experimental
Banco de fluidos de perforación y cementación.
Circuito de pruebas de equipos de medición
Estación de flujo
4.1.1. Pozo experimental
Sus características técnicas mostradas en la Figura 9 y Tabla 13, lo hacen único
a nivel mundial, dada su profundidad (8000 pies) y su flexibilidad para desarrollar
pruebas para los diferentes métodos de producción de crudo, a condiciones reales
de fluidos, presión y temperaturas, bajo un sistema de medición y control altamente
especializado.
En superficie se dispone de una línea de gas capaz de suministrar hasta
3 MMPCED a una presión de 1500 lpc, además de infraestructura para el manejo de
volúmenes de crudo en el orden de los 6 MBPD. Este laboratorio de campo permite
realizar ensayos y pruebas pilotos a escala real, de los siguientes métodos de
producción:
Levantamiento artificial por gas continuo e intermitente: LAG, PIG LIFT y
Pistón Metálico.
Bombeo electrosumergible, incluidos los sistemas especiales para manejo de
altas fracciones de gas (BES)
Bombeo de cavidad progresiva (BCP)
Bombeo hidráulico (Tipo pistón y JET)
85
Figura 9. Pozo experimental (Sánchez y Meléndez, 2008: p.4)
Tabla 13. Características del pozo experimental
Características del pozo experimental Profundidad 8000 pies Diámetro del revestidor externo 13-3/8'' cementado Diámetro del revestidor Interno 3-1/2'' Tubería de producción 2-7/8'' Tasa de inyección de crudo 100-6000 BPD Tasa de inyección de gas 3 MMPCED Presión máxima 1500 lpc
Fuente: Pulgar (2014)
4.1.2. Banco de fluidos de perforación y cementación
El CEPRO cuenta con una infraestructura para el estudio y evaluación del
comportamiento de una cementación en condiciones de proceso controladas, tales
como:
Simulación del mecanismo de desplazamiento del sistema fluido de
perforación- cemento y comportamiento del fluido de perforación.
Simulación de procesos de cementación de pozos a escala real.
Evaluación del comportamiento de migración de fluidos y filtración dinámica.
Evaluación de perfiles de fraguado, comportamiento aditivo- cemento y
formulaciones óptimas de lechada de cemento y preflujos.
86
En la Figura 10 y en Tabla 14 se muestran y detallan las características de esta
área.
Figura 10. Banco de fluidos (Sánchez y Meléndez, 2008: p.4)
Tabla 14. Características del banco de fluidos
Banco de fluidos de perforación y cementación Celda anular
Longitud 45 pies Revestidor 13-3/8'' Angulo de inclinación 0-75°
Diámetros revestidores Conjunto interno 7'' y 13-3/8'' Conjunto externo 16'' y 20''
Otras características Caudal máximo de lechada 8 bls/min Caudal máximo de fluidos de perforación 345 gal/min Presión máxima 3000 lpc Temperatura máxima 210°F
Fuente: Pulgar (2014) 4.1.3. Circuito de corrientes de producción o pruebas de superficie
Le evaluación y manejo de fluidos en superficie se realiza en un circuito
instrumentado y automatizado “flow loop”, el cual consta de separadores
convencionales y ciclónicos, tanques, bombas, válvulas y medidores de flujo
multifásico. En el cual se pueden evaluar escenarios diversos ajustando las mezclas
gas-crudo-agua al rango de propiedades que se requieran estudiar a condiciones
87
reales de campo. En la Figura 11 y Tabla 15 se resumen las características de esta
sección del Centro:
Figura 11. Circuito de corrientes de producción (Sánchez y Meléndez, 2008: p.5)
Tabla 15. Características del circuito
Circuito de corrientes de producción Diámetro de líneas del circuito 3 pulg Longitud 354 pies
Fuente: Pulgar (2014)
En vista de que en la instalación no se produce ningún hidrocarburo ya que el
pozo experimental es un pozo completado, no cañoneado, utilizado para simular
condiciones de campo, dependiendo del tipo de pruebas a realizar y el área de la
instalación en la que serán ejecutadas las mismas se puede requerir: crudo, gas,
agua de proceso, cemento, aditivos químicos, entre otros.
Las áreas de mayor aplicabilidad y demanda en lo que se refiere a evaluación de
tecnologías para la industria petrolera y gasífera son: el área de flujo multifásico y
el área del pozo experimental o levantamiento artificial de gas, cuya operación
depende del suministro de gas y crudo requerido de acuerdo al rango seleccionado
de variación de los parámetros presión, flujo, temperatura, entre otros;
constituyendo estos un insumo indispensable para dar continuidad a las actividades
operacionales.
88
4.1.4. Recepción de crudo
El crudo fiscalizado es recibido en las instalaciones por medio de camiones
vacuum directamente desde patio de tanques. Una vez que el mismo arriba, se
verifica que sea el solicitado por el CEPRO de acuerdo a lo especificado en los
procedimientos administrativos y a lo requerido por el cliente en el plan
experimental. Si el fluido no cumple las especificaciones es rechazado, a fin de que
las características del mismo no afecten la matriz experimental. Por el contrario, si
se cumple lo estipulado se proceden a verificar las condiciones de la instalación
(condiciones de seguridad e higiene, alineación de válvulas y conexiones
disponibles) y se proceden a llenar los tanques de almacenamiento de crudo.
4.1.5. Recepción de gas natural
El CEPRO requiere del suministro de gas natural a alta presión ya que es una
instalación cuyo objetivo principal es recrear las condiciones de los métodos de
producción utilizados en la industria petrolera y evaluar tecnologías que permitan la
optimización de los mismos. De igual forma, el fluido recibido debe tener una
composición similar al utilizado en las áreas tradicionales de producción de crudo.
Desde el inicio de las operaciones del CEPRO, el suministro de gas natural a alta
presión proviene del múltiple de gas MG TJ-05, ya que durante la conceptualización
del proyecto se definió que este era el punto de conexión más cercano al pozo
experimental que garantizaba el rango de operabilidad requerido.
El esquema de funcionamiento del centro contempla que el gas natural sea
recibido a una presión de 1400-1500 lpc y una temperatura de aproximadamente
90°F, a través de una línea que posee las características mostradas en la Tabla 16:
89
Tabla 16. Características actuales de la línea de suministro
Características de la línea de suministro
Diámetro: 4 pulg Espesor: 0,337 pulg Peso: 14,99 lb/pie
Longitud: 25000 pies
Schedule 80 Tipo: Sin costura Material: ASTM A-106 Gr. B Conexiones: ANSI 900# RTJ Revestimiento: Polietileno
Fuente: Pulgar (2014)
La línea se eleva en el muro de contención y esta enterrada aproximadamente
3000 pies hasta la estación de medición y regulación del CEPRO.
En la Figura 12 y Figura 13 se muestra la configuración del sistema de
suministro desde el múltiple de gas al CEPRO:
Figura 12. Diagrama de la línea MG TJ-05/ CEPRO (Sánchez y Meléndez, 2008: p.2)
90
LÍNEA PRINCIPAL DE SUMINISTRO DE GAS – CENTRO EXPERIMENTAL DE PRODUCCIÓN (CEPRO/ PDVSA INTEVEP)
Figura 13. Red de Tía Juana Lago (Sánchez y Meléndez, 2008: p.3)
El gas natural se recibe en una estación reguladora (ver Figura 14) con la finalidad
de adecuar el gas natural a las condiciones de flujo requeridas por las diferentes
evaluaciones.
Figura 14. Estación de gas del CEPRO (Sánchez y Meléndez, 2008: p.7)
91
Es importante mencionar que todos los instrumentos neumáticos del centro
(válvulas de control) funcionan con gas natural, razón por la cual actualmente
también se encuentran fuera de servicio.
En lo que respecta a la disposición final del gas, una vez utilizado en el proceso
(energía de compresión del mismo), es retornado a la red de distribución de baja
presión en tierra de PDVSA E&P, para ser consumido en operaciones de los campos.
4.1.6. Historial de pruebas de los últimos años de operación de la línea
A fin de definir a exactitud los requerimientos operacionales del centro, se
realizó un análisis estadístico y una revisión de los registros existentes y planes
experimentales de las diferentes pruebas y evaluaciones tecnológicas realizadas en
el CEPRO entre los años 2002 y 2007, con el objeto de elaborar un histórico de las
mismas. De igual forma, se realizaron entrevistas al personal de la instalación para
validar la importancia del suministro de gas natural a este laboratorio y la
repercusión que tiene la no disponibilidad del insumo en las operaciones.
En la Tabla 17, Tabla 18 y Tabla 19 se muestra un listado de las pruebas
realizadas en el CEPRO entre los años 2002-2009:
Tabla 17. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009
NÚMERO NOMBRE DE LA PRUEBA 1 LAG INTERMITENTE TUBERÍA 3-1/2 PULGADA A 2500 PIES. 2 EVALUACIÓN DEL SEPARADOR DE GAS CON BES 3 EVALUACIÓN DE BCP GEREMIAS 4 EVALUACIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO MULTIFASICO JIP-INTEVEP 5 EVALUACIÓN DE LA TEPERED PUMP INTEVEP - CENTRILIFT 6 LAG INTERMITENTE TUBERÍA DE 2-7/8 PULGADA 7 EVALUACIÓN DEL MFM VENTURI X SCHLUMBERGER - INTEVEP 8 EVALUACIÓN BCP GEREMIAS CON CRUDO PESADO 9 EVALUACIÓN DE CEMENTO LICEM
10 EVALUACIÓN DE CEMENTO ESPUMADO 11 EVALUACIÓN BCP GEREMIAS CON ANCLA DE GAS
Fuente: Pulgar (2014)
92
Tabla 18. Cont. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009
NÚMERO NOMBRE DE LA PRUEBA 12 OPTIMIZACIÓN DE LAG INTERMITENTE TUBERÍA 2-7/8 PULGADAS 13 EVALUACIÓN DE LA VÁLVULA DE SUCCIÓN JET-PUMP CON LAG 14 EVALUACIÓN DEL HIDROCICLON EN SUPERFICIE REDA - INTEVEP 15 EVALUACIÓN DE HERRAMIENTAS DE FONDO CON ORIMATITA 16 EVALUACIÓN DEL SEPARADOR DE AGUA EN FONDO INTEVEP – REDA 17 EVALUACIÓN DE CEMENTACION CON ZONA PERMEABLE FASE I 18 EVALUACIÓN DE CEMENTACION CON ZONA PERMEABLE FASE II 19 EVALUACIÓN DE CEMENTACION CON ZONA PERMEABLE FASE III 20 EVALUACIÓN DE MEDIDOR DE FLUJO MULTIFASICO SINCOR 21 EVALUACIONES CON LICEM 22 EVALUACIÓN DE LA VÁLVULA DE SUCCIÓN 3-1/2 PULGADA 23 BCP METAL – METAL EN EL BANCO DE FLUIDO 24 EVALUACIÓN DE GAS CHAMBER PUMP. 25 EVALUACIÓN DE BCP METAL - METAL 26 EVALUACIÓN DEL SISTEMA HIDROCICLONICO DEL AQWANOT 27 EVALUACIÓN DE LA MOTOBOMBA DE PALETAS DESLIZANTES 28 EVALUACIÓN DEL JET-PUMP EN SUPERFICIE APLICANDO GN 29 EVALUACIÓN DE HERRAMIENTAS DE REGISTROS DE CEMENTACIONES 30 EVALUACIÓN DEL ROBOT COLUMBUS 31 EVALUACIÓN DEL CYCINT SEPARADOR GAS-CRUDO 32 EVALUACIÓN DE LA TRAMPA DE ARENA 33 PRUEBA DE CARACTERIZACION DE CAMISAS DE ÁREA VARIABLE 34 EVALUACIÓN DE BANCO DINÁMICO DE PRUEBA DE VÁLVULAS LAG
35 CARACTERIZACIÓN DEL MEDIDOR DE FLUJO MULTIFASICO ”PHASE TESTER VXFM” DE SCHLUMBERGER
36 EVALUACIÓN DE MFM - PROCESO DE CALIFICACIÓN PARA PDVSA
37 EVACUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE VÁLVULAS DE LAG. APERTURA FIJA CONTROLADA
38 EVALUACIÓN DE EQUIPOS DE FLOTACIÓN Y TAPONES DE DESPLAZAMIENTO DE FABRICACIÓN NACIONAL
39 VERIFICACIÓN DE CALIBRACIÓN DE MEDIDOR DE FLUJO DE GAS POR ULTRASONIDO PARA PDVSA ANACO
40 DISOLUCIÓN MECÁNICA DEL POLÍMERO INTOIL®
41
EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE VÁLVULAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS. APERTURA VARIABLE. FINAL FASE I – INICIO FASE II
42 EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE VÁLVULAS PDVAL PARA LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS.
43 ESTUDIO DINÁMICO DEL SEPARADOR CICLÓNICO VENEZOLANO (SCV)
44 EVALUACIÓN DEL SCV COMO SEPARADOR GAS-CRUDO CON CRUDO TOMOPORO
45 EVALUACIÓN DE LA SEPARACIÓN GAS-CRUDO EN CRUDO CON ALTA PRESENCIA DE ESPUMA
Fuente: Pulgar (2014)
93
Tabla 19. Cont. Historial de pruebas del CEPRO entre los años 2002-2009
NÚMERO NOMBRE DE LA PRUEBA 46 DISOLUCIÓN MECÁNICA DEL POLÍMERO INTOIL® (II ETAPA)
47 ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DINÁMICO DE VÁLVULAS DE LAG EN BANCO DE PRUEBAS (FASE III)
48 EVALUACIÓN DE DESEMPEÑO A BAJA PRESIÓN DE MICROGENERADOR IMPULSADO POR GAS
49 EVALUACIÓN DE MEDIDOR DE CORTE DE AGUA 50 OPTIMIZACIÓN DEL INTERFLOW UTILIZANDO SURFACTANTE ANIÓNICO 51 EVALUACIÓN DE TECNOLOGÍA FLOWMIXER 52 EVALUACIÓN DEL EFECTO DEL ALMIDÓN DE YUCA EN LODOS BASE AGUA
53 DESARROLLO DE SISTEMA AUTOMATIZADO DE MEDICIÓN DE NIVEL EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO
54 PROTOCOLO DE PRUEBAS EN SITIO COMPUTADOR DE FLUJO CF/ NET-DAS
55 EVALUACIÓN DE LA TECNOLOGÍA RECOIL EN CRUDOS DE DIFERENTES VISCOSIDADES
56 CALIBRACIÓN DEL MEDIDOR DE FLUJO MULTIFASICO AGAR 57 EVALUACIÓN DEL MEDIDOR DE ARRASTRE LICOM EN LÍNEA DE GAS
Fuente: Pulgar (2014)
De acuerdo a la revisión de los planes experimentales de las evaluaciones que
poseen registros y al análisis estadístico efectuado, un alto porcentaje de las
pruebas realizadas en el área del pozo experimental y circuito de corrientes de
producción requieren del suministro del gas natural para llevarse a cabo, lo que en
los últimos años ha reducido significativamente las operaciones del centro.
Sin embargo, al detallar las matrices experimentales de algunas pruebas
realizadas en los últimos años de operación de la línea de gas, se determina a
través de procesos algebraicos sencillos que el caudal diario promedio año requerido
en el CEPRO es considerablemente menor a 3 MMPCED, lo cual se puede evidenciar
en la Tabla 20:
Tabla 20. Caudal diario promedio de pruebas del CEPRO
N° EXPERIMENTAL Nombre de la Prueba Experimental Caudal Maximo PE-03-04/037 Proceso de calificación técnica de los medidores de flujo multifásico para PDVSA 0,033 MMPCEDPE-03-06/048 Evaluación del comportamiento dínamico de válvulas de LAG 0,084 MMPCEDPE-03-05/042 Evaluación del CYCINT® 0,134 MMPCED
TOTAL 0,251 MMPCED Fuente: Pulgar (2014)
94
Las cifras reflejadas en la tabla anterior representan el caudal diario promedio
año, este se obtuvo a partir del caudal máximo reflejado en el registro de cada
prueba, multiplicado por la duración de la misma y dividido entre los 365 días del
año. Adicionalmente se tomo la matriz experimental de prueba del depurador
multiciclónico (ver en Tabla 21), la cual está pendiente por ejecutarse en el Centro
Experimental para verificar los requerimientos en cuanto a volúmenes de gas de la
misma:
Tabla 21. Matriz de prueba del depurador multiciclónico
N°Qg
(MPCSD)Ql
(BPD) %AguaQo
(BPD) N°Qg
(MPCSD)Ql
(BPD) %AguaQo
(BPD)1 100 400 5 380 60 1000 2000 5 19002 100 400 25 300 61 1000 3000 25 22503 100 400 50 200 62 1000 3000 50 15004 100 400 75 100 63 1000 3000 75 7505 100 1000 5 950 64 1000 4000 5 38006 100 1000 25 750 65 1000 4000 25 30007 100 1000 50 500 66 1000 4000 50 20008 100 1000 75 250 67 1000 4000 75 10009 100 2000 5 1900 68 1000 5000 5 4750
10 100 2000 25 1500 69 1000 5000 25 375011 100 2000 50 1000 70 1000 5000 50 250012 100 2000 75 500 71 1000 5000 75 125013 100 3000 5 2850 72 1500 400 5 38014 100 3000 25 2250 73 1500 400 25 30015 100 3000 50 1500 74 1500 400 50 20016 100 3000 75 750 75 1500 400 75 10017 100 4000 5 3800 76 1500 1000 5 95018 100 4000 25 3000 77 1500 1000 25 75019 100 4000 50 2000 78 1500 1000 50 50020 100 4000 75 1000 79 1500 1000 75 25021 100 5000 5 4750 80 1500 2000 5 190022 100 5000 25 3750 81 1500 2000 25 150023 100 5000 50 2500 82 1500 2000 50 100024 100 5000 75 1250 83 1500 2000 75 50025 500 400 5 380 84 1500 3500 5 332526 500 400 25 300 85 1500 3500 25 262527 500 400 50 200 86 1500 3500 50 175028 500 400 75 100 87 1500 3500 75 87529 500 1000 5 950 88 1500 4000 5 380030 500 1000 25 750 89 1500 4000 25 300031 500 1000 50 500 90 1500 4000 50 200032 500 1000 75 250 91 1500 4000 75 100033 500 2000 5 1900 92 1500 5000 5 475034 500 2000 25 1500 93 1500 5000 25 375035 500 2000 50 1000 94 1500 5000 50 250036 500 2000 75 500 95 1500 5000 75 125037 500 3000 25 2250 96 2000 400 5 38038 500 3000 50 1500 97 2000 400 25 30039 500 3000 75 750 98 2000 400 50 20040 500 4000 5 3800 99 2000 400 75 10041 500 4000 25 3000 100 2000 1000 5 95042 500 4000 50 2000 101 2000 1000 25 75043 500 4000 75 1000 102 2000 1000 50 50044 500 5000 5 4750 103 2000 1000 75 25045 500 5000 25 3750 104 2000 2000 5 190046 500 5000 50 2500 105 2000 2000 25 150047 500 5000 75 1250 106 2000 2000 50 100048 1000 400 5 380 107 2000 2000 75 50049 1000 400 25 300 108 2000 3000 25 225050 1000 400 50 200 109 2000 3000 50 150051 1000 400 75 100 110 2000 3000 75 75052 1000 1000 5 950 111 2000 4000 5 380053 1000 1000 25 750 112 2000 4000 25 300054 1000 1000 50 500 113 2000 4000 50 200055 1000 1000 75 250 114 2000 4000 75 100056 1000 2000 5 1900 115 2000 5000 5 475057 1000 2000 25 1500 116 2000 5000 25 375058 1000 2000 50 1000 117 2000 5000 50 250059 1000 2000 75 500 118 2000 5000 75 1250
MATRIZ DE PRUEBA
Fuente: Pulgar (2014)
95
Para esta prueba, cuya duración estimada es de 2360min, en intervalos de 20
min para 118 escenarios el volumen máximo de gas a utilizar es de 2 MMPCED
(1388,88 pie3/min), el volumen acumulado de gas es de 1,665 MMPCE y el caudal
promedio año 4562,40 pie3/día. A continuación se muestra en la Tabla 22, Tabla 23
y Tabla 24, el procesamiento de la data:
Tabla 22. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI
Nro Qg (pie3/min)
Vol g (pie3)
Vg acum(pie3)
Tiempo acum (min)
Qg promedio dia
anual (pie3 /dia)
1 69,44444444 1388,88889 1388,888889 20 4562,404871 2 69,44444444 1388,88889 2777,777778 40 4562,404871 3 69,44444444 1388,88889 4166,666667 60 4562,404871 4 69,44444444 1388,88889 5555,555556 80 4562,404871 5 69,44444444 1388,88889 6944,444444 100 4562,404871 6 69,44444444 1388,88889 8333,333333 120 4562,404871 7 69,44444444 1388,88889 9722,222222 140 4562,404871 8 69,44444444 1388,88889 11111,11111 160 4562,404871 9 69,44444444 1388,88889 12500 180 4562,404871
10 69,44444444 1388,88889 13888,88889 200 4562,404871 11 69,44444444 1388,88889 15277,77778 220 4562,404871 12 69,44444444 1388,88889 16666,66667 240 4562,404871 13 69,44444444 1388,88889 18055,55556 260 4562,404871 14 69,44444444 1388,88889 19444,44444 280 4562,404871 15 69,44444444 1388,88889 20833,33333 300 4562,404871 16 69,44444444 1388,88889 22222,22222 320 4562,404871 17 69,44444444 1388,88889 23611,11111 340 4562,404871 18 69,44444444 1388,88889 25000 360 4562,404871 19 69,44444444 1388,88889 26388,88889 380 4562,404871 20 69,44444444 1388,88889 27777,77778 400 4562,404871 21 69,44444444 1388,88889 29166,66667 420 4562,404871 22 69,44444444 1388,88889 30555,55556 440 4562,404871 23 69,44444444 1388,88889 31944,44444 460 4562,404871 24 69,44444444 1388,88889 33333,33333 480 4562,404871 25 347,2222222 6944,44444 40277,77778 500 4562,404871 26 347,2222222 6944,44444 47222,22222 520 4562,404871 27 347,2222222 6944,44444 54166,66667 540 4562,404871 28 347,2222222 6944,44444 61111,11111 560 4562,404871 29 347,2222222 6944,44444 68055,55556 580 4562,404871 30 347,2222222 6944,44444 75000 600 4562,404871
Fuente: Pulgar (2014)
96
Tabla 23. Cont. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI
31 347,2222222 6944,44444 81944,44444 620 4562,404871 32 347,2222222 6944,44444 88888,88889 640 4562,404871 33 347,2222222 6944,44444 95833,33333 660 4562,404871 34 347,2222222 6944,44444 102777,7778 680 4562,404871 35 347,2222222 6944,44444 109722,2222 700 4562,404871 36 347,2222222 6944,44444 116666,6667 720 4562,404871 37 347,2222222 6944,44444 123611,1111 740 4562,404871 38 347,2222222 6944,44444 130555,5556 760 4562,404871 39 347,2222222 6944,44444 137500 780 4562,404871 40 347,2222222 6944,44444 144444,4444 800 4562,404871 41 347,2222222 6944,44444 151388,8889 820 4562,404871 42 347,2222222 6944,44444 158333,3333 840 4562,404871 43 347,2222222 6944,44444 165277,7778 860 4562,404871 44 347,2222222 6944,44444 172222,2222 880 4562,404871 45 347,2222222 6944,44444 179166,6667 900 4562,404871 46 347,2222222 6944,44444 186111,1111 920 4562,404871 47 347,2222222 6944,44444 193055,5556 940 4562,404871 48 694,4444444 13888,8889 206944,4444 960 4562,404871 49 694,4444444 13888,8889 220833,3333 980 4562,404871 50 694,4444444 13888,8889 234722,2222 1000 4562,404871 51 694,4444444 13888,8889 248611,1111 1020 4562,404871 52 694,4444444 13888,8889 262500 1040 4562,404871 53 694,4444444 13888,8889 276388,8889 1060 4562,404871 54 694,4444444 13888,8889 290277,7778 1080 4562,404871 55 694,4444444 13888,8889 304166,6667 1100 4562,404871 56 694,4444444 13888,8889 318055,5556 1120 4562,404871 57 694,4444444 13888,8889 331944,4444 1140 4562,404871 58 694,4444444 13888,8889 345833,3333 1160 4562,404871 59 694,4444444 13888,8889 359722,2222 1180 4562,404871 60 694,4444444 13888,8889 373611,1111 1200 4562,404871 61 694,4444444 13888,8889 387500 1220 4562,404871 62 694,4444444 13888,8889 401388,8889 1240 4562,404871 63 694,4444444 13888,8889 415277,7778 1260 4562,404871 64 694,4444444 13888,8889 429166,6667 1280 4562,404871 65 694,4444444 13888,8889 443055,5556 1300 4562,404871 66 694,4444444 13888,8889 456944,4444 1320 4562,404871 67 694,4444444 13888,8889 470833,3333 1340 4562,404871 68 694,4444444 13888,8889 484722,2222 1360 4562,404871 69 694,4444444 13888,8889 498611,1111 1380 4562,404871 70 694,4444444 13888,8889 512500 1400 4562,404871 71 694,4444444 13888,8889 526388,8889 1420 4562,404871 72 1041,666667 20833,3333 547222,2222 1440 4562,404871 73 1041,666667 20833,3333 568055,5556 1460 4562,404871 74 1041,666667 20833,3333 588888,8889 1480 4562,404871 75 1041,666667 20833,3333 609722,2222 1500 4562,404871 76 1041,666667 20833,3333 630555,5556 1520 4562,404871
Fuente: Pulgar (2014)
97
Tabla 24. Cont. Caudal de gas promedio día anual para prueba del CIMCI
77 1041,666667 20833,3333 651388,8889 1540 4562,404871 78 1041,666667 20833,3333 672222,2222 1560 4562,404871 79 1041,666667 20833,3333 693055,5556 1580 4562,404871 80 1041,666667 20833,3333 713888,8889 1600 4562,404871 81 1041,666667 20833,3333 734722,2222 1620 4562,404871 82 1041,666667 20833,3333 755555,5556 1640 4562,404871 83 1041,666667 20833,3333 776388,8889 1660 4562,404871 84 1041,666667 20833,3333 797222,2222 1680 4562,404871 85 1041,666667 20833,3333 818055,5556 1700 4562,404871 86 1041,666667 20833,3333 838888,8889 1720 4562,404871 87 1041,666667 20833,3333 859722,2222 1740 4562,404871 88 1041,666667 20833,3333 880555,5556 1760 4562,404871 89 1041,666667 20833,3333 901388,8889 1780 4562,404871 90 1041,666667 20833,3333 922222,2222 1800 4562,404871 91 1041,666667 20833,3333 943055,5556 1820 4562,404871 92 1041,666667 20833,3333 963888,8889 1840 4562,404871 93 1041,666667 20833,3333 984722,2222 1860 4562,404871 94 1041,666667 20833,3333 1005555,556 1880 4562,404871 95 1041,666667 20833,3333 1026388,889 1900 4562,404871 96 1388,888889 27777,7778 1054166,667 1920 4562,404871 97 1388,888889 27777,7778 1081944,444 1940 4562,404871 98 1388,888889 27777,7778 1109722,222 1960 4562,404871 99 1388,888889 27777,7778 1137500 1980 4562,404871 100 1388,888889 27777,7778 1165277,778 2000 4562,404871 101 1388,888889 27777,7778 1193055,556 2020 4562,404871 102 1388,888889 27777,7778 1220833,333 2040 4562,404871 103 1388,888889 27777,7778 1248611,111 2060 4562,404871 104 1388,888889 27777,7778 1276388,889 2080 4562,404871 105 1388,888889 27777,7778 1304166,667 2100 4562,404871 106 1388,888889 27777,7778 1331944,444 2120 4562,404871 107 1388,888889 27777,7778 1359722,222 2140 4562,404871 108 1388,888889 27777,7778 1387500 2160 4562,404871 109 1388,888889 27777,7778 1415277,778 2180 4562,404871 110 1388,888889 27777,7778 1443055,556 2200 4562,404871 111 1388,888889 27777,7778 1470833,333 2220 4562,404871 112 1388,888889 27777,7778 1498611,111 2240 4562,404871 113 1388,888889 27777,7778 1526388,889 2260 4562,404871 114 1388,888889 27777,7778 1554166,667 2280 4562,404871 115 1388,888889 27777,7778 1581944,444 2300 4562,404871 116 1388,888889 27777,7778 1609722,222 2320 4562,404871 117 1388,888889 27777,7778 1637500 2340 4562,404871 118 1388,888889 27777,7778 1665277,778 2360 4562,404871
Fuente: Pulgar (2014)
98
En la Figura 15 se muestra el resumen de los resultados obtenidos:
Uso de Gas para prueba CIMCI
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
1600000
1800000
tiempo
Volu
men
Gas
010002000300040005000600070008000900010000
Cau
dal d
e G
as
Volumen Gas acumulado (PCS) Caudal gas prueba (PCS/min) Caudal promedio dia (PCS/día)
Figura 15. Uso de gas para prueba CIMCI (Pulgar, 2014)
En resumen, el CEPRO es un laboratorio a escala real que no opera los 365 días
del año, los caudales requeridos en cada prueba varían dependiendo de la
tecnología a evaluar y los escenarios planteados por el investigador en el plan
experimental, adicionalmente la planificación anual de pruebas a realizar en el
Centro se determina en función de diversos factores, por lo que si se realiza un
número de 3 pruebas típicas requeridas en la instalación con caudales puntuales de
gas que oscilan entre 0 -3 MMPCED, el caudal diario promedio año estaría en el
orden de 0,3 MMPCED, tal como se demostró anteriormente, siendo el factor más
importante a considerar el hecho de que el gas natural retorna al sistema de baja
presión de E&P, ya que solo es consumida su energía en forma de presión.
99
4.2. Análisis de las alternativas técnicas y económicamente viables de
suministro de gas natural que podrían considerarse como fuentes de
entrega al CEPRO de PDVSA Intevep Tía Juana
De acuerdo a las especificaciones que debe tener el gas natural requerido para
las operaciones del CEPRO y la disponibilidad de las filiales PDVSA GAS y PDVSA
E&P para el suministro del mismo, existen 3 opciones a considerar para dar solución
a la problemática:
1. Suministro de gas natural a baja presión (500 lpc), lo cual requeriría la
utilización de un sistema de compresión para alcanzar la presión requerida
(PDVSA GAS).
2. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero convencional
(PDVSA E&P).
3. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero flexible -
Flexsteel ® (PDVSA E&P).
Sin embargo, solo el conocimiento de las especificaciones técnicas y la
estimación de los costos que representa la implantación de alguna de estas
alternativas, es lo que determina la factibilidad de las mismas.
4.2.1. Suministro de gas natural a baja presión
PDVSA GAS plantea el suministro de gas a baja presión (500 lpc) proveniente
del Lago, mediante la elaboración de un acuerdo de servicios por parte de PDVSA
Intevep y la Gerencia de Comercialización de Gas Occidente, con una composición
similar a la recibida habitualmente por el CEPRO, mostrada en la Tabla 25:
100
Tabla 25. Cromatografía referencial del gas a recibir por parte de PDVSA GAS
Componente %Molar Nitrógeno 0,131Metano 77,461CO2 3,658Etano 9,542Propano 5,079i-Butano 0,93n- Butano 1,565i- Pentano 0,515n- Pentano 0,466Hexanos 0,37Heptanos 0,2Octanos 0,07Nonanos 0,01Decanos 0,002Undecano 0,001TOTAL 100H2S (ppm, v/v) 2,5Fuente: Pulgar (2014)
A partir de esta composición se desarrollará el diseño de los equipos principales
(compresor, depurador, enfriador) requeridos en el sistema de compresión que
permitirá alcanzar la presión requerida en las instalaciones del CEPRO (1500 lpc).
4.2.1.1. Diseño del sistema de compresión
Previo a la selección y diseño del compresor que se utilizará para incrementar la
presión del fluido se realizará una verificación del estado del gas natural y la
generación de la envolvente de fases:
101
Temperature, F-280.0 -200.0 -120.0 -40.0 40.0 120.0
Pres
sure
, psi
a
-200.0
200.0
600.0
1000.0
1400.0
1800.0
Phase Envelope Curve for stream 'SUCCION', Description :
Full EnvelopeCritical PointCricondenbarCricondentherm
514.7
90Temperature, F
-280.0 -200.0 -120.0 -40.0 40.0 120.0
Pres
sure
, psi
a
-200.0
200.0
600.0
1000.0
1400.0
1800.0
Phase Envelope Curve for stream 'SUCCION', Description :
Full EnvelopeCritical PointCricondenbarCricondentherm
514.7
90
Figura 16. Envolvente de fases del gas natural (Pulgar, 2014)
Como se puede observar en la Figura 16, el gas natural con la composición
suministrada, a una presión de 514,7 lpca y una temperatura de 90°F se encuentra
en estado bifásico, por lo que previo al diseño del compresor se requiere realizar
una separación flash o cálculo de fases para conocer la composición del gas que
entraría a la succión de la unidad.
Al realizar la separación flash la composición del gas y líquido resultante es la
que se muestra en la Tabla 26:
Tabla 26. Resultados de la separación flash
Fuente: Pulgar (2014)
102
A partir de la composición del gas resultante de la separación flash se procederá
entonces a seleccionar y diseñar el equipo de compresión.
4.2.1.1.1. Selección del compresor
El tipo de compresor seleccionado es un compresor reciprocante, tomando en
cuenta los diferentes criterios de selección de una unidad de compresión
presentados en el marco teórico y los datos presentados en la Tabla 27.
Tabla 27. Datos del proceso
DATOS DEL PROCESO Q (MMPCED) 3GE 0,75MW(Lb/lbmol) 21,72Z 0,88q (pie3/min) 55,30q (m3/min) 1,6Ps (lpca) 514,7Ts (°F) 90Pd (lpca) 1514,7Pd (KPa) 10443,5Fuente: Pulgar (2014)
Se utilizaron las graficas presentadas en la literatura de John M. Campbell y la
GPSA mostradas en la Figura 17 y Figura 18 para realizar la selección del equipo:
1.6
10443.5
1.6
10443.5
Figura 17. Selección de compresores según John Campbell (Campbell, 1994: p.237)
103
1500
55.30
1500
55.30
Figura 18. Selección de compresores según la GPSA (GPSA, 1987: p. 13-3)
Vale la pena mencionar que uno de los criterios de mayor peso para la selección
de un compresor reciprocante para el CEPRO esta relacionado con las continuas
fluctuaciones en las presiones y volúmenes recibidos (validado en los registros de
pruebas experimentales realizadas durante los años de operación de la línea),
además de ligeras variaciones en la composición que presenta el gas de la División
Lago, producto de los diferentes esquemas de recolección y entrega realizados por
la gerencia de Manejo y Medición de Gas Occidente diariamente en función de las
condiciones operacionales del sistema.
4.2.1.1.2. Diseño del compresor
A partir de las ecuaciones presentadas en el capitulo II de esta investigación se
determinaron los requerimientos de potencia del equipo a utilizar, siendo estas:
Tabla 28. Especificaciones de potencia del compresor
Etapas qa1 (PCM) IHP (hp) GHP (hp) BHP (hp) Ev (%) PD (PCM) sistPrimera 55,30 167,49 197,05 207,42 82,93 66,69
Fuente: Pulgar (2014)
104
Tal como se muestra en la Tabla 28, se determinó que se requiere una etapa de
compresión, siendo la relación de compresión igual a 2,94 y la temperatura de
descarga calculada 702,69°R. Estos cálculos se realizaron mediante la utilización de
una hoja de cálculo elaborada para la investigación la cual se muestra en el anexo
1, cuyo esquema de cálculo para el proceso real de compresión esta basado en las
ecuaciones mostradas en el marco teórico.
En vista de que el proceso de compresión del gas genera un incremento en la
temperatura de descarga del fluido, en la siguiente sección se procede a diseñar el
intercambiador de calor para remover el calor adicional producto del proceso de
compresión y llevar el gas a la temperatura requerida en el CEPRO de alrededor de
110°F.
4.2.1.1.3. Diseño del intercambiador de calor
Considerando diferentes criterios establecidos en los manuales de diseño de
proceso de PDVSA MDP-05-E-01 y MDP-05-E-02 en cuanto a la selección del tipo de
intercambiador de calor, además de la posibilidad de utilizar el agua de servicios
disponible permanentemente en el Centro Experimental de Producción como medio
de enfriamiento, se decidió diseñar un intercambiador de calor de tipo tubo y
carcaza para remover el calor adicionado al gas natural producto de la compresión.
La selección de un intercambiador de calor de tipo tubo y carcaza esta
soportada en lo establecido en la norma MDP-E-05-01, la cual expone que este tipo
de equipo es el que se utiliza comúnmente en la industria de los hidrocarburos, es
económico y fácil de limpiar; por lo que es la primera opción a seleccionar para un
proceso de transferencia de calor.
Con base en lo anterior y tomando en cuenta las propiedades del gas natural a
la salida del sistema de compresión, se seleccionó el fluido que pasaría tanto por el
lado de los tubos como por el lado de la carcaza y se definió una distribución de
fluidos en contracorriente en el intercambiador. A continuación se presentan en la
Tabla 29 los datos que permitirán el diseño del equipo:
105
Tabla 29. Propiedades de los fluidos de proceso del intercambiador
FLUIDO CALIENTE (CARCAZA) FLUIDO FRIO (TUBOS) Fluido GAS Fluido AGUA Qg (MMPCND) 3 T1-a (°F) 95 GE 0,75 MW (lb/lbmol) 21,72
A Condiciones Cp(Btu/lbm °F) 0,683 Cp(Btu/lbm °F) 0,998
Promedio μg (cps) 0,01255 μa(cps) 0,577
k (Btu/h pie °F) 0,0222 k (Btu/h pie °F) 0,37
T1-g (°F) 262,25 T2-g (°F) 110
Fuente: Pulgar (2014)
Se realizo el diseño del intercambiador utilizando una hoja de cálculo elaborada
para la investigación, la cual se muestra en el anexo 2, siguiendo el procedimiento
de cálculo presentado en el marco teórico para el diseño de intercambiadores de
calor de tipo tubo y carcaza, a continuación se presenta el resumen de los
resultados:
Carga calorífica del intercambiador
Q (Btu/día) = 17.298.297,79
La carga calorífica del intercambiador fue determinada a partir de la corriente
caliente. Se debe señalar que la cantidad de calor que debe ser retirada al gas
natural es igual a la cantidad de calor que será adicionada al fluido frío (agua), por
lo tanto el resultado es el mismo independientemente de la corriente que haya sido
empleada para el cálculo.
Temperatura media logarítmica corregida
La temperatura media logarítmica corregida se calcula en función de las
temperaturas de las corrientes involucradas en el proceso de transferencia de calor,
presentadas en la Tabla 30.
106
Tabla 30. Temperaturas de las corrientes del intercambiador
T Corrientes Temperatura ºF
T1G Entrada de gas caliente 262,25
T2G Salida de gas caliente 110
t1A Entrada de agua 95
t2A Salida de agua 130 Fuente: Pulgar (2014)
Asumiendo flujo en contracorriente, se representa el proceso de intercambio de
calor en la Figura 19:
262,25°F
130°F
Corriente Caliente
Corriente Fría
T(ºF)
110°F
95°F
Figura 19. Distribución de fluidos en el equipo (Pulgar, 2014)
LMTD (°F)=53,867
Al corregirlo de acuerdo al número de pasos por los tubos (4) y por la carcaza
(2) se obtiene (ver anexos 3, 4, 5 y 6):
CMTD (°F)= 48,48
107
A partir de la cantidad de calor a remover, la temperatura media logarítmica
corregida y un coeficiente global de transferencia de calor asumido de acuerdo a lo
establecido en la literatura (siendo para este caso U= 80 Btu/h pie2 °F), se
determinó que el área de transferencia de calor es:
A(pie2) = 185,837
Longitud total de tubería
Una vez determinada el área de transferencia de calor requerida, se procede al
dimensionamiento mecánico del equipo, se selecciona un tubo de 1” 12 BWG (el
libro de Campbell lo recomienda como el tubo de menor costo), de la figura 9-25 del
GPSA (Anexo 7), se determina la relación de área de transferencia por longitud de
tubo So=0,2618 pie2/pie; con esto, se determina la longitud de tubo requerida para
el intercambiador considerando como si fuese un solo tubo.
L(pie)= 709,84
Número de tubos
Para determinar el número de tubos, debe establecerse la longitud del tubo,
asumiendo en este caso una longitud de 14 pies. La longitud de los tubos es
afectada por la disponibilidad y el costo de los mismos. Mundialmente las longitudes
de tubos no mayores a 24 pies son fáciles de obtener. Una desventaja en la
industria del uso de tubos largos es el incremento en el costo por requerimiento de
plataformas más grandes y estructuras adicionales, aumentando así el área
requerida para las plantas. A partir de la longitud establecida se obtiene un número
de tubos de:
#Tubos= 50,70
Sin embargo, el número de tubos fue ajustado a 55.
El tipo de tubo seleccionado según la norma MDP-E-05-01 es liso, debido a que
estos están disponibles en cualquier tipo de material usado en la fabricación de
108
intercambiadores y vienen una gran diversidad de espesores. Este tipo de tubo es
apropiado para todo tipo de intercambiadores y su costo es entre un 50 y 70%
menor que los tubos aleteados (tomando la misma longitud y espesor de pared).
Arreglo de los tubos
Se escogió el arreglo triangular de 30º debido a que transfiere más calor por
metro cuadrado que uno con arreglo cuadrado a 90º o 45º, lo cual aumenta el
coeficiente de película del gas, además su costo es menor que el resto de los
arreglos.
Diámetro de la carcaza
El diámetro de la carcaza se determina en función del número de tubos, el
diámetro del tubo y el tipo de arreglo de los tubos dentro del intercambiador. Para
determinar el diámetro de la carcaza se asumirá las siguientes consideraciones:
55 Tubos de 1 pulg 12 BWG en arreglo triangular de 1 ¼ pulg
Con el arreglo asumido se obtiene un diámetro de 12 pulgadas. Debe corregirse
para diámetros de carcaza entre 12 pulg -24 pulg y 4 pasos por los tubos,
obteniendo un factor de 1,08. Las graficas utilizadas para estos cálculos se
muestran en los anexos 8 y 9.
Diámetro de carcaza=12*1,08=12,96pulg ≈13 pulg
En este punto del diseño es importante considerar que se cumpla la relación
entre longitud del tubo y diámetro de la carcaza:
153 ≤≤DL
Para este diseño L/D= 12,96.
109
Coeficiente de película externo
Considerando que el gas caliente es el fluido que viaja por la carcaza, se
procedió al calculo a partir de diferentes parámetros como el espaciamiento de los
deflectores (20% del diámetro de la carcaza para este caso), las características del
tubo seleccionado y de los fluidos, el diámetro de la carcaza, el arreglo, la velocidad
másica, con los cuales se determino el número de Reynolds y mediante un
nomograma presentado en la literatura (Anexo 10) se determinó el factor J y se
calculó el coeficiente de película externo.
ho (Btu/hr pie2 °F)= 146,498
Coeficiente de película interno
Conociendo que el fluido que pasa por los tubos es el agua de servicios, el
coeficiente de película interno se determinó a partir del diámetro interno del tubo
seleccionado, la velocidad másica, el área de flujo, la viscosidad y conductividad
térmica del fluido, con los cuales se determinó el numero de Reynolds,
posteriormente el factor adimensional j y se calculó el coeficiente de película
interno:
hi (Btu/hr pie2 °F)= 657,977
Resistencias de ensuciamiento
Existe una resistencia de ensuciamiento para cada fluido en el intercambiador:
Para el gas caliente que pasa por la carcaza:
rfo = 0,001 Btu
Fpieh °** 2
Para el agua fría que pasa por los tubos:
rfi= 0,002 Btu
Fpieh °** 2
110
La resistencia del material del tubo rw (resistencia por conducción) se considera
despreciable, lo cual es aceptado debido a la alta conductividad de los materiales
metálicos, de acuerdo a lo referido en diferentes literaturas.
Finalmente, el coeficiente total de transferencia de calor es:
( )
FpiehBtuUoasumido
FpiehBturealUo
°=
°=
..80
..11,81
2
2
Como se observa, el coeficiente de transferencia calculado es mayor al asumido
inicialmente; esto significa que la configuración geométrica del intercambiador
cumple el objetivo. Este coeficiente se obtuvo luego de varias iteraciones con las
variables que influyen en el dimensionamiento mecánico del intercambiador, en el
primer cálculo el coeficiente calculado era menor al asumido; para evitar esto, se
disminuyó el espaciamiento entre deflectores; de esta forma, se incrementó el
coeficiente de película externo.
En la Figura 20 se presenta la hoja de datos resumen con las características del
equipo que cumpliría las especificaciones del proceso:
111
Figura 20. Características del intercambiador de calor diseñado (Pulgar, 2014)
4.2.1.1.4. Diseño de los equipos de depuración
Considerar la opción de establecer un arreglo comercial con PDVSA GAS para
recibir gas a 500 lpcm requeriría como ya bien se ha explicado en esta sección la
implantación de un sistema de compresión en el CEPRO, este sistema de
compresión esta conformado por el compresor reciprocante que permitirá elevar la
presión del fluido, el intercambiador de calor que retirará el calor adicionado al gas
producto de la compresión, pero adicionalmente se requiere el diseño de dos
depuradores, uno de ellos para realizar la separación flash requerida previo a la
compresión y el otro para remover los posibles líquidos que se pudieron generar
producto del enfriamiento en el intercambiador.
112
4.2.1.1.4.1. Depurador de entrada
A fin de proteger la unidad de compresión y retirar la fracción de líquidos que
forma parte de la corriente de succión, se dimensionó en base a las premisas
presentadas en el marco teórico de esta investigación el depurador de succión del
sistema de compresión, en la Tabla 31 se muestran los resultados obtenidos:
Tabla 31. Características del depurador de succión
DEPURADOR PARÁMETRO RESULTADO OBSERVACIONES
Diámetro 18 pulg Considerando las tasas de flujo
Longitud (s/s) 2,55 m Considerando la altura mínima establecida en las
normas PDVSA para la sección de líquido
Niveles en separador NBL 0,43 m NAL 1,73 m
Estas alturas están dadas con respecto a la costura inferior
Diámetros de las boquillas
Dboq- alim 4 pulg Considerando la velocidad recomendada en las normas
PDVSA
Dboq-gas 2 pulg Considerando la velocidad recomendada en las normas
PDVSA
Dboq-crudo 2 pulg Considerando la velocidad recomendada en las normas
PDVSA Fuente: Pulgar (2014)
El diseño del depurador se realizó mediante el empleo de una hoja de cálculo
elaborada para tal fin, la cual se muestra en el anexo 12 y esta basada en el
procedimiento presentado en el capitulo II para el diseño de
separadores/depuradores verticales gas- líquido.
Gráficamente el depurador quedaría configurado como se muestra en la Figura
21:
113
Ø=
Ø=
Ø=
Depurador de succión
18 pulg
24 pulg
(0,6 m)
NBL_ 0,43m
NAL_ 0,73m
4’’
2’’
2’’8 pulg (0,20m)
9 pulg (0,23m)
12 pulg
(0,3 m)
53 pulg
(1,35 m)
100,5 pulg
(2,55 m)
47,5 pulg
(1,20 m)
Figura 21. Configuración del depurador de succión (Pulgar, 2014)
Por medio de las simulaciones de proceso realizadas en el paquete comercial
PRO II 9.1, se comprobó que no existe condensación de la fase gaseosa en el
proceso de enfriamiento llevado a cabo en el intercambiador de calor, sin embargo
se recomienda colocar un depurador o filtro también a la descarga del sistema de
compresión.
Por recomendaciones del personal de procesos, ingeniería y operaciones del
centro se iniciará un proyecto para evaluar la factibilidad de que el depurador de
descarga sea tecnología de Intevep (separación ciclónica), razón por la cual las
dimensiones de este equipo no se incluirán en esta sección.
114
4.2.1.1.5. Simulación del sistema de compresión
Para validar los cálculos obtenidos se realizó la simulación de procesos en estado
estacionario del sistema de compresión propuesto, utilizando un paquete comercial
PRO II y siguiendo la siguiente metodología:
Se definieron las bases de la simulación, toda la información de los
componentes y propiedades del paquete termodinámico, se utilizó en este
caso Peng Robinson (PR).
Se definió la composición del gas a la entrada.
Se crearon y definieron todas las corrientes del proceso (condiciones de
presión, temperatura y flujos volumétricos).
Se introdujeron las operaciones unitarias: separadores, enfriadores, entre
otros.
El diagrama de flujo de procesos empleado se muestra en la Figura 22:
Figura 22. Diagrama de flujo de procesos del sistema de compresión (Pulgar, 2014)
A continuación se presentan en la Tabla 32 y Tabla 33 los resultados obtenidos
de la simulación asociados a los equipos principales del sistema:
115
Tabla 32. Resultados de la simulación (Compresor)
Compressor Name C1Description
Compressor DataOutlet pressure PSIA 1514,700Pressure difference PSI 1000,000Pressure ratio 2,943Head fan law exponent FT 6,562Outlet temperature F 262,254Head FT 57310,958Polytropic efficiency 75,000Isentropic coeff. 1,268Polytropic coeff. 1,380Theoretical work HP 149,889Polytropic work HP 155,401Actual work HP 207,201Adiabatic work HP 149,889After cooler duty MM BTU/DAY N/AActual inlet vol. vapor flow FT3/DAY 79613,438Adiabatic head FT 41458,697Polytropic head FT 42983,219
Fuente: Pulgar (2014)
Tabla 33. Resultados de la simulación (Intercambiador de calor)
Simple Hx Name E1Description
Hx DataDuty MM BTU/DAY 17,4797Hot side product temperature F 108,6160Hot side liquid fraction 0,0000Cold side liquid fraction 1,0000Value of exchanger U*A BTU/HR-F 14985,0000Effective exchanger area FT2 187,3124FT factor (LMTD correction) 0,8000Overall exchanger LMTD F 60,7544Overall exchanger LMTD from zones F N/AConvergence tolerence 0,0001Utility inlet or satn. temp. F N/AUtility saturation pressure PSIA N/AUtility outlet temp. F N/AUtility flow rate LB-MOL/DAY N/A
Fuente: Pulgar (2014)
Como se puede observar, existe un buen ajuste entre los resultados obtenidos
numéricamente y la simulación de procesos.
116
4.2.1.2. Estimación de costos para la alternativa 1
De acuerdo a lo expuesto en la literatura y en los manuales de proyectos de
inversión de capital de PDVSA, cuando un proyecto se encuentra en la etapa de
definición y desarrollo, específicamente en la fase de visualización el estimado de
costos que corresponde realizar es un estimado de costos clase V, tal como se
observa en la Figura 23:
IDENTIFICACIONDE PROYECTO
IDENTIFICACIONDE PROYECTO
SELECCION MEJOR(ES)OPCION(ES) MAYOR
PRECISION ESTIMADOS
SELECCION MEJOR(ES)OPCION(ES) MAYOR
PRECISION ESTIMADOS
DEFINICIONALCANCE
P.E.P.DETALLADO
DEFINICIONALCANCE
P.E.P.DETALLADO
PROC.CONTRATACION MATERIALIZACION
P.E.P. HASTACOMPLETACION
MECANICA
PROC.CONTRATACION MATERIALIZACION
P.E.P. HASTACOMPLETACION
MECANICA
PUESTA EN OPERACION ANALISIS CUMPLIMIENTO
EXPECTATIVAS DEL NEGOCIO
PUESTA EN OPERACION ANALISIS CUMPLIMIENTO
EXPECTATIVAS DEL NEGOCIO
VISIONVISION CONCEPTUALIZACIONCONCEPTUALIZACION DEFINICIONDEFINICION CONTRATACIONY EJECUCION
CONTRATACIONY EJECUCION
OPERACIONOPERACION
DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
OperacionesOperaciones
IngenierIngenieríía ya yProyectosProyectos
ContratistaContratista
COMPLETACIONMECANICAAPROBACION
PROYECTO
Unidad Negocios /DueUnidad Negocios /Dueññoo
ESTIMADO CLASE: V IV III II I
ConcretoAbstracto
IDENTIFICACIONDE PROYECTO
IDENTIFICACIONDE PROYECTO
SELECCION MEJOR(ES)OPCION(ES) MAYOR
PRECISION ESTIMADOS
SELECCION MEJOR(ES)OPCION(ES) MAYOR
PRECISION ESTIMADOS
DEFINICIONALCANCE
P.E.P.DETALLADO
DEFINICIONALCANCE
P.E.P.DETALLADO
PROC.CONTRATACION MATERIALIZACION
P.E.P. HASTACOMPLETACION
MECANICA
PROC.CONTRATACION MATERIALIZACION
P.E.P. HASTACOMPLETACION
MECANICA
PUESTA EN OPERACION ANALISIS CUMPLIMIENTO
EXPECTATIVAS DEL NEGOCIO
PUESTA EN OPERACION ANALISIS CUMPLIMIENTO
EXPECTATIVAS DEL NEGOCIO
VISIONVISION CONCEPTUALIZACIONCONCEPTUALIZACION DEFINICIONDEFINICION CONTRATACIONY EJECUCION
CONTRATACIONY EJECUCION
OPERACIONOPERACION
DEFINICION Y DESARROLLO (F.E.L.) IMPLANTACION OPERACION
OperacionesOperaciones
IngenierIngenieríía ya yProyectosProyectos
ContratistaContratista
COMPLETACIONMECANICAAPROBACION
PROYECTO
Unidad Negocios /DueUnidad Negocios /Dueññoo
ESTIMADO CLASE: V IV III II I
ConcretoAbstracto
Figura 23. Fases de ingeniería y estimado de costos correspondiente (PDVSA, 2000)
Un estimado de costos clase V, es un estimado del tipo orden de magnitud y no
tiene confiabilidad definida, pues se basa en una definición global, a “grosso modo”
del proyecto y sus principales unidades de proceso y cuya estimación esta basada
en datos históricos, proyectos similares, prorrateos, índices, entre otros.
Básicamente las metodologías empleadas para realizar una estimación de costos
clase V son: Método de la curva, método de las capacidades (prorrateo), método de
los factores, uso de programas computarizados, cotizaciones informales y
publicaciones especializadas.
117
Con base en lo anterior, se solicitó el apoyo del personal de ingeniería y
construcción de la filial PDVSA GAS para realizar una estimación de costos clase V
del proyecto, obteniéndose (ver Figura 24):
PDVSA IntevepSistema de compresión modular+ ‐ 10 %Indeterminado24 Mes (es)Enero, 20146.3Bs./US$
Peso (%) ítem Actividades Macro del ProyectoHH'S
Totales Desglose del Estimado PresupuestarioBs. 6.3Bs./US$
5% A INGENIERÍA Y GERENCIA DEL PROYECTO 4,059 1,009,392 160,221
55% B PROCURA DE MATERIALES 26,460,000 4,200,000
15% C OBRAS PARA LA CONSTRUCCIÓN 12,975,879 2,059,663
75% (A+B+C) SUB ‐ TOTAL COSTO TÉCNICO 40,445,271 6,419,884
7% D COTOS ADICIONALES 3,806,025 604,131
18% E CONTINGENCIA SEGÚN G.G.I.P: 30% 12,133,581 1,925,965
100% (A+B+C)+(D+E) TOTAL DE COSTO DEL PROYECTO 56,384,877 8,949,980
ESTIMADO DE COSTOS CLASE V
Tasa de Cambio Oficial :
Cliente: Proyecto:Precision, Según GGPC:Probabilidad, según GGPC:Tiempo de Ejecución (I.P.C): Fecha Base de Estimado:
Figura 24. Estimado de costos clase V del sistema de compresión (Pulgar, 2014)
El costo del proyecto se estima en 8.949.980,00 USD, correspondientes a BsF.
56.384.877,00
118
4.2.2. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero
convencional
La composición del gas natural recibido en el CEPRO es la que se presenta en la
Tabla 34:
Tabla 34. Cromatografía del gas natural recibido en CEPRO
Componente %Molar Nitrógeno 0,131Metano 77,461CO2 3,658Etano 9,542Propano 5,079i-Butano 0,93n- Butano 1,565i- Pentano 0,515n- Pentano 0,466Hexanos 0,37Heptanos 0,2Octanos 0,07Nonanos 0,01Decanos 0,002Undecano 0,001TOTAL 100H2S (ppm, v/v) 2,5
Fuente: Pulgar (2014)
Por su parte los parámetros y características de este gas se muestran en la
Tabla 35:
Tabla 35. Características del gas suministrado desde el MG TJ-05
GAS TIPICO CEPRO Fluido Gas Natural Fase Vapor P (lpca) 1514,7 T(°F) 95 MW(lb/lbmol) 21,9568 GE 0,758 Z 0,7 ρ (lb/pie3) 8,1383 q (pie3/s) 0,2481
Fuente: Pulgar (2014)
119
En vista de que el suministro de gas al CEPRO durante su operación (desde 1996
hasta el año 2009) se realizó mediante una tubería convencional de acero al
carbono de 4 pulgadas sin afectación operacional por causas técnicas (las fallas
presentadas fueron por problemas de confiabilidad asociadas a la corrosión de la
misma), se procederá únicamente a realizar una verificación del diámetro de
acuerdo a las condiciones de operación por las ecuaciones de Weymouth, Panhandle
A y Panhandle B, para los cuales los resultados fueron:
Para una longitud de 4,73 millas (25000 pies) y una caída de presión máxima de
20 lpc los resultados de aplicar las ecuaciones presentadas en el marco teórico de
esta investigación son los mostrados en la Tabla 36:
Tabla 36. Verificación del diámetro de la tubería
Parámetro Weymouth Panhandle A Panhandle B Di (pulg) 3,71 3,25 3,10
Fuente: Pulgar (2014)
La caída de presión tomada como referencia para el calculo inicial fue de
2,0lpc/100 pie de acuerdo a lo recomendado en la literatura de John Campbell y el
manual de ingeniería de diseño de PDVSA 90616.1.024 para el dimensionamiento
de tuberías de proceso, a partir de esta premisa el diámetro calculado resultante es
menor (2 pulg), sin embargo considerando las dimensiones reales de la línea se
determinó entonces que el diámetro actual es apropiado para los volúmenes y
características del gas manejado y produce una caída de presión menor, lo que
favorece el balance de presiones del sistema y el requerimiento de una presión
menor en la fuente, lo que es propicio debido a las continuas variaciones en la red
de transporte de Occidente, por los paros no programados de los módulos de
compresión gas y la inestabilidad en los volúmenes del fluido manejados.
Tomando en cuenta la formula de velocidad de erosión:
5.0)(ρCv = (47)
Donde C es una constante que es igual a 120 según la literatura de Campbell
(1994) y ρ es la densidad del gas, se determinó que la velocidad de erosión es de:
120
v= 42,0643709 pies/s
A partir de la ecuación de la continuidad presentada en el marco teórico se
determinó la velocidad actual en la tubería (ver Tabla 37), a fin de verificar que la
misma no exceda la velocidad de erosión. Se utilizó para el cálculo el diámetro
interno real para la tubería actual cuyo diámetro nominal es de 4 pulg, Schedule 80
(3,83pulg):
Tabla 37. Cálculo de la velocidad actual en la tubería
Línea Di (pulg) A (pulg2) A (pie2) v (pies/s) Convencional 3,83 11,52092712 0,08000644 3,10100043
Fuente: Pulgar (2014)
La hoja de cálculo elaborada durante la investigación que permitió obtener los
resultados mostrados se presenta en el anexo 13.
Con el objetivo de cotejar los resultados obtenidos de capacidad de flujo de la
tubería, caída de presión y velocidad se realizó la simulación hidráulica del tramo
MG- TJ05 /CEPRO en el paquete comercial PIPEPHASE®, a continuación se presenta
el diagrama empleado y los resultados obtenidos en la Figura 25 y la Figura 26:
Figura 25. Diagrama de la simulación hidráulica (Pulgar, 2014)
121
Figura 26. Resultados obtenidos en el paquete comercial PIPEPHASE® (Pulgar,
2014)
4.2.2.1. Estimación de costos para la alternativa 2
A continuación en la Tabla 38 se presenta el detalle del estimado de costos
suministrados por el personal de PDVSA E&P para el reemplazo de la línea de
suministro al CEPRO por tubería de acero convencional.
Tabla 38. Estimado de costos de reemplazo de la tubería convencional
N° Descripción del Tendido Dnominal (pulgs) Sch Costo Tubería
(MBsF)
Costo Total Revestimiento
(MBsF)
Costo Total Desplazamiento
(MBsF)
Costo Total Tendido (MBsF)
Costo Total PH (MBsF)
Costo Tuberia para Verticales
(MBsF)
Costo Conexión (MBsF)
Costo Bridas (MBsF)
Costo Codos (MBsF)
Costo Total (MBsF)
1 Tubería MG TJ-05/INTEVEP 4 80 542,40 15,12 356,04 1.504,93 22,93 1,18 1.052,13 0,24 0,51 3.495,49
CÁLCULOS ECONÓMICOSDATOS DE LA LÍNEA
Fuente: Pulgar (2014)
122
Se estima que el costo de reemplazo de la línea sea de 3.495.000,00 BsF,
correspondiente aproximadamente a 555.000,00 USD.
4.2.3. Reemplazo de la línea MG TJ-05/CEPRO por tubería de acero flexible
- Flexsteel ®
Desde el punto de vista técnico (hidráulica de la línea), la única variación en la
que se incurriría con el reemplazo de la línea de suministro de acero al carbono
convencional MG TJ-05/ CEPRO a una de tubería flexible de polietileno reforzada
con acero sería el cambio del diámetro interno de la línea, ya que de acuerdo a las
condiciones del sistema (presión, temperatura, flujo de gas) se estaría
reemplazando una tubería de 4 pulgadas y schedule 80 por una tubería flexible de 4
pulgadas ANSI 900, lo que implica una reducción del diámetro interno de la línea de
3,83 pulgadas (tubería convencional) a 3,67 pulgadas.
En este sentido, se debe verificar que la velocidad de la corriente de gas a partir
del nuevo diámetro interno no exceda la velocidad máxima permisible, a
continuación se muestran en la Tabla 39 los detalles de cálculo, donde se
comprueba que la misma se encuentra en un intervalo apropiado (v < 42 pies/s):
Tabla 39. Cálculo de la velocidad para la tubería flexible
Línea Di (pulg) A (pulg2) A (pie2) v (pie/s) Flexible 3,67 10,57844932 0,07346145 3,37728139
Fuente: Pulgar (2014)
En esta sección vale la pena resaltar la iniciativa que se ha tenido en estudiar la
funcionalidad de esta tecnología en los últimos años, a través de los esfuerzos
conjuntos de PDVSA Intevep y la División Lago de PDVSA E&P. Hoy en día las
bondades de la misma ya han sido identificadas en la industria y se han adoptado
como respuesta a los altos problemas de confiabilidad que se tiene en los sistemas
de transporte y distribución, asociados principalmente a corrosión de tuberías y en
consecuencia a la presencia de filtraciones y fugas en los sistemas de alta presión,
de igual forma se han determinado y analizado los tipos de falla que la tecnología
puede presentar.
123
Desde el año 2008 se han realizado pruebas piloto de instalación de tuberías
flexibles ANSI 300/600 y 900 en sustitución de tuberías convencionales en líneas de
alta presión que manejan crudo, gas y agua en la Unidad de Producción Tía Juana
Lago. De igual forma, se han realizado a nivel de laboratorio pruebas de
compatibilidad con fluidos a través de la caracterización de la capa interna de las
tuberías mediante las técnicas de espectroscopia infrarroja (IR- ART) y calorimetría
diferencias de barrido, así como pruebas de presión hidrostática y análisis de
flotabilidad desarrollado de acuerdo a las practicas recomendadas en la DnV RP
F109 2007.
La profundización en el estudio de la tecnología permite hoy en día contar
incluso con un manual de consideraciones y recomendaciones para la instalación de
tuberías flexibles para aplicaciones en el Lago de Maracaibo, desarrollado por
PDVSA Intevep.
Es importante señalar que en el mercado internacional existen numerosas
empresas especializadas en las tuberías flexibles, orientadas a la parte de servicio y
aplicaciones. Sin embargo, existen pocas empresas que se especialicen en la
fabricación de este tipo de tuberías, ya que no es un producto comercial, debido a
que la naturaleza de las condiciones de trabajo les impide que sea un producto fácil
de fabricar, debido a que cada aplicación tiene condiciones de trabajo particulares
las cuales no se pueden generalizar y fabricar un producto genérico. Los principales
fabricantes de tuberías flexibles para aplicaciones costa afuera son: DeepFlex, NKT
Flexibles, Technip, General Electric Oil & Gas (Wellstream) y Halliburton.
A partir del resultado de diferentes pruebas, análisis experimentales y
evaluaciones económicas la Dirección Ejecutiva de Occidente ha realizado una
alianza estratégica con la empresa Wellstream Internacional para la adquisición e
implantación masiva de esta tecnología en los sistemas de inyección de gas a alta
presión, representando la oportunidad de recuperar importantes volúmenes de gas
natural que son perdidos hoy en día en el sistema.
124
4.2.3.1. Estimación de costos para la alternativa 3
En vista de que actualmente la Dirección Ejecutiva de Occidente (División Lago)
realiza un reemplazo masivo de líneas convencionales de inyección de gas lift (alta
presión) por tubería flexible con características similares a la línea MG TJ-05/
CEPRO, se solicitó por medio de la Gerencia de Infraestructura y Procesos de la
División Lago una cotización completa para el reemplazo de la línea de interés, la
información suministrada se muestra en la Tabla 40:
Tabla 40. Costos asociados a la tubería flexible
Renglón Costo (US$) Tubería (25000 ft) 491.466,02Accesorios de conexión 37.622,16Labor de tendido en lago 59.716,60Labor de tendido en tierra 7.165,99Total 595.970,77
Fuente: Pulgar (2014)
En resumen, reemplazar los 25000 pies de tubería convencional de la línea de
suministro de gas natural al CEPRO por tubería flexible costaría 595.970,77 USD,
equivalentes a BsF. 3.755.000,00.
4.2.4. Selección del modelo de suministro
A continuación se presenta en la Tabla 41 la matriz de decisión (Principio de
Hurwics) utilizada para seleccionar el modelo de suministro de gas natural al CEPRO
que será propuesto.
125
Tabla 41. Matriz de decisión
PESO (%) ALTERNATIVA 1 PUNTOS ALTERNATIVA 2 PUNTOS ALTERNATIVA 3 PUNTOS
20 1 20 3 60 2 40
25 2 50 1 25 3 75
25 1 25 3 75 3 75
20 1 20 2 40 3 60
10 1 10 3 30 3 30100 125 230 280
321
MATRIZ DE DECISIÓNCRITERIOS DE SELECCIÓN
INVERSIÓN
CONFIABILIDAD
MANTENIBILIDAD
COMPLEJIDADREQUERIMIENTO DE ESPACIO FÍSICO
Escenario menos favorable
TOTAL
Escenario más favorableEscenario medianamente favorable
Fuente: Pulgar (2014)
Los criterios de selección definidos fueron: Gastos de inversión, confiabilidad,
mantenibilidad, complejidad del sistema y requerimientos de espacio físico para la
implantación del modelo. Por su parte, las puntuaciones fueron definidas del 1 al 3,
estableciéndose el 1 como el escenario menos favorable y el 3 como el escenario
más favorable. A continuación se definirán los elementos de la matriz:
Inversión: Hace referencia a todos los gastos de inversión que serán necesarios
para la implantación de la alternativa seleccionada.
Confiabilidad: Este criterio hace referencia a la confiabilidad operacional del
sistema, número de horas ininterrumpidas de operación, probabilidades de falla,
entre otros. En el caso de la alternativa 1, si bien un sistema de compresión que
opere de acuerdo a las especificaciones de diseño puede ser altamente confiable, el
hecho de que la fuente de alimentación (tal como esta planteada por parte de
PDVSA GAS ) sea una línea proveniente del Lago, en donde el funcionamiento del
sistema de protección catódica juega un rol fundamental en el tiempo de vida útil de
la tubería otorga vulnerabilidad al modelo, incluso cuando de acuerdo a las premisas
a establecerse en el acuerdo comercial el rol de velar por el cumplimiento de la
126
entrega del volumen establecido es mandatario a realizarse por parte de PDVSA
GAS.
La presencia de partes móviles en el sistema y la presencia de variaciones en
las condiciones del gas pudiesen también limitar la disponibilidad del sistema.
En el caso del reemplazo de la línea por tubería convencional esta representa el
escenario menos favorable, debido al antecedente de falla presente.
Por su parte, la alternativa de la tubería flexible representa el escenario más
favorable para este criterio, pues una de las ventajas comprobadas de la tecnología
es la alta resistencia a la corrosión.
Mantenibilidad: Generalmente una tubería de gas no requiere de mantenimiento al
menos que se presente una condición operacional puntual, razón por la cual para
este criterio tanto la tubería flexible como la convencional tienen la misma
ponderación. Por el contrario, el sistema de compresión representa la opción más
desfavorable debido a la presencia de partes móviles (válvulas, pistones, entre
otros) que normalmente requieren de mantenimiento después de un determinado
número de horas de operación continua debido al desgaste generado por los efectos
de fricción.
Complejidad: La instalación y operación de una tubería, independientemente del
material de la misma es un proceso simple, sin embargo en la tubería de acero al
carbono convencional se requiere la instalación de un sistema de protección
catódica.
La instalación y operación de un sistema de compresión resulta más complejo
comparado con las otras alternativas, puesto que requiere de modificaciones en el
esquema operacional del laboratorio, análisis y manejo del cambio, análisis de
riesgos desde la fase conceptualización hasta la implantación a fin de determinar y
controlar el impacto de la modificación.
Requerimiento de espacio físico: Si se preserva el modelo actual de suministro de
gas natural, no habrían modificaciones en las instalaciones del CEPRO. Por el
127
contrario, si se decide instalar un sistema de compresión de gas se requerirán
modificaciones importantes en el sistema.
4.3. Propuesta de diseño de la alternativa que se considera técnica y
económicamente viable
De acuerdo al análisis realizado según las especificaciones de diseño y al
estimado de costos presentado, se propone el reemplazo de la tubería actual de
suministro por tubería flexible de polietileno reforzada con acero, con las siguientes
especificaciones (ver Tabla 42):
Tabla 42. Características de la línea propuesta
Características de la línea propuesta
Diámetro nominal: 4 pulg
Diámetro interno: 3,67 pulg Longitud: 25000 pies Material: Polietileno reforzada con
acero- Tipo adherida (FLEXSTEEL®)
Clase: ANSI 900 Presión de diseño: 2250 lpc
Fuente: Pulgar (2014)
El detalle de la propuesta será presentado en el capitulo V de esta investigación.
CAPÍTULO V
PROPUESTA
5.1. Presentación de la Propuesta
A continuación se presenta la propuesta de reemplazo de la línea de suministro
de gas natural al CEPRO, de tubería de acero convencional a tubería flexible de
polietileno reforzado con acero marca Flexsteel®
5.2. Conceptualización de la Propuesta
Producto del análisis realizado en capítulo IV de esta investigación, se decide
mantener la recepción de gas natural desde el MG TJ-05 de la Unidad de Producción
Tía Juana Lago, sin embargo se propone el reemplazo de la línea actual de acero
convencional por una tubería flexible de polietileno reforzada con acero, de tipo
adherida, del mismo diámetro de la actual y cuyo proveedor para PDVSA E&P
(Dirección Ejecutiva Occidente) es la empresa Wellstream de General Electric Oil &
Gas.
5.3. Justificación de la Propuesta
Considerando el alto monto de inversión estimado para la instalación de un
sistema de compresión modular que permita la recepción de gas natural a baja
presión y la poca fiabilidad de las tuberías de acero convencional vinculada a la
operatividad de los sistemas de protección catódica, se decidió seleccionar la
alternativa de utilizar tubería flexible en la línea de suministro de gas natural al
CEPRO.
Adicionalmente se realizó un análisis de los estudios realizados por la Gerencia
de Confiabilidad Operacional de Occidente donde se establece como principal causa
129
en fallas de líneas sub- lacustres de alta presión, la presencia de corrosión externa
de las líneas. En la Figura 27 se muestra el análisis causa raíz:
Figura 27. Análisis causa- raíz de fallas en líneas de alta presión (Pulgar, 2014)
En los últimos años la taza de fallas en las líneas sub-lacustres de alta presión
(transporte y distribución de gas, gas lift, líneas a pozos), ha aumentado
considerablemente, lo que conlleva a un aumento en los costos de mantenimiento,
impacto en la producción y en el medio ambiente. De acuerdo a las cifras
fiscalizadas por el MPPPM para el año 2012, solo en Occidente se pierden a alta
130
presión 314 MMPCED (87% de las perdidas a nivel nacional) asociados
principalmente a problemas de confiabilidad operacional debido a corrosión de la
líneas, reducción de la vida útil esperada de las tuberías, hurtos e inoperatividad de
los sistemas de protección catódica, entre otros. En la Figura 28 se reflejan los
volúmenes de gas asociados a pérdidas a alta presión en cada zona del país.
Occidente Oriente
Anzoátegui
P: 314 MMPCED (87%) P: 314 MMPCED (87%)
P: 6 MMPCED (2%) P: 6 MMPCED (2%)
P: 40 MMPCED (11%) P: 40 MMPCED (11%)
Para un TOTAL de perdidas a nivel nocional de 360 MMPCED
Figura 28. Cifras fiscalizadas por el MPPPM para el año 2012 (Pulgar, 2014)
En este sentido, PDVSA E&P División Lago (Dirección ejecutiva de Occidente)
plantea como solución a la problemática en su plan de negocios y cronograma de
proyectos de recolección de gas por perdidas, arrojado y mermas, el uso de la
tubería flexible como una alternativa para disminuir la incidencia de fallas en líneas
de alta presión y recuperar importantes volúmenes de gas natural, tal como se
muestra en la Figura 29:
131
2012 2013 2014 2015 2016 2017
REEMPLAZAR 18 LINEAS CONVENCIONALES POR
TUBERIAS FLEXIBLE BIOLOVENEZOLANA (7,7 MMPCD)
REEMPLAZAR 290 LINEAS CONVENCIONALES POR
TUBERIAS FLEXIBLE DIVSIÓN LAGO (65 MMPCD)
REEMPLAZO DEL GASODUCTO DE 24” DE EF UD03 @ MB UD0
DIVISIÓN LAGO (10 MMPCD)
REEMPLAZO DE ENFRIADORES DE MP-BA1. DIVISIÓN LAGO (3 MMPCD)
NUEVA PLANTA NEGRA HIPOLITA (REEMPLAZO PC TJ 2) DIVSIÓN LAGO
(14 MMPCD)
ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE VENTEO DE LA EF 16-5 Y EF 21-5 A
LA LPA (DECRETO 683) (1,5 MMPCD)
REEMPLAZAR 14 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS
FLEXIBLE BIELOVENEZOLANA (5,7 MMPCD)
REEMPLAZAR 12 LINEAS CONVENCIONALES POR
TUBERIAS FLEXIBLE BIOLOVENEZOLANA (4.2
MMPCD)
REEMPLAZAR 507 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS FLEXIBLE DIVISIÓN LAGO (113,79
MMPCD)
NUEVA PLANTA SOROCAIMA (REEMPLAZO PC BACH 1) DIVISIÓN
LAGO(15 MMPCD)
MANTENIMIENTO MAYOR SHU / SRU (UNIDAD ENDULZADORA Y RECUPERADORA DE AZUFRE
(0,53 MMPCD)
MANTENIMIENTO MAYOR SHU/SRU (UNIDAD ENDULZADORA Y
RECUPERADORA DE AZUFRE(0,91 MMPCD)
MANTENIMIENTO MAYOR SHU/SRU (UNIDAD ENDULZADORA Y
RECUPERADORA DE AZUFRE(0,91 MMPCD)
ADECUACIÓN DEL SISTEMA DE VENTEO DE LA EF 16-5 Y EF 21-5 A LA LPA (DECRETO
683) (1,5 MMPCD)
CORRECCION DE FUGA DE GAS EN LÍNEA INACTIVA DE 6" DE ALTA
PRESION EN EL ÁREA DE BLOQUE VI (1 MMPCD)
REEMPLAZAR 6 LINEAS CONVENCIONALES POR
TUBERIAS FLEXIBLE PETROLERA SINOVENEZOLANA
(INT.CAMPO) (0,81 MMPCD)
REEMPLAZAR 6 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS
FLEXIBLE PETROLERA SINOVENEZOLANA (INT.CAMPO)
(0,81 MMPCD)REEMPLAZAR 6 LINEAS
CONVENCIONALES POR TUBERIAS FLEXIBLE PETROLERA
SINOVENEZOLANA (INT.CAMPO) (0,81 MMPCD)
REEMPLAZAR 6 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS FLEXIBLE PETROLERA
SINOVENEZOLANA (INT.CAMPO)(0,81 MMPCD)
2018
REEMPLAZAR 6 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS
FLEXIBLE PETROLERA SINOVENEZOLANA (INT.CAMPO)
(0,81 MMPCD)
REEMPLAZAR 3LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS
FLEXIBLE PETROLERA SINOVENEZOLANA (INT.CAMPO)
(0,405 MMPCD)
2019
CONSTRUCCIÓN, TENDIDO E INTERCONEXIÓN DE GASODUCTO
DESDE LA EF-CEI-6X HASTA EF BARUA (1,5 MMPCD)
INFRAESTRUCTURA DE RECOLECCIÓN Y ENTREGA DEL GAS VENTEADO EN EL CAMPO
CABIMAS DIVISIÓN COL (8,8 MMPCD)
RECOLECCION DE GAS DE BAJA PRESION ECBT-1 CAMPO BACH. DIVISIÓN
COSTA ORIENTAL (3 MMPCD) NUEVA PLANTA NEGRO PRIMERO (REEMPLAZO
PC TJ 3) DIVISIÓN LAGO (14 MMPCD)
REEMPLAZAR 6 LINEAS CONVENCIONALES POR TUBERIAS FLEXIBLE SINOVENEZOLANA
(INT.CAMPO) (0,81 MMPCD)
Figura 29. Perfil de recolección de gas de Occidente (Pulgar, 2014)
Como se puede observar en la Figura 29, el volumen de gas natural a recuperar
producto de los proyectos de reemplazo de líneas convencionales por tubería
flexible asciende a 212,65 MMPCED.
La Figura 30 muestra también el impacto que tendrá el reemplazo de líneas
convencionales por tuberías flexibles de acero reforzado en líneas de alta presión,
entre los años 2012 y 2019 de acuerdo a la respectiva ejecución de los proyectos.
132
74
369,3357,4346
312,9
279,8248,9
224,9
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
AÑO
MM
PCD
Perla, Mantenimiento mayor SHU/SRU Petrocabimas, Infraestructura para el manejo de gas en el campo Cabimas
Petro Zamora, Recolección de Gas en Bachaquero Tierra División Lago, Proyectos Menores
División SLT, Const del Gasoducto desde la EF-CEI-6x hasta EF Barua V División Lago, Planta Socoraima
División Lago, Planta Negra Hipólita División Lago, Planta Negro Primero
DivisiDivisióón Lago, Reemplazo por Tubern Lago, Reemplazo por Tuberíía Flexiblea Flexible División Lago, Construcción Múltiples de gas MG2/6, MG21/5A, MG16/5A
División Lago, Reemplazo de enfriadores de MP-BA-1
74
369,3357,4346
312,9
279,8248,9
224,9
0
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100
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250
300
350
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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
AÑO
MM
PCD
Perla, Mantenimiento mayor SHU/SRU Petrocabimas, Infraestructura para el manejo de gas en el campo Cabimas
Petro Zamora, Recolección de Gas en Bachaquero Tierra División Lago, Proyectos Menores
División SLT, Const del Gasoducto desde la EF-CEI-6x hasta EF Barua V División Lago, Planta Socoraima
División Lago, Planta Negra Hipólita División Lago, Planta Negro Primero
DivisiDivisióón Lago, Reemplazo por Tubern Lago, Reemplazo por Tuberíía Flexiblea Flexible División Lago, Construcción Múltiples de gas MG2/6, MG21/5A, MG16/5A
División Lago, Reemplazo de enfriadores de MP-BA-1
Figura 30. Perfil de recolección de gas 2012-2019 (Pulgar, 2014)
PDVSA Intevep ha jugado un rol determinante en la evaluación y selección de la
tecnología de tubería flexible, trabajando conjuntamente desde el año 2006 con el
personal de la División Lago en matrices de evaluación, análisis de laboratorio y
pruebas de campo que permitieran determinar la factibilidad de la aplicación de la
tecnología.
La Dirección Ejecutiva de Occidente ha realizado volúmenes de compras
importantes de la tecnología, por lo cual PDVSA Intevep como brazo tecnológico de
la Corporación y aliado estratégico en la innovación y utilización de tecnologías que
permitan optimizar los procesos de las áreas operativas, realizara el reemplazo de la
línea de acero convencional que alimenta al CEPRO por tubería flexible de acero
reforzado.
133
5.4. Alcance de la Propuesta
Se reemplazaran 25000 pies de tubería desde el múltiple de gas MG TJ-05 hasta
la estación de regulación del CEPRO, bajo el esquema mostrado en la Figura 31:
Figura 31. Diagrama de la línea MG TJ-05/ CEPRO (Sánchez y Meléndez, 2008: p.2)
5.5. Objetivos de la Propuesta
1. Reactivar el suministro de gas natural al Centro Experimental de Producción
de PDVSA Intevep Tía Juana.
2. Restablecer todas las operaciones del CEPRO.
5.6. Descripción de la Propuesta
A continuación se presenta la hoja de datos (Figura 32) de la tubería flexible
reforzada con acero tipo adherida, marca flexsteel® que será utilizada en reemplazo
de la línea convencional que alimental al Centro:
134
Figura 32. Hoja de datos de la tubería flexible Flexsteel ® (Michinel y col, 2013;
p.24)
El costo de la propuesta se estima en 595.970,77 USD, equivalentes a BsF.
3.755.000,00
135
CONCLUSIONES
1. Las operaciones del CEPRO se han visto limitadas de manera significativa
debido a la interrupción del suministro de gas natural desde el año 2009,
debido a fallas mecánicas en la línea de entrega por problemas de corrosión.
2. De acuerdo al análisis estadístico realizado del historial de pruebas en los
últimos años de operación de la línea, el caudal promedio año requerido
estaría en el orden de 0,3 MMPCED, con caudales puntuales de gas que
oscilan entre 0-3 MMPCED.
3. Se analizaron tres alternativas de suministro consideradas técnica y
económicamente viables, de acuerdo a la disponibilidad de las filiales PDVSA
GAS y PDVSA E&P, las cuales son: El suministro de gas natural a baja
presión (500 lpc), lo cual requeriría la utilización de un sistema de
compresión para alcanzar la presión requerida; Reemplazo de la línea por
tubería de acero convencional y reemplazo de la misma por tubería flexible.
4. Para la evaluación de la alternativa de suministro de gas natural a baja
presión por parte de PDVSA Gas se realizó el diseño de un sistema de
compresión que involucra un compresor reciprocante, un intercambiador de
calor de tubo y carcaza y depuradores de succión y descarga. De acuerdo al
estimado de costos clase V, el sistema de compresión costaría alrededor de
8.949.940,00 USD, correspondientes a BsF. 56.384.877,00
5. La evaluación de las alternativas de reemplazo de la línea por tubería de
acero convencional y tubería flexible (PDVSA E&P), involucró la verificación
del diámetro actual de la línea, caídas de presión y velocidad en la misma.
Por medio de las ecuaciones que rigen el flujo de gas en tuberías se
demostró que para el caudal de gas requerido un diámetro de la línea de
4 o 3 pulgadas sería adecuado, sin embargo en el segundo caso se
incurrirían en caídas de presión y velocidades ligeramente mayores que las
actuales. El costo de reemplazar el tramo de la línea MG TJ-05/CEPRO por
tubería convencional sería de BsF 3.495.000,00, correspondientes a
555.000,00 USD, por otra parte el costo de reemplazar el tramo de la línea
MG TJ-05/CEPRO por tubería flexible ANSI 900 sería de BsF 3.755.000,00,
correspondientes a 595.970,77 USD.
136
6. De acuerdo al diseño de los equipos involucrados en cada una de las
alternativas, las especificaciones técnicas resultantes y la estimación de
costos realizadas, se propone el reemplazo de la línea actual de acero
convencional por una tubería flexible de polietileno reforzada con acero, del
tipo adherida, del mismo diámetro de la actual (4 pulg) y cuyo proveedor
actualmente para PDVSA E&P es la empresa Wellstream Internatinal de
General Electric Oil & Gas.
137
RECOMENDACIONES
1. Realizar un plan de divulgación y conocimiento de las facilidades del CEPRO
en las distintas áreas operativas de PDVSA Occidente y coordinar en
conjunto proyectos de interés a desarrollar.
2. Elaborar una presentación para el personal de infraestructura de Tía Juana
Lago, en la cual se explique el funcionamiento del centro, el consumo
promedio y además se presenten proyectos de interés para el personal del
área, a fin de apalancar la propuesta de reemplazo de la línea.
138
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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140
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Rondón, L. (2004). “Diseño de un centro de compresión y tratamiento para recuperar gas de baja presión”. Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Maracaibo, Venezuela.
Documentos técnicos:
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141
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Rodríguez, R (2010). Evaluación de la tubería Flexsteel ANSI 900 (Parte I). PDVSA Intevep. Los Teques, Venezuela.
Sánchez, L y Meléndez, H. (2008). “Propuesta de reemplazo de la línea de suministro de gas natural que presta servicio al CEPRO”. PDVSA Intevep. Tía Juana, Venezuela.
ANEXOS
143
Anexo 1. Hoja de cálculo para el diseño del compresor reciprocante
Ts 90 °F 549,67 °R ηc (%) = 85 0,83 >ηc ≤ 0,93Ps 500 lpc 514,7 lpca ηm (%) = 95 0,88>ηm ≤ 0,95Pd 1500 lpc 1514,7 lpca η (%) = 80,75 η=ηc*ηmQ 3 MMPCND 3 MMPCND A (%) = 4∆P 10 lpc 10 lpca Lu (%) = 0∆T 5 °F 5 °R Cl (%) = 7
Componente Yi YiN Mi Yi*Mi Pc (lpca) Tc (°R) Yi*Pc Yi*Tc Mcp@150°F Yi*McpCO2 0,037 0,037 44,010 1,630 1069,500 547,400 39,611 20,274 9,290 0,344H2S 0,000 0,000 34,082 0,000 1300,000 672,070 0,000 0,000 8,270 0,000N2 0,001 0,001 28,013 0,028 492,800 227,180 0,493 0,227 6,960 0,007Metano 0,778 0,779 16,043 12,494 667,000 343,010 519,445 267,129 8,950 6,970Etano 0,096 0,096 30,070 2,890 707,800 549,740 68,017 52,828 13,780 1,324Propano 0,050 0,050 44,097 2,207 615,000 665,590 30,781 33,313 19,520 0,977I-Butano 0,009 0,009 58,123 0,524 527,900 734,080 4,756 6,613 25,770 0,232n-Butano 0,015 0,015 58,123 0,873 548,800 765,180 8,240 11,489 25,810 0,388I-Pentano 0,005 0,005 72,150 0,361 490,400 828,630 2,454 4,147 31,660 0,158n-Pentano 0,004 0,004 72,150 0,289 488,100 845,370 1,954 3,385 31,860 0,128Hexano 0,003 0,003 86,177 0,259 439,500 911,470 1,320 2,737 37,930 0,114C7 0,001 0,001 100,204 0,100 397,400 970,900 0,398 0,972 44,000 0,044
Total 0,999 1,000 21,654 677,470 403,115 10,686
Cálculo de las Propiedades del Gas de SucciónFlujo masico (lb/hr) 7131,879726
Peso Especifico 0,75 Flujo Molar (lbmol/hr) 329,3547282∆Mcp (BTU/lbmol°F) 0,00 Grafica de Edmister
MCp Real 10,69T ave (°F) 150,00 Asumiendo una temperatura de descarga igual a 20°F
k 1,228(k-1)/k 0,185851238
1/K 0,814148762Treducida 1,363557067Preducida 0,759738472
Cálculo de la relación de compresión
r Etapas rmax 3,52,94 1 Pd 1514,7 lpca2,94 1 Ps 514,7 lpca2,94 1 N° Etapas 12,94 1 rc 2,942,94 1
Cálculo de la presión de descarga sin considerar ∆P
Etapa PS PD1 514,70 1514,702345
Cálculo de la presión de descarga considerando ∆P
Etapa PS PD RC1 514,70 1514,70 2,9432345
Cálculos de la Temperatura de Succión de cada etapa
Ts1(ºR) 549,67Ts2(ºR)Ts3(ºR)Ts4(ºR)Ts5(ºR)
Cálculo de la Temperatura de descarga de cada etapa
T estimada T isentropica TrealTd1(ºR) 671,78 683,32 702,69Td2(ºR)Td3(ºR)Td4(ºR)Td5(ºR)
Cálculo de ZLas Z de descarga son las isentropicas Z de descarga real
Zs1 0,8792 Zs1 0,8792Zd1 0,8652 Zd1 0,8888Zs2 Zs2Zd2 Zd2Zs3 Zs3Zd3 Zd3Zs4 Zs4Zd4 Zd4Zs5 Zs5Zd5 Zd5
Cálculo de la Potencia
Etapas qa1 (PCM) IHP (hp) GHP (hp) BHP (hp) Ev (%) PD (PCM) sist Accion PD (PCM) Vol muertoPrimera 55,30 167,49 197,05 207,42 82,93 66,69 N/A N/A N/A
SegundaTerceraCuartaQuinta
Total 167,49 197,05 207,42 %Vol Cabeza N/A%Vol Cigüeñal N/A
Datos iniciales del Proceso
COMPRESORES RECIPROCANTES
n
s
doptima P
Pr =
Fuente: Pulgar (2014)
144
Anexo 2 (Parte I). Hoja de cálculo para el diseño del intercambiador de calor
DATOFluido GAS Fluido AGUA DATO
Qg (MMPCND) 3 T1-a (°F) 95GE 0,75 CALCULADOMW (lb/lbmol) 21,72
Condiciones Cp(Btu/lbm °F) 0,683 Cp(Btu/lbm °F) 0,998Promedio μg (cps) 0,01255 μa(cps) 0,577
k (Btu/h pie °F) 0,0222 k (Btu/h pie °F) 0,37T1-g (°F) 262,25T2-g (°F) 110
DATOS GENERALES DEL PROCESO
P (lpc) 1500
Donde:
Cálculo del flujo masico del gas (corriente caliente)
n(lbmol/día)= 7903,055848
m (lbm/hr)= 7152,265543
Peso molecular
Temperaturas (°F) Presión (lpc) Entalpías (Btu/lbm)
21,72 262,25 1500 192,0178 27521,72 110 1500 91,2438 175
(simulador) (graficas)
La carga calorifica es entonces :Q (Btu/hr)= 720762,4078
Q (Btu/día)= 17298297,79
Donde:
U: Coeficiente total de transferencia de calor (Btu/h.pie2 ºF). Grafica 9-9 GPSA ó figura 13,2 de Campbell
CMTD: Temperatura media logarítmica corregida
Uo (Btu/h.pie2 ºF) 80
LMTD (°F) 53,86733293
De acuerdo a la literatura se recomienda utilizar un ∆Tmax de 40°F
∆Tmax (°F) seleccionado 35
T Corrientes Temperatura ºF
T1G Entrada de gas caliente 262,25
T2G Salida de gas caliente 110
t1A Entrada de agua 95
t2A Salida de agua 130
FLUIDO CALIENTE (CARCAZA) FLUIDO FRIO (TUBOS)
A: Área de transferencia de calor requerida
Temperatura media logarítmica corregida
DISEÑO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR DE TUBO Y CARCAZA UTILIZANDO AGUA COMO MEDIO DE ENFRIAMIENTO
Q: Cantidad de energía a remover en forma de calor (Btu/h) : Flujo másico de gas (lbm/h)
Q: Calor a remover
h: Entalpías del gas (Btu/lbm)
Las entalpías totales del gas se obtienen de las figuras 24-11 a 24-15 del GPSA (anexo 1 al anexo 5), en función del peso molecular, las temperaturas y las presiones.
Carga calorifica del intercambiador
Área de transferencia de calor
)hh(m)T∆(CpQ 12
*−==
.m
lbmolPCEMMPCEDn
/6.379
.=
..nMWxm =
CMTDAUQ **=
FLMTDCMTD ×=
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
=
2
1
21
T∆T∆Ln
T∆T∆LMTD
Fuente: Pulgar (2014)
145
Anexo 2 (Parte II). Cont. Hoja de cálculo para el diseño del intercambiador de calor
262,25
∆T1132,25
110130 ∆T2 15
95
El LMTD debe ser corregido por un factor para lo cual se debe determinar R y PLuego con las figuras de la 9-4 a la 9-7 del GPSA se obtiene F ( F ≥ 0.8) Adicionalmente con estas figuras se selecciona el arreglo de intercambiador
R= 4,35
P= 0,209267564
F= 0,9Pasos por los tubos= 4Pasos por la carcaza= 2
Finalmente CMTD (°F)= 48,48059964
Por lo tanto : A(pie2)= 185,8378437
Selección del tubo: 1 ''-12 BWG
En la fig 9-25 Se obtiene So (pie2/pie) 0,2618
L (pie)= 709,8466145
Longitud del tubo asumida (pie): 14
Se calcula con la formula:
#Tubos= 50,70332961
#Tubos ajustado= 55
Tipo de arreglo seleccionado Tubos de 1'' 1-1/4 pitch1,25 pitch
Con la figura 9-26 de la GPSA, el número de tubos y el arreglo se obtiene el diametro de la carcaza (Ds)
Ds (pulg) 12,96
Factor de corrección de Ds (Fig 9-27) = 1,08
Se debe verificar que se cumpla la relación:
L/D= 12,96296296
Arreglo de los tubos
Diametro de la carcaza
Relación entre longitud del tubo y diametro de la carcaza
Longitud total de tubería
Cálculo del Nro de Tubos
Corriente Caliente
Corriente Fría
T(ºF)
AA
GG
ttTT
R12
21
−−
=
AG
AA
tTtt
P11
12
−−
=
oSAL =
LtLtubos# =
153 ≤≤DL
Fuente: Pulgar (2014)
146
Anexo 2 (parte III). Cont. Hoja de cálculo para el diseño del intercambiador de calor
Donde:
rw: Resistencia de la pared del tubo, (h*pie2*°F)/Bturfi: Resistencia de la costra por dentro del tubo, (h*pie2*°F)/Bturfo: Resistencia de la costra por fuera del tubo, (h*pie2*°F)/Btu
Coeficiente de película externo
Donde:J: Factor adimensional, del libro del libro de Ludwig (ver anexos) en función del Reynolds
: Viscosidad del gas frío (centipoise)K: Conductividad térmica del gas (Btu/pie2.h.ºF) : Factor de corrección de la viscosidad
Calculo de J
Para calcular J se debe determinar el Número de Reynolds
Donde:
De: Diámetro equivalente, se extrae de la sección superior de la del libro de Ludwig (ver anexos) donde para:
Por su parte:
Donde:
As: Área de flujo transversal del tubo, (pie2)
Donde:B = Espaciamiento entre deflectores (pulg) = 2,592Ds = Diámetro interno de la carcaza
De la figura 10-44 del libro de Ludwig se toma:
C' (pulg) 0,25De (pulg) 0,72
As (pie2)= 0,046656
Por lo tanto:
Gs (lbm/hr pie2)= 153297,8726
Re= 302850,494
A partir de estos datos con la figura 10-44 del libro de Ludwing se obtiene:
J= 405 Corte del deflector 15%
Finalmente: ho (Btu/hr.pie2 °F) = 146,4982222
Di: Diámetro interno del tubo (pulg)
Gs: Velocidad másica, lbm/hpie2
: Viscosidad del gas a temperatura promedio
ho: Coeficiente de película externo, Btu/(h*pie2*°F)hi : Coeficiente de película interno, Btu/(h*pie2*°F)
Cp: Calor específico del gas a la temperatura promedio
w: Flujo másico, lbm/h
Coeficiente total de transferencia de calor real
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⋅⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛+++⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛⋅⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛+
=rfi
AiAorforw
hiAiAo
ho
Uo real 111
μ
φ
μDexGsRe =
μ
AswGs =
Pitch144B´CDsAs
⋅⋅⋅
=
De
φKμcpKJ
ho
31
gas ⋅⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ⋅⋅⋅
=
Fuente: Pulgar (2014)
147
Anexo 2 (Parte IV). Cont. Hoja de cálculo para el diseño del intercambiador de calor
Coeficiente de película interno
Donde:J: Factor adimensional, Figura 10-15 del GPSA (ver anexos) en función del Reynolds
Calculo de J
Para calcular J se debe determinar el Número de Reynold por la formula:
Donde:
Flujo masico del agua
w (lbm/s)= 5,73180017
Donde:Q: Tasa de calor a remover (Btu/hr)Cp: Calor especifico del agua a temperatura promedio∆T: Diferencia entre la temperatura de entrada y salida del agua (°F)
Area de flujo
Con el tipo de tubo y la fig 9-25 se obtiene Ai= 0,4803 pulg2Di (pulg) 0,782
Aplicando la formula:
Area de flujo(pulg2)= 6,604125
Por lo tanto: Gt(lbm/s pie2)= 124,9793462
Finalmente:Re= 169,3827534 lb pulg/s pie2 cps
Con Fig 10-15 del GPSA
J= 1200
Finalmente :hi (Btu/hr*pie2*°F)= 657,9775772
Resistencia de ensuciamiento y relación de areas
De la fig 9-9 :
rfi (hpie2 °F/Btu) 0,002
rfo (h pie2 °F) 0,001
rw se considera despreciable
De la fig 9-25:Ao/Ai 1,279
Finalmente:
Uo (real) = 81,117102 Btu/h pie2 °F
Di: Diámetro interno del tubo (pulg)
Cp: Calor específico del agua a la temperatura promedio : Viscosidad del agua (centipoise)K: Conductividad térmica del gas (Btu/pie2*h*ºF) : Factor de corrección de la viscosidad
Di
φKμcpKJ
hi
31
⋅⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ ⋅⋅⋅
=
μ
φ
TCpQwagua Δ
=*
μGtDiRe ⋅
=
flujo
agua
Aw
Gt =
tubospasoporlosAitubosoAreadefluj
#*#
=
Fuente: Pulgar (2014)
148
Anexo 3. Correción del LMTD
Fuente: GPSA (1987)
Anexo 4. Corrección LMTD (II)
Fuente: GPSA (1987)
149
Anexo 5. Corrección LMTD (III)
Fuente: GPSA (1987)
Anexo 6. Corrección LMTD (IV)
Fuente: GPSA (1987)
150
Anexo 7. Características de los tubos para el intercambiador de calor
Fuente: GPSA (1987)
151
Anexo 8. Diametro de la carcaza
Fuente: GPSA (1987)
Anexo 9. Corrección del diámetro de la carcaza
Fuente: GPSA (1987)
152
Anexo 10. Curva de transferencia de calor del lado de la carcaza para deflectores segmentados
Fuente: Ludwig (1999)
153
Anexo 11. Factor de corrección J para calcular el coeficiente de película interno
Fuente: GPSA (1987)
154
Anexo 12 (Parte I). Hoja de cálculo para el diseño de depuradores
FECHA :
REALIZADO POR : PDVSA INTVEP
Poper (Psig) = 500 514,7 PsiaToper (F) = 90 550 RPstd (Psia) = 14,7Tstd ( R) = 520RGL (Bn/PCED) =
PROPIEDADES DEL GASQstd (MMPCED) = 3PM (lbm/lbmol) = 21,725SG = 0,75Densidad (lbm/pie3)= 2,153123147Z = 0,88Qoperación (ft3/d) = 79749,21911Qoperación (ft3/s) = 0,923023369 Ru = 10,73psia. Ft3/lbmol*RWg (lbs/seg)= 1,987382981
PROPIEDADES DEL LÍQUIDOQstd (BPD) = 14° API = 102SG= 0,605995717Densidad (lbm/ft3)= 37,81413276Qoper (ft/d) = 78,60416667Qoper (ft3/s) = 0,00090977 Qoper = Qstd* 5,614583Wl (lbs/seg)= 0,03440218 Densidad H2O = 62,4 lbm/ft3
1 BARRIL= 5,614583 ft3 PROPIEDADES DE LA MEZCLA
Densidad (lbm/ft3)= 2,188237519Qoper (ft3/s) = 0,92393314
VELOCIDAD PERMISIBLE DEL FLUJO DE VAPOR
Según Normas: PDVSA MDP-03-S-03 PDVSA MDP-03-S-01
Wl/Wg= 0,017310292
PDVSA
A continuación se presentan los valores de K según la GPSA:K= 0,35
Fuente: Marcías Martínez
A continuación se calcula el valor de la velocidad critica del gas según la GPSA:
Vc= Vv = 1,424394955 ft/s
DATOS GENERALES DEL PROCESO
PLANTA: CEPRO
DISEÑO DE SEPARADORES VERTICALES/ DEPURADORES
EQUIPO : Depurador 1
aire
gas
PMPM
=γ
( )operu
gasopergas TRZ
PMPpielbm
***
/ 3 =ρ
API°+=
5,1315,141γ
OH 2*ργρ =
ZPT
TPQQ
oper
oper
std
stdstdoper ***=
Fuente: Pulgar (2014)
155
Anexo 12 (Parte II). Cont. Hoja de cálculo para el diseño de depuradores
Este procedimiento puede tambien ser aplicado de la siguiente forma, tomando en consideración las siguientes ecuaciones:
Ksb varía dependiendo del criterio de diseño seleccionado GPSA, PDVSA o API-12J
API - 12J Ksb= 0.18 - 0.35 pie/s
PDVSA
GPSA Ksb= 0.36 -0,0001*P(psi)
Siendo los rsultados:
API-12J PDVSA GPSAKsb 0,265 0,35 0,31Ugmax (pie/s) 1,078470466 1,424394955 1,26160696Dsepgas (pulg) 12,52675333 10,90002365 11,58192146Dsepgas (pulg-std) 14 12 12Dsepliq (pulg) 2,736079059 2,736079059 2,736079059Dsepliq (pulg- std) 4 4 4
Se deben recalcular las areas a partir del diametro estándar (el mayor) :
CALCULADO REAL D (pulg) 12 18D (pie) 1 1,5Area (pie2) 0,785398163 1,76625
Relación de areas = Areal / A calculada 2,248859346
BOQUILLAS
Para el dimensionamiento de las boquillas existen 3 metodologías que son PDVSA 90616,1,027, API RP-14E y John Campbel, a continuación se presenta la metodología:
Q= Qg + Ql
SEGÚN JOHN CAMPBELL:
Variable Placa Sin dispositivo Medio tubo Tipo Vena CiclónicoC (pie/s) 29 26 32 61 82Ve (pie/s) 19,60427418 17,57624582 21,63230254 41,23657672 55,4327753Dboq (pulg) 2,939552316 3,104513257 2,798370434 2,026820439 1,74812815D boq (pulg-std) 4 4 4 4 2
SEGÚN PDVSA:
Variable Con malla Sin malla Entrada tangencialC (pie/s) 73,2 54,9 61Ve (pie/s) 49,48389207 37,11291905 41,23657672Dboq (pulg) 1,850225458 2,136456332 2,026820439D boq (pulg-std) 2 4 4
SEGÚN API RP-14E:
Separadores de prod Para separadores de servicio intermitente C=100C (pie/s) 125 Para separadores de producción de servicio continuoVe (pie/s) 84,50118181Dboq (pulg) 1,415875889D boq (pulg-std) 2
En caso de que se este verificando el diseño de un separador existente se debe verificar que la velocidad de erosión calculada a partir de la ecuaciónque se muestra a continuación este por debajo de las velocidades de erosión obtenidas a partir de los diametros calculados:
DATOS DEL SEPARADOR EXISTENTED boquilla alim (pulg) 4D boquilla alim (pie) 0,333333333Ve (pie/s) 10,58749389
AREA DEL SEPARADOR
BOQUILLA DE ALIMENTACIÓN
max**4
g
greal
UQ
sepgasD
π=
G
GLSBg KU
ρρρ −
= *maxπ*10
48.7*60*4 liqsepliq
QD =
4*14,3 2DA =
π**4
eboq V
QD =fluido
eCVρ
=
2**4
DQVe m
π=
Fuente: Pulgar (2014)
156
Anexo 12 (Parte III). Cont. Hoja de cálculo para el diseño de depuradores
Para el dimensionamiento de la boquilla de salida del gas se utilizaran las ecuaciones que se muestran a continuación:
Por lo tanto:Vgas (pie/s) 40,88997222Vgas (pie/s) 60D boquilla (pie) 0,139954151D boquilla (pulg) 1,679449806D boquilla (pulg-std) 2
Si se esta verificando el diseño de un separador existente se debe validar que la velocidad del gas de acuerdo a la dimensión de la boquilla no supere la calculada
DATOS DEL SEPARADOR EXISTENTED boquilla (pulg) 2D boquilla (pie) 0,166666667Ve (pie/s) 42,30827476
Para calcular el diametro de la boquilla de salida del líquido se utilizara la ecuación que se presenta a continuación y la metodología de diferentes autores:
Se recomienda que la Velocidad este entre 3 y 4 pie/s
SEGÚN JOHN CAMPBELL:
Vl (pie/s) 3 3,5 4Q liq (pie3/s) 0,00090977 0,00090977 0,00090977Dboq (pulg) 0,2357988 0,218307269 0,204207751D boq (pulg-std) 2 2 2
SEGÚN PDVSA (NORMA MDP-02-FF-03):
Variable 1ra Iteración 2da Iteración 3ra IteraciónD supuesto (pie) 0,0196499 Para este método se requiere la viscosidadV liq (pie/s) 4Re liq f (Jane)Dboq(pulg)D boq (pulg-std)
Si se esta verificando el diseño de un separador existente se debe validar que la velocidad del líquido de acuerdo a la dimensión de la boquilla este dentro de los rangos adecuados
DATOS DEL SEPARADOR EXISTENTED boquilla alim (pulg) 2D boquilla alim (pie) 0,166666667Ve (pie/s) 0,041700806
La estimación del nivel de líquido en el separador viene dada por la siguiente ecuación:
Tiempo de retención (min) 1,5Q liq (pie3/día) 78,60416667D del separador 18hl (pie) 0,046334228hl (pulg) 0,556010741
La norma PDVSA 90616_1_027 establece que la distancia mínima entre la entrada y el nivel normal del líquido debe ser 2 pies. Por lo tanto:
ALTURA MÍNIMA DE LA ALIMENTACIÓN AL NIVEL NORMAL DEL LÍQ 24,55601074 pulg7,230229085 pies
ALTURA MÍNIMA DE LA BOQUILLA A LA COSTURA INFERIOR 4,820152723 pies ALTURA MÍNIMA DE LA BOQUILLA A LA COSTURA INFERIOR 57,84183268 pulg
BOQUILLA DE SALIDA DEL LÏQUIDO
ALTURA DE LÍQUIDOS Y UBICACIÓN DE LA BOQUILLA DE ALIMENTACIÓN
ALTURA DEL SEPARADOR (T-T)
BOQUILLA DE SALIDA DEL GAS
gas
Vρ60
=π*
*4
gboq V
QD =
π**4
l
lboq V
QD =
Suponer
Dliq
Calcular
Vliq
Calcular
Re liq
Calcular factor de fricción (f)
Suponer
Dliq
Calcular
Vliq
Calcular
Re liq
Calcular factor de fricción (f)
2***4
sep
LrL D
Qthπ
=
12**
***0006912.0 5/1
2 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
DPDLfQ
D liqliqliqliq π
ρ
Fuente: Pulgar (2014)
157
Anexo 12 (Parte IV). Cont. Hoja de cálculo para el diseño de depuradores
La distancia mínima desde el nivel bajo-bajo de líquido (si se tiene un interruptor o alrma hasta la boquilla de salida, la Norma MDP-03-S-03 lo establece:
hfondo (pie)= 0,75
VOLUMEN DE RETENCIÓN 1Entre el NAL y el NBL,. Se obtiene multiplicando el flujo de alimentación líquida por el tiempo de retención
Vr1 = Ql x trPor lo tanto:
Ql (pie3/min) 0,054586227tr (min) 1,5Vr1 (pie3) 0,08187934
VOLUMEN DE RETENCIÓN 2La norma especifica que deben contemplarse 5min de retención adicionales entre el NAL y NAAL e igual tiempo entre el NBL y NBBL. Por lo que el volumen de retención de líquido por tiempo de respuesta del operador al accionarse una alarma, entre el NAAL y el NBBL se obtienemultiplicando el flujo de alimentación líquida por el tiempo de respuesta supuesto.
Vr1 = Ql x tr´
Ql (pie3/min) 0,054586227tr (min) 10Vr2 (pie3) 0,545862269
Por lo tanto :Vr1 (pie3) 0,08187934Vr2 (pie3) 0,545862269Vr TOTAL (pie3) 0,627741609
Una vez conocido el volumen de retención se tiene que la altura de líquido entre el NAAL y NBBL (hNBBL- NAAL) se calcula por la ecuación:
D separador (pulg) 18D separador (pie) 1,5hNBBL- NAAL (pie) 0,355229085
Por lo tanto :
h FON-NAAL (pies) 1,105229085h FON-NAAL (pulg) 13,26274901
La norma PDVSA establece MDP-03-S-03 establece que la distancia mínima entre la entrada y el nivel maximo de líquido debe ser equivalente al diametro de la boquilla de alimentación por lo tanto:
Dboq- alim (pulg) 4hboq alim- fondo (pulg)) 17,26274901
h0 (pulg)= 4,5h1(pulg)= 3,5h2 (pulg)= 6h3 (pulg) = 36h4 (pulg)= 4h5 (pulg)= 24h6 (pulg)= 13,262749 La cacidad de líquido mínima se toma 12''h0 (pulg)= 4,5
h s/s (pulg) = 86,762749h s/s (pie) = 7,23022908h total (pulg) = 95,762749L/D 5,32015272 Según PDVSA 2,5<L/D<6
SegúnGPSA 2<L/D<4
DIMENSIONES DEL EQUIPO EXISTENTED separador (pulg) 18Dboq- alim (pulg-std) 4D boq- gas (pulg- std) 2D boq- liq (pulg-std) 2L T-T (pie) 7,980229085L T-T (pulg) 95,76274901
L/D 5,320152723
ALTURA DEL SEPARADOR
NIVELES DE LÍQUIDO Y VOLÚMENES DE EMERGENCIA
2**4
DVrh NAALNBBL π
=−
Fuente: Pulgar (2014)
158
Anexo 13. Verificación del diámetro de la tubería
VERIFICACIÓN DEL DIAMETRO DE LA TUBERIA
Q(MMPCED) 3L (pies) 25000 1milla=5280pieL(millas) 4,73484848Pb(psia) 14,7 DATOS PARA CÁLCULOTb(°R) 520
Punto 1 Punto 2P(psia) 1534,7 Campbell P(psia) 1514,7 10443,5 kPaT (°R) 570 T (°R) 550GE 0,758 GE 0,758Z 0,7 Z 0,7
Si aplicamos las premisas de Campbell:
P1 (psia) 1514,7 Nota: Se comprobo que la tubería posee un diametro mayor al requeridoP2(psia) 2014,7 a fin de disminuir la caida de presión en la línea
Diametro cálculado
Weymouth
d= 3,7106147 pulg
Panhandle A
d= 3,2484648 pulg
Panhandle B
Parametro Weymouth Panhandle A Panhandle BDi (pulg) 3,71 3,25 3,10
d= 3,1003907 pulg
Velocidad de erosión
Fluido Gas NaturalFase VaporP (Lpca) 1514,7T(°F) 90MW(lb/lbmol) 21,9568GE 0,758Z 0,7ρ (lb/pie3) 8,1383q (pie3/s) 0,2481
v= 42,0643709 pie/s
Velocidad en la tuberia
Q= V.A
Línea Di (pulg) A (pulg2) A (pie2) v (pie/s)Convencional 3,83 11,52092712 0,08000644 3,10100043Flexible 3,67 10,57844932 0,07346145 3,37728139
Caída de presión en tuberías de gas
GAS TIPICO CEPRO
( ) 5.0ρCv =
Fuente: Pulgar (2014)
