Diseno de Oleoductos

 

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS Contenido

OBJETIVOS ...................... ................................................ .................................................... .................................................... .................................. ........ 4  INTRODUCCIÓN ...................... ................................................ .................................................... .................................................... .......................... 5   CAPÍTULO 1 ......................... ................................................... .................................................... .................................................... .............................. .... 6   LOS FUNDAMIENTOS PARA DISEÑO DE OLEODUCTOS ...................... ............................... ......... 6  PARAMETROS CLAVES PARA EL DISEÑO DE OLEODUCTOS ...................... 6  CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA T UBERÍA ......................... ................................................... ................................... ......... 7  PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO ........................ .................................................. ................................. ....... 11  RELACIÓN ENTRE LA TUBERIA Y EL FLUIDO ........................ ............................................ .................... 14  DISTANCIA ENTRE ESTACIONES DE BOMBEO ............................ ............................................ ................ 16  BOMBAS Y ESTACIONES DE BOMBEO ................................................... ...................................................... ... 16  OLEODUCTOS CON MULTIESTACIONES .. ........................... ................................................. ........................ 17  USO DE LA MÁXIMA PRESION DE OPERACIÓN ........................ ........................................ ................ 17  EFECTO DE LA OPERACION DE BOMBEO EN EL PERFIL HIDRAULICO . 17  EL GRADIENTE HIDRAULICO ENTRE ESTACIONES ................................. 18  CAPÍTULO 2 ......................... ................................................... .................................................... .................................................... ............................ .. 20  CLASIFICACIÓN DE DUCTOS.............................................. DUCTOS........................................................................ ............................ .. 20  GASODUCTO.- ....................... ................................................. ................................................... ............................................. .................... 20   OLEODUCTO .......................... .................................................... ................................................... ............................................. .................... 20  POLIDUCTO ....................... ................................................. .................................................... .................................................. ........................ 21   ASPECTOS A SEGUIR PARA EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE MATERIALES DE LOS DUCTOS: ...................... ................................................ ................................................... ............................................. .................... 21  PROCEDIMIENTO DE CONSTRUCCIÓN:................................................. ........................................................ ....... 21   CERTIFICADOS DE EQUIPO Y MAQUINARIA. ........ .................................. .................................... .......... 22  LASTRADO ........................ .................................................. .................................................... .................................................. ........................ 22    APERTURA DEL DERECHO DE VÍA.................................................. ............................................................. ........... 23  EXCAVACIÓN DE LA ZANJA ................................................. ......................................................................... ........................ 24  TENDIDO DE LA TUBERÍA CON TRASLAPE ............................................... ............................................... 25  DOBLADO Y ALINEADO ................................................ .......................................................................... ................................ ...... 25   SOLDADURAS DE CAMPO .............................. ....................................................... ............................................. .................... 26  PRUEBA DIELÉCTRICA PARA PA RA EL RECUBRIMIENTO ............. ................................. .................... 27  BAJADO Y T TAPADO APADO DE LA ZANJA ............................................... ............................................................... ................ 27 

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EMPATES................................................................... ............................................................................................ .................................... ........... 28  PRUEBA HIDROSTÁTICA ....................................................................... ............................................................................. ...... 28  LIMPIEZA INTERIOR ................................................. .......................................................................... .................................... ........... 29  SEÑALIZACIÓN ...................... ................................................ ................................................... ............................................. .................... 30   OBRAS ESPECIALES .................. ........................................... .................................................. ......................................... ................ 30   CRUCE CON CUERPOS DE AGUA .............................................. .............................................................. ................ 30  TRAMPAS DE DIABLOS ................................... ............................................................ ............................................. .................... 31  BIBLIOGRAFÍA ................................................... ............................................................................. .................................................. ........................ 32 

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OBJETIVOS El presente trabajo tiene como objetivo principal desarrollar los diferentes aspectos y parámetros necesarios que se necesita saber, en la construcción y diseño de oleoductos, gasoductos y poliductos. Después de esta sección, usted podrá alcanzar los siguientes objetivos: • Reconocer las tres características físicas de las tuberías que afectan el diseño de

oleoductos. • Identificar la definición del factor de fricción, f.   • Reconocer como las seis propiedades físicas de un líquido afecta el diseño de

oleoductos. • Identificar las variables utilizadas para calcular el Número de Reynolds, Re   • Determinar las bases necesarias para la construcción de oleoductos y poliductos. • Desarrollar adecuadamente un diseño y construcción de un sistema de

transporte de hidrocarburos por medio de ductos.

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INTRODUCCIÓN La transportación de hidrocarburos representa un eje fundamental fundamental en el mundo moderno altamente competitivo; por ello la programación de operaciones de provisión, refino, almacenamiento y transporte de productos derivados del petróleo es una tarea sumamente compleja e indispensable para lograr una adecuada coordinación entre los eslabones la cadena de de petróleo suministros de combustible. Desde las materias primas, crudosde o variedades obtenidos en vastas regiones del planeta, hasta los combustibles refinados con sus distintos grados de calidad, y los productos de esta sofisticada cadena de valor recorren miles de kilómetros partiendo de su origen hasta alcanzar su destino final. Existen diversos medios de transporte involucrados; pero en este proyecto nos enfocaremos específicamente en ductos, los cuales poseen características distintivas en su funcionamiento que los diferencia del resto de medios de transporte convencionales. Los barcos, trenes, y camiones constituyen unidades móviles que se trasladan desde el origen a su destino, dentro de las cuales los productos permanecen en condiciones estáticas. Por el contrario los ductos son unidades estáticas que conectan el origen y el destino en donde se movilizan los productos. Los oleoductos transportan diferentes tipos de crudo desde puertos o centros de extracción, hacia las unidades de refino, donde se combinan para obtener los combustibles que demanda el mercado. Por otro lado los poliductos o ductos multi-producto son capaces de transportar grandes volúmenes de diversos tipos de productos refinados desde las fuentes de abastecimiento hacia los centros de distribución, donde se almacenan temporalmente antes de ser despachados a los mercados de consumo. Los poliductos movilizan una amplia gama de destilados tales como naftas de distintos grados, combustibles de aviación, gas oil, gases licuados de calefacción y kerosene doméstico, para las principales compañías petroleras del mundo. Una medida de la importancia de los ductos es el hecho que cerca de dos tercios de todos los productos derivados de petróleo se transportan en ellos. Tanto los oleoductos como los poliductos representan el medio más confiable, económico y seguro para transportar grandes volúmenes de material a lo largo de extensas distancias.

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CAPÍTULO 1 LOS FUNDAMIENTOS PARA DISEÑO DE OLEODUCTOS  Describen como la fricción causada por un fluido en movimiento dentro de una tubería afecta los requerimientos de energía de un oleoducto. El procedimiento para calcular la fricción y la distancia entre estaciones implica los siguientes pasos para el flujo de un producto en una sección específica de una tubería: • Calcular el Número de Reynolds. • Determinar el tipo de flujo (laminar, crítico o turbulento). • Calcular la pérdida de cabeza debido a la fricción para un tipo particular de flujo. • Calcular la pérdida de presión entre el comienzo y el final de la sección. • C alcular la cabeza que debe ser adicionada al líquido mediante una estación de

bombeo para mantener la presión pres ión en la tubería por encima de los límites mínimos. La mayoría de oleoductos son diseñados utilizando hojas electrónicas o programas de computador que hacen la mayoría de los cálculos, con la ayuda del computador estos cálculos pueden ser repetidos muy rápidamente para generar un gran número de soluciones alternativas que pueden hacer más eficiente el diseño del sistema de oleoductos.

PARAMETROS CLAVES PARA EL DISEÑO DE OLEODUCTOS El diseño de oleoductos involucra un número de pasos progresivos utilizando cálculos hidráulicos para determinar el tamaño óptimo y las características de operación en un sistema de oleoductos. Para diseñar apropiadamente un oleoducto, es necesario entender las condiciones que afectan el fluido en el oleoducto. Los siguientes parámetros deben ser considerados al diseñar oleoductos o gasoductos: • Características de la tubería   • Propiedades físicas del fluido y   • La relación entre la tubería y el fluido.  

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Figura 1. Propiedades que afectan el diseño de oleoductos

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTI CAS DE LA TUBERÍA Las características físicas de la tubería afectan la forma como un fluido se comportará en un oleoducto. Específicamente, hay tres parámetros que se deben considerar en el diseño: • Diámetro interno de la tubería (D). • Longitud de la tubería (L). • Rugosidad relativa de la superficie interna de la pared de la tubería (e).

Figura 2. Parámetros de una tubería.

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS DIÁMETRO INTERNO DE LA TUBERIA

En un oleoducto, la pérdida de presión debida a la fricción está relacionada con el diámetro interno de la tubería. Cuando el diámetro interno de la tubería disminuye, la pérdida depresión debida a la fricción se incrementa drásticamente siempre y cuando el diámetro más pequeño al igual que el más grande esté manejando el mismo flujo. Esta es una importante consideración, no solo en el diseño sino también en el entendimiento de las características de operación de cualquier oleoducto.

Figura 3. Incremento en la pérdida de presión cuando el diámetro de la tubería disminuye. LONGITUD DE LA TUBERÍA

La longitud de un segmento de un oleoducto afecta la caída total de presión a lo largo de ese segmento. Entre mayor sea la longitud de un segmento en un oleoducto, mayor será la caída total de presión a través de ese segmento, como se muestra en la Figura 4. En consecuencia, la pérdida de presión por fricción para una tasa de flujo dada varía directamente con la distancia entre dos estaciones.

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Incrementolade la pérdida presión cuando Figura 4.  Aumenta longitud de lade tubería. RUGOSIDAD INTERNA DE LA TUBERÍA

El  factor de fr ic ci ón es determinado experimentalmente mediante la correlación del Número de Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería con la fricción del fluido dentro de la tubería.  A medida que la la   rugosidad de la pared interna de la tubería se incrementa, el factor de  de   fricción aumenta, para condiciones de flujo turbulento. Usualmente,  Usualmente,  los factores de fricción son seleccionados de gráficas llamadas Diagramas de Moody, los cuales relacionan el factor de fricción, f, con los dos  parámetros adimensionales, el Número de Reynolds, Re, y la rugosidad relativa de la pared interna de la tubería, e/D. Los Los   factores de fricción usualmente son seleccionados de una gráfica  gráfica similar a la mostrada en la Figura 5.

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Figura 5. Diagrama de Moody La rugosidad relativa de la pared interna de la tubería es la relación de la rugosidad absoluta, e, y el diámetro interno, D, de la tubería. La Figura 6 ilustra la rugosidad relativa.

Figura 6. Rugosidad Relativa Más específicamente, la rugosidad relativa está definida como la relación de la rugosidad absoluta de la pared de la tubería (una medida de la altura promedio de las “protuberancias (imperfecciones)” en la superficie de la pared de la tubería) y el diámetro interno de la tubería: Rugosidad Relativa = ε/D Donde,

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS ε = Rugosidad absoluta de la superficie de la pared de la tubería (in)

D = Diámetro interno de la tubería (in)

PROPIEDADES FÍSICAS DEL FLUIDO Junto con las características de la tubería, las propiedades físicas del fluido transportado a través de la tubería afectan el diseño del oleoducto. Hay seis propiedades del líquido que deben ser reconocidas: • Viscosidad • Densidad o gravedad específica • Presión de vapor • Punto de fluidez • Compresibilidad y • Temperatura

VISCOSIDAD

La viscosidad se define comoseladiseña tendencia de un líquido de resistirseala calcular fluir. Este factor es importante cuando oleoductos, específicamente el tamaño de la línea y los requerimientos de potencia del bombeo. La viscosidad del líquido es el factor más importante en el cálculo de pérdida de presión por fricción.

Figura 7. Efectos de la viscosidad Donde:

ζ = Esfuerzo Cortante. 

µ= coeficiente de viscosidad dinámica. V = velocidad. DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA

La densidad, es la masa de una sustancia con respecto a su volumen. Una bomba tiene que trabajar más duro (ej., consume más energía) para producir la cabeza necesaria para transportar un líquido más denso que uno que de menor densidad. Bombear un líquido de alta densidad requiere una bomba con mayor presión de descarga que bombear un líquido de baja densidad. La gravedad específica es la relaciónforma de laque densidad de un fluido y la densidad del agua y se incrementa en la misma la densidad.

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PRESIÓN DE VAPOR

La presión de vapor es la presión por encima de la cual el líquido ya no se evapora, a una temperatura dada. La presión de vapor es un criterio especialmente importante cuando se manejan líquidos que contienen componentes volátiles. Un ejemplo de un líquido con alta volatilidad es el gas líquido natural (los componentes volátiles son aquellos que se evaporan rápidamente). La mínima presión en un oleoducto debe ser lo suficientemente alta para mantener los crudos livianos en su estado líquido.

Figura 8.Una presión de vapor alta incrementa el valor mínimo permitido en la  presión de la tubería PUNTO DE FLUIDEZ

El punto de fluidez se define como la temperatura más baja a la cual un líquido se verterá o fluirá cuando se haya enfriado. Aunque hay crudos que pueden ser bombeados a temperaturas por debajo de sus puntos de fluidez, se requiere más energía para hacer eso. Así, el punto de fluidez es un parámetro importante para considerar no sólo en el diseño sino también en la operación de un líquido en el oleoducto.

Figura 9. Temperaturas más bajas incrementan la cabeza necesaria para fluir

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COMPRESIBILIDAD

Es el grado en el que cambia el volumen del fluido con un cambio de presión. La bomba incrementa la presión en el  el   oleoducto haciendo que el volumen del líquido disminuya o se  se  comprima. La cantidad de compresión está directamente relacionada   con la presión y la composición molecular del líquido. Cuando la  relacionada la  presión disminuye a medida que el líquido corre hacia abajo en la   tubería y se aleja de la bomba, el líquido vuelve a expandirse a su  su   volumen original. Un líquido más compresible como el GLP no  no   responde a los cambios de presión tan rápido como uno menos  menos  compresible como el crudo. La Figura 10 ilustra como un líquido más   compresible como el GLP desacelera la tasa en la cual un incremento   de más presión va hacia abajo en el oleoducto.

Figura 10. GLP reduce su volumen mientras la presión se incrementa un fluido más compresible como el GLP no responderá a cambios de presión tan rápido como una menos compresible como el crudo. TEMPERATURA

La temperatura afecta la capacidad del oleoducto tanto directa como indirectamente y puede alterar el estado de los líquidos. Los cambios en la temperatura influyen en la viscosidad y en la densidad de los líquidos en el oleoducto. Estos cambios afectan el desempeño de la línea como también el costo de operación. Por ejemplo, cuando se diseña un oleoducto para un crudo pesado, es necesario conocer exactamente las temperaturas de flujo para calcular la capacidad del oleoducto.

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Figura 11. Mientras la temperatura aumenta, la viscosidad disminuye el petróleo fluye más fácilmente a temperaturas más altas y tiene una menor caída de presión por fricción.

RELACIÓN ENTRE LA TUBERIA Y EL FLUIDO Las características de la tubería y del fluido en movimiento a través de ella son interdependientes. El diámetro de la tubería, la viscosidad del líquido y la velocidad de flujo se combinan para afectar el flujo. El tipo de flujo es determinado mediante el Número de Reynolds, utilizando la fórmula:  =  ∗   

Donde: Re= número de Reynolds D= diámetro interno de la tubería [ft] V=velocidad de flujo [ft/sec] µ=viscosidad [ft2/sec] EL NUMERO DE REYNOLDS

La interdependencia entre el diámetro de la tubería, la viscosidad del líquido y la velocidad del flujo está definida por una relación matemática llamada el número de R eynol eynolds, ds, (Re).

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Este número adimensional es un parámetro fundamental el cual juega un papel vital y frecuente en las ecuaciones de la hidráulica, de transferencia de calor y en las del diseño de oleoductos. El número de Reynolds se usa para describir el tipo de fluido que muestra un líquido particular fluyendo a través de una tubería de una dimensión específica. Nótese la relación entre las variables descritas pictóricamente abajo. En la Figura 12, el Número de Reynolds varía con el diámetro, la velocidad y la viscosidad. El diámetro está representado por D, la velocidad de flujo por v, y la viscosidad por la letra griega n, “nu”.  

Figura 12. El número de Reynolds varía con el diámetro, la velocidad y la viscosidad El Número de Reynolds se incrementa a medida que el diámetro y la velocidad se incrementan, y disminuye cuando la viscosidad aumenta. La ecuación mostrada en la Figura 12 es válida únicamente si el diámetro está en pies (metros), la velocidad está en pies (metros) por segundo y la viscosidad está en pies cuadrados (metros) por segundo. En oleoductos, estas unidades no son usadas comúnmente. Las ecuaciones usadas para el número de Reynolds son:  =

2213 ∗  ∗

 

 =

13920 ∗  ∗

 

Donde: Re= número de Reynolds Q= tasa de flujo [Bls/h] ó [m3/h] D= diámetro interno de la tubería [ft] µ=viscosidad [ft2/sec]

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DISTANCIA ENTRE ESTACIONES DE BOMBEO BOMBAS Y ESTACIONES DE BOMBEO Típicamente, las bombas centrífugas se usan en oleoductos ya que son apropiadas para incrementar la presión en el transporte de grandes volúmenes de líquido. La depende selecciónde:de una bomba centrífuga apropiada para aplicaciones específicas • El rendimiento del sistema o del flujo volumétrico Q • La viscosidad del líquido bombeado, v • La densidad del líquido bombeado, r y • Los requerimientos de cabeza, H

Muchos oleoductos son diseñados para transportar líquidos con diferentes características y propiedades que involucran la carga de crudo y otros líquidos del petróleo a través del mismo oleoducto. En estos casos, una sola bomba no puede ser adecuada para las necesidades reales de operación del oleoducto y es necesario usar un número de bombas dispuestas en serie o en paralelo o aún en combinación serie paralelo. Mientras el diseño teórico es usado para la selección de bombas, generalmente los factores económicos son los que en últimas determinan la selección. La mejor bomba es la bomba que provee la operación más económica en términos de energía usada para alcanzar el rendimiento deseado, considerando la variación en la carga de fluidos que debe ser transportada.

Figura 13. Las bombas son usadas para mantener la Tasa de Flujo. Las bombas no pueden ser seleccionadas sin analizar todo el sistema para determinar sus características de operación. Por ejemplo, es importante saber que tanta presión se necesita para transportar el líquido a través del oleoducto a la capacidad deseada (ej. Tasa de flujo).

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Las bombas serán integradas al sistema para mantener la tasa de flujo deseado y permitir futuras expansiones. Ya que el aspecto económico juega un papel importante en el diseño y las operaciones del oleoducto, una combinación del diseño teórico y la evaluación económica se deben tener en cuenta para las diferentes condiciones de operación.

OLEODUCTOS CON MULTIESTACIONES Con oleoductos grandes, es común tener más de una estación de bombeo para transportar el líquido a través de una gran distancia y diferentes elevaciones. Las estaciones de bombeo están situadas generalmente a intervalos tan equidistantes como las variaciones del terreno lo permiten. La diferencia de elevaciones entre las estaciones determinarán más precisamente la localización real de las estaciones de bombeo en la medida que estas diferencias de altura tengan un mayor impacto en el desempeño de la bomba. La diferencia de elevación entre las estaciones puede ayudar o impedir ese desempeño. Se deben considerar dos aspectos importantes al establecer la distancia entre las estaciones de bombeo, el CNPS requerido por las bombas y el MPO del oleoducto.

USO DE LA MÁXIMA PRESION DE OPERACIÓN Si no hay mayores cambios en la altura entre las estaciones de bombeo, la presión más elevada será la descarga de la estación aguas arriba. Esta presión no se puede permitir que exceda el MPO del oleoducto. Contrariamente, la presión más baja será en la estación de aguas abajo, donde las pérdidas por fricción han agotado la mayor parte de presión del líquido. Esta presión no se puede permitir que caiga por debajo del CNPS de las bombas en la estación. Si, por ejemplo, la MPO es de 535 psi, y el CNPS corresponde a una presión de 35 psi, entonces el total de pérdida de presión entre la estación es de 500 psi. Si la pérdida de presión es de 10 psi por milla, entonces será necesario tener una estación de bombeo cada 50 millas a lo largo del oleoducto. El ejemplo # 5 en el Apéndice ilustra la importancia del MPO al determinar el número apropiado de estaciones de bombeo.

EFECTO DE LA OPERACION DE BOMBEO EN EL PERFIL HIDRAULICO HIDRAULICO Como se describió en el módulo GRADIENTES DE BOMBEO, el gradiente hidráulico se incrementa a medida que el líquido pasa a través de la bomba. La figura 14 muestra el efecto de una bomba en el típico gradiente hidráulico. La cabeza estática se incrementa a través de la bomba.

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Figura 14 El efecto de una bomba en el gradiente hidráulico.

EL GRADIENTE HIDRAULICO ENTRE ESTACIONES El gradiente hidráulico es la línea en el diagrama de energía total que muestra la suma de la cabeza de altura y la cabeza estática en cualquier punto en el oleoducto. La pendiente del gradiente hidráulico representa la tasa en la cual la cabeza del fluido se pierde debido a la fricción. Considere el simple ejemplo de un tanque con una boquilla y una extensión en la base del tanque como se muestra en e n la Figura 15.

Figura 15 El Gradiente Hidráulico El Gradiente Hidráulico es la altura de una columna de fluido en todos los puntos a lo largo de la tubería. Se dibuja como una línea que une la parte más alta del líquido en el tanque con el final de la boquilla. EL gradiente hidráulico es la representación gráfica de la presión de la línea entre el tanque y el final de la extensión de la boquilla (Figura 15). La cabeza total del líquido, en cualquier momento, tiene tres componentes: cabeza estática, cabeza de velocidad, y cabeza de elevación.

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Considere una serie de tres tanques dispuestos en fila como en la Figura 16. El objetivo es transferir el líquido almacenado en el primer tanque, A, al segundo tanque. B, y finalmente al último tanque, C. Cada tanque actúa como una fuente de energía (ej. Cabeza de almacenamiento). Para mantener una tasa de flujo constante a través de la serie de tanques es necesario agregar energía de cabeza (ej. Presión) constantemente para balancear la pérdida de energía por fricción en el oleoducto. Como se mencionó anteriormente, las bombas se usan para proveer la energía para transportar el líquido por un oleoducto.

Figura 16. Gradiente hidráulico en una serie de tanques El gradiente hidráulico para un oleoducto de un solo líquido que consta de varias estaciones de bombeo puede ser graficado en pies de líquido contra la variación de altura (también en pies) del oleoducto. Una línea recta se dibuja entonces, entre la cabeza de descarga en una estación y la cabeza de succión en la estación siguiente para todo el recorrido del oleoducto, como se muestra en la Figura 17.

Figura 17. Gradientes hidráulicos en una serie serie de bombas El gradiente hidráulico se dibuja entre la cabeza de descarga de la bomba y la cabeza de succión de la siguiente estación aguas abajo.

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CAPÍTULO 2 CLASIFICACIÓN DE DUCTOS GASODUCTO. Tubería de gran longitud, generalmente enterrada, que sirve para transportar gas combustible (generalmente gas natural). El transporte del gas natural mediante tuberías es una de las mayores empresas acometidas en la actualidad por el transporte de la energía necesaria en el mundo moderno. Construcción: consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados de zanjas y se entierran a una profundidad típica de 1 metro. Excepcionalmente, se construyen sobre la superficie. Si la distancia es larga, puede haber estaciones de compresión a intervalos. Por razones de seguridad, las regulaciones de todos los países establecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que puedan cortar el flujo en caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, pueden ser necesarias estaciones de compresión a intervalos. El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación, generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el gas natural, se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (-161°C).  

OLEODUCTO   Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias. La excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le denomina gasoductos a sus tuberías por estar en estado gaseoso a temperatura ambiente. Construcción: los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. A pesar de que se pueden construir oleoductos bajo el mar, el proceso es altamente demandante tanto en tecnología como económicamente; en consecuencia, la mayoría del transporte marítimo se hace por medio de buques petroleros.

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POLIDUCTO Es el ducto para el transporte de productos derivados del petróleo crudo desde el punto de carga hasta una terminal que comprende las instalaciones y equipos necesarios para dicho transporte. Construcción: para el caso específico de transporte de productos destilados del petróleo.

 ASPECTOS A SEGUIR PAR PARA A EL DISEÑO Y SELECCIÓN DE MATERIALES DE LOS DUCTOS: En cualquier proyecto se necesita para su inicio que se presenten las características técnicas específicas y parámetros de operación y de seguridad en particular, que el sistema deberá cumplir; información que contendrá como mínimo, lo siguiente:              



     

Descripción de la obra Alcance del proyecto y localización Condiciones de operación y características del fluido a transportar Información sobre el trazo y conformación del derecho de vía Requerimientos de mantenimiento Equipo e instalaciones superficiales Instrumentación y dispositivos de seguridad

De acuerdo a estas características y parámetros se deben elaborar las bases del diseño como se presenta a continuación:        

  



 



       





 

 



Características físicas y químicas del producto Características del derecho de vía y Clases de localización Especificaciones de materiales y componentes seleccionados Presión y temperatura en condiciones normales y máximas d de e operación (límites). Cargas en el ducto durante su integración, instalación, operación y mantenimiento Espesor adicional de acuerdo a especificaciones y desgaste por corrosión Procesos de operación y mantenimiento Sistemas de protección contra la corrosión interna y externa Requisitos adicionales de diseño (DDV, enterrar el ducto, válvulas, cruzamientos) Normas y especificaciones a utilizar en el proyecto.

PROCEDIMIENTO DE CONSTRUCCIÓN CONSTRUCCIÓN::

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Quien realice la obra debe entregar un certificado de calidad y el supervisor debe conocer las normas y especificaciones de construcción así como:              

         

           

           

Recubrimiento anticorrosivo de la tubería tubería en planta, conforme a normas. Lastrado. Conformación del DDV, trazo y nivelación, apertura, ampliación. Caminos de acceso en condiciones. Inspección de Materiales. Registro y control de materiales. Almacenamiento y transporte. Excavación de la zanja, de acuerdo al diámetro. Tendido de la tubería, con traslape. Doblado y alineado en frío. Soldadura, calificación de procedimientos. Inspección radiográfica de soldaduras, calificación de soldadores y reparaciones. Protección anticorrosiva atmosférica y sumergida en juntas de campo. Recubrimiento anticorrosivo en juntas. Prueba dieléctrica del recubrimiento al bajarla a la zanja para localizar defectos. Bajado y tapado de la ttubería, ubería, sin dañarla. Prueba hidrostática. Limpieza interior, con diablos y aire. Inspección con diablo geómetra. Reacondicionamiento del DDV. Señalización, conforme las normas. Protección catódica, según procedimiento. Obras especiales, conforme al proyecto. Perforación direccional en cruces, según proyecto y características del río a cruzar.

CERTIFICADOS CERTIFI CADOS DE EQUIPO Y M AQUINARIA. Se deberán tener los certificados vigentes de calibración del equipo y maquinaria que requiera únicamente la calibración, y tendrán que ser emitidos por una empresa certificadora acreditada.

LASTRADO En caso de que el ducto cruce ríos, pantanos, lagos, etc., se deberán lastrar, Se logra con la colocación de lastre de concreto, con un espesor mínimo de 25mm. Conexiones y ramales: Se hacen por medio de “tees” y “cruces” soldadas.  

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Figura 18. Conexiones y ramales soldadas

APERTURA DEL DERECHO DE VÍA El derecholadeposibilidad vía se tienede quereducir planearely seleccionar con cuidado, ya que de esto depende peligro, debido a futuros desarrollos industriales y urbanos o invasiones del mismo derecho de vía. El encargado del proyecto podrá seleccionar como ruta el cruce de líneas de energía eléctrica, canales y vías de comunicación, así como también se podrán utilizar terrenos de propiedad particular, llegando a un acuerdo con el propietario.

Figura 19. Vía para un oleoducto . El ancho mínimo de nuestro derecho de vía será de la siguiente manera:

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DIÁMETRO (d) mm (pg)

ANCHO MINIMO DEL DERECHO DE VIA (m) A B C

De 50,8 a 203,2

10

3

7

De 254,0 a 457,2

13

4

9

De 508,0 a 914,4

15

5

10

Mayores de 914,4

25

10

15

Tabla 1. Ancho mínimo de la vía según el diámetro. A: Ancho total B:  Ancho de

del derecho de vía. la zona de alojamiento del material producto de la excavación, medido desde el centro de la zanja. C: Ancho de la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, medido desde el centro de la zanja. La separación entre ductos en una misma zanja debe ser de 1m mínimo y en diferente zanja debe ser de 2m.

EXCAVACIÓN DE LA ZANJA Se deberá hacer una zanja para que el ducto no esté a la intemperie, la zanja donde estará alojada la tubería deberá tener la profundidad y amplitud indicadas en el Proyecto de acuerdo con su diámetro.

Figura 20. Excavación de la zanja La profundidad a la que quedará enterrado el ducto dependerá del tipo de terreno de tal forma que quede una capa de tierra sobre la tubería desde 60 cm; como mínimo en terreno rocoso o desértico, de 1.25 m; en terrenos con riego por canales y de 60 cm en otros tipos; el ancho será de 30 cm. más que el diámetro exterior de nuestra tubería; el colchón deberá ser de un material suave, si se encuentra en un terreno rocoso, aumentando la profundidad de la zanja 10 cm.

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TENDIDO DE LA TUBERÍA CON TRASLAPE El tendido consiste en acomodar la tubería una sobre otra, sin provocarle daños, a lo largo del derecho de vía paralelos a la zanja y sin provocar derrumbes, traslapándose unos 5 o 10 cm. cuidando de no provocar derrumbes.

DOBLADO Y ALINEADO Esta etapa consiste en darle la forma adecuada a la tubería para que se facilite la entrada a la zanja, esto se debe hacer con cuidado y con la tubería en frio, para evitar que esta no se “chupe”.

Figura 21. Dobladora de tubos Los dobleces de los tubos deben hacerse sin alterar las dimensiones de la sección transversal del tubo recto y debe quedar libre de arrugas, grietas u otras evidencias de daño mecánico. Los dobleces deben hacerse con máquinas dobladoras especiales apropiadas para el diámetro del tubo; no se permite el calentamiento de los tubos para ser doblados.  Antes de alinear los tramos se tienen que inspeccionar y limpiar, si son de costura longitudinal, su costurapara dentro de 30° ala cada lado de dellaejezanja vertical. Los cambios de traslapando dirección requeridos apegarse contorno pueden realizarse doblando el ducto de acuerdo a los radios mínimos indicados en la siguiente tabla: DIÁMETRO

RADIO MÍNIMO

mm (pg) 323,9(12,75) y menores 355,6 (14) 406,4 (16) 457,0 (18) Mayores de 457,0 (18)

18D 21D 24D 27D 30D

Tabla 2. Radios mínimos para doblar tubería según el e l diámetro

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D:

diámetro exterior nominal de la tubería.

SOLDADURAS DE CAMPO Losprocedimiento electrodos utilizados deben yser de acuerdo lo descrito en especificación de de soldadura cumplir con loaestablecido. La laaplicación de la soldadura se debe proteger de las condiciones meteorológicas (lluvia, viento, polvo, humedad, entre otros) que le puedan perjudicar. El alineamiento de tuberías de diámetro igual o mayor a 12pg se debe realizar mediante alineadores internos manteniéndolos durante el fondeo. En el alineamiento de tubería menor a 12pg y en los empates se deben utilizar alineadores externos tipo canasta, los cuales se deben mantener hasta aplicar un 50% del fondeo distribuido en toda la circunferencia de la tubería. Los tubos se deben alinear alternando su costura longitudinal a 30 grados a cada lado del eje vertical.

Figura 22. Soldadura de tubería. Todas las soldaduras de ductos en campo tanto en línea regular, como en obras especiales y empates, se deben radiografiar al 100% con una fuente de radiación de acuerdo al espesor y con la técnica de inspección de pared sencilla, en ductos de 12” a 60” de diámetro.  La técnica de inspección de doble pared sólo se debe hacer cuando por el diámetro o cualquier obstrucción no sea posible aplicar la de pared sencilla, para obtener radiografías que cumplan con los requerimientos de aceptación para servicio no amargo descritos en el API 1104 o equivalente, de acuerdo al espesor y conforme se indica a continuación:

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS ESPESOR ACERO

EN FUENTE RADIACIÓN

1 a 50 mm 19 a 80 mm 38 a 150 mm

DE

Rayos X Iridio 192 Cobalto 60

Tabla 3. Fuente de radiación según el espesor del acero. El espesor se refiere al grueso total de la pared del ducto que está en contacto con la placa radiográfica en pared sencilla o en doble pared.  

Para ductos que transportan hidrocarburos amargos la inspección radiográfica se debe realizar conforme a lo descrito en el ASME.   Para ductos que transportan hidrocarburos no amargos, la inspección radiográfica se debe realizar conforme a lo descrito en el API STANDARD 1104.   Los criterios de aceptación en la inspección visual y radiográfica de las  juntas de campo en ductos par para a servicio no amar amargo go deben ser los indicado en el APIy STANDARD 1104; del Código ASME ductos servicio amargo la Sección VIII del yCódigo ASME para para trampas de en diablos en servicio amargo y no amargo.   La interpretación radiográfica la debe realizar un técnico nivel II en radiografía y estar calificado.    Se deben hacer los registros en los formatos correspondientes para cada una de las juntas de campo efectuadas.

PRUEBA DIELÉCTRICA PARA EL RECUBRIMIENTO Se tendrá que correr el detector dieléctrico a lo largo de todo el ducto, esto será al levantar la tubería de sus apoyos para el bajado de la zanja, teniendo cuidado especial cuando sedebe pase presentar, por los puntos se encontrabaresistencia apoyada, aesta prueba dieléctrica entre donde otras propiedades, la humedad, a la temperatura de operación y a las condiciones agresivas del suelo.

BAJADO Y TAPADO DE LA ZANJA El producto de la excavación tendrá que ser devuelto a la zanja eliminando todo aquello que pueda dañar el recubrimiento, de manera que después del asentamiento, la superficie del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier trafico eventual o normal en el lugar. Se debe tener cuidado de no dañar el recubrimiento anticorrosivo durante el bajado y relleno de la zanja. Luego del relleno de la zanja se debe acondicionar la superficie final del derecho

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de vía, para el libre tránsito del equipo y el mantenimiento del ducto.

EMPATES Por construcción, durante las operaciones de alineado se permite tener desconectadas del ser ducto. Estas seccionessecciones tendrán que unidas en sus extremos para dar continuidad a la misma, operación que es conocida como “empate”.  Para unir estas secciones y dar continuidad al ducto debe seguirse el procedimiento de soldadura establecido, usar el equipo necesario y realizar los trabajos para que las secciones queden alineadas y así evitar sobresfuerzos. Las soldaduras de empate que no sean probadas hidrostáticamente, deben inspeccionarse con radiografía o ultrasonido al 100 por ciento.

PRUEBA HIDROSTÁTICA Es la prueba de presión que se realiza a tuberías y equipos para verificar su hermeticidad, confirmar su integridad mecánica y avalar que estén en óptimas condiciones de operación. La presión de prueba debe mantenerse todo el tiempo que dure la inspección visual del circuito o equipo en prueba y documentar su comportamiento mediante el registro en una gráfica que debe mantenerse todo el tiempo. La mencionada inspección debe iniciar 15 minutos después de haber alcanzado la presión máxima de prueba. Previamente a la realización de la prueba hidrostática, los responsables de las áreas de operación, mantenimiento y seguridad industrial deben determinar el tiempo de duración de la misma, en función de las características y condiciones específicas del circuito de proceso o equipos individuales a probar. Se debe usar agua cruda o agua tratada a la temperatura ambiente, limpia y libre de materia en Ksuspensión. En mayor ningúnde caso, del agua debe ser inferior a 289 (16° C) y no 323 laK temperatura (50°C). Cuando la temperatura ambiente sea menor a 273 K (0° C), se deben extremar precauciones debido a que se alcanza el punto de congelación del agua. Cuando se utilice agua de río o laguna, se deben tomar las precauciones para evitar que los microorganismos que pudieran contener, provoquen contaminación o favorezcan mecanismos de corrosión microbiológica. Se debe eliminar todo el aire del interior de la tubería, equipo y componentes a probar, desalojándolo por los puntos más altos del circuito e incrementando la presión lentamente para evitar aumentos súbitos.

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Figura 23. Prueba hidrostática Finalizada la prueba se debe integrar el expediente junto con la documentación probatoria, donde deberán aparecer los datos completos del equipo o sistema probado, certificados de ambos equipos de medición, los gráficos manométricos y como mínimo la siguiente información: a) b) c) d) e) f)

Nombre del Proveedor del servicio y representante autorizado. Descripción del sistema de tuberías, equipos o circuito a probar. Fecha y hora de la prueba Presión y duración de la prueba Temperatura y su rango de variación Informe escrito de cualquier irregularidad que se manifieste en la gráfica de la prueba hidrostática, como interrupciones o variaciones súbitas del registro durante la prueba. g) Rúbrica de los responsables del proyecto incluyendo el supervisor.

LIMPIEZA INTERIOR La limpieza interior del ducto se realiza para desplazar el agua de la prueba hidrostática, también para limpieza periódica de acuerdo a programas para eliminar condensados en gasoductos, o residuos en productos líquidos para aumentar la eficiencia del transporte.

Figura 24.Chanchos de limpieza.

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SEÑALIZACIÓN Se deben colocar los señalamientos necesarios para la localización e identificación de las instalaciones (señalamientos informativos), así como para limitar actividades que pongan en riesgo la seguridad de las personas y las instalaciones (señalamientos restrictivos) y aquellos para alertar al público acerca de las condiciones de riesgo en la ejecución de trabajos de construcción y mantenimiento (señalamientos preventivos).

OBRAS ESPECIALES El constructor es responsable de no interrumpir el tránsito de vehículos o el flujo de ríos durante la construcción de las obras especiales, así como tomar las medidas necesarias en cada caso.  Además de tomar en cuenta lo establecido por esta norma para obras especiales, se debe considerar la posibilidad de recubrir interiormente el ducto en los cruces, sí por las condiciones del fluido a manejar así se requiere. La construcción de soportes y anclajes en las áreas superficiales debe cumplir con lo especificado en el diseño. La continuidad de la construcción del ducto no debe interrumpirse cuando se cruce con pequeños canales, arroyos o barrancas angostas y poco profundas que permitan al ducto, por resistencia propia, cruzar el obstáculo sin requerir de soportes, y siempre que no exista el peligro de que la tubería sea alcanzada por la corriente o se acumulen escombros, o que los taludes de los bancos de apoyo consistan de material suave que no sea capaz de soportar el peso del ducto y esté sujeto a deslaves y erosión.

CRUCE CON CUERPOS DE AGUA En los casos donde se crucen corrientes de agua, ríos, lagunas, terrenos inundados y/o pantanos, el tendido de la tubería debe ser en estricto apego a lo estipulado en los permisos respectivos, siguiendo las indicaciones de diseño y los procedimientos de construcción proporcionados para cada caso particular, con los estándares de ingeniería correspondientes. El cruzamiento se debe realizar tendiendo la tubería lastrada bajo el cauce de la corriente en forma semejante al tendido general del ducto, enterrándola en el fondo a una profundidad mínima de 1.80 m a partir del lomo de la tubería, para garantizar que el ducto quede fuera de la posible erosión del agua a todo lo ancho del cauce. Sólo se deben exceptuar los cruces aéreos especificados en el proyecto, los cuales deben construirse de acuerdo con los planos respectivos.

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TRAMPAS DE DIABLOS La trampa de “diablos” y sus componentes deben instalarse conforme a proyecto y  

probarse a los mismos límites de presión que el ducto principal. El ducto de desfogue de los hidrocarburos gaseosos debe descargar en un área de amplitud tal que prevenga daños a terceros y al medio ambiente.

Figura 25. Trampas de diablos Se debe verificar que el piso donde se colocará la trampa de diablos se encuentre sin desniveles mayores de ±5 cm, asimismo, que antes de colocar la trampa, la cimentación de concreto ya haya fraguado de acuerdo a las prácticas recomendadas para estructuras de concreto y que se hayan seguido todos los procedimientos de construcción de obra civil. Se deben conservar los registros de todas las pruebas efectuadas a la trampa de diablos. El ducto, los derechos de vía, los sistemas y dispositivos de seguridad, las señalizaciones y las instalaciones superficiales deben ser considerados en los trabajos de un mantenimiento preventivo, definidos bajo previa evaluación de ingeniería.

Figura 26. Oleoducto DEFINICIÓN DE DIABLO

Los diablos son dispositivos o artefactos que insertados dentro de las tuberías transportadoras de hidrocarburos, viajan por toda la longitud de estos impulsados por el flujo del producto; con fines de inspección, mantenimiento o limpieza de la

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tubería misma. UTILIDAD DE LOS DIABLOS:

Los diablos son necesariamente requeridos durante cada etapa de la vida de una tubería por diferentes razones, las más comunes son: Durante la construcción:    

Remover los depósitos en la línea Al realizar la prueba hidrostática (llenar o drenar la línea con agua)   Poner en operación la línea. Durante la Operación:      

Limpieza interior de la tubería Remover condensado Separación de productos diferentes (lotes de fluidos transportados)   Aplicación y distribución de inhibidores

Para la Inspección:      

Verificar algún daño físico (geometría de la tubería) Detectar corrosión, laminaciones o grietas Detección de fugas   Muestreo   Cobertura y recorrido de la línea (bajo el mar)

BIBLIOGRAFÍA ,  

 

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