Diseño De Ductos y Pruebas De Presion

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA

2013

DISEÑO DE DUCTOS Y PRUEBAS DE PRESION

INGENIERO SANDALIO CHOQUE JUAN VICTOR GUTIERREZ AVERANGA TRANSPORTES Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS II 23/11/2013

DISEÑO DE DUCTOS Y PRUEBAS DE PRESION

1. Introducción: Para proceder al transporte, almacenamiento y venta de las ingentes cantidades de petróleo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y que han de ser transportados desde los centros de producción o refinerías hacia los centros elaboradores o de consumo, así como para llevar a cabo la distribución de los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados OLEODUCTOS, GASODUCTOS Y POLIDUCTOS que se utilizan tanto para el transporte de petróleo bruto desde el campo petrolífero hasta la refinerías o puerto de embarque. Hoy en día para transportar el crudo de zonas costeras a afuera se usan generalmente TANQUEROS, BUQUES Y SUPERTANQUEROS, por sus facilidades en vías marítimas existentes. ALMACENAMIENTO, TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE HIDROCARBUROS Y DERIVADOS El crudo producido en la industria es enviado hacia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de allí es bombeado en forma continua a los PATIOS DE TANQUES, en donde se tratan de remover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea hacia los terminales o a la refinerías para procesarlos y exportarlos. El presente trabajo tendrá como objetivo principal la definición y descripción de los principales sistemas de transporte y almacenamiento de hidrocarburos, y de las normativas existentes para su diseño y construcción, tomando en cuenta los grandes riesgos a los cuales se encuentran expuestos todos los componentes involucrados en el proceso de almacenamiento y transporte de hidrocarburos y sus derivados. 2. Almacenamiento de Hidrocarburos: La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores.

El petróleo crudo se deposita en grandes tanques de acero, cada uno de los cuales tiene cabida para algunos centenares de barriles. Al calentarlo, la sustancia más ligera se convierte en un vapor que se recoge y se condensa. La temperatura permanece fija mientras se está evaporando dicha sustancia, pero tan pronto como toda ella ha sido transformada en vapor, la temperatura comienza a elevarse hasta alcanzar el punto de ebullición de la siguiente, es decir, de la que hierve a temperatura más alta entre las que quedan. De esta forma se logra ir separando los distintos hidrocarburos que componen el petróleo. 3. Tipos de almacenamiento de Hidrocarburos: Clasificación según su uso: En realidad, el almacenamiento debe quedar asegurado en cada etapa del camino recorrido por el petróleo para ir desde el pozo hasta el surtidor o la caldera. Entre los tipos de almacenamientos tenemos:

a. Almacenamiento del bruto Es raro que una refinería pueda ser alimentada directamente a partir del yacimiento, debiendo existir una doble rotura de la continuidad del caudal en su trayecto intermedio por buque-cisterna o por oleoducto transcontinental, lo que obliga a mantener un stock de petróleo bruto de cinco días como media, tanto en el punto de embarque como en el de desembarque. La capacidad del terminal, o almacenamiento de cabeza de línea, debe tener en cuenta la capacidad unitaria (500.000 Tm) de carga para los más recientes superpetroleros, la cadencia irregular de llegada de los buques para cargar y descargar, la capacidad y el método de explotación de los oleoductos, y por último la necesidad, de almacenar aparte ciertos petróleos brutos menos sulfurosos.

b. Almacenamiento en la refinería Se deben prever numerosos depósitos aguas arriba y abajo de cada unidad de proceso para absorber las discontinuidades de marcha debidas a los paros de mantenimiento y a los tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes, para almacenar las bases, cuyos productos terminados serán sacados a continuación por mezcla, y para disponer de una reserva de trabajo suficiente a fin de hacer frente a las variaciones de envío, tales como la recogida de un gran cargamento recibido por mar.

c. Almacenamiento de distribución Solamente una pequeña parte de la clientela puede ser abastecida directamente, es decir por un medio de transporte que una directamente el usuario con la refinería. En la mayoría de los casos, es más económico construir un depósito-pulmón, terminal de distribución, abastecido masivamente por el medio de transporte que viene de la refinería, ya se trate de conducciones (oleoductos de productos terminados), buques (para los depósitos costeros), barcazas fluviales, vagones cisterna o camiones cisterna. A partir de este depósito-pulmón, el consumidor será alimentado por un corto trayecto de grandes transportes por carretera o camiones de distribución.

d. Almacenamiento de reserva Tras la crisis de 1956 (segunda guerra árabe-israelí) que condujo al racionamiento de la gasolina en ciertos países de Europa Occidental, la mayoría de ellos, introdujeron en sus legislaciones normas de existencias de reserva obligatorias. En Francia, por ejemplo, las compañías petroleras deben poseer en todo momento en los depósitos de las terminales portuarias de las refinerías y de los almacenes de distribución una cantidad de producto igual a tres meses de consumo del mercado interno; sólo una cuarta parte de esta reserva puede conservarse en forma de petróleo bruto, no tratado; el resto debe estar formado por productos refinados disponibles inmediatamente.

4. CLASIFICACIÓN SEGÚN SU FORMA O CONSTRUCCIÓN:

TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO a. Tanques verticales o atmosféricos – techo flotante y techo fijo Los principales tipos de tanques atmosféricos son de techo flotante y de techo fijo. a. Los tanques atmosféricos de techo flotante, son aquellos en el que el techo flota sobre la superficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores. Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque.

El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un sello. Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: -

Es un techo autoportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana. Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura.

b. Los tanques atmosféricos de techo fijo, pueden tener techo autosoportado o por columnas; la superficie del techo puede tener forma de domo o cono. El tanque opera con un espacio para vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos. Ventilaciones en el techo permiten la emisión de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas de respiración. Los tanques de techo fijo son usados para almacenar líquidos en los cuales los tanques de techo flotante no son exigidos.

b. Tanques Flotantes Plegables Los tanques flotantes RO-TANK han sido desarrollados para el almacenamiento de hidrocarburos recuperados por embarcaciones antipolución que no disponen de tanques propios o cuya capacidad es insuficiente.

Los RO-TANK pueden ser remolcados llenos o vacíos a velocidades de hasta 7 nudos en función del estado del mar. Gracias a sus conexiones rápidas ASTM es posible unir varios tanques para su remolque o fondeo conjunto. Los RO-TANK están fabricados de una gruesa plancha de caucho Neopreno reforzado con cuatro (4) capas interiores de tejido de poliéster, un material extraordinariamente resistente a la abrasión y a la perforación. Su recubrimiento de caucho Hypalon los hace especialmente resistentes a los hidrocarburos y a los agentes atmosféricos (rayos ultravioleta, ozono, salitre).

Los RO-TANK vacíos se almacenan enrollados en una caja de madera de reducidas dimensiones. También es posible estibar hasta 10 tanques de 15 m3 en un sólo carretel de accionamiento hidráulico. Los RO-TANK pueden ser abiertos en ambos extremos para su limpieza interior mediante agua a presión o con detergentes.

Tabla 1. Datos técnicos. DATOS TÉCNICOS Dimensiones (lleno) Dimensiones (embalado) Peso en seco

Ro-Tank 5 m3 5,3 x 2,2 x 0,8 m 2,2 x 0,5 x 0,5 m 125 Kg. Ro-Tank 10 m3 9,5 x 2,2 x 0,8 m 2,2 x 0,8 x 0,8 m 195 Kg. Ro-Tank 15 m3 14 x 2,2 x 0,8 m 2,2 x 1,0 x 1,0 m 265 Kg. Ro-Tank 25 m3 22 x 2,2 x 0,8 m 2,2 x 1,2 x 1,2 m 575 Kg. Ro-Tank 50 m3 14 x 3,8 x 1,8 m 4 x 1 x 0,8 m 650 Kg.

c. Esferas Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo). Al igual que en los cigarros, todas las soldaduras deben ser radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje.

Cuentan con una escalera para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas de seguridad, aparatos de telemedición, etc.

d. Tanques Horizontales Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para volúmenes mayores, se utilizan las esferas. Los casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos o semiesféricos. Sus espesores están en el orden de (para una misma p, T y φ):

-

Semielíptico: es casi igual al de la envolvente. Toriesférico: es aproximadamente un 75% mayor que el semielíptico. Semiesférico: es casi la mitad del semielíptico.

5. COLORES DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Para un tanque que almacena petróleo, el color preferido para este tipo de combustible es el negro, por la absorción de calor que este color propicia, y hace más fluido el petróleo al ganar en temperatura.

Tabla 2. Tipos de colores para el almacenaje de cada producto. Producto Color primario Color secundario Envolvente Techo Gas licuado de petróleo Blanco brillante - Blanco brillante Gasolina de aviación Naranja - Aluminio Blanco brillante Gasolina especial Bermellón (rojo) Azul trianón Aluminio Blanco brillante Gasolina regular Bermellón (rojo) - Aluminio Blanco brillante Nafta industrial Turquesa Blanco brillante Aluminio Blanco brillante Nafta especial Bermellón (rojo) Blanco brillante Aluminio Blanco brillante Solventes Verde turquesa - Aluminio Blanco brillante Tolueno Azul claro - Aluminio Blanco brillante Turbocombustible producción nacional Gris acero - Aluminio Blanco brillante Turbocombustible exportación Gris acero - Aluminio Blanco brillante Queroseno Verde esmeralda Blanco brillante Aluminio Blanco brillante Combustible diesel Amarillo tostado - Aluminio Blanco brillante Aceites lubricantes Cocoa - Aluminio Blanco brillante

Aceite usado Cocoa Negro brillante Negro mate Negro mate Petróleo combustible Blanco brillante - Negro mate Negro mate Petróleo crudo Negro brillante Verde manzana Aluminio Blanco brillante Asfalto Ferroprotector negro - Ferroprotector negro Ferroprotector negro Alcohol desnaturaliza-do Azul trianon - Aluminio Blanco brillante Agua Gris dublin - Gris dublin Gris dublin

Los productos blancos del petróleo (diesel, queroseno, naftas y gasolinas) deben estar almacenados en tanques en que el color de la pintura haga reflexión a la luz, por lo que en estos casos se escoge el aluminio brillante para el envolvente, y el blanco brillante para el techo.

6. OTROS TIPOS SUBTERRÁNEOS

DE

ALMACENAMIENTOS.

ALMACENAMIENTOS

Los productos petrolíferos se almacenan en el suelo debido a la preocupación por la seguridad, siempre pensando en proteger los depósitos de atentados; además, es también una solución económica a los problemas de los grandes almacenamientos, que evita inmovilizar terrenos de valor o desfigurar el paisaje. Esta idea se presenta, hoy, de formas muy diversas:

a. Depósito enterrado En lugar de construir cubas, cubetas y otros recipientes al ras del suelo, es muy fácil, con cierto suplemento de coste, construirlas en fosas que se rellenan a continuación, o en cavernas, canteras o minas de sal. Esta técnica no sólo es utilizada por las pequeñas instalaciones (estaciones de servicio, calefacción doméstica), también para las reservas militares estratégicas.

b. Almacenamiento en la sal

El subsuelo encierra inmensos yacimientos de sal gema, en los cuales se pueden crear cavidades explotables como almacenamiento subterráneo de productos petrolíferos líquidos. Es suficiente perforar pozos por los cuales se inyecta agua dulce de lavado, que disuelve la sal y vuelva a subir a la superficie en forma de salmuera; al cabo de un cierto tiempo, se obtiene en la base de cada pozo una gran bolsa rellena de esta salmuera, que es agua saturada de sal. El pozo sirve a continuación para el rellenado de la cavidad por desplazamiento de la salmuera que es recogida en la superficie en un estanque a suelo abierto y luego para la recuperación del producto almacenado, empujado hacia lo alto por una reinyección de agua o de salmuera. El excedente de salmuera puede ser tratado para recuperar la sal o echado al mar ya sea con un curso de agua y respetando el porcentaje de salinidad, o mediante un oleoducto. c. Caverna barrenada Utilizando la excavación con explosivos y otras técnicas de perforación de toneles, es posible realizar galerías subterráneas de almacenamiento a una profundidad que debe ser tanto mayor cuanto más volátil sea el producto, a fin de que la presión hidrostática que reina en el subsuelo sea siempre superior a la tensión de vapor de este último.

d. Mina abandonada Una antigua mina de hierro ya abandonada puede ser puesta de nuevo en servicio a fin de servir como almacenamiento, por ejemplo: para gas-oil.

e. Yacimiento agotados o en formación El gas puede ser almacenado bajo presión en rocas porosas subterráneas, bien se trate de yacimientos agotados o estructuras geológicas vacías que presenten las características requeridas.

7. NORMAS APLICABLES EN EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS: Las normas internacionales para la construcción de tanques son: -

ASTM: American Society for Testing Materials API: American Petroleum Institute NFPA: National Fire Protection Association STI: Steel Tank Institute

NORMAS Y CÓDIGOS DE DISEÑO

a. Tanques de almacenaje Para el cálculo, diseño y construcción de estos equipos existen varias Normas y Códigos, pero las más difundidas y empleadas en las industrias de procesos son las de American Petroleum Institute (API), siendo los estándares aplicables los siguientes:

API Standard 620 (1990): es aplicable a grandes tanques horizontales o verticales soldados en el campo, aéreos que operan a presión en el espacio vapor menores a 2.5 psig y a temperaturas no superiores a 93°C.

API Standard 650 (1998): es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna al que puede estar sometido es de 15 psig y una temperatura máxima de 90°C.

API Specification 12D: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 75 y 1500 m3.

API Specification 12F: es aplicable a tanques horizontales o verticales soldados en el campo para almacenaje de líquidos de producción y con capacidades estandarizadas entre 13.5 y 75 m3.

API Standard 653 (1991): es aplicable a la inspección, reparación, alteración, desmontaje y reconstrucción de tanques horizontales y verticales, basándose en las recomendaciones del STD API 650. Recomienda también la aplicación de las técnicas de ensayos no destructivos aplicables.

Estos estándares cubren el diseño, fabricación, montaje, ensayos y mantenimiento de los mismos y fueron desarrollados para el almacenaje de productos de de la industria petrolera

y petroquímica, pero su aceptación ha sido aplicada al almacenaje de numerosos productos en otras industrias. Si bien estas normas cubren muchos aspectos, no todos están contemplados, razón por las que existen otras normas complementarias a las mismas. Existen además de los mencionados estándares otras normas que también son aplicables a estos casos, pero cubriendo no sólo los materiales constructivos sino también otros materiales (plásticos, fibra de vidrio, etc.).

8. DISEÑO DE OLEDUCTOS Son tuberías por las cuales se transporta petróleo crudo, hasta las estaciones intermedias de bombeo, donde mediante el uso de bombas, se eleva la presión de los líquidos para que estos puedan llegar hasta el lugar requerido. La longitud de Los oleoductos es dé 2,271 kilómetros. De acuerdo a las estadísticas la mayor causante de fallas en ductos de transporte de gas se debe a daños a la tubería por maquinarias pesada. En el mismo sentido que la ecuación general de flujo de gas y sobre los mismos fundamentos consideramos la ecuación general del flujo de hidrocarburos líquidos es la siguiente:

B  0.084668 F  d

2.5

 P  P2  0.4331 GE  H2  H1   1  L  GE  

Donde B: Caudal de Flujo [BPH] d: Diámetro interno de la tubería [plg] F: Factor de fricción P1: Presión a la Entrada [psia] P2: Presión a la salida [psia] GE: Gravedad Específica H1: Elevación respecto al punto de referencia con la entrada [ft] H2: Elevación con respecto al punto de referencia a la salida [ft] L: Longitud de la línea [milla]

0.5

En cuanto al factor de fricción para transporte de hidrocarburos líquidos está en función del número de Reynolds donde esta variable está dada por la siguiente ecuación:

 B  Re  0.0238     dν  Donde: B: Caudal de Flujo [BPH] d: Diámetro interno de la tubería [plg] Viscosidad cinemática del hidrocarburo líquido [ft2/s] En el caso de utilizar la ecuación de Colebrook - White para flujo turbulento el factor de fricción está dado por:

 ε 1.413  F  F  4 log   Re   3.7 d

En el mismo sentido que para flujo de gas existen ecuaciones ubicadas para transporte de líquidos entre las principales son las siguientes:

2.1 ECUACIÓN DE HETZEL

 d 2.729 B  1.413   0.4236 0.153 μ ρ

  P1  P2  0.4331  GE  H2  H1      L  GE   

0.576

F  3.315 Re0.1325 Donde:

 : Densidad del fluido [lb/ft3]

 : Viscosidad cinemática [lb/ft•s]

2.2 PRESIÓN DE DISEÑO PARA HIDROCARBUROS LÍQUIDOS

El cálculo para diseño para transporte de hidrocarburos líquidos es la misma que para transporte de gas natural, es decir:

P

2S t FET D

Donde: P = presión máxima de diseño [psi] S = Tensión de Fluencia Mínima Especificada [psi] t = espesor nominal de pared de la tubería [plg] D = Diámetro Nominal exterior de la tubería [plg] F = Factor de Prueba admisible E = Factor de Junta Longitudinal T = Factor de temperatura Sin embargo de lo anterior para transporte de hidrocarburos líquidos se utilizan los códigos de seguridad de diseño de tuberías especificadas en el ASME B31.4. 9. DISEÑO DE GASODUCTOS Son tuberías utilizadas para el transporte de gas natural, ya que para el propano, que es un hidrocarburo más pesado y que se encuentra en fase líquida se utilizan los propano ductos. En las estaciones intermedias utilizan compresores para elevar la presión de los gases y así éstos puedan llegar a la siguiente estación. La longitud total de las tuberías de gas natural en territorio boliviano es de 3,662 kilómetros. Un gasoducto es aquel ducto por donde se transporta el gas natural dicho transporte de hidrocarburo es de mucha importancia para el abastecimiento a los consumidores, industriales, comerciales y doméstico, en este entendido el diseño así como la operación debe de garantizar un suministro continuo a los usuarios tomando en cuenta bajas tarifas de transporte así como la calidad de servicio. La diferencia entre el consumo comercial e industrial está en la presión y volumen de entrega. 9.1 ECUACIÓN GENERAL DE FLUJO

La ecuación de flujo de gas a través de la tubería circular de longitud “L” y diámetro “d” se expresan en función de la presión para poder integrar esa expresión diferencial. Para este cometido se considera que a lo largo de la tubería ocurre lo siguiente: El flujo isotérmico por lo tanto la energía interna no varia. Existe diferencia de nivel por lo tanto la energía potencial varia con las pequeñas variaciones de nivel debido al peso de la columna. Es despreciable la variación de la energía cinética, siempre que la longitud de la tubería sea suficientemente grande respecto al diámetro. Solo se considera la variación de energía de presión la cual es única que balancea el trabaja de fricción realizado por el fluido en nuestro caso gas. La ecuación general de flujo es:

 2  GE  Pm2  H2  H1    2    P1  P2  0.0375  Zm  T Tb     Q b  38.744    F     GE  L  T  Zm  Pb     

Donde:

Qb: Flujo de gas a condiciones de base [PCD] Tb: Temperatura Base [ºR] Pb: Presión Base [psia] F: Factor de fricción P1: Presión a la Entrada [psia] P2: Presión a la salida [psia] Pm: Presión promedio en la línea GE: Gravedad Específica H1: Elevación respecto al punto de referencia con la entrada [ft]

0.5

 d 2.5  E

H2: Elevación con respecto al punto de referencia a la salida [ft] Zm: Factor de compresibilidad del gas T: Temperatura promedio de la línea [R] L: Longitud de la línea [milla] D: Diámetro interno de la tubería [plg] E: Factor de eficiencia del ducto El factor de eficiencia de un ducto de transporte de hidrocarburos es la relación entre el caudal que circula por el mismo y el que deberá circular con las mismas presiones iníciales y finales si las paredes internas del ducto fuesen perfectamente lisas es decir limpias sin obstrucciones.

P P  2  Pm      P1  P2  1 2  P1  P2  3 

9.2 CALCULO DE LA PRESIÓN DE DISEÑO La presión de diseño máximo o la presión de operación máximo de la tubería es calculado mediante la fórmula que el ASA B.31 específica para calcular la referida cuya fórmula es la siguiente:

P 

2S t FET D

Donde: P = presión máxima de diseño [psi] S = Tensión de Fluencia Mínima especificada [psi] t = espesor nominal de pared de la tubería [plg] D = Diámetro Nominal exterior de la tubería [plg] F = Factor de Prueba admisible

E = Factor de Junta Longitudinal T = Factor de temperatura El diseño de tuberías debe realizarse tomando en cuenta los reglamentos vigentes de cada país así como los códigos de diseño de tuberías y las normas de seguridad operativa y de medio ambiente. A la fecha para el diseño de tuberías de transporte de hidrocarburos se utilizan los siguientes códigos: El ASME B31.8 para tuberías de distribución y transporte de gas natural. El ASME B31.4 tuberías de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos. Así mismo para diseño de gasoductos se consideran la densidad de la población motivo por el cual existe una clasificación a objeto de brindar seguridad y prevenir daños a la tubería. Que de acuerdo a las estadísticas la mayor causante de fallas en ductos de transporte de gas se debe a daños a la tubería por maquinarias pesadas.

10. DESARROLLO A continuación se describe el programa preparado para la realización del diseño de ductos, el programa inicia de la siguiente manera:

• Abriendo la carpeta, se tendrán un programa ejecutable, el de la prueba de diseño de ductos. La pantalla de inicio del programa es similar a la anterior mostrada. •

Haciendo clic en el icono del diseño de ductos se ingresará al programa.

• Aquí se seleccionará el tipo de ducto a diseñar, puede escoger entre oleoducto y gasoducto, •

En el caso del diseño de un oleoducto se desplegará la siguiente ventana:

• En esta ventana se podrá elegir cualquiera de los diferentes métodos de cálculo para el diseño de ductos, a través de la ecuación general, la ecuación de Hetzel.

• Ingresando a cualquiera de los métodos se desplegará una ventana similar a (en este caso se elige el Método de la Ecuación general):

• Aquí primero se definirá el parámetro a calcular, para lo cual se marcará una opción, inmediatamente se bloquearán las demás opciones y se habilitarán los datos que se requieren introducir.

• Luego de haber probado con la ecuación general valores para un cálculo de diámetro se Puede calar también este valor con la ecuación de Hetzel : •

El procedimiento de la recepción de datos es similar al anterior

• Por último, los siguientes botones permitirán realizar la limpieza de la ventana para ingresar nuevamente datos y el otro botón que permitirá volver a la ventana anterior para elegir un nuevo método de cálculo. • Aquí al igual que el anterior caso se podrá escoger el método de diseño que uno desee. • Aquí se podrá decidir cuál es el parámetro de cálculo y luego se realizará la introducción de los datos y por último se podrá proceder al cálculo de la variable.

NOTA: El resto de los métodos tienen ventanas similares de trabajo por lo que el método de cálculo y de desarrollo es similar en cualquiera de los casos. • Esta es una de las formas utilizadas para calcular el diámetro de una gasoducto mediante la ecuación de Panhandle A. Pero también se puede calcular este parámetro mediante la ecuación Weymouth que se detalla a continuación

• Que tendrá el mismo procedimiento de entrada de datos también se muestra el cálculo mediante la ecuación de Colebrook

10.1 DATOS PARA LA APLICACIÓN DEL PROGRAMA

GASODUCTO

Utilizando las ecuaciones de flujo de gas, de Panhadle A y B así como de Weymouth, calcular el caudal tomando en cuenta los siguientes datos:

GE=0.6

d=4.026 plg

H2= 200 ft

T=100 ºF

Tb=60ºF

H1= 100 ft

L= 20 millas

Pb=14.7 psia E= 1 (tubería nueva)

P1= 2000 psia

P2= 1500 psia

Qb= ?

OLEODUCTO

Desde una estación de bombeo intermedio se requiere extender una tubería hasta un centro de consumo potencial tomando en cuenta los valores señalados a continuación. Calcular el diámetro de la tubería.

B=900 [BHP]

L= 40 [millas]

P1= 1095 [psia] P2= 195 [psia]

0.000168 [ft2/s]

H2= 350 [ft] H1= 350 [ft]

T= 70 [ºF]

54.4128 [lb/ft3] 0.9141 [cp]

GE= 0.872

11. PRUEBA DE PRESIÓN 11.1 CONDICIONES GENERALES DE LA PRUEBA

Una vez soldada la tubería, y previo a la puesta en marcha del sistema, se procederá a realizar una prueba combinada de resistencia y fuga con el objetivo de verificar la integridad del gasoducto. La presión mínima de la prueba de resistencia fue determinada en base a 1.25 x presión de diseño del ducto que es 1440 psig o 1.4 x 1440 psi y su duración será de mínimo 4 horas para cada sección; las mismas 4 hrs. de prueba serán consideradas como prueba de hermeticidad (verificación de ausencia de fugas), para las secciones que se prueben con tubería aérea (zanja abierta). Posterior a la prueba de resistencia, se realizará una prueba de hermeticidad por 24 horas para las secciones que se prueben con zanja tapada a la misma presión de la prueba de resistencia. 11.2 PRESIÓN MÍNIMA Y MÁXIMA DE LA PRUEBA La presión mínima de prueba hidrostática ha sido calculada en base a los lineamientos estipulados por la Norma ASME B31.8. Presión mínima de prueba = MAOP x 1,25 = 1440 psi x 1,25 = 1800 psi Presión mínima de prueba = MAOP x 1,4 = 1440 psi x 1,4 = 2016 psi La presión máxima permisible para la prueba de resistencia se calcula de tal manera que no se exceda el 95% de la tensión de fluencia de la tubería y aplicando la siguiente formula, de acuerdo a lo establecido en el código ASME B 31.8, apartado 841.11:

P

2S t FET D

Donde:

P = presión máxima de prueba hidrostática en psi S = Tensión de Fluencia Mínima especificada (psi) = 52,000 psi t = espesor nominal de pared de la tubería en pulgadas = 0.250’’ D = Diámetro Nominal exterior de la tubería en pulgadas = 10,75” F = Factor de Prueba adoptado al 95% del admisible F=0.95 E = Factor de Junta Longitudinal = 1 T = Factor de temperatura = 1

Por lo que la presión máxima permisible de prueba hidrostática calculada será de 2297 psi para espesores de 0.250”. Para espesores 0.281” la presión máxima permisible será de 2582 psi y para espesores de 0,307” la presión máxima admisible será de 2821 psi. Durante la prueba de resistencia de duración 4 horas y hermeticidad de duración 24 horas se toma en cuenta el siguiente aspecto: Las pruebas de los tramos que comiencen con una presión de 1800 Psi, podrán variar hasta una presión mínima de 1.755 psi que equivale a una disminución del 2,5% de la presión mínima de prueba, de acuerdo al Artículo 41 del RDCOAD. Las pruebas de los tramos que comiencen con una presión de 2016 Psi, podrán variar hasta una presión mínima de 1.966 psi que equivale a una disminución del 2,5% de la presión mínima de prueba, de acuerdo al Artículo 41 del RDCOAD. 11.3 PRUEBA CÍCLICA DE PRESURIZACIÓN

GAA III B TRAMO THOLAR - VILLA REMEDIOS DIAGRAMA DE CARGA Y PRESURIZACIÓN DE LA LÍNEA ZANJA ABIERTA Presión

100% PP 100% 95%

50%

PRUEBA MECANICA

Tiempo

30 horas Llenado

Tasa: < 50 psi/min 30 min mínimo Presurización Estabilización

Tasa: < 50 psi/min Presurización

30 min mínimo Tasa: < 50 psi/min Estabilización Presurización

4 horas

Tasa: < 50 psi/min Despresurización

11.4 CRITERIO DE ACEPTACIÓN DE LA PRUEBA El criterio de aceptación de prueba se establece mediante los siguientes parámetros

Para el caso en que la temperatura inicial de la prueba sea mayor a la temperatura final de prueba, la presión mínima admisible será dada por la diferencia de presión inicial menos la diferencia de la presión total calculada dP. ( Pi >= Pf >= Pmin adm ). Pmin adm = Presión mínima admitida. Para el caso en que la temperatura inicial de la prueba sea menor a la temperatura final de prueba, la presión mínima admisible será dada por la suma de presión inicial mas la diferencia de la presión total calculada dP. ( Pi