Fundamentos d Transporte d HC

CONTENIDO        

Introducción. Generalidades. Flujo monofásico de gas en tuberías. Flujo bifásico en tuberias. Redes de gas natural. Flujo de calor en tuberías. Compresión del gas natural. Almacenamiento de petróleo y gas natural.

GENERALIDADES  Tipos de sistemas de transporte. – Sistemas de recolección. – Sistemas de transmisión.  Diseño y construcción de líneas de transmisión de gas natural.  Sistemas de compresión.  Consideraciones ambientales.  Operación y mantenimiento del gasoducto.  Automatización de los sistemas de recibo y entrega del gasoducto.

GENERALIDADES  Distribución de la capacidad del gasoducto.  Fallas en el gasoducto. – Sistemas de distribución de gas.  Planeación de un sistema de distribución.  Diseño y construcción de redes de distribución.  Operación y mantenimiento de las redes de distribución.

FLUJO MONOFASICO DE GAS NATURAL EN TUBERÍAS        

Tipos de tuberías y materiales Propiedades de los fluidos Ecuación general de flujo. Ecuación de Weymouth. Ecuación de Panhandle A. Ecuación de Panhandle B. Ecuación AGA Diámetro equivalente.

FLUJO MONOFASICO DE GAS NATURAL EN TUBERÍAS  Métodos para aumentar la capacidad del sistema.  Longitud equivalente.  Velocidad optima.  Optima caída de presión  Diámetro optimo económico

FLUJO BIFASICO EN TUBERIAS  Régimen de flujo.  Cálculos de caída de presión – Caída de presión debido a la fricción – Caída de presión debido a los cambios de elevación

REDES DE GAS NATURAL    

Conceptos de nodos, tramos y mallas. Redes abiertas. Redes cerradas. Métodos de solución de redes de gas natural. – Método de Hardy Cross. – Método de Renouard.

 Análisis de Fallas.

FLUJO DE CALOR EN TUBERIAS  Fundamentos de flujo de calor.  Perfiles de temperatura en gasoductos.

SISTEMAS DE COMPRESION DE GAS NATURAL     

Tipos de compresores. Selección de compresores. Fundamentos de compresión. Potencia de compresión. Relación y etapas de compresión.

ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL.    

Régimen de almacenamiento. Presión de almacenamiento. Esfuerzos en un recipiente. Cálculo de espesores.

INTRODUCCION

PETRÓLEO

GAS NATURAL

OLEODUCTOS

GASODUCTOS

GENERALIDADES

Tipos de sistemas de transporte.  Sistemas de Recolección.  Sistemas de transmisión.  Sistemas de distribución.

SISTEMAS DE RECOLECCION Transportan el gas natural desde el cabezal del pozo hasta las instalaciones locales de procesamiento.

Compañías productoras

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Área de suministro

Área de mercado

Diámetros mayores 1250 lpca> P operación >300lpca

Sistemas de compresión Diseño y construcción de gasoductos debe realizarse de acuerdo a normas internacionales (ASME B-31.8 y Z662-94)

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Diseño y construcción de líneas de transmisión Consideración básica de diseño

Máxima productividad

$US

Ecuación General de Flujo

Costo de los sistemas de transmisión

• Diámetro seleccionado • Ruta del gasoducto.

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Sistemas de compresión Pérdida de presión

Fricción en la línea

• Gas-Superficie interna de la tubería

• Aumento de punto de elevación

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Sistemas de compresión Compresores Compresores recíprocos Cilindro Pistón.

de

compresión- La P del gas se incrementa por fuente centrifuga.

P y T del gas aumenta.

Aumento aumenta presión.

de las

Compresores centrífugos

Cámara-Impulsores.

T del gas La velocidad del gas es pérdidas de convertida en presión cuando pasa por los difusores.

Impulsado por un motor Impulsado por turbinas alimentado con gas natural. alimentadas con gas natural.

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Consideraciones ambientales en el gasoducto Perturbación al medio ambiente • Protección de la capa superficial del suelo.

mecanismos de conservación y restauración

•Controlar la erosión

•Reemplazo de la capa superficial del suelo a la misma profundidad y localización inicial. •Contorno de estabilización

•Revegetación

la

superficie

para

la

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Operación y mantenimiento •Vigilancia periódica al derecho de vía y reparar posibles problemas potenciales en la estabilidad. •Asegurar que la protección corrosión este funcionando.

contra

la

•Mantenimiento instrumentación.

toda

la

regular

a

•Inspección interna ocasional a los equipos. •Calibración medición.

periódica

a

los

equipos

de

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Automatización de los sistemas de recibo y entrega del gasoducto Control de operación del gasoducto SCADA Sistema Automático información y control

de

Alerta al operador de situaciones fuera de las condiciones especificas de operación

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Distribución de la capacidad del gasoducto Un gasoducto se diseña a una capacidad máxima de flujo. Esta capacidad es distribuida entre los distribuidores y/o consumidores mediante asignación que se deriva de unos contratos de transporte previamente acordados. Tipos de contratos: •Contratos de servicio de transporte en firme. •Contrato de servicio interrumpible.

•Contrato de servicio ocasional.

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN Fallas en el gasoducto Estudios han mostrado que las causas de falla en un gasoducto se deben a: •Causas externas. •Defectos del material. •Corrosión.

Instalación de válvulas de bloqueo automáticas cada 20 o 30 kilómetros

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Redes de tuberías en ciudades manejadas por empresas de servicio público Cliente final: Residencial, comercial o industrial. Niveles de presión manejados en una red de distribución

Alta presión: rango entre 60 lpcm y 250 lpcm Media presión: Rango entre 1 lpcm y 60 lpcm Baja presión: Rango menores a 1 lpcm

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Planeación de un sistema de distribución

Responsabilidad del distribuidor: “Suministrar un flujo continuo de gas natural sin interrupción de una manera segura y rentable” Prever demandas cliente

presentes

y

futuras

del

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Diseño y construcción de redes de distribución

•Criterios de diseño y construcción: normas técnicas de cada país. •Materiales: Acero y polietileno.

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS NATURAL Operación y mantenimiento de las redes de distribución

•Operación eficiente: entrega confiable, segura y oportuna.

•Manejar límites óptimos la diferencia entre el gas que se recibe del gasoducto y el gas vendido a los consumidores (menor al 1%). •Reparación de fugas •Mantenimiento de derechos de vía. •Trabajo a sistemas de odorización, instalaciones de medición y regulación

válvulas,

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Tipos de Tuberías (NPS Nominal Pipe Size)  Usualmente fabricadas: NPS 2, 3, 4, 6, 8,12,14,16,18,20,22,24 26,28,30,32,34,36,42,48,52,54,56 y 60  Usualmente utilizadas: NPS 2,3,4,6,8,12,16,20,24,30,36,42 y 48.

Tuberías estandarizadas

Tuberías estandarizadas

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Materiales Material

Observaciones generales

Acero al carbono

Ampliamente utilizadas en transporte de petróleo y gas, en las redes de ciudad para 4” en adelante para las redes principales.

Polietileno de alta densidad (PEAD)

Se utiliza en instalaciones domiciliarias para diámetros de 2” o menores atractivas por su costo. No instalar en lugares riesgosos.

Cobre

Se recomienda para las instalaciones domiciliarias, su costo es más elevado que el PEAD.

Acero inoxidable

Instalaciones especiales, generalmente costosas.

Acero galvanizado

No se recomienda su uso por elevada sensibilidad a la corrosión por acidez.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

CODIGOS Y NORMAS  Diseño y construcción (Canadá) – CSA/CAN Standard Z183-M86 Sistemas de transporte de petróleo por tubería. – CSA/CAN Standard Z184-M86 materiales para sistemas de transporte de gas por tubería.

 Materiales – CSA Z-245.1-95 requerimientos de tubería en acero. – CSA Z-245.20-M92. soldaduras de tubería en acero. – CSA Z-245.21-M92. Soldaduras de tubería en PEAD.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

CODIGOS Y NORMAS – ANSI/ASME B31.8 sistemas de transmisión y distribución de gas. – API 5L especificaciones API , edición 1995. para líneas de tubería.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Propiedades del fluido Las principalmente utilizadas en transporte:  Composición  Densidad relativa  Peso Molecular  Viscosidad  Poder calorífico  Factor de compresibilidad  Análisis de Laboratorio y simuladores

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Calculo del factor Z  Métodos composicionales – Standing- Katz – Método de Papay – EOS (Peng-Robinson, BWR, RK,SRW)



Métodos no composicionales – Correlación de Beggs & Brill – Otros

Ppc  677  15 *   37.5 * 2

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Calculo del factor Z  Correlación de Beggs & Brill

se estima Tpc y Ppc, usando la correlación de Brown

Ppc  677  15 *   37.5 * 2

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Calculo del factor Z  Correlación de Beggs & Brill

Se estima Tpr y Ppr

Ppc  677  15 *   37.5 * 2

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Calculo del factor Z  Correlación de Beggs & Brill

Ppc  677  15 *   37.5 * 2

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Calculo del factor Z  Correlación de Beggs & Brill

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación General de Flujo (U.S. Bureau of mines 1935) Jhonson y Berward

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación General de Flujo (U.S. Bureau of mines 1935) G.G. Wilson

Factor de transmisión

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación de Weymouth

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación de Weymouth

C= constante de Weymouth

K= coeficiente de Weymouth

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación de Panhandle A

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuación de Panhandle B

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuaciones de AGA para flujo totalmente turbulento

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ecuaciones de AGA para flujo totalmente turbulento CONDICIONES DE LA TUBERÍA

Ke

Acero nueva y limpia

0.0127 – 0.02 mm

Acero después de 2 años de uso

0.0445-0.0508 mm

Tubería plástica

100 micropulgada

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Otras ecuaciones RIX

SPITGLASS

POLE Diámetro

¾”; 1” 1 ¼”; 1 ½” 2” 3” 4” y mayores

(1/f)0.5

9.56 10.50 11.47 12.43 12.90

OLIPHANT

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Unidades para las ecuaciones de flujo Qb Tb Pb P1 P2 d  Tf L f

= Tasa de flujo, pies cúbicos por hora a Tb y Pb = Temperatura base o de contrato (R), normalmente 520 R = Presión base o de contrato, lpca. = Presión de entrada al sistema considerado, lpca. = Presión de salida del sistema, lpca. = Diámetro interno de la tubería, en pulgadas. = Gravedad específica del gas (aire=1) = Temperatura promedio del gas en el sistema en condiciones de flujo, (R) = Longitud de la tubería, millas. = Coeficiente de fricción

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Recomendaciones de uso WEYMOUTH Buena

Para tuberías menores de 12”

EXXON

Buena

Para 2” < D < 16”

Marcías Martínez

Buena

Flujo completamente turbulento, altas presiones y D < 20”

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

Conservadora

Flujo parcialmente turbulento, mediana a alta presión y D>20”

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

No se recomienda para diámetros menores de 2 “ Ref: “ Cálculo de Tuberías y Redes de Gas”. M. Martínez

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Recomendaciones de uso PANHANDLE Recomendable Para: D > 12”

EXXON

Buena

Para: 4x10E6 < Re < 40x10E6, D > 16”

Marcías Martínez

Buena

Altas temperaturas, flujo parcialmente turbulento, Re>300000

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

Relativamente Buena

Para distribución, para presiones medianas y altas, D>16”

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

Ref: “ Cálculo de Tuberías y Redes de Gas”. M. Martínez

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Recomendaciones de uso REDES DE DISTRIBUCION A BAJAS PRESIONES OLIPHANT

Recomendada para P > 35 Lpcm

EXXON

SPITGLASS

Recomendada para D< 12”

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

POLE

Recomendada para D< 4”

Institute of Gas Technology (I.G.T.)

MUELLER

Para distribución, para presiones medianas y altas, D>16”

American Gas Association (A.G.A.)

Ref: “ Cálculo de Tuberías y Redes de Gas”. M. Martínez

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ejercicio 1 Empleando los datos proporcionados por los apendices A,B,C, calcule el caudal que se puede conducir con una tubería de longitud de 10 millas, de diámetro interno, d = 2.067” cuyos parámetros fundamentales son los siguientes: Tb=60°F,

Pb= 14.7 lpca,

P1=350 lpc,

P2=50 lpcm,

Tf=75°F,

 = 0.67

Haga los cálculos usando las ecuaciones de Weymouth y Pole. Haga los análisis respectivos del caso.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Diámetro equivalente para Weymouth

nA dB dA

= Número de tuberías pequeñas. = Diámetro de la tubería inicial. = Diámetro de la nueva tubería.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ejercicio 2 Se dispone de 50 MM pcnd de gas, de  = 0,63, previamente deshidratado en el campo, para alimentar una planta. Los requerimientos indican que este gas deberá ser recibido en el medidor de la estación a una presión de 100 psig. La presión base es de 14,7lpca, la temperatura base es de 60°F y la temperatura promedio para el gas que fluye es de 60°F. La mayor parte de la tubería tendida será de 12 ¾” diámetro exterior(D.E), tipo 40; sin embargo, las últimas 9 millas, a partir de la planta, deberá cruzar terreno pantanoso y un gran canal de un río, de tal manera que se ha decidido tender esta sección usando tuberías paralelas de 6 5/8” D.E, tipo 80. se ha determinado que la presión de entrada a esta sección sea de 250 lpcm. Calcular: Número de tuberías pequeñas

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Distribución de caudal en tuberías enlazadas para Weymouth. • De igual longitud pero de diferente diámetro.

1

d1

L

d2

L

d3

L

2

• De diferente longitud y de diferente diámetro

1

d1

L1

d2

L2

d3

L3

2

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ejercicio 3 Se tiene el siguiente sistema: 12”; 40

15 millas 8”; 40

A

10 millas

8 millas

8”; 40 C

B 14 millas

18 millas

12”; 40

Q = 75 MMPCND

 = 0,67

Tf =90°F

PA = ?

PC= 100 lpcm

PB = ?

10”; 40

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Cálculo de caudal de un sistema de dos tuberías en serie para Weymouth. A

A

LAB

B

LBC

QAB=QBC=Q C

B

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Longitud Equivalente En este sistema todas las propiedades físicas del gas: Tb, Pb, Tf, Q, P son iguales Las variables son: D y L

DA LA

DB LB

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ejercicio 4 Se tiene un sistema de tuberías como se muestra en la figura:

10” std

4 millas

8” std

6” std

3 millas

1 milla

Se requiere llevar el sistema a una sola tubería de 8” std

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Velocidad óptima  La velocidad óptima no debe exceder de 20 m/s para líneas de transmisión.  En el transporte del gas la presión baja y la velocidad aumenta.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Velocidad óptima  Velocidades excesivas causan vibración y erosión.

Ve C 

= Velocidad límite, pie/seg. = 100 servicio continuo 125 servicio intermitente = densidad del fluido en condiciones de operación, lbs/pie3

 GASNET

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Optima caída de presión  La óptima caída de presión ayuda a optimizar los costos efectivos.  Una caída de presión aproximada de 2,17 a 4,35 Psia/Km es una guía para líneas de transmisión.  Una caída de presión por encima de 4,35 Psia/km (30 kPa/Km) indica mayores costos de compresión y una menor a 2,17 psia/km sugiere instalaciones sobredimencionadas.  GASNET

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Diámetro óptimo económico  El aumento del diámetro de una tubería en un proyecto trae consigo una reducción del costo de compresión por la disminución de fricción.  El aumento del diámetro de una tubería en un proyecto ocasiona el aumento del costo de amortización de capital.  El diámetro óptimo es el de costo total más bajo.

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Diseño de tuberías tomando en cuenta criterios técnicos: Presión de trabajo ( inicial y final) Temperatura promedio Propiedades físicas y quìmicas del fluído Caudal del fluído Corrosión Consideraciones técnicas adicionales

Diseño de tuberías tomando en cuenta criterios económicos operacionales: Costo fijo de la tubería según el diámetro y el material Costo de bombeo y compresión Costo de mantenimiento Costo de energía eléctrica

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Costo de tubería vs. Diámetro AMORTIZACION DE CAPITAL

$us / PIE / AÑO DE TUBERIA

14 12 10 8 6 4 2 0 2

4

6

DIAMETRO NOMINAL DE TUBERIA (Pulg)

Fuente: Claude Nolte “OPTIMUN SIZE PIPE SELECTION”

8

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Costo de compresión o bombeo vs. Diámetro $us / PIE / AÑO DE TUBERIA

COSTO OPERATIVO ANUAL 30 25 20 15 10 5 0 2

3

4

DIAMETRO NOMINAL DE TUBERIA (Pulg)

Fuente: Claude Nolte “OPTIMUN SIZE PIPE SELECTION”

5

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Costo total vs. Diámetro

$us / PIE / AÑO DE TUBERIA

COSTO TOTAL ANUAL 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2

3

4

5

6

7

DIAMETRO NOMINAL DE TUBERIA (Pulg)

Fuente: Claude Nolte “OPTIMUN SIZE PIPE SELECTION”

8

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

D

= Diámetro interno económico, pulg

M

= Miles de pies cúbicos estándar por día

G

= Gravedad especifica del gas (aire=1) a 14.7 y 60°F

T

= Temperatura del gas fluyendo, R



= Viscosidad del gas a temperatura fluyendo, centipoise

Z

= Factor de compresibilidad el gas

P

= Presión, lpca

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Aplicaciones Reducción de costos operativos: Entre el 4 % al 18% costo operativo de transporte del fluído, según Mr. Ryle Miller ( Editor de Chemical Engineering ) Optimización diseño: Evaluando parámetros económicos, evitando el sobredimensionamiento o subdimensionamiento.

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

En flujo bifásico el gas y el líquido pueden estar distribuidos en la tubería en una variedad de configuraciones

 Inclinación de la tubería  Tasa de Líquido y gas  Diámetro

Flujo Vertical

 Propiedades de fluidos

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico Flujo Bifásico Vertical

Correlaciones que consideran no-deslizamiento entre las fases y no utilizan regímenes de flujo  Poettman & Carpenter  Fancher & Brown  Baxendell & Thomas

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases pero no utilizan regímenes de flujo  Hagedorn & Brown

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases y regímenes de flujo  Duns & Ros

 Beggs & Brill

 Orkiszweski

 Hagedorn & Brown modificada

 Aziz & colaboradores

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico Flujo Bifásico Vertical Modelos Mecanísticos  Ansari & colaboradores

Flujo Vertical en Pozos de Gas Pozos de Gas Seco  Cullender, Smith and Poettman

Pozos de Gas Condensado  Ros & Gray

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico Flujo Bifásico Horizontal

Correlaciones que consideran no-deslizamiento entre las fases y no utilizan regímenes de flujo  Lockhart & Martinelli

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases pero no utilizan regímenes de flujo  Eaton & colaboradores  Dukler & colaboradores

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases y regímenes de flujo  Beggs & Brill

Modelos Mecanísticos  Xiao & colaboradores

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico

Correlación de Dukler & Colaboradores: Caída de presión por efecto de la fricción

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico

Correlación de Dukler & Colaboradores:

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico

Correlación de Dukler & Colaboradores:

Ó por la figura 17-17 del GPSA

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico

Correlación de Dukler & Colaboradores: Caída de presión por efecto de cambios de elevación

Correlación de Flanigan

Ó por figura 17-19 del GPSA

FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

Correlaciones para flujo bifásico

Correlación de Dukler & Colaboradores:

La caída de presión total será:

REDES DE GAS NATURAL

RED Tramo Nodo

Malla

2

1

3

N+M=T+1

(N – 1) + M= T

DISEÑO DE REDES

Red Abierta D

C X A

C

Y

B

Z

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Ejercicio 5 Se tiene un sistema de tuberías como se muestra en la figura: C X

A

Y

F

B

PA= 1300 psig

A = 0.65

Tb=60°F;Pb=14,7 lpca; PB= ?

QA= 120 MMPCND

B = 0.70

PF=? Si se entregan

QB=30 MMPCND

Tf= 100°F

30 MMPCND en C

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Tramos

Di std 40(pulg)

Longitud(millas)

AX

14

28.575

BX

10

10.000

XY

14

14.000

CY

8

12.000

YF

14

15.000

DISEÑO DE REDES

Red cerrada Q1 2 1

Q2

Q4 Q3 4

3

DISEÑO DE REDES

Ejercicio 6 Q=16 MMPCND 2 millas

2 millas 2

3

1 3

2

2 millas

2 4

6

D= 4” Std

5

5

4

Tb=60°F; Pb= 14,7 psia ; Tf= 90°F; PA= 800 lpcm

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Parámetros de Transferencia de Calor     

Temperatura de recepción de gas. Temperatura del aire ambiental. Temperatura de la tierra / mar. Conductividad térmica de la tierra / aire. Profundidad de entierro / inmersión.

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Temperatura del Suelo vs. Flujo Cambio en la % Cambio en el % Cambio en el Temperatura del flujo para flujo para suelo (°C) NPS 36 NPS 18 5 -0.38 -0.8 10

-0.8

-1.5

20

-1.5

-2.7

-5

0.2

0.72

-10

0.75

1.42

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Conductividad Térmica vs. Flujo Conductividad térmica k, (W/m2°C) 1.33

% Cambio en k Correspondiente % de cambio en el flujo 0

0

1.25

-6

-0.1

1.10

-17

-0.2

1.55

17

0.2

1.70

28

0.4

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Flujo vs. Profundidad Profundidad (m) 1.0

% Cambio en la % de cambio en profundidad el flujo 0

0

1.25

25

-0.12

1.50

50

-0.20

0.5

-50

0.7

0.3

-70

1.4

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Ecuación del Perfil de Temperaturas Las variaciones de la temperatura a lo largo de la tubería son función de los siguientes efectos:

 Calor transmitido desde el gas al terreno o viceversa.  Disminución de la temperatura por efecto JouleThompson.  Posible disminución de temperatura en las zonas de baja presión al aumentar la velocidad del gas.

 Calentamiento por fricción.

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Ecuación del Perfil de Temperaturas

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Ecuación del Perfil de Temperaturas T2 T1 Tg P1,P2

= Temperatura aguas abajo, R = Temperatura aguas arriba, R = Temperatura efectiva del terreno, R = Presiones aguas arriba y aguas abajo respectivamente, psia H1, H2 = Elevaciones aguas arriba y aguas abajo, pies J12 = Coeficiente Joule-Thomson a T y P promedio, (R/psi) Cp12 = Calor especifico a T y P promedio, (BTU/lbm-R) j = Factor de conversión= 778 pies-lb/BTU k = Conductividad térmica de la tierra, (BTU-pie-hr-R) L = Longitud, millas m = Tasa de flujo másico, lbm/hr Z = Profundidad a la que esta enterrada la tubería, pies D = Diámetro exterior de la tubería, pies