Proyecto PBP

 

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

¨INGENIERÍA BÁSICA DEL (PBP) PROPANODUCTO BOLIVIA –  PARAGUAY¨  PARAGUAY¨ PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO

POSTULANTE: MORELBA PONCE ESTEVEZ TUTOR: ING. RAFAEL MENDOZA TORRICO

COCHABAMBA - BOLIVIA 2018

 

 

TABLA DE CONTENIDOS Capítulo 1 ............................................................................................................................... 2  Introducción e información general .................................................. ........................................................................................ ...................................... 2  1.1. Introducción. .................................................................................................... ............................................... ................................................................. ............ 2  1.2. Antecedentes.................................................................................................... ............................................... ................................................................. ............ 3  1.2.1. Antecedente general. ............................................................................................ 3  1.2.2. Antecedentes específicos. ............................................... ..................................................................................... ...................................... 4  1.3. Árbol de problemas. .................................................................................................... 5  1.4. Descripción del problema. prob lema. ..................................................... ........................................................................................... ...................................... 6  1.5. Identificación del de l problema. .................................................. ........................................................................................ ...................................... 7  1.6. Formulación del prob problema. lema. .................................................... .......................................................................................... ...................................... 7  1.7. Objetivos..................................................... ......................................................................................................... ................................................................. ............ 7  1.7.1. Objetivo general. .................................................................................................. 7  1.7.2. Objetivos específicos. ........................................................................................... ..................................................... ...................................... 7  1.9. Alcance y limitaciones................................................................................................. 8  1.9.1. Alcance geográfico. .............................................................................................. ............................................... ............................................... 8  1.9.2. Alcance temporal. ................................................................................................. .................................................. ............................................... 8  1.9.4. Limitaciones. .................................................................. ........................................................................................................ ...................................... 8  1.10. Justificaciones. .................................................... ........................................................................................................ ....................................................... ... 9  1.10.1. Justificación técn técnica. ica...................................................... ........................................................................................... ...................................... 9  1.10.2. Justificación personal. ........................................................................................ 9  1.11. Metodología. ............................................. .................................................................................................. ................................................................. ............ 9  1.11.1. Tipo de investigación.......................................................................................... 9  Capitulo II ..................................................... ........................................................................................................... ........................................................................ .................. 10  Marco Teórico ...................................................................................................................... 10  2.1. Gas licuado de petróleo (GLP) .................................................................................. 10  2.1.1. Definición ........................................................................................................... ....................................................................... .................................... 10  2.1.2. Composición del GLP ........................................................................................ ...................................................................... .................. 10  2.1.3. Propiedades del GLP .......................................................................................... 11  2.1.4. Punto de ebullición y presión de vapo vaporr del GLP ................................................ ............................................... . 13  2.2. Usos del GLP .............................................. ................................................................................................... ............................................................... .......... 14  2.3. Procesos de obtención de dell GLP ................................................................................. ...................................................... ........................... 14    2.3.1. GLP aenpartir refinerías ................................................................................................ ................................................... ............................................. 14  2.3.2. del ga gas s natural ................................................................................ ..................................................... ........................... 15 2.4. Almacenaje del GLP .................................................................................................. ...................................................... ............................................ 16  2.4.1. Almacenamiento superficial de G GLP LP.................................................................. ................................................ .................. 16  2.4.2. Almacenamiento subterráneo de GLP ........................................................ ................................................................ ........ 17  2.5. Planta separadora sep aradora de Líquidos Gran Chaco ....................................................... ............................................................... ........ 18  2.6. Proyeciones de demanda.- ......................................................................................... 20  2.6.1. Estadística progres progresiva.iva.-................................................... ....................................................................................... .................................... 21  2.6.2. Método de proyección pr oyección ........................................................................................ 21  2.7. Diseño de propanoducto ............................................................................................ 23  2.7.1. Definición de propanoducto prop anoducto ............................................................................... ..................................................................... .......... 23  2.8. Propiedades de hidrocarb hidrocarburos uros líquidos ...................................................................... .................................................... .................. 24  2.8.1. Gravedad especifica del líquido ......................................................................... 24 

2.8.2. Densidad líquido ........................................................................................... .............................................. ............................................. 25 25   2.8.3. Viscosidaddel ..........................................................................................................  

 

 

2.9. Fundamentos de flujo de fluidos ............................................................................... 27  2.9.1. Velocidad media de flujo................................................ .................................................................................... .................................... 27  2.9.2. Numero de Reynolds Re ynolds ...................................................... .......................................................................................... .................................... 27  2.10. Tipos de flujo ...................................................... .......................................................................................................... ...................................................... 29  2.10.1. Regímenes de Flujo Flu jo de fluidos en Tuberías Tu berías Horizontales. ............................... 30  2.11. Ecuación de d e Bernoulli.- ....................................................................................... 33  2.11.1. Corrección de la ecuación de Bernoulli por efecto de la fricción. ................... 34  2.12. Principios básicos para el cálculo de llas as bombas .................................................... 35  2.12.1. Coeficientes de Resistencia .............................................................................. 35  2.13. Algunos conceptos importantes para el cálculo de bombas, son:............................ 36  2.13.1. Altura total de aspiración. ................................................................................. ...................................................... ........................... 36  2.13.2. Altura total de impulsión. ................................................................................. 37  2.14. Bombas para el GLP ................................................... ................................................................................................ ............................................. 38  2.14.1. Bombas centrífugas .......................................................................................... 38  2.14.2. Bombas de desplazamiento positivo................................................................. 39  2.14.3. Trabajo de bomba con la ecuación de Bernoulli .............................................. 39   2.15. Cálculos de pérdidas pérd idas de presión .......................................... .............................................................................. .................................... 40  2.15.1. Presión de diseño ................................................. .............................................................................................. ............................................. 40  2.16. Perdidas de cabeza por fricción (Perdidas Primarias) ............................................. 41  2.16.1. Fórmula de Darcy Ecuación general del flujo de fluidos ................................. 41  2.17. Temperatura ................................................................................................... .............................................. ............................................................... .......... 42   2.17.1 Temperatura ambiente ....................................................................................... ................................................... .................................... 2.17.2. Temperatura de diseño...................................................................................... 43  2.18. Rugosidad ..................................................................................... ................................................................................................................ ........................... 43  2.19. Ecuaciones para el diseño del propanoducto pr opanoducto ................................................... ........................................................... ........ 45  2.19.1. Determinación del caudal del líquido.- ............................................................ 45  2.19.2. Determinación del espesor espes or de tubería ............................................................... ....................................................... ........ 46  2.19.3. Determinación del diámetro ............................................................................. 47  2.19.4. Determinación de d e la presión pres ión de diseño ............................................................. ..................................................... ........ 47  2.20. Reglamento de diseño de ductos en Bolivia.- ......................................................... 47  2.20.1. Código ASME.- ................................................... ................................................................................................ ............................................. 47  2.20.2. Clase de localización pa para ra diseño y construcción de ductos.- .......................... 48  2.21. Efecto de Accesorios en Regímenes de Flujo ......................................................... 50    2.21.1. Accesorios 2.22. Protección de la........................................................................................................ tubería ......................................................................... ........................................................................................... .................. 50 52  2.22.1. Corrosión.- ....................................................................................................... ................................................... ...................................................... 52  2.22.2. Protección catódica.- ........................................................................................ 53  2.22.3. Protección de tuberías superficiales.- ............................................................... 53  2.22.4. Protección en tuberías enterradas.- ................................................. ................................................................... .................. 53  2.22.5. Limpieza de ductos.-............................................................................................. 54  2.23. Válvulas de control: ................................................................................................. ..................................................... ............................................ 54  2.23.1. Definición de válvula........................................................................................ 54  2.23.2. Válvula de control ............................................................................................ 54  2.23.3. Válvulas de aislamiento ................................................ .................................................................................... .................................... 55  2.23.4. Válvulas de retención ....................................................................................... 56  2.23.5. Válvulas de regulación ..................................................................................... 57  2.23.6. Válvulas de seguridad se guridad y alivio.- ...................................................................... ........................................................................ 57 

II

 

 

2.24. Soldadura en ductos.- .............................................................................................. 58  2.24.1. Tipos de soldaduras. soldaduras.-- ........................................................................................ .................................................... .................................... 58  2.24.2. Técnicas de soldadu soldadura ra....................................................................................... ................................................... .................................... 59  2.25. Procedimientos mecánicos y civiles para la instalación del ducto .......................... 60  2.25.1. Apertura de vía ................................................................................................. 60   2.25.2. Derecho de vía.- ................................................................................................ ................................................... ............................................. 60  2.25.3. Cruce de carreteras. carreteras.-- ..................................................... ......................................................................................... .................................... 61  2.25.4. Cruce con ríos.- ................................................................................................ 62  2.25.5. Apertura de zanja.- ........................................................................................... 62  2.25.6. Tapado de zanja.- .............................................................................................. ................................................. ............................................. 63  2.25.7. Transporte Transp orte de tubería.- ...................................................................................... .................................................. .................................... 63  2.25.8. Bajada de tubería. ............................................................................................. 64  2.25.9. Prueba hidrostática.- ..................................................... ......................................................................................... .................................... 64  Capítulo III ........................................................................................................................... 66  Estudio de Mercado ............................................... .................................................................................................... ............................................................... .......... 66  3.1. Introducción.- ............................................................................................................ 66  3.2. Producción de Gas natural en Bolivia. ........................................... ...................................................................... ........................... 66  3.3.1.. Producción de GLP en Bolivia. ......................................................................... .............................................. ........................... 69  3.3.2. GLP de Plantas en Bolivia. ................................................................................. ...................................................... ........................... 69  3.3.3. GLP en refinerías refin erías en Bolivia. ............................................................................ .............................................................................. 70  3.4. 3.5. La planta separadora de líquidos Rio GranGrande:....................................................... Chaco.- .................................................... ...................................................... 73 74   3.6. Demanda interna de GLP en Bolivia.-....................................................................... 74  3.7. Mercado de exportación del GLP.-............................................................................ 76  3.8. Demanda de GLP en Paraguay.-................................................................................ 76   Capítulo IV ........................................................................................................................... ....................................................................................... .................................... 78  Ingeniería del proyecto pro yecto .................................................... ........................................................................................................ ...................................................... 78  4.1. Introducción ..................................................................................................... ................................................ ............................................................... .......... 78  4.2. Determinar la oferta de GLP en Bolivia y la demanda de d e GLP en Paraguay ............ 78  4.2.1. Pasos para proyectar la demanda de GLP .......................................................... 78  4.2.2. Proyección de la oferta de GLP en Bolivia ........................................................ 79  4.3. Proyección de la demanda de GLP en Paraguay. ...................................................... 82  4.3.1. Proyección de la demanda de GLP en Paraguay. ............................................... 83  4.4. del área estudio .................................................. ...................................................................................... .................................... 86   4.4. Geología Identificación de ladezona donde se implantará el propanoducto. ............................... 88 4.4.1. Definición de la ruta del PBP (Propanoducto Bolivia  –  Paraguay). ................... 88  4.4.2. Perfil Topográfico de PBP (Propanoducto Bolivia Paraguay) ........................... 90  4.5. Diseño de la ingeniería básica del propanoducto. ..................................................... 93   4.5.1. Norma de diseño diseñ o de Ductos para el transporte de Hidrocarburos Líquidos. ...... 93  4.6. Cálculo de los factores f actores para realizar la ingeniería básica ddel el propanoducto. ............ 94  4.6.1. Gravedad Específica. .......................................................................................... ...................................................... .................................... 94  4.6.2. Peso específico. .................................................................................................. 94  4.6.3. Viscosidad. ......................................................................................................... 95  4.6.4. Velocidad de fluido. ........................................................................................... 95  4.6.5. Conversión de unidades del Caudal.................................................................... 96  4.6.6. Cálculo del diámetro........................................................................................... .............................................. ............................................. 96  4.6.7. Cálculo número de Reynolds. ............................................................................. .................................................. ........................... 97  III

 

 

4.6.8. Cálculo de la rugosidad relativa ....................................................... ......................................................................... .................. 98  4.6.8. Cálculo del factor de fricción. .......................................................... ............................................................................ .................. 98  4.6.9. Cálculo de pérdidas secundarias (Perdidas por accesorios). ............................ 100  4.6.11. Ubicación de las Válvulas .............................................................................. 102  4.6.12. Cálculo para la pr presión esión de diseño diseño.. .................................................. .................................................................. ................ 103  4.6.13. Cálculo para la selección de tubería. ........................................................ .............................................................. ...... 104  4.6.14. Cálculo del espesor de la tubería. ................................................................... 105  4.6.15. Cálculo capacidad de estocamiento de ducto. ................................................ 107  4.6.16. Cálculo de la potencia de las bombas. bomb as. ...................................................... ............................................................ ...... 107  4.6.17. Etapas y procesos constructivos del Propanoducto ........................................ 109  4.7. Estimación de Costos de Diseño del PBP propanoducto. ....................................... 115   4.7.1. Descripción de costos de propanoductos .......................................................... .................................................... ...... 115  4.7.2. Costos operativos de diseño del propanoducto................................................. 116  Capíulo V............................................................................................................ ...................................................... ...................................................................... ................ 120  Concluciones y Recomendaciones ..................................................................................... ................................ ..................................................... 120  5.1. Concluciones. .......................................................................................................... 120  5.2. Recomendaciones. ................................................................................................... .......................................................................... ......................... 121 

IV

 

 

LISTA DE TABLAS Y CUADROS Tabla N°1 Componentes del GLP…………………………………………………………… GLP………………………………………………………………………… ……………..…11 …11   Tabla N°2 Propiedades fisicoquímicas del GLP……………………………………………………… .…12 Tabla N°3 Características para la comercialización de GLP……………………………………… GLP………………………………………13 13 Tabla N°4 N°4 Punto de ebullición y la presión p resión de vapor del GLP……………………………………14 GLP……………………………………14 ………………………………………...24 ...24  Tabla N°5 Clasificación de petróleo según su gravedad API……………………………………… Tabla N°6 Patrones de flujo en base al número de Reynolds……………………………………… ………………………………………...28 ...28 Tabla N°7 Valores de K……………………………………………. K…………………………………………….…………………………………………… …………………………………………….36 .36 Tabla N°8 Autores para ecuación de flujo…………………. flujo………………….…………………………………………… ……………………………………………41 41 Tabla N°9 Valores de rugosidad…………………………………………………… rugosidad…………………………………………………………………………… ………………………..44 ..44 Tabla N°10 Valores de Factor de diseño………………………………………………………………… diseño………………………………………………………………….46 .46 Tabla N°11 Factor de diseño para categoría cate goría B……………………………………….………………… B……………………………………….…………………49 49   Tabla N°12 Derecho de vía según diámetro de tubería………………………….………………….61 tubería………………………….………………….61   Tabla N°13 Producción de gas……………………………………………………………… gas………………………………………………………………………………..67 ………………..67   Tabla N° 14 Producción de líquidos y gas……………………………………………………………… gas ……………………………………………………………….60 .60 Tabla N°15 Producción de GLP en Bolivia……………...………………. Bolivia……………...……………….…………….…………………7 …………….…………………74 4 Tabla N°16Tasa N°16Tasa de crecimiento y proyectada de GLP………………………….……. GLP………………………….…….…………….. ……………..74 74 Tabla N°17 Importaciones de GLP en Paraguay……………………………………………………….76 76 Tabla N°18 Coeficiente de correlación para la oferta de GLP…………………………………… GLP……………………………………80 80 Tabla N°19 Calculo de variables para la proyección de oferta………………………………… oferta…………………………………..80 ..80 Tabla N°20 Proyección de oferta de GLP en Bolivia………………………………………………… Bolivia………………………………………………….81 .81 Tabla N°21 Volúmenes de exportación de GLP a Paraguay…………..…………………………..82 Paraguay…………..…………………………..82 Tabla N°22 Coeficiente de correlación de la demanda de GLP………………………………… GLP………………………………….82 .82 Tabla N°23 Calculo de variables de la demanda………………………………………………… demanda……………………………………………………… ……83 83 Tabla N°24 Valores obtenidos…………………………………………………… obtenidos………………………………………………………………………………..83 …………………………..83   Tabla N°25 Datos de elevación y longitud longitud de la ruta del PBP…………………………………… PBP……………………………………94 94 Tabla N°26 Normas específicas para el diseño de ductos ASMEB 31.4………………………97 31.4………………………97 Tabla N°27 Calculo de volúmenes en distintas unidades……………………………………… unidades………………………………………...100 ...100 Tabla N°28 Sistema de válvulas………………………………………………………… válvulas…………………………………………………………………………… …………………100 100 Tabla N°29 Costos de mat eriales eriales del PBP………………………………………………………… PBP……………………………………………………………… ……117 117 Tabla N°30 Costos de construcción…………………………………………… construcción……………………………………………………………………… …………………………118 118 Tabla N°31 Costos de obras mecánicas………………………………………………………………… mecánicas…………………………………………………………………118 118

V

 

 

INDICE DE FIGURAS Figura N°1 Ubicación geográfica del proyect o …...…………………..…………… …...…………………..………………………….. ……………...........8 .........8 Figura N°2 Proceso de obtención de GLP………..……………………………………………………… GLP ………..……………………………………………………… 16 Figura N°3 Tanques esféricos de almacenamiento de GLP………………………………………17 GLP ………………………………………17   Figura N°4 Almacenamiento subterráneo………..…………………………………………………..…18 subterráneo………..…………………………………………………..…18   Figura N°5 Ubicación de la planta separadora de líquidos Gran Chaco………… Chaco…………..………….1 ………….18 8 Figura N°6 Producción de la planta Gran Chaco…………………………………………………..…. Chaco…………………………………………………..….19 19 Figura N°7 Proceso de obtención de GLP………..……………………………………….…………..….20 GLP ………..……………………………………….…………..….20   Figura N°8 Correlación lineal…………………………………………………………………………… lineal………………………………………………………………………………… ……22 22 Figura N°9 Numero de Reynolds………………………………………………… Reynolds…………………………………………………………………………… …………………………28 28 Figura N°10 Flujo Laminar……………………………………………………………………….…………....29 Laminar……………………………………………………………………….…………....29   Figura N°11 Flujo Turbulento……………………………………………………….……………….………29 Turbulento……………………………………………………….……………….………29   Figura N°12 Flujo tipo burbuja……………………………………………………………………….……...30 burbuja……………………………………………………………………….……...30   Figura N°13 Flujo tipo pistón…………………………………………………………………….…………..31 pistón …………………………………………………………………….…………..31   Figura N°14 Flujo tipo ondulante…………………………………………………………….……………..31 ondulante…………………………………………………………….……………..31   Figura N°15 Flujo tipo tapón…………………………………………………………….……………………32 tapón …………………………………………………………….……………………32   Figura N°16 Flujo tipo anular…………………………………………………………….………………..… anular…………………………………………………………….………………..…32 32 Figura N°17 Flujo tipo disperso…………………………………………………………….……………….33 disperso…………………………………………………………….……………….33   Figura N°18 Puntos sobre líneas de corrientes..…………………………………………………..… corrientes ..…………………………………………………..….33 .33 Figura N°19 Bombas Blackmar…………………………………………………………….………………..39 Blackmar…………………………………………………………….………………..39   Figura N°20 Instalaciones de bomba………………………………………………………… bomba……………………………………………………………………... …………...39 39 Figura N°21 Bourdon Bourdon en tuberías……………………………………………… tuberías………………………………………………………………………… …………………………..39 ..39 Figura N°22 Temperatura en tuberías…………………………………………………… tuberías…………………………………………………………………… ………………42 42 Figura N°23 N°23 Rugosidad en tuberías……………………………………………… tuberías……………………………………………………………………… ………………………..43 ..43 Figura N°24 Abrazaderas en tuberías………………………………………………………… tuberías…………………………………………………………………… ………….44 .44 Figura N°25 Corrosión en tuberías…………………………………………………………….………… tuberías…………………………………………………………….…………..51 ..51 Figura N°26 Tipo de válvulas…………………………………………………………….…………………...52 válvulas…………………………………………………………….…………………...52   Figura N°27 Válvulas de alivio…………………………… alivio …………………………………………………………… ……………………………….…………………56 .…………………56   Figura N°28 Soldadura en tuberías…………………………………………………………….…………..57 tuberías …………………………………………………………….…………..57   Figura N°29 Apertura de zanja...…………………………………………………….…………...………….58 zanja...…………………………………………………….…………...………….58   Figura N°31 N°30 Bajado Transporte de tuberías…………………………………………………………….……..….60 tuberías …………………………………………………………….……..….60    Figura de tuberías…………………………………………………………….……………….63 tuberías …………………………………………………………….……………….63  Figura N°32 Proyección de demanda…………………………………………………………………… deman da……………………………………………………………………..64 ..64 Figura N°33 Producción de GLP en Bolivia…………………………………………………………..…70 Bolivia …………………………………………………………..…70   Figura N°34 Demanda y producción de GLP……………………………………… GLP ………………………………………....………………… ………………….75 .75 Figura N°35 Porcentaje de la importación de GLP G LP……………………………………………..……80 ……………………………………………..……80   Figura N°36 Volumen de exportación de GLP (2015 - 2026) …………………………………….… …………………………………….…87 87 Figura N°37 Ubicación en la provincia Yacuiba Yacuiba y Mayor Infante Rivarola…………...……88 Rivarola…………...……88   Figura N°38 Trazado del propanoducto………………………………………………………… propanoducto………………………………………………………………… ……….89 .89 Figura N°39 Perfil Perfil topográfico del PBP…………………………...……………… PBP…………………………...…………………… ……....……………… ……………….92 .92

VI

 

RESUMEN.

El presente Proyecto de Grado, tiene como propósito brindar una solución al transporte de hidrocarburos líquidos entre localidades de Yacuiba  –   Tarija y Mayor Infante Rivarola Paraguay mediante la construcción de un Propanoducto, puesto que actualmente se transportan hidrocarburos líquidos en carros cisternas. El Proyecto se realizó con una proyección del consumo de Gas Licuado de Petróleo GLP al año 2038 para los mercados de exportación de Paraguay. En base a esta proyección se determinó el diámetro de la tubería. Para determinar la Máxima Presión de Operación (MOP) en la línea del propanoducto, se realizó un perfil topográfico tentativo en base a las nuevas tecnologías en aplicaciones para  poder conseguir información de latitud y longitud de ubicaciones. ubicaciones . En base al cálculo del diámetro y la máxima presión de operación en la línea del  propanoducto, se realizó el cálculo cál culo del espesor de la tubería, para posteriormente realizar la selección de la tubería. De la misma forma, se determina la ubicación aproximada de las válvulas de aislamiento como las válvulas de retención en la línea del propanoducto. Se describen los procedimientos para la construcción del propanoducto, empezando desde la recepción, distribución, soldadura, revestimiento, excavación, bajado y tapado de la tubería. Finalmente, se arriban a las conclusiones con los aportes más relevantes del presente Proyecto.

 

 

 

Capítulo 1 Introducción e información general 1.1. Introducción. En Bolivia se produce alrededor de 600.000 TM de GLP al año, esta producción es originada en plantas de separación de líquidos como la planta de Gran Chaco que tiene una capacidad máxima de producción de 2.247 TMD de GLP (propano + butano) y la planta separadora de líquidos Rio Grande que tiene una capacidad de procesamiento de 365 TMD de GLP, la  producción total que se produce en ambas plantas se destinan un 70% para el mercado interno y un 30% para el mercado externo ya que en Bolivia no se cuenta con un gran mercado para este hidrocarburo y existe una principal traba para exportar este combustible, puesto que al no existir ductos se recurre a camiones cisterna lo cual es la razón principal por la que no  podemos exportar una cantidad considerable de GLP. G LP. El requerimiento de la exportación de GLP a países vecinos hace que YPFB - Bolivia  proponga proyectos para el transporte del GLP con la construcción de un propanoducto el cual es el conjunto de tuberías y accesorios que permiten la conducción de una mezcla gaseosa de gas licuado del Petróleo (GLP) y forman una red de transporte y distribución. Actualmente Bolivia tiene un contrato de venta de GLP a Paraguay por 70.000 toneladas métricas al año de esa producción se estima mandar 5.500 TM en invierno y 4.800 TM en verano, para cumplir y garantizar que el abastecimiento de GLP a Paraguay sea continuo y no incurramos en multas económicas es necesario contar con un propanoducto que se construya desde la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, ubicada en la provincia Yacuiba del departamento de Tarija hasta el lugar de la localidad fronteriza Mayor Infante Rivarola de Paraguay.

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1.2. Antecedentes 1.2.1. Antecedente general.

La historia de los GLP (Gases Licuados del Petróleo) tiene su origen en Estados Unidos. Entre 1900 y 1910 se comprobó que la gasolina natural no refinada tenía gran tendencia a la evaporación debido a la presencia de estos hidrocarburos ligeros, que la conferían una elevada tensión de vapor, lo cual dicho hidrocarburo fue muy importante para las personas ya que lo consumían bastante, por lo cual varios países optaban por satisfacer esta necesidad  por medio de garrafas donde se distribuye el GLP para uso doméstico por lo cual varios  países decidieron realizar ductos para poder satisfacer la necesidad y facilitar la distribución de dicho líquido. Las primeras implementaciones de propanoductos a nivel sudamericano se realizaron en Argentina y Colombia. El propanoducto de Argentina fue construido el año 1961 el cual tiene una extensión de 150 km a las plantas de Dock Sud, la Plata y General Belgrano, en Buenos Aires. En propanoducto del país de Colombia, fue construido el año 1964, fue realizado por la empresa colombiana Ecopetrol, el cual está enfocado en el abastecimiento de gas licuado de  petróleo a los domicilios de difícil acceso en la distribución de gas licuado de petróleo en garrafas, este tiene una longitud de 250 km de tubería. El propanoducto de Colombia está  ubicado en el departamento de Santander, cuenta con los tramos de:    Galán –  Salgar  Salgar



  Galán –  Mansilla  Mansilla



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1.2.2. Antecedentes específicos. En el año 1970 Bolivia por primera vez comercializaba el GLP en garrafas, esta comercialización se realizaba con los líquidos que producía Bolivia, en la historia h istoria de Bolivia se presentó una importación de GLP en los años 2007 a 2009 estas importaciones de GLP fueron realizadas en un importación mínima de 7 TM/día en el mes de octubre y un máximo de 33 TM/día en el mes de junio. El año 2013 se creó la primera planta separadora de líquidos líquidos de Río Grande que tiene una capacidad de producción de 350 35 0 TMD de GLP y 600 Bbls/d de gasolina y de manera análoga se creó la planta de Gran Chaco que procesará 32,2 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, de ese volumen se prevé producir 2.240 TMD de GLP, 1.040  barriles por día (Bbls/d) de isopentano y 1.650 Bbls/d de gasolina especial. El gobierno de Bolivia tiene proyectos para la venta de gas licuado de petróleo (GLP), entre esos proyectos están el convenio que se firmó con Paraguay entre el presidente de Petróleos Paraguayos (Petropar), Fleming Durante y el presidente de Bolivia Evo Morales ya que Paraguay tiene la necesidad de importar 70.000 TM anuales y que la demanda varia en las temporadas de verano y de invierno, dicho contrato fue realizado el 7 de diciembre del 2013. En la década de los 1970 se realizó la construcción con strucción de varios ductos entre ellos está el primer  propanoducto en Bolivia (PRSZ) (PR SZ) con tramo de Rio Grande  –  Santa  Santa Cruz que fue construido el 1972 y puesto en operación el 1973. El sistema de transporte de GLP vía propanoductos en Bolivia se extiende desde el departamento de Santa Cruz al puerto de Arica (Chile), este tiene como tramo 1 (Madrejones (Madr ejones  –   Santa Cruz) con capacidad de 11.000 BPD, tramo 2 (Santa Cruz  –   Sica Sica) con una

capacidad de 16.000 BPD y el tramo 3 (Sica Sica –  Arica)  Arica) con una capacidad de 11.700 BPD.

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1.3. Árbol de problemas.

BAJO DESARROLLO

AUMENTO DEL

DE LA REGION

CONTRABANDO

RIESGOS ELEVADOS DE DERRAME DEL PRODUCTO POR COLISION DE CISTERNAS

DESABASTECIMIENTO DEL PRODUCTO DE GLP

Efectos Problema

BAJA CAPACIDAD DE TRANSPORTE POR CISTERNAS Causas

INCREMENTO DE LA

ACUERDO ESTABLECIDO ENTRE PAISES

1. DEMANDA DE GLP POR PARAGUAY

CARENCIA DE DUCTOS

5

 

 

1.4. Descripción del problema. El origen del problema, es el no poder entregar los volúmenes acordados, por la carencia de ductos para el transporte de hidrocarburos terminados; por lo cual, se realiza el transporte de éstos en carros cisterna, siendo que en algunas ocasiones no logra llegar a tiempo el producto debido a cortes en la red caminera por fenómenos naturales, bloqueos, etc. En Bolivia este problema es muy importante que es el no poder cumplir con enviar los volúmenes acordados de exportación de gas licuado de petróleo GLP al Paraguay, ya que el  país vecino incremento su demanda de GLP, pues este recibía 56.000 toneladas tone ladas métricas al año de GLP y actualmente se consolido que este país recibirá 70.000 toneladas métricas al año de GLP este incremento de exportación se debe al acuerdo realizado entre los representantes de cada país.

El aumento de demanda presento muchas dificultades para la exportación de este producto ya que el GLP se exporta a Paraguay por medio de cisternas y este medio de transporte no tiene la capacidad de poder transportar volúmenes adecuados de GLP al país vecino ya que se tenían que sacar del país como 20 cisternas por día para poder cubrir con el volumen requerido. Cada una de estas causas nos llevan a tener como efecto ya sea el desabastecimiento de GLP a Paraguay y esto traería muchos inconvenientes al país vecino ya que tendría un bajo desarrollo ya que la importación que está realizando Paraguay es para el beneficio ben eficio económico de este país, también afectaría a la economía de Bolivia al no entregar GLP en volúmenes acordados lo que ocasionaría multas económicas.

6

 

 

1.5. Identificación del problema. La baja capacidad de transporte por cisternas condujo a no poder enviar los volúmenes de GLP acordados con Paraguay.

1.6. Formulación del problema. ¿Con que método o técnica se podrá cumplir con la entrega de los volúmenes acordados de venta de GLP a Paraguay?

1.7. Objetivos. 1.7.1. Objetivo general. Proponer la Ingeniería Básica para el diseño del (PBP) propanoducto Bolivia - Paraguay desde la planta separadora de líquidos hasta la localidad Mayor infante Rivarola.  

1.7.2. Objetivos específicos.   Identificar la ruta de transporte para el propanoducto de Bolivia a Paraguay.



  Determinar la proyección de demanda de GLP en los años (2018-2038)



  Determinar de forma analítica el diámetro óptimo de la tubería.



  Determinar los parámetros óptimos de operación del PBP.



  Elaborar un análisis económico del PBP (propanoducto Bolivia Paraguay).



7

 

 

1.9. Alcance y limitaciones. 1.9.1. Alcance geográfico. El presente trabajo de la ingeniería básica del propanoducto se realizara desde la provincia Yacuiba donde está ubicada la planta separadora de líquidos Gran Chaco a unos 10 km del centro de Yacuiba del departamento de Tarija hasta el lugar de la localidad fronteriza Mayor Infante Rivarola de Paraguay el cual tiene una distancia por carreta de 218 Km.

Figura N° 2: Imágen satelital de la zona del diseño del (PBP)

www.mapas.google.com.bo   Fuente:  www.mapas.google.com.bo Fuente: 1.9.2. Alcance temporal. El presente proyecto de grado se realizara durante los dos semestres de la gestión académica del año 2018, la elaboración del perfil será ser á de marzo a julio, la elaboración del marco teóri teórico co tendrá la duración de 2 meses y la elaboración de la ingeniería del proyecto tendrá una duración de 2 meses y medio.

1.9.4. Limitaciones. El proyecto realizado abarcara el estudio y la ingeniería ingen iería Básica del propanoducto el cual será realizado bajo normas y reglamentos utilizados en la industria petrolera lo que guiara el desarrollo del proyecto, también se tendrá una estimación económica de los costos de diseño 8

 

 

como de operación, pero no contara con el estudio de cálculo de dimensionamiento de  bombas, válvulas válvu las y no se tomara tomar a en cuenta el cos costo to económico en riesgos por terceros ter ceros que qu e  pueda sufrir el propanoducto.

1.10. Justificaciones. 1.10.1. Justificación técnica. Se realizara el diseño del propanoducto desde la provincia de Yacuiba hacia la localidad fronteriza Mayor Infante Rivarola de Paraguay, con el objeto de poder transportar (GLP) e incrementar la capacidad de transporte de volúmenes de GLP hacia Paraguay, ya que este medio representa un sistema seguro y continuo de suministro de este hidrocarburo, además el transporte de GLP por propanoductos es la técnica más simple para poder transportar mayores volúmenes de GLP.

1.10.2. Justificación personal. El presente proyecto me permitirá aplicar el conocimiento obtenido en el transcurso del aprendizaje de mi educación superior y así mismo lograr obtener la titulación de la licenciatura en Ingeniería de gas y petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia.

1.11. Metodología. La metodología a emplearse en el desarrollo del presente trabajo estará bajo las siguientes etapas: 1.11.1. Tipo de investigación.   Tipo explicativa porque se detallara las necesidades requeridas para el proyecto, con



respecto a la exportación de gas licuado de petróleo (GLP) al Paraguay.   Tipo de investigación lógico, ya que se tendrá en cuenta la deducción, análisis, y



síntesis de los datos obtenidos durante la ejecución del proyecto, para una posterior toma de decisiones.

9

 

 

Capitulo II Marco Teórico 2.1. Gas licuado de petróleo (GLP) 2.1.1. Definición El GLP o Gas Licuado de Petróleo, mejor conocido como gas en cilindro o gas propano, es un combustible que proviene de la mezcla de dos hidrocarburos principales: el propano (C3H3) y el butano (C4H10) y otros en menor proporción. Es obtenido de la refinación del crudo del petróleo o del proceso de separación del crudo o gas natural en los pozos de extracción. Los gases que componen el GLP son los productos que se desprenden a lo largo del proceso, quedando libres de azufre, plomo y con bajo contenido de carbono, convirtiéndolo una energía limpia, amigable y socio de los recursos naturales renovables. Esta mezcla de hidrocarburos permanece gaseosa en condiciones ambientales, pero se convierte a un estado líquido cuando se somete a presiones moderadas, lo que facilita su transporte y no requiere de grandes infraestructuras infraestructur as ni complicadas redes para su distribución, haciéndolo muy atractivo para consumo en áreas remotas y/o rurales donde las redes de Gas  Natural no pueden llegar. (Rodger W. 1981. W.  1981. Editorial  Editorial Reverté, Reverté, S.A.)  S.A.)

2.1.2. Composición del GLP El GLP puede ser propano o butano solo o estar compuesto por la mezcla de hidrocarburos C3 y C4. La composición del GLP varía según el tipo de Región, en zonas donde la temperatura son en promedio altas, el GLP está compuesto de mayor porcentaje de C4 (butano), mientras en las zonas donde la temperatura son en promedio bajas, el GLP está compuesto de mayor porcentaje de C3 (propano). Las principales diferencias entre el propano y el butano son:  

El propano se vaporiza a temperaturas por encima de -44ºF (-42ºC) a presión atmosférica.

10

 

   

A diferencia del propano, el butano no vaporizara adecuadamente a una temperatura  por debajo de los 32ºF (0°C).

 

El propano tiene una mayor presión de vapor que el butano a una temperatura determinada.

 

Cuando se produce una combustión, el propano produce pr oduce menos calor en comparación

 

con la misma cantidad de gas butano. Un galón de gas propano pesa menos que un galón de gas butano. (Rodger W. 1981. Editorial 1981.  Editorial Reverté, Reverté, S.A.)  S.A.)

Tabla N° 2: Principales componentes de GLP Compuesto

GLP(% peso)

 Nitrógeno

0,05

Etano

2,07

Propano

66,65

Iso- butano

16,32

Butano

14,87

Iso- pentano

0,04

TOTAL

100,00

Fuente: www.textoscientificos.com/petroleo/gas-licuado-petroleo 2.1.3. Propiedades del GLP Como se ha señalado el Gas Licuado de Petróleo (GLP) es un hidrocarburo que, a condición normal de presión y temperatura, se encuentra en estado gaseoso, pero a temperatura normal y moderadamente alta presión es licuable. En este recuadro se presentará las principales propiedades y características del GLP, que servirán de base para comprender la operación y diseño de las instalaciones de GLP.

11

 

 

Tabla N° 3: Propiedades físico químicas del GLP Propiedades

Propano

Butano

GLP

Composición (% Vol.) Propanos

%

100

0

60

Butanos

%

0

100

40

Propiedades Físico/Químicas  Presión de vapor a 37,8 °C

Psig

208

70

170

Presión de vapor a 0 °C

Psig

70

15

48

Punto de ebullición a 1 atm

°C

-42.1

-0.5

-25.5

-

0.5083

0.5487

0.5389

Kg/Gal

19.22

2.211

2.038

-

1.5225

2.068

1.7162

Limite interior LEL % Vol. de aire

%

2.00

1.50

1.80

Límite superior UEL % Vol. de aire

%

9.50

9.00

9.30

23.86

31.02

26.72

Liquido Gravedad específica a 60 °F (Agua = 1) Densidad a 15 °C

Vapor Densidad Relativa (Aire = 1)

Inflamabilidad

Combustión Volumen aire/gas para combustión ideal Poder Calorífico

Btu/kg

47.375

46.596

47.063

Poder Calorífico (Vapor a 15°C)

Btu/m3

88.353

114.544

98.940

Poder Calorífico (Liquido a 60 °F)

Btu/gal

90.823

102.909

95.657

Fuente: OSINERGIM, 2010. Bernardo Monteagudo.  Algunas de sus propiedades más significativas son las siguientes:  



 No son tóxicos ni corrosivos, solo desplaza al oxígeno, por lo que no es recomendable respirarlo mucho tiempo.

 

 No contiene plomo ni ningún aditivo añadido.

 

 No contiene azufre en su composición.

 

Son inodoros e incoloros, sin embargo para detectar su fuga se le añaden sustancias







que producen un olor fuerte y desagradable (Mercaptanos).

12

 

 

 



Son más pesados que el aire. En caso de pequeña fuga pueden extenderse extenders e por el suelo y los fosos de inspección.

 



El GLP es un combustible económico por su rendimiento en comparación con otros combustibles.

 



Es excesivamente frío, porque cuando se licua se le somete a muy bajas temper temperaturas aturas  por debajo de los 0ºC. Por lo tanto el contacto con la piel produce quemaduras. (OSINERGIM, 2010. Bernardo Monteagudo.)

Tabla N°4: Características para la comercialización de GLP Propiedades

Especificaciones

Unidad

Gravedad específica a 15.6/15.6 °C

0,53-0,57

Tensión de vapor a 100 °F

170 max

Lb/plg2

Poder calorífico superior

21.300

Btu/lb

Residuo Volátil 95% Pentano y más pesados

2,2 (36)Max 2,0 max.

°C(°F) %vol

Residuo por evaporación 100 ml

0,05 max

Ml

Corrosión lamina de Cu

No. 1 Max.

Azufre total

200

Humedad

Negativa

Ppm/p

Fuente: YPFB ”Especificaciones de carburantes” ANH-14-2014 2.1.4. Punto de ebullición y presión de vapor del GLP En condiciones ambientales (25°C y 1 atm. de presión), el GLP se encuentra en fase gaseosa. Para que pueda ser fácilmente transportado y almacenado se lo lleva a estado liquido modificando dos de sus propiedades físicas.  

Reduciendo su temperatura.

 

Aumentando su presión

13

 

 

Tabla N°5: Punto de ebullición y la presión de vapor de los componentes del GLP Propiedad

Unidad

Propano

Butano

Punto de ebullición (101,3 kPa)

°C

-42,1

-0,5

Presión de vapor (31,8)

kPa

1310

356

Fuente: Repsol, 2006. 2.2. Usos del GLP Los usos principales del GLP son los siguientes:  

Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos.

 

Combustible para automóviles.

 

Combustible doméstico (mediante garrafas, tanques estacionarios o redes de distribución).

 

Procesos industriales, calentar y secar productos agrícolas.

 

Combustible para generación eléctrica. Combustible de nuevos barcos militares y de transporte.

 

El Gas licuado de petróleo es un hidrocarburo hidrocarbu ro muy importante ya que como ssee pudo apreciar tiene muchos usos en la vida cotidiana como en usos industriales. (Alexis Duran,2014, Blog gas GLP tecnologo.)

2.3. Procesos de obtención del GLP El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disuelto en el petróleo. Las fuentes de obtención de este combustible son las refinerías (destilación del petróleo) y las plantas de proceso de gas natural. (Alexis Duran,2014, Blog gas GLP tecnologo.)

2.3.1. GLP en refinerías Los GLP son hidrocarburos derivados del petróleo. Su nombre, Licuado del Petróleo,  proviene de convertir el estado gaseoso en el que se encuentra a presión atmosférica en líquido mediante compresión y enfriamiento, necesitándose 273 litros de vapor de GLP para obtener 1 litro de GLP líquido.

14

 

 

Para su obtención, el petróleo se somete a una operación denominada destilación, mediante la cual se van separando ordenadamente, de acuerdo con sus densidades y puntos de ebullición, los diversos componentes: gasolinas ligeras, kerosenos, butano, propano, gas-oíl, fuel-oíl y aceites pesados. Los gases derivados de esta destilación que forman el grupo de los GLP son el butano (40%) y el propano (60%), que se distinguen entre sí por su composición química, presión, punto de ebullición y su poder calorífico. (Alexis Duran, 2014, Blog gas GLP tecnólogo.)

2.3.2. GLP a partir del gas natural La obtención de GLP a partir de gas natural es conocida como proceso de licuefacción del GLP, dicho proceso es explicado a continuación: El gas natural está constituido por metano, etano, propano, butano e hidrocarburos más  pesados, así como por impurezas tales como el azufre. Este gas se envía a las plantas de  proceso. En una primera etapa la corriente de gas pasa por una planta endulzadora, do donde nde se elimina el azufre. Posteriormente se introduce en una planta criogénica, en la cual mediante enfriamiento y expansiones sucesivas se obtienen dos corrientes: una gaseosa formada básicamente por metano (gas residual) y otra líquida (licuables). En el proceso siguiente de fraccionamiento, la fase líquida se separa en diferentes componentes: etano, GLP y gasolinas naturales.

Para facilitar su transporte y almacenamiento, el gas licuado del petróleo que se encuentra encu entra en estado gaseoso a condiciones normales de presión y temperatura, se licua y se utiliza a bajas  presiones (entre 5 y 9 bar) para así mantenerlo en estado líquido. El almacenamiento se realiza en tanques o en depósitos. (Alexis Duran,2014, Blog gas GLP tecnologo.)

15

 

 

Figura N°2: Proceso de obtención del GLP 

Fuente: OSINERGIM, 2011  2.4. Almacenaje del GLP El almacenamiento del gas licuado de petróleo puede clasificarse de la siguiente manera: almacenamiento presurizado a temperatura ambiente; almacenamiento refrigerado a presión ambiente; y almacenamiento semi refrigerado, parcial presurizado del producto. Además, el GLP se puede almacenar por encima o por debajo del suelo. (www.extoscientificos.com/petroleo/gas-licuado-petroleo/almacenamiento.)

2.4.1. Almacenamiento superficial de GLP La presión de diseño de tanques de almacenamiento presurizado sobre el nivel del suelo es normalmente de 1.724 kPa para los recipientes de propano y 860 kPa para los recipientes de  butano. Estos valores corresponden a las presiones de vapor de ambos compuestos a la máxima temperatura ambiente prevista. Para inventarios más pequeños (hasta alrededor de 100 t), los recipientes suelen ser cilindros montados horizontalmente o verticalmente con cabezas hemisféricas.

16

 

 

Las esferas a presión más grandes tienen alrededor de 1500 t, por lo tanto para el almacenamiento de cantidades aún más grandes que esto, se necesitan o varias esferas o debe ser utilizado un almacenamiento refrigerado. Los tanques de almacenamiento refrigerado están diseñados para par a almacenar el producto GLP a su temperatura de ebullición atmosférica (es decir, alrededor de - 42 ºC para el propano y 4ºC para el butano). La presión típica de diseño para estos tanques es de alrededor de 110 kPa. Los tanques están aislados; los vapores liberados por el calor de fuga son comprimidos, licuados, y devueltos al tanque de almacenamiento. Por lo general, el vapor de ebullición se licúa por el sistema de refrigeración proporcionado para enfriar el producto de la planta  productora de GLP. (Textos Cientificos.com, 2014) 2014 )

Figura N° 3: Tanques esféricos de almacenamiento de GLP 

Fuente: Zeta Gas, esferas/2017  2.4.2. Almacenamiento subterráneo de GLP El GLP también puede ser almacenado bajo tierra en cavernas de sal o canteras que pueden soportar su presión de vapor a temperatura subterránea. En el almacenamiento de tierra helada, el suelo que rodea la excavación se congela y se construye un techo con aislamiento sobre la cavidad. El propano es más adecuado para ser almacenado por este método debido a que su punto de ebullición a presión atmosférica es considerablemente más bajo que la temperatura de congelación del suelo, provocando prov ocando de este modo que la humedad del suelo se congele. El producto de propano refrigerado a alrededor de -42 ºC se carga en la cavidad donde se lo mantiene a presión atmosférica. Los vapores de propano liberados por fugas de 17

 

 

calor se comprimen, enfrían, y se devuelven al almacenamiento de la cavidad en forma de líquido.

Figura N° 4: Almacenamiento subterráneo de GLP

Fuente: Ministerio de minas y energía, 2012. 2.5. Planta separadora de Líquidos Gran Chaco Esta planta se ubica en el municipio de Yacuiba de la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija y su objetivo es recuperar la energía excedente que se exporta en el gas natural a Argentina. El gas rico que contiene metano, etano, propano, butano y otros compuestos que  provienen de los mega campos Sábalo, San Alberto y Margarita alimentarán a este complejo complejo a través del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA).

Figura N° 5: Ubicación de la planta separadora de líquidos Gran Chaco

Fuente: Google Maps 18

 

 

La capacidad de procesamiento será de 32,19 MMmcd de gas natural y producirá diariamente 3.144 toneladas métricas de etano, 2.247 toneladas métricas de GLP, 1.658 barriles de gasolina natural y 1.044 barriles de iso-pentanos. De toda esta producción, 82% del GLP  producido será destinado al mercado de exportación y 18% será para el consumo interno. En el caso del etano producido, el 100% será destinado a proyectos de industrialización en el mercado interno. La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco del departamento de Tarija tendrá tres funciones fundamentales: la extracción de líquidos del gas natural, generar excedentes de Gas Licuado de Petróleo (GLP) para exportar y dotar de materia prima para el complejo  petroquímico.

Figura N° 6: Producción de la planta Gran Chaco  

Fuente: Ministerio de hidrocarburos/Grafico Rubén A.  En esta planta se recuperará el poder calorífico (excedente) del gas natural que se exporta a Argentina. Ese gas rico que contiene metano, etano, propano, butano, dióxido de carbono (CO2), agua (H2O) y otros compuestos proviene de los mega campos Sábalo, San Alberto y Margarita; alimentarán al complejo a través del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). El gas natural ingresará a la planta pasando primero por unidades de filtrado y secado  para eliminar impurezas y agua. Posteriormente, el gas circulará por una unidad criogénica 19

 

 

compuesta por dos trenes de turbo expansión, donde se enfriará a temperaturas muy bajas (por debajo de 0 grados centígrados) para licuar los componentes pesados que en seguida serán separados en cada una de las torres de fraccionamiento. Luego, el gas residual se comprimirá con turbocompresores. Una vez que la corriente sea acondicionada, se volverá a medir el producto que sale de la planta para que sea controlado, fiscalizado y finalmente ser reinyectado a la corriente de gas al GIJA para su exportación a territorio argentino. (Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, ARIEL, 2016.) 

Figura N° 7: Proceso de obtención del GLP en plantas y refinerías.

Fuente: Valdez Zegarra Rafael, 2008. 2.6. Proyeciones de demanda.Para poder determinar la proyección de la demanda de combustibles líquidos en el mercado externo de Paraguay, la metodología para identificar, estimar y diagnosticar la demanda futura, se utilizara el análisis de regresión la cual es la técnica estadística que se emplea para estudiar la relación entre dos o más variables. Este tipo de análisis se adapta a una amplia variedad de situaciones, como por ejemplo medidas económicas o predecir la venta de un determinado producto o productos a futuro. Para la elaboración de la la proyección de la demanda de combustible en el presente proyecto se hará uso de dicha técnica de regresión y correlación.

20

 

 

2.6.1. Estadística progresiva.La Estadística Progresiva es una ciencia que proporciona un conjunto de métodos que se utilizan para recolectar, resumir, clasificar, analizar e interpretar el comportamiento de los datos con respecto a una característica materia de estudio o investigación, la probabilidad de un suceso es un número, comprendido entre 0 y 1, que indica las posibilidades que tiene de verificarse cuando se realiza un experimento aleatorio (Moya, 1999).

2.6.2. Método de proyección   Regresión lineal



La regresión lineal o ajuste lineal es un método matemático que modela la relación entre una variable dependiente “Y”, las variables independientes “ X”  y un término aleatorio que trata de establecer la “forma de la relación entre las variables es decir, se estudia la relación

funcional entre las variables (y = f(x) o x = f(y)), de modo que convencionalmente con vencionalmente la variable o variables que son la base de la predicción se llaman variable o variables independientes y la variable que se va a predecir se llama variable dependiente. Así, As í, la regresión de la variable “y” en “x” esta dado en la siguiente Ecuación:  

=+

 

Ecua. 1

Se llama regresión lineal simple de “y” en “x” y se llama ordenada en el origen, puesto que es el punto en que la línea recta corta al eje “y”. La pendiente de la recta se mide por “b”, que da el cambio en “y” por unidad de cambio en el valor de “x”.

El signo de “b” también indica el tipo de relación entre “x” e “y” (Moya, 1999).     Correlación lineal y recta de regresión



Cuando observamos una nube de puntos podemos apreciar si los puntos se agrupan cerca de alguna curva. Aquí nos limitaremos a ver si los puntos se distribuyen alrededor de una recta. Si así ocurre diremos que hay correlación lineal. La recta se denomina recta de regresión

21

 

 

Figura N°8: Correlación lineal y recta de regresión.

Fuente: Montegomery Douglas C. Rubger Georg C. La correlación lineal es fuerte cuando la nube se parece a una recta y es cada vez más débil, cuando la nube se aleja con respecto a la recta. En el grafico observamos que la correlación es fuerte, ya que la recta esta aproxima a los puntos de nube. (Montegomery Douglas C. Rubger Georg C.)

2.6.3. Estimación por el método de mínimos cuadrados.-   Una tarea principal en el análisis de regresión, es estimar e stimar los parámetros “a” y “b” de la recta L: y = a + bx  Basándonos en los datos formado por los pares (x1, y1), (x2, y2)…. (xn, yn).

El método de mínimos cuadrados consiste en hallar la recta L, de tal manera que la suma de los cuadrados de las diferencias de las ordenadas (yi) y (a + b xi), de los puntos observados (xi, yi) y los puntos sobre la recta L, (xi, a + b xi) sea mínima es decir, se trata de hallar la variable “a” de tal manera se muestra en la Ecuación: 

Donde:

= ̅

Ecua. 2   22

 

 

a = Punto de intersección de la línea de regresión con el eje Y.

̅

 b = Pendiente de la línea de regresión. = Medida de la variable.  = Medida de la variable.

 = ∑∑ ̅ ̅

Ecuación para la variable (b):

Donde:

 

Ecua. 3

 b = Pendiente de la línea de regresión. x = Valor especifico de la variable independiente.

̅ 

y = Valor de la variable dependiente. = Medida de la variable.  = Medida de la variable. 

n = Numero de relaciones alternativamente.

2.7. Diseño de propanoducto Se definirán conceptos claves y se desarrollara las fases para el diseño del propanoducto.

2.7.1. Definición de propanoducto El propanoducto es el conjunto de tuberías y accesor accesorios ios que conforman una red r ed de distribución de gas propano dentro de una población, para atender el suministro domiciliario residencial, comercial o industrial de este combustible. (GasAntioquia/soluciones residenciales/propanoductos).

23

 

 

2.8. Propiedades de hidrocarburos líquidos Dentro este punto es importante conocer las propiedades y características físicas de los hidrocarburos líquidos como la gravedad específica, densidad, viscosidad de líquidos puros y mezclas.

2.8.1. Gravedad especifica del líquido La gravedad específica de un líquido es la relación de la densidad del petróleo en función de la densidad del agua. Está determinada por la siguiente ecuación:

Dónde:

 =   = ρρH=densi den= denssidaidddeladad delagaguaualiquidodo

Ecua. 4

 

 

 

Existe una relación proporcional con la variación de la temperatura, cuando la temperatura incrementa la densidad decrece, conjuntamente si la temperatura decrece se debe al incremento del valor de la gravedad especifica. Los valores de gravedad específica demarcan los diferentes tipos de fluidos se considera dentro del rubro petrolero la siguiente relación:

Tabla N° 6: Clasificación de petróleo según su gravedad API Tipo de crudo

Densidad (g/cm3)

Gravedad especifica API

Extra pesado

> 0.1

10

Pesado

1.0 –  0.92

10.0 –  22-3  22-3

Mediano

0.92 –  0.87

22.3 –  31-1  31-1

Ligero

0.87 –  0.83

31.1 –  39  39

Súper ligero

< 0.83

> 39

Fuente: https://es.slideshare.net/anabel_92/el-petrleo-presentation. 24

 

 

Como regla general la densidad del Hidrocarburo líquido se toma de la relación de la gravedad especifica por la densidad del agua. (Mott, 1996).

2.8.2. Densidad del líquido La densidad de un líquido se define como la masa por unidad de volumen. Siendo que la masa no cambia por la presión y la temperatura, donde el volumen varía con la temperatura,  por lo tanto se concluye que la densidad varía con respecto r especto a la temperatura. La determinación de la densidad del llíquido íquido presente en una corriente de gas debe seguir el siguiente procedimiento. Su unidad en el sistema Internacional es kilogramo por metro cubico (kg/m3), aunque frecuentemente también es expresada en (g/cm3). La ecuación muestra cómo se calcula la densidad de un líquido:

Donde:

δ = 

 

Ecua. 5

δ

= densidad (kg/m3)

m = masa (kg) v = volumen de la sustancia (m 3)

Se considera como regla que la densidad del hidrocarburo liquido es del producto de la densidad del agua (62.4 lb/ft3) por la gravedad especifica del líquido. (Streeter, 1999).

2.8.3. Viscosidad La viscosidad se define como la tendencia de un líquido de resistirse a fluir. Este factor es importante cuando se diseña oleoductos, específicamente al calcular 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.

25

 

 

Es la resistencia a fluir de un líquido, resultante de los efectos combinados de cohesión y adherencia. La viscosidad se produce por el efecto de corte o deslizamiento resultante del movimiento de una capa de fluido con respecto a otro y es completamente distinta de la atracción molecular. La ley de la viscosidad de Newton establece que para una tasa dada de deformación angular del fluido, el esfuerzo cortante es directamente proporcional a la viscosidad y se la conoce como viscosidad absoluta o dinámica. Su unidad más frecuente es el Poise (gr/cm * seg). (http://hablemosdeinstalaciones.com/diseno-de-tuberias). (http://hablemosdeinstalaciones.com/diseno-de-tuberias) .   Viscosidad absoluta



El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la viscosidad absoluta de un fluido, es una medida de su resistencia al deslizamiento a sufrir deformaciones iinternas. nternas.  La viscosidad de un gas se incrementa con la temperatura, mientras que la de un líquido disminuye. Estas variaciones causadas por la temperatura pueden explicarse examinando las causas de la viscosidad. La resistencia de un fluido al corte, depende de su cohesión y de la tasa de transferencia de momentum molecular. Un líquido, con moléculas mucho más cercanas que un gas, tiene fuerzas cohesivas mayores que las de un gas. Por consiguiente la cohesión  parece ser la causa predominante predo minante de la viscosidad en un líquido y puesto que disminuye d isminuye con la temperatura, la viscosidad también lo hace. (Erivera-2001, Introducción a la mecánica de fluidos.)   Viscosidad cinética



La viscosidad cinetica se define como la relación de la viscosidad absoluta de un líquido dividido por la densidad a iguales temperaturas, cuyas unidades son ft2/s en el sistema Ingles y m2/s en el sistema Internacional comúnmente las unidades utilizadas son el cSt (centistoke). (Erivera-2001, Introducción a la mecánica de fluidos.) Estableciendo la siguiente relación, como se muestra en la ecuación:

µ = ρ

 

Ecua. 6

26

 

 

Dónde: v = viscosidad cinemática (cm2/seg)



 = viscosidad absoluta (N/m2)  = densidad (kg /m3)

2.9. Fundamentos de flujo de fluidos Se describe en forma general los principales conceptos:

2.9.1. Velocidad media de flujo El término “velocidad”, se refiere a la velocidad media o promedio de cierta sección

transversal dada por la ecuación de continuidad para un flujo estacionario como se muestra en la ecuación:

=∗

 

Ecua. 7

Dónde: V : velocidad del fluido, (m/s) Q: caudal del fluido, (m3/s)  A: Área, (m2)

2.9.2. 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 Reynolds, (Re). 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. (Alan Navarro 2017)

27

 

 

Figura N°9: Número de Reynolds según diámetro, velocidad y viscosidad.

Fuente: Diseño-de-tuberias/by Alan Navarro 2017

Es un parámetro a dimensional que permite establecer el tipo de régimen de flujo en el transporte, el número de Reynolds de un flujo puede ser calculado mediante la ecuación: Ecua. 7

 

Dónde:

== δ ∗D

 D = diámetro interno de la tubería, (m)  ρ = densidad del líquido, (Kg/m3)

μ = viscosidad absoluta, (Kg/m2)

Re = número de Reynolds, adimensional. Si el valor del número de Reynolds es menor de 2000 el régimen es laminar, y si es mayor de 4000, el régimen es turbulento. En las proximidades de 2000 el régimen es de transición.

Tabla N°7: Patrones de Flujo en base a número de Reynolds. Tipo de Flujo

Numero de Reynolds

Flujo Laminar

< 2000

Flujo crítico e inestable

2000 –  3000  3000

Flujo de transición

3000 –  4000  4000

Flujo Turbulento

> 4000

Fuente: Mecánica de fluidos, I. Martín, R. Salcedo, R. Font. 2012 28

 

 

2.10. Tipos de flujo   Flujo laminar



Se llama flujo laminar o corriente laminar, al movimiento de un fluido cuando éste es ordenado, estratificado, suave. En un flujo laminar el fluido se mueve en láminas en  láminas paralelas  paralelas sin entremezclarse y cada partícula cada partícula de fluido sigue una trayectoria suave, llamada línea de corriente. En flujos laminares el mecanismo de transporte lateral es exclusivamente molecular. El flujo laminar es típico de fluidos a velocidades bajas o viscosidades altas, mientras mientr as fluidos de viscosidad baja, velocidad alta o grandes caudales suelen ser turbulentos. El  El  número de Reynolds es un parámetro adimensional importante en las ecuaciones que describen en qué condiciones el flujo será laminar o turbulento.

Figura N° 10: Flujo laminar

Fuente: Mecánica de fluidos Uniguajira, 2014.   Flujo turbulento.-



En mecánica En  mecánica de fluidos, fluidos, se  se llama flujo turbulento o corriente turbulenta al movimiento de un fluido un fluido que se da en forma forma caótica,  caótica, en  en que las partículas las partículas se mueven desordenadamente y las trayectorias de las partículas se encuentran formando pequeños remolinos periódicos, (no coordinados).

Figura N° 10: Flujo turbulento

Fuente: Mecánica de fluidos Uniguajira, 2014. 29

 

 

2.10.1. Regímenes de Flujo de fluidos en Tuberías Horizontales. En flujo bifásico (líquido/vapor), las interacciones entre la fase líquida y el vapor, por estar influenciadas por sus propiedades físicas y caudales de flujo y por el tamaño, rugosidad y orientación de la tubería, causan varios tipos de patrones de flujo. Estos patrones se llaman regímenes de flujo. En un determinado punto en una línea, solamente existe un tipo de flujo en cualquier tiempo dado. Sin embargo, como las condiciones de flujo cambian, el régimen de flujo puede cambiar de un tipo a otro. Se definen seis regímenes principales de flujo para describir el flujo en una tubería horizontal o ligeramente inclinada. Estos regímenes se describen abajo en orden creciente de velocidad del vapor.

2.10.1.1. Flujo tipo burbuja.El líquido ocupa el volumen de la sección transversal transv ersal y el flujo de vapor forma fo rma burbujas a lo largo del tope de la tubería. Las velocidades del vapor y el líquido son aproximadamente iguales. Si las burbujas tienden a dispersarse dispers arse a través del líquido, esto se llama algunas veces flujo tipo espuma. En el flujo ascendente las burbujas retienen su identidad en un rango más amplio de condiciones. En el flujo descendente el comportamiento compor tamiento se desplaza en la dirección del flujo tipo pistón.

Figura N° 12: Flujo tipo burbuja

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos. 2.10.1.2. Flujo intermitente tipo pistón.Al aumentar el vapor, las burbujas se unen y se forma una sección alternada de vapor y líquido a lo largo del tope de la tubería con una fase líquida continua remanente en el fondo.

30

 

 

En una orientación ascendente, el comportamiento es desplazado en la dirección del flujo tipo burbuja; si el flujo es descendente se favorece el flujo estratificado.

Figura N° 13: Flujo tipo pistón 

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos. 2.10.1.3. Flujo estratificado ondulante.Como el flujo de vapor aumenta aún más, el vapor se mueve apreciablemente más rápido que el líquido y la fricción resultante en la inter fase forma olas de líquido. La amplitud de las olas se incrementa con el aumento del flujo de vapor. El flujo ondulante  puede ocurrir hacia arriba, pero en un rango de condiciones más restringido que en una tubería horizontal. Hacia abajo, las olas son más moderadas para un determinado flujo de vapor y en la transición a flujo tipo tapón, si es que ocurre, tiene lugar a caudal es más altos que en la tubería horizontal, el flujo estratificado ondulante.

Figura N° 14: Flujo ondulante 

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos. 2.10.1.4. Flujo intermitente tipo tapón.-  Cuando el flujo de vapor alcanza cierto valor crítico, las crestas de las olas de líquido tocan el tope de la tubería y forman tapones espumosos. La velocidad de estos tapones es mayor que la velocidad promedio de líquido como se ve en la figura. En la estructura del tapón de vapor, el líquido es presionado de manera que el vapor ocupe oc upe la mayor parte del área de flujo en ese punto. En flujo ascendente, el flujo tipo tapón comienza a caudales de vapor más bajos que en las tuberías horizontales. 31

 

 

En flujo descendente, se necesitan caudales de vapor más altos que en tuberías horizontales  para establecer el flujo tipo tapón y el comportamiento se desplaza hacia el flujo anular.

Figura N° 15: Flujo tipo tapón 

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos. 2.10.1.5. Flujo anular.El líquido fluye como una película anular de espesor espes or variable a lo largo de la pared, par ed, mientras que el vapor fluye como un núcleo a alta velocidad en el centro. Hay gran cantidad de deslizamiento entre las fases. Parte del líquido es extraído fuera de la  película por el vapor y llevado al centro como gotas arrastradas. La película anular en la pared es más espesa en el fondo que en el tope de la tubería y esta diferencia decrece al distanciarse de las condiciones de flujo de tipo tapón. En flujo anular, los efectos de caída de presión y momento sobrepasan los de gravedad, por lo tanto la orientación de la tubería y la dirección del flujo tienen menos influencia que en los regímenes anteriores. El flujo anular es un régimen muy estable. Por esta razón y debido a que la transferencia de masa vapor  – líquido líquido es favorecida, este régimen de flujo es ventajoso  para algunas reacciones químicas.

Figura N°16: Flujo anular 

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos.

32

 

 

2.10.1.6. Flujo tipo disperso En la figura podemos observar el flujo tipo disperso también conocido como flujo tipo rocío. Cuando la velocidad del vapor en flujo anular se hace lo suficientemente alta, toda la película de líquido se separa de la pared y es llevada por el vapor como gotas arrastradas. Este régimen de flujo es casi completamente independiente de la orientación de la tubería o de la dirección del flujo.

Figura N°17: Flujo tipo disperso 

Fuente: Nylon 66 by Arrol Apartado 11 manual de cálculos.   2.11. Ecuación de Bernoulli.La ecuación de Bernoulli es eficaz y útil porque relaciona los cambios de presión con los cambios en la velocidad y la altura a lo largo de una línea de corriente. Esta ecuación constituye una de las leyes más importantes en el estudio de la dinámica de los fluidos, se basa esencialmente en la conversión de la energía mecánica.

Figura N° 18: Puntos sobre líneas de corrientes

http://www.unet.edu.ve/~fenomeno/F_DE_T-76.htm   Fuente: http://www.unet.edu.ve/~fenomeno/F_DE_T-76.htm 33

 

 

La aplicación del teorema de Bernoulli debe hacerse de forma racional y sistematizada.

 +  + 2 +      =  +  + 2 

Ecua. 8

Donde:  = Presión (psi)  P  = V = Velocidad (m/s)

 = Distancia vertical a la cota de referencia (m)  Z  =  E a = Energía añadida  E  P  =  = Energía perdida  E e = Energía extraída

Donde la energía perdida por fricción en la tubería ese igual:

    =  ∗  ∗ 2

Donde:

 

Ecua. 9

 L = longitud (m)  D= diámetro de la tubería (in)  F = Factor de fricción.

V = velocidad de flujo (m/s2) 2

 g = gravedad (9.81 m/s )

2.11.1. Corrección de la ecuación de Bernoulli por efecto de la fricción. La fricción se manifiesta por la desaparición de energía mecánica. La fricción de un fluido, se puede definir como la conversión de energía mecánica en calor que tiene lugar en el flujo de una corriente.

34

 

 

Para fluidos no comprensibles, la ecuación de Bernoulli se corrige para tener en cuenta la fricción. Se introducen los factores de corrección a y b para la energía cinética h f  para la fricción. La ecuación se transforma a:

Donde 

ℎ

 +  + 22=  =  +  + 22+ + ℎ

 

Ecua. 9

 representa toda la fricción que se produce por unidad de masa de fluido, que tiene

lugar para todos los puntos entre las posiciones a y b. los demás términos de la ecuación representan las condiciones para posiciones específicas, es decir los puntos de entrada y de salida. Cada uno de los términos de la ecuación tiene dimensionamientos de longitud. (Teorema de Bernoulli. Jean Pierre Arana 2016)

2.12. Principios básicos para el cálculo de las bombas Son dos los tipos de bombas que se utilizan en instalaciones de proceso.

2.12.1. Coeficientes de Resistencia Las pérdidas de energía son proporcionales a la cabeza de velocidad del fluido al fluir éste alrededor de un codo, a través de una dilatación o contracción de la sección de flujo, o a través de una válvula. Los valores experimentales de pérdidas de energía generalmente se reportan en términos de un coeficiente de resistencia K, de la siguiente forma:

  ℎ=∗ 2 ℎ= =                  =       =     

Ecua. 10

Donde:

 

 

 

 

Los valores de K son valores ya dados por tablas 35

 

 

Tabla N°8: Valores de K PIEZA Ampliación gradual Boquilla Compuerta abierta

K 0.30 2.75 1.00

Controlador de caudal codo de 90° Codo de 45° Rejilla Curva 90° Curva 45° Entrada Normal Entrada de borde Medidor de Venturi Reducción gradual Valv. De compuerta abierta Valv. De globo Salida de tubo T. pasaje directo T. salida de lado T. salida bilateral Valv. de retención (check) Valv. De pie

0.90 0.90 0.40 0.75 0.40 0.20 0.50 1.00 2.50 0.15 0.20 10.00 1.00 0.60 1.30 1.80 2.50 1.75

Fuente: Manual de hidráulica JM. De Azevedo Netto El coeficiente de resistencia no tiene unidades, ya que representa una constante de  proporcionalidad entre la pérdida de energía y la cabeza de velocidad. La magnitud del coeficiente de resistencia depende de la geometría del dispositivo que ocasiona la pérdida y algunas veces depende de la velocidad de flujo.

2.13. Algunos conceptos importantes para el cálculo de bombas, son: 2.13.1. Altura total de aspiración. Representa la presión a la entrada de la bomba. Es la suma algebraica de la altura estática de aspiración (distancia de la superficie libre del líquido al eje de la bomba), presión existente

36

 

 

sobre el líquido y pérdidas de carga por rozamiento de la tubería de aspiración. Los dos  primeros sumandos pueden ser positivos pos itivos o negativos, pero el tercero es ssiempre iempre negativo.

2.13.2. Altura total de impulsión. Es la suma algebraica de la altura estática de impulsión, pérdida de carga en la impulsión y  presión sobre el líquido en el punto de recepción. La diferencia entre las alturas totales de impulsión y de aspiración es la carga de la bomba, es decir, la energía que ha de ser conferida al fluido. Otro aspecto importante y previo al cálculo de las bombas es seleccionar adecuadamente el lugar donde se colocará cada bomba, lo que determina el número de ellas que se utilizarán. (www.ugr.es/diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas).   Los criterios que se pueden seguir para ello se enumeran a continuación:   A la salida de los tanques de almacenamiento intermedio se colocará siempre una



 bomba.  



A la entrada de los equipos que produzcan una elevada pérdida de carga, como cambiadores de calor de placas, filtros, etc., será conveniente colocar una bomba.

Una vez establecido lo anterior, para determinar la carga de cada bomba es necesario establecer para cada una de ellas:



  La altura o desnivel existente desde la superficie libre al eje de la bomba o viceversa

(según se trate de una línea de aspiración o impulsión respectivamente).

  La presión en el punto inicial o de descarga, según se trate de una línea de aspiración



o impulsión respectivamente.  

Las pérdidas de carga por fricción en la tubería.

 

Las pérdidas de carga provocadas por los equipos que se hallan en la línea. Dichos





valores han de ser conocidos por la experiencia existente al respecto, o deben ser suministrados por el fabricante del equipo en cuestión.

37

 

 

2.14. Bombas para el GLP Se puede definir una bomba como una máquina que absorbe energía mecánica que puede  provenir de un motor eléctrico, eléctrico, térmico, etc., y la transforma en energía que la transfiere a un fluido como energía hidráulica la cual permite que el fluido pueda ser transportado de un lugar a otro, a un mismo nivel y/o a diferentes niveles y/o a diferentes velocidades. El factor más importante en el diseño e instalación de las bombas para GLP es el impedir que el propano líquido se transforme en vapor. El vapor que ingresa en una bomba desplaza el líquido, lo cual disminuye el flujo del líquido. Esto causa tiempo de descarga más largo, energía desperdiciada y un desgaste para la bomba. Las bombas con características de operación similares a las de desplazamiento positivo, que rotan (en vez de tener un movimiento alternativo) son las favoritas de la industria del GLP. Estas bombas han dominado el mercado debido a que son las que mejor cumplen con los requisitos que mencionamos anteriormente:   La bomba no causa evaporación significativa de GLP.  

La bomba puede bombear cierta cantidad de vapor sin experimentar daño.

 

Las bombas rotatorias con características de operación de desplazamiento positivo  para GLP, pueden clasificarse en tres diferentes difer entes familias:

 

Bombas rotatorias de aspas:  Son bombas volumétricas y compuestas por un rotor,  paletas o aspas deslizantes y una carcasa. Pertenecen al grupo de las bombas mecánicas. En este tipo de bombas las aspas pueden ser rectas, tipo rodillo, pueden estar ubicadas en el rotor o en el estator y funcionan con fuerza hidráulica radial. (www.ugr.es/diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas).

2.14.1. Bombas centrífugas Estas son muy extendidas, cuentan con una gran variedad de aplicaciones, están especialmente indicadas para el manejo de productos de baja viscosidad, viscos idad, no siendo aptas para líquidos fuertemente aireados. Este tipo de bomba es el que se debe utilizar siempre que la aplicación concreta lo permita, ya que es la más barata en cuanto a compra, operación y mantenimiento, y también la más adaptable a diferentes condiciones de operación. Se recurrirá a ella para el bombeo de todo tipo de líquidos de relativamente baja viscosidad y 38

 

 

que no requieran un tratamiento particularmente suave . (www.ugr.es/diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas).

Imagen N°:19. Bomba centrifuga Blackmer.

Fuente: Catalago_novatec_para_la_industria_petrolera. 2.14.2. Bombas de desplazamiento positivo Existen diversas clases, como las alternativas (pistón) y las rotativas (lóbulos). Están especialmente indicadas para el bombeo de fluidos de viscosidad elevada.

2.14.3. Trabajo de bomba con la ecuación de Bernoulli Se utiliza una bomba en un sistema para aumentar la energía mecánica de un fluido en movimiento, utilizando dicho aumento para mantener el flujo. Si se instala una bomba entre las estaciones a y b se tiene:

Figura N°20: Instalación de bomba en el transporte de fluido entre el punto a y b.

Fuente: Elaboración propia 39

 

 

        +  + 2 ±  =  + 2 +  + ℎ

 

Ecua. 10

Donde

 =        1 + ℎ  

 = (   ) 

 

Ecua. 11

Con este cálculo del trabajo necesario de la bomba para transformar el fluido se podrá obtener la potencia necesaria que está dada por la siguiente ecuación:

= ∗∗

 

Ecua. 12

2.15. Cálculos de pérdidas de presión 2.15.1. Presión de diseño

2.15.1.1. Presión interna del diseño.Los componentes de tubería en cualquier punto del sistema de tubería, deben ser diseñados  para una presión interna, la cual no debe ser menor a la presión máxima de estado estable de operación en ese mismo punto, o menor que la presión estática de cabez cabezaa en ese punto con la línea en una condición estática.

2.15.1.2. Presión externa del diseño Los componentes de la tubería, deben ser diseñados para resistir el diferencial máximo  posible entre presiones externas e internas a las que dicho componente vaya a ser expuesto.

40

 

 

2.15.1.3. Perdidas de presión

La pérdida de carga en una tubería una tubería o canal es la pérdida de presión de presión que se produce en un fluido un fluido debido a la fricción de las partículas del fluido entre sí y contra las paredes de la tubería la tubería que las conduce. Las pérdidas pueden ser continuas, a lo largo de conductos regulares, o accidentales o localizadas, debido a circunstancias particulares, como un estrechamiento, un cambio de dirección, la presencia de una válvula, una  válvula, etc.  etc. Varios fueron los científicos que estudiaron este fenómeno y establecieron varios relaciones o ecuaciones que permite determinar la pérdida de presión por fricción.

Tabla N° 9: Autores de ecuaciones aplicadas a regímenes de flujo Autor

Ecuación

K. Prandtl

 

Poiseuille

 

Colebrook

 

Moody Chenn

1√   = 2  2∗  +1.74    =  64   = 23.7∗ + ∗2.51√     = 4 [[3.7  + .1.25 ()] −  5.0452   7.149 .  

  = 44llogg3.07065+   ∗log 2.8257 + (  )   

Regímenes de flujo Para regímenes turbulentos (Re > 4000) Para regímenes laminares (Re < 2000) Para regímenes de transición (2000 < Re < 4000) Para flujo turbulento ( R> 4555) Para flujo turbulento ( R> 4555) 

Fuente: Apuntes de la materia Transporte de Hidrocarburos Una vez calculado el número de Reynolds, es posible determinar el factor f actor de fricción, el cual es un parámetro adimensional que se utiliza para calcular la perdida de carga debido a la fricción en la tubería.

2.16. Perdidas de cabeza por fricción (Perdidas Primarias) 2.16.1. Fórmula de Darcy Ecuación general del flujo de fluidos Una vez conocido el factor de fricción es posible conocer la perdida de cabeza por fricción.

41

 

 

Flujo de los fluidos en tuberías está siempre acompañado de rozamiento de las partículas del fluido entre sí y, consecuentemente, por la pérdida de energía disponible; en otras palabras, tiene que existir una pérdida de presión en el sentido del flujo. Si se conectan dos manómetros Bourdon a una tubería por la que pasa un fluido, según se indica en la figura 18, el manómetro P1 , indicaría una presión estática mayor que el manómetro P2.

Figura N° 21: Bourdon en tuberías

Fuente: Cordobace, 2007  Las pérdidas de energía debido a la fricción se la expresa por la siguiente ecuación:

  ∗  ℎ=∗ 2∗∗

 

Ecu. 13

Dónde:  = factor de fricción de Darcy, (adimensional)  f  =  L = longitud de la tubería, (m.)  D = diámetro interno de la tubería, (m.)

 = velocidad promedio del líquido, (m/s.) V  =  g = aceleración de la gravedad, (m/s 2)

2.17. Temperatura 2.17.1 Temperatura ambiente Es la temperatura del medio circundante, usada generalmente para la temperatura del aire, misma está situada una estructura y opera un dispositivo. Los efectos de la temperatura afectan la capacidad del conducto 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 conducto. Estos cambios 42

 

 

afectan el desempeño de la línea como también el costo de operación. Por ejemplo, cuando se diseña un conducto para un crudo pesado, es necesario conocer exactamente las temperaturas de flujo para calcular la capacidad de la tubería. (Instalaciones.com/by/Alan  Navarro 2017).

Figura N°22: Temperatura en tuberías

Fuente: (Instalaciones.com/by/Alan Navarro 2017) 2.17.2. Temperatura de diseño La temperatura de diseño, es la temperatura del metal esperada en operación normal.  No es necesario variar la tensión del diseño cuando cuand o las temperaturas de metal estén entre: (-20º F (-30º C) y 250º F (120º C)). La temperatura de diseño de equipos y sistemas protegidos por válvulas de alivio, debe ser al menos la máxima temperatura coincidente con la presión de ajuste de la válvula de alivio respectiva.

2.18. Rugosidad Son las irregularidades que se presentan en un material. Cuando hablamos de tuberías rugosas, decimos que son las irregularidades en el interior de la tubería, capaz de producir una destrucción en la capa límite del flujo laminar. La rugosidad relativa es la relación del tamaño de las protuberancias (imperfecciones) en la tubería y el diámetro interno de la misma

43

 

 

Figura N°23. Rugosidad en tuberías.

Fuente: (Instalaciones.com/by/Alan Navarro 2017) En este sentido una tubería rugosa produce más turbulencia y consecuentemente ofrece mayor resistencia al flujo por unidad de longitud que si consideramos un tubo liso.

Tabla N° 10: Valores de rugosidad según tipo de tubería   Tipo de Tubería

Rugosidad (e). in

Tubería de vidrio

0,00006

Tubería de aluminio

0,0002

Líneas de plástico

0,0002 –  0,0003  0,0003

Tubería estirada sin costura

0.00059

Acero comercial

0,0018

Hierro fundido asfaltado Hierro galvanizado

0,0048 0,006

Hierro fundido

0,0102

Línea cementada

0,012 –  0,12  0,12

Tuberías de pozos y líneas de transporte Tubos nuevos

0,0005 –  0,0007  0,0007

Tubería con 12 meses de uso

0,00150

Tubería con 24 meces de uso

0,00175

Fuente: Transporte de hidrocarburos líquidos UPB Cbba. 44

 

 

2.19. Ecuaciones para el diseño del propanoducto Previo a la determinación y selección de formulas a utilizar para el diseño de un ducto de transporte de hidrocarburos, es necesario saber determinadas variables que afectaran al diseño. Para el estudio se toma los siguientes puntos en cuenta:  

Caudal (demanda diaria y/o horaria) a ser transportado por el ducto (BPD). Se debe incluir el consumo propio de bombas y otros equipos.

 

Presión máxima, normal y mínima de ingreso al sistema (Psig o Kg/cm 2).

 

Presión de entrega mínima del gas licuado de petróleo GLP en el lugar de consumo.

 

Composición del GLP y propiedades del mismo. (Densidad, gravedad especifica, viscosidad, peso molecular, etc.).

 

Longitud del ducto (mts o kms).

 

Condiciones base ( P y T)

 

Otros datos relacionados a la tubería, normalmente adoptados o entregados de fabricante ( Rugosidad, revestimiento interno y externo), coeficiente coefi ciente de transferencia de calor-tubería, suelo y revestimientos, coeficientes global de transferencia de calor)

2.19.1. Determinación del caudal del líquido.-

Dónde:

 =  ∗ ∅ ∗∗

 

Ecua. 14

Q = Taza de Flujo a la temperatura que fluye, gpm. αv = Coeficiente cubico de dilatación para el líquido, 1/ºF.

ø = Taza total de trasferencia de calor, Btu/hr.  D = Densidad relativa referente al agua (d=1 @ 60 ºF) c = Calor especifico del líquido atrapado, Btu/ lb- ºF.

45

 

 

2.19.2. Determinación del espesor de tubería Para el cálculo del espesor de la tubería se tomara en cuenta lo establecido en la Norma ASME B 31.4   Espesor mínimo requerido. La tubería de acero al carbono debe tener un espesor



mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna.   Espesor adicional por corrosión. Se debe utilizar un margen de corrosión, con base bas e



en resultados estadísticos en el manejo del producto que se va a transportar. De no contar con dicha información se debe utilizar u tilizar un espesor adicional de 0,159 mm (6,25 milésimas de pulgada) por cada año de vida útil considerada en el diseño. Para el cálculo de espesor se utilizará la fórmula, que se recomienda en el código ASME B31.4, siendo esta la siguiente:

∗  = ∗∗∗

 

Dónde:

Ecua. 15

 P  =  = Presión de diseño, psi.  D = Diámetro externo de la tubería, in. S  =  = Tensión de fluencia  E  =  = Factor de Junta longitudinal (por defecto = 1.0).  F = Factor de diseño por clase de tubería t  =  = Espesor nominal de la pared, pulg.

El factor de diseño (f) a utilizarse en el cálculo de la capacidad permisible por presión interna  para ductos que transportan líquidos, es de 0,72

Tabla N° 11: Factor de diseño por temperatura

Fuente: Diseño y construcción de ductos PEMEX 46

 

 

2.19.3. Determinación del diámetro

 =  ∗∗ 

Ecu. 16

 

Dónde: D = Diámetro interno de la tubería, m. Q =Caudal del líquido, m3/s. V  =  = Velocidad del fluido m/s.

2.19.4. Determinación de la presión de diseño La presión de diseño que tendrá nuestra tubería es aquella presión a la cual puede ser sometida so metida y está relacionada con la siguiente ecuación:

 =  ∗   ∗ 

 

Donde:

Ecu. 17

 P = Presión de diseño (psi) T adm= Tensión admisible  D = Diámetro (pulg) e = Espesor de la pared (pulg)

2.20. Reglamento de diseño de ductos en Bolivia.La normativa básica trata de los códigos ASME B31.8 para gas y ASME B31.4 para líquidos, del cual se aplica aspectos técnicos del diseño de ductos, de su construcción, de la seguridad, segu ridad, de las pruebas a las diferentes estructuras y de la operación y mantenimiento de los ductos.

2.20.1. Código ASME.Según la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos ASME se tiene algunas de las normas necesarias que se utilizaran en el Diseño de ducto del presente proyecto.

47

 

 

El Código ASME B31 para Ductos a Presión consiste de varias secciones publicadas en forma individual, cada una de ellas, es una Norma Nacional Norteamericana. De aquí en adelante, esta Sección del Código B31.4 dónde la palabra “Código” sea usada sin

identificación específica, se refiere a esta sección del código. El Código menciona los requisitos de ingeniería que son necesarios para el diseño y Construcción segura de un ducto a presión. Mientras la seguridad es la consideración básica, este factor no necesariamente gobierna las últimas especificaciones para cualquier sistema de ductos. Se notifica a los diseñadores que el presente Código no es un manual del diseño; y no anula la necesidad de contar con el criterio de un ingeniero competente. En todas las ocasiones en que puede hacerse, se expresan ex presan los requerimientos del Código para diseño, en términos de principios básicos de diseño y fórmulas. Éstos se complementan necesariamente con requisitos específicos, para asegurar una aplicación uniforme de los  principios y para guiar la selección y aplicación de las características de las tuberías. El Código prohíbe diseños y prácticas que se sepa que son inseguras y contiene advertencias dónde se recomienda precaución, aunque no se llega a la prohibición. (Presentación ASME 31.4, 2013).

2.20.1. Código API 5L y especificación de tuberías   Propósito y Alcance del Código API 5L



Este código tiene como propósito estandarizar la especificación de las tuberías utilizadas en la industria de petróleo y gas natural, considerando el transporte de gas, agua y petróleo. El código especifica tuberías sin costura y tuberías con costura soldada, estas pueden tener cara plana, cara esmerilada o caras preparadas para uso en uniones especiales. Especifica el grado de resistencia del material: (A25, A, B, X42, X46, X52, X56, X60, X65, X70, X80, X100, X120).

2.20.2. Clase de localización para diseño y construcción de ductos.  Localización tipo 1 (Donde a 1 milla del trazado del ducto se detecta 10 o menos



construcciones con ocupación de personas).

48

 

 

  Localización tipo 2 (Donde a 1 milla del trazado del ducto se detecta más de 10 pero



menos de 46 construcciones con ocupación de personas).   Localización tipo 3 (Donde a 1 milla del trazado del ducto se detecta más de 46



construcciones con ocupación de personas. Donde ya existe desarrollo suburbano, áreas residenciales, áreas industriales etc.).   Localización tipo 4 (Donde a 1 milla del trazado del ducto se detecta trafico muy



importante, centros urbanos concentrados, edificios importantes servicios enterrados. enterrado s. Pautas de diseño relacionadas con el riesgo inherente al producto Atmosfér ica permanecen líquidos: petróleo   Categoría A: Hidrocarburos que a Presión Atmosférica



crudo, condensado, gasolina, productos derivados del petróleo crudo, subproductos líquidos del petróleo.   Categoría B: Hidrocarburos que a Presión Atmosférica permanecen gaseosos, pero



son transportados en estado líquido: Líquidos del Gas Natural (LGN), ( LGN), gas Licuado de  petróleo, (GLP) propano, butano. ( Presentación ASME 31.4, 2013). 

Tabla N° 12: Para fluidos categoría B (distingue factor de diseño por clase de trazado)   Clase de Trazado

1

2

3

4

(F.D.)

(F.D.)

(F.D.)

(F.D.)

Que atraviesa clase 1, 2, 3 o 4 respectivamente

0.72

0.6

0.5

0.4

Caminos menores

0.72

0.6

0.5

0.4

Rutas, FFCC, canales, ríos y cruces de agua

0.6

0.6

0.5

0.4

Cruces por áreas naturales protegidas o de sensibilidad

0.6

0.6

0.5

0.4

Trampas de lanzamiento de scraper

0.5

0.5

0.4

0.4

Cañería de acometida a plantas y terminales

0.5

0.5

0.4

0.4

Construcciones especiales, tal como prefabricados y cruces

0.5

0.5

0.4

0.4

 particular

en puentes

Fuente: Transporte y almacenaje de crudo Apuntes de la material  49

 

 

2.21. Efecto de Accesorios en Regímenes de Flujo Los accesorios pueden afectar fuertemente la mezcla de vapor  – líquido. líquido. Los codos tenderán a separar el flujo, haciendo que el líquido siga por el contorno de la pared, mientras que las válvulas y otras restricciones de flujo dispersarán más las dos fases. Corriente abajo del accesorio, puede tomar distancias de más de 100 veces el diámetro de la tubería antes de que el flujo alcance el equilibrio otra vez. Las separaciones en codos se pueden minimizar usando las conexiones tipo “T” con flujo en una sola vía (“blanked off tees”) en lugar de c odos.

El flujo debería entrar a la parte recta y salir a través de la ramificación. La distribución de flujo de dos fases para equipos en paralelo debe ser hecha en forma simétrica. Por ejemplo, la distribución uniforme a través de cuatro intercambiadores requiere que el flujo sea dividido  primero simétricamente en dos sub corrientes y cada sub corriente otra vez en dos corrientes. Los codos colocados inmediatamente corriente arriba de las conexiones tipo “T” de

distribución deben ser colocadas perpendicularmente al plano de las “T”. Si esto no es  posible, se debe usar una “T” con flujo en una sola vía. En casos donde la gravedad afecta

seriamente la distribución, el equipo en paralelo debe ser mantenido en el mismo nivel.

2.21.1. Accesorios Es el conjunto de piezas moldeadas o mecanizadas que unidas a los tubos mediante un  procedimiento determinado forman las líneas estructurales de tuberías de una planta de  proceso. Los accesorios ssee especifican por el diámetro nominal de la tubería, el nombre del accesorio y el material. Se agrupan en tres clases generales:   Roscados



  Soldados



  Bridas



50

 

 

2.21.2. Soporte de tuberías.Son elementos que soportan tanto cargas estáticas como dinámicas provenientes provenien tes de la tubería y equipos a los cuales se encuentra asociado. Los elementos de soporte consisten en los fijadores y uniones estructurales.

2.21.3. Fijadores.Los fijadores incluyen elementos que trasladan la carga desde la tubería o vinculo estructural, a la estructura o equipo de soporte. Estructuras adicionales.- los aditamentos estructurales incluyen elementos que estan soldados, empernados o engrampados a las tuberías tales como grapas, anillos, orejetas, abrazaderas, correas y faldas.

2.21.4. Abrazaderas, anclajes Las abrazaderas y los dispositivos de amortiguamiento, podrían requerirse ocasionalmente  para prevenir la vibración en las tuberías. Todas las sujeciones deben ser diseñadas para minimizar las tensiones causadas a la tubería. Las secciones no integrales, tales como grapas de tubería y vigas de aro, son preferibles en sitios en que vayan a completar las funciones de soporte y anclaje.

Figura N° 24: Abrazaderas en tuberías

Fuente: Fisher solution. 2008 

51

 

 

2.21.5. Camisas   Camisas de Acero: son utilizadas para la reparación de defectos en ductos. Existen



varios tipos y configuraciones de encamisados de acero que pueden ser usados dependiendo de la configuración del segmento del ducto y del área defectuosa a ser reparada. Por su función sobre el tubo, los encamisados se clasifican en 2 tipos básicos:  

Tipo A: Provee una refuerza mecánica al tubo, pero no es diseñada para contener la presión del fluido, ni fugas.

 

Tipo B: Se conceptualiza como recipiente a presión, diseñado para contener la presión de operación del ducto en caso de fuga.

2.22. Protección de la tubería La protección de tuberías es uno de los pasos más importantes a la hora de implementar ductos ya que la protección nos ayudara a tener un buen mantenimiento de los ductos y mayor duración de ellos.

2.22.1. Corrosión.La corrosión en las tuberías puede avanzar en las partes interiores del metal a través del tiempo, que pueden conducir a un adelgazamiento de la tubería y eventualmente a la insuficiencia de la misma si no se trata. Además, la corrosión de los subproductos se realiza a menudo en la tubería de aguas abajo, que puede contaminar el fluido, causar la erosión y la corrosión de las tuberías y obstruir los orificios de la válvula.

Figura N° 25: Corrosión en tuberías de acero

Fuente: LANE, Russell W. Control de incrustaciones y corrosión en instalaciones 52

 

 

2.22.2. Protección catódica.La protección catódica por corriente galvánica para tuberías, es un fenómeno electroquímico que se manifiesta al conectar la superficie externa de la tubería (cátodo), con un par más activo (ánodo de sacrificio) que se oxida, en vez de la superficie exterior de la tubería de acero.

2.22.3. Protección de tuberías superficiales.Las tuberías expuestas al aire libre, son propensas al depósito o acumulación de agua, polvo, herrumbre, escapes de vapor, salitre, etc. La acumulación de estas substancias en tuberías aéreas forma pequeñas pilas galvánicas que eventualmente corroen la superficie del metal. La aplicación de pintura y un programa de limpieza superficial y mantenimiento son suficiente para alargar la vida útil de la tubería. Sin embargo la aplicación del recubrimiento de pintura debe hacerse con especial cuidado, para que cumpla su misión de aislante de agentes externos.

2.22.4. Protección en tuberías enterradas.Las tuberías enterradas, a diferencia de las superficiales, se encuentran completamente sumergidas en un medio electrolítico. Cada suelo tiene características particulares de resistividad-conductividad específicas, y a lo largo de la longitud de la línea esta resistividad varía por efectos de cercanías a cuerpos de agua, instalaciones enterradas, bases de edificaciones, torres de alta tensión, otras tuberías, etc. Para garantizar la protección contra la corrosión de una tubería enterrada no es suficiente un recubrimiento de pintura. Es necesario la aplicación de revestimientos que aíslen la tubería del medio en que se encuentra. Estos revestimientos pueden ser: polietileno o polipropileno, resina époxica, brea époxica, imprimante y cinta plástica adhesiva (teipe), etc. Ningún revestimiento garantiza una  protección del 100%. Impurezas en el material o proceso de aplicación de la capa protectora, golpes o ralladuras al momento del transporte o instalación pueden desmejorar desmejor ar el aislamiento. Es por esta razón que para garantizar la prolongación de la vida útil de una tubería revestida se acompaña de un sistema de protección catódica. 53

 

 

2.22.5. Limpieza de ductos.En los sistemas de tuberías de transporte de hidrocarburos es frecuente que se formen obstrucciones al flujo, debido a las mismas características del fluido. Estas obstrucciones pueden originar grandes problemas tales como la disminución de la  producción, necesidad de mayor presión de bombeo, grandes acumulaciones acumulacione s de impurezas y corrosión en las tuberías por la presencia de agua. Es por eso que cuando se requiere limpiar una tubería, se utiliza un limpiador o raspador que se desplaza por la tubería impulsada por la diferencial de presión que se crea en el flujo al taponarse el paso libre de gas con el mismo cuerpo del limpiador. Las razones más comunes para realizar una operación de limpieza en sistemas de transporte de hidrocarburos son:   Antes de empezar la operación en una línea nueva de producción.



  Cuando es evidente que existe gran acumulación de parafinas.



  Cuando en una línea de operación declina la producción.



  Cuando baja la eficiencia del sistema.



  Cuando se necesita mayor energía para el bombeo de los fluidos.



  Cuando se tiene gran porcentaje de impurezas.



 



Cuando existe presencia de corrosión por la acumulación de agua en las tuberías.

2.23. Válvulas de control: 2.23.1. Definición de válvula Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.

2.23.2. Válvula de control La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una forma determinada. 54

 

 

Dispositivo que actúa directamente sobre un flujo. Con ese control de flujo controla muchas variables:   Flujo propiamente dicho.



  Presión.



  Temperatura.



  Composición



2.23.3. Válvulas de aislamiento Su función es interrumpir el flujo en la línea de forma total y cuando sea preciso. Son llamadas también válvulas de cierre de interrupción, de bloqueo o de corte en virtud de su propósito dentro del sistema de fluidos. Este tipo de válvulas se divide en dos grupos en función al movimiento del fluido estas son:  

Válvulas de aislamiento lineal: son aquellas cuyo movimiento del eje se realiza de forma vertical, desde arriba hacia abajo para la acción del cierre, y de abajo hacia arriba para la acción de apertura. Son imprescindibles cuando se trata de manejar fluidos compresibles como el vapor con el fin de que el cierre lento no provoque fenómenos hidráulicos que pudiesen dañar la válvula y el sistema en general.

Dentro de las válvulas de aislamiento lineal los tipos más comunes son:   Válvulas de globo o  Válvulas de compuerta o

  Válvulas de diafragma

o

  Válvulas de guillotina

o

 

Válvulas de aislamiento giratorio: son aquellas cuyo movimiento del eje se realiza de forma rotatoria en 90° como carrera total. De la misma forma, se caracteriza por ser de movimiento de cierre y apertura rápidos.

55

 

 

 Normalmente se utilizan para trasegar fluidos no comprensibles en estado líquido y a  presiones de ejercicio bajas. El mando de accionamiento a ccionamiento suelo ser una palanca de agarre. Dentro de las válvulas de aislamiento rotatorias las más comunes son:   Válvulas de globo

o

  Válvulas de macho

o

  Válvulas de mariposa

o

2.23.4. Válvulas de retención Cuya misión, es impedir que el flujo retroceda hacia hac ia la zona presurizada cuando es esta ta decrece o desaparece. Son accionadas por la propia presión del fluido. De la misma forma, son válvulas unidireccionales, que abren en sentido del flujo f lujo y son cerradas en el sentido contrario al flujo. Existen diferentes tipos de válvulas de retención en función de su diseño como ser:  

Válvulas de retención de disco partido o doble plato

 

Válvulas de retención de disco con muelle

 

Válvulas de retención de bola

 

Válvulas de retención labiadas

 

Válvulas de retención de tipo pistón

Figura N° 26: Tipos de Válvulas

Fuente: Tipos de válvulas, Técnicos en mantenimiento de proyectos y manuales.

56

 

 

2.23.5. Válvulas de regulación Llamadas también válvulas de control, son aquellos que modifican la cantidad de fluido en un sistema. Las válvulas de regulación más habituales, son las accionadas por una fuente de energía externa (eléctrica o neumática). Estas válvulas se consideran como el elemento final del sistema de control por donde el fluido circula y normalmente son empleados en procesos donde sea necesaria la realización de movimientos continuos y de regulación precisa. También existen válvulas de accionamiento manual que poseen un obturador caracterizado, cónico o parabólico también son caracterizadas como de regulación.

2.23.6. Válvulas de seguridad y alivio.Las válvulas de seguridad y alivio son dispositivos auto accionadas por el fluido que  provienen la sobre presión en recipientes presurizados, p resurizados, líneas y otros equipos generales. Las válvulas suelen ser diseñadas en ángulo de 90° para facilitar la evacuación del fluido del sistema. Las válvulas se componen de un muelle preparado a una determinada presión de disparo por encima de la cual actuara liberando el fluido del sistema. (tfg

vamindustry_v04.pdf/tuberias valvulas y accesorios)  Figura N° 27: Válvula de alivio

Fuente: Válvula de seguridad, Imeico industrial S.A.  

57

 

 

2.24. Soldadura en ductos.La soldadura es un proceso de fabricación en el que cual se unen dos materiales distintos, normalmente metales. Esto se logra a través de la coalescencia c oalescencia de varios metales en un cuerpo único, de tal manera que las piezas son soldadas derritiendo los metales y agregando un material de relleno derretido, el cual posee un punto de fusión menor al de la pieza a soldar.

2.24.1. Tipos de soldaduras.Hay dos tipos de soldadura: con alimentación de alambre y con electrodo revestido. En el primer caso se utiliza una pistola para alimentar el alambre al área de la soldadura y  para ello se pueden utilizar pistolas de tipo estándar o pistolas de bobina (las estándar usan el alambre ubicado dentro de la máquina y alimentado a través de un cable y las pistolas de  bobina usan alambre ubicado en la misma pistola). Es importante reseñar que el tipo de alambre determina la configuración de máquina de soldar. Así, cuando se utiliza alambre sólido el gas de protección de un cilindro de gas conectado a la máquina es necesario para proteger las piezas soldadas (esto es también conocido como soldadura MIG, es decir, de gas inerte metal). Cuando se usa el alambre de núcleo de fundente, un producto químico dentro del alambre facilita su protección, por lo que ningún elemento adicional es necesario.

Figura N° 29: Soldaduras en tubería

Fuente: YPFB Corporación 2012

58

 

 

2.24.2. Técnicas de soldadura  



A gas: es una técnica sencilla, económica y común; no es muy empleada en procesos industriales. La más empleada es la de combustión de acetileno en oxígeno o mejor conocida como la autógena. Entre sus ventajas podemos decir que es la más económica de todos los tipos, así como también es de fácil movilización del equipo. Generalmente se usa en trabajos de plomería.

 



Por arco: una técnica que actualmente es muy desarrollada, ella hace empleo de una fuente energía eléctrica, bien sea continua o alterna, para derretir los metales. Aunque existen muchas variantes estas dependerán de la fuente de energía, los electrodos a utilizarse o la implementación de un gas o no para lograr la fundición de los materiales, entre los cuales tenemos: Soldadura de electrodo, de arco metálico o de gas inerte, de arco de núcleo fundente, de gas de tungsteno, de arco sumergido.

 



Por resistencia: técnica que necesita de una corriente eléctrica que va directamente a las piezas a soldarse, lo que permite a fundirlas y unirlas. Una de las desventajas es el costo de sus equipos, además no es de uso común. Hace uso de las soldaduras por  puntos y la de costura..

 



De rayo de energía: se usa un equipo que emite un rayo láser por medio de un haz de electrones, los cuales son disparados para lograr una de alta precisión, es uno de los tipos más costosos que hay; pero su ventaja es ser muy rápida de realizar, es la mejor  para cuando se produce en e n masa.

 



De estado sólido: esta técnica permite pe rmite unir piezas sin tener que fundirlas; esto se logra mediante ondas de ultrasonido, por lo general se usan con materiales plásticos.

 



Explosiva: se trata de colisionar las piezas a una alta velocidad, esto permite que los materiales se plastifiquen y si unan. (NRF-030-PEMEX-2009.pdf)

59

 

 

2.25. Procedimientos mecánicos y civiles para la instalación del ducto 2.25.1. Apertura de vía Son las operaciones previas a la iniciación de los trabajos de terracería y otros, con el objeto de eliminar toda clase de vegetación existente. Este trabajo consiste en el chapeo, tala, destronque remoción y eliminación de toda clase de vegetación y desechos que estén dentro los límites de derechos de vía, ex excepto cepto la vegetación que sea designada para que permanezca en su lugar o tenga que ser removida. La apertura también incluye la debida preservación de la vegetación que se debe conservar a efecto de evitar cualquier daño que se pueda ocasionar en la carretera.

Figura N° 30: Apertura de vía

Fuente: Carreteras en selva/ salva vida 2010. 2.25.2. Derecho de vía.El derecho de vía (DDV) es la franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de hidrocarburos. El material producto de la excavación, en ningún caso debe estar a menos de un metro de distancia de la orilla de la zanja, y la inclinación del material de la excavación no debe ser mayor a 45 grados con respecto a la superficie horizontal. La separación entre ductos dentro 60

 

 

de la misma zanja debe ser de 1,00 metro como mínimo y la separación entre ductos en diferente zanja debe ser de 2,00 metros como mínimo de pano a pano. La separación entre ductos que se cruzan debe ser de 1,00 metro como mínimo a pano inferior del ducto existente. La separación mínima entre la pata de la torre o sistema de tierras de la estructura de una línea de transmisión eléctrica y el ducto debe ser mayor de 15 metros para líneas de transmisión eléctrica de 400 kilo volts, y mayor de 10 metros para líneas de transmisión eléctrica de 230 kilo volts y menores. Cuando no sea posible lograr las distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del caso particular para reforzar el recubrimiento dieléctrico de la tubería donde sea necesario y, por ningún motivo, la distancia debe ser menor a 3 metros respecto de la pata de la línea de transmisión eléctrica (ASME , 1999).

Tabla N°12: Derecho de vía según diámetro de tubería Diámetro

Ancho del derecho de vía

(Pulgadas) De 4 a 8 in

A 10

B 3

C 7

De 10 a 18 in

13

4

9

De 20 a 36 in

15

5

10

Mayores a 36 in

25

10

15

Fuente: ASME (2000) Donde:

A: Ancho total del derecho de vía. B: Ancho de la zona de alojamiento del material producto de la excavación, medido desde el centro de la zanja. C: Ancho de la zona de alojamiento de la tubería durante el tendido, medido desde el centro de la zanja.

2.25.3. Cruce de carreteras.Para estos cruces se realizan perforaciones horizontales desde los extremos de la carretera hasta el extremo opuesto, para estos cruces se implementara el espesor de las paredes de la tubería de (tubería para cruces especiales). 61

 

 

El cruce de carretera será realizado incrementando la profundidad de enterramiento a 2 m y en todos los casos se contara con la respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de  pared).El cruce de caminos será realizado incrementando la profundidad de d e enterramiento a 1.5 m y en todos los casos se contara con la respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de pared).

2.25.4. Cruce con ríos.Los cruzamientos de los ductos con ríos, requieren de un análisis y diseño para disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga. Estos cruzamientos pueden realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales. Para el primer caso se debe construir un sistema de soporte para la tubería por medio de pilas, armaduras y cables (similar a un puente). Debe evitarse la colocación de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de tubería sea recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras que para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una  profundidad mínima, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión del agua a todo lo ancho del cauce en este caso se realizara por debajo del rio.

2.25.5. Apertura de zanja.La ejecución de las zanjas plantea una problemática específica por su realización en el subsuelo:   Existencia conocida, o desconocida en muchos casos, de canalizaciones eléctricas de alta y baja tensión, de gas, de agua, telefónicas, etc.... que pueden ser causa de accidentes graves o conllevar grandes indemnizaciones por daños y perjuicios.  

Aparición de corrientes subterráneas, nivel freático alto, antiguas minas etc., que ocasionan derrumbamientos y socavones. En otros casos, aparición de rocas que  precisan la voladura con explosivos. exp losivos.

 

Discurren próximas a cimientos, en muchos casos antiguos y deficientes, en obras situadas en zonas edificadas.

 

Presencia de yacimientos paleontológicos o arqueológicos. 62

 

 

Una vez nivelado el terreno se procederá a la apertura de una zanja, en la cual se enterrará la tubería. Su profundidad será tal que asegure la tapada mínima requerida para las líneas. En todos los casos, los cruces especiales e instalaciones complementarias tendrán la tapada mínima especificada en los respectivos planos que integran estas Especificaciones Técnicas. En los casos de cruces de otras cañerías o cables existentes, el ducto se profundizará lo suficiente para dar cumplimiento a lo especificado en los Planos de Trazado.

2.25.6. Tapado de zanja.En todos los casos se deberá acondicionar el fondo y la tapada de la zanja. Tal acondicionamiento será realizado con tierra seleccionada libre de piedras u otros elementos que pudieran ocasionar daños a la cobertura anticorrosiva, disponiendo un manto debajo y sobre la tubería de un espesor mínimo de 0,10 m. El fondo de la zanja debe tener una rasante suave y uniforme, a fin de evitar pendientes abruptas.

2.25.7. Transporte de tubería.Los tubos serán transportados en camiones hasta el lugar de la obra, obr a, y distribuidos en el DDV. Cuando las características del terreno (curvas, ondulaciones, ond ulaciones, etc.) así lo requieran se doblarán los tubos con la ayuda de máquinas especiales. Para el transporte de los tubos por vía terrestre como se puede ver en la imagen 3.7 y 3.8 se debe cumplir con los requerimientos indicados en los códigos API-RP-5L1 y API-RP-5LW o equivalentes.

Figura N° 31: Transporte de tuberías vía terrestre

Fuente: molecor.com 63

 

 

2.25.8. Bajada de tubería. Una vez que las tuberías hayan sido soldadas y verificadas, se procederá a depositarlas en la zanja, cuidando de no dañar los tubos en esta operación. Una vez depositada en la zanja como se ve en la imagen, se realizará una nueva inspección del revestimiento con equipos adecuados y recién, se ejecutará el tapado de la tubería con tierra libre de piedras y se dejará un montículo de suelo conocido como “lomo de pescado”. 

Figura N°32: Bajado de tubería 

Fuente: Ingeniería de construcciones CONEEQUIPOS. 2.25.9. Prueba hidrostática.La prueba de presión hidrostática es un proceso que usa agua para ejercer presión pr esión en un ducto a niveles muchos mayores de su presión de operación habitual. Así funciona:  

El segmento de gasoducto que está a prueba se retira del servicio de forma temporal y se realizan excavaciones en ambos extremos del segmento para exponer el gasoducto. Luego, el gas natural de su interior se descarga de forma segura.

 

Se retiran secciones cortas del gasoducto de ambos extremos del segmento para  probarse y los extremos se sellan con tapas de prueba.

 

A continuación, el segmento sellado para la prueba se llena con agua mediante el uso de una bomba. Se incrementa la presión del agua hasta un punto mayor del que

64

 

 

operará normalmente el gasoducto para ver si tiene alguna fuga. Luego de mantener la presión aumentada durante ocho horas o más, la prueba se ha completado. Las pruebas hidrostáticas y el secado de las secciones ensayadas ensa yadas se llevarán a cabo de acuerdo a la especificación Técnica Norma YPFB Transporte S.A. Se deberá tener en cuenta que el ducto será sometido a los ensayos hidrostáticos sin las válvulas de bloqueo de línea instaladas, de manera de no generar perjuicios en la misma. La calidad del agua para las pruebas será limpia, calidad potable. Para el caso de tuberías de acero inoxidable, la cantidad máxima de cloruros no excederá los 50 ppm.

65

 

 

Capítulo III Estudio de Mercado 3.1. Introducción.En el estudio de mercado podremos analizar la oferta y demanda de nuestros productos de combustibles líquidos producidos en Bolivia, en especial el gas licuado de petróleo (GLP). En el presente proyecto se realizara un diagnóstico sobre el consumo de combustible de GLP a nivel nacional e internacional, así como también se realizara cálculos necesarios, tomando en cuenta datos históricos proporcionados por YPFB corporación, Ministerio de hidrocarburos plan de inversiones YPFB (2009-2015)   y datos estadísticos de la agencia nacional de hidrocarburos ANH.

YPFB cumplirá sus compromisos en la oferta de gas natural y líquidos para el mercado interno, industrialización de los hidrocarburos y la exportación. La producción de hidrocarburos reduce reservas, a medida que pasa más tiempo y a medida que se produce más volúmenes la reducción es mayor, razón por la cual la actividad exploratoria debe ser intensa para descubrir nuevos campos y reponer reservas. r eservas. A fin de tener una estimación sólida de los niveles de reservas del país se ha realizado análisis especializados de los comportamientos de los campos, principalmente mega campos, para tener una estimación sólida de las reservas esperadas con cierre a finales.

3.2. Producción de Gas natural en Bolivia. La canadiense Sproule Internacional Limited informó que las reservas probadas de gas natural de Bolivia al 31 de diciembre de 2017 son de 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF).   Lo que significa que el país puede continuar con sus actuales volúmenes de producción y exportación de gas durante los próximos 14 años, al ritmo de explotación actual.

66

66

 

 

En tanto, las reservas de gas probadas y probables ascienden a 12,5 TCF; y las reservas de gas probadas, probables y posibles llegan a los 14,7 TCF. En 2009 la empresa Ryder Scott certificó 9,94 TCF y en 2013 la empresa GLJ reportó 10,45 TCF. La canadiense presentó además un informe de los líquidos: Petróleo, condensados de gas, gasolina y GLP y dijo que hay reservas probadas de 240.9 millones de barriles, las probables llegan a 297,7 y las posibles a 376,1 millones. millones.

Tabla N° 14: Producción de gas natural en toda Bolivia

Fuente: www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-30-180202-0939-2.pdf  www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-30-180202-0939-2.pdf   

67

 

 

Figura N° 34: Proyección de la demanda de combustibles líquidos (2009-2026).

Fuente: YPFB corporación (2012). Figura N°35: Producción de gas y líquidos

Fuente:  www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-30-180202-0939-2.pdf   Fuente: www.anh.gob.bo/InsideFiles/Inicio/Banner/Banner_Id-30-180202-0939-2.pdf  

68

 

 

3.3. Producción y consumo del combustible GLP a nivel nacional 3.3.1.. Producción de GLP en Bolivia. En Bolivia el GLP es producido en plantas de procesamiento de gas natural instaladas en campos de producción de hidrocarburos, en plantas de separación de líquidos (PSL) y refinerías. 

Figura N° 36: Bolivia Localización de plantas de GLP y refinerías Fuente: Ministerio de hidrocarburos

3.3.2. GLP de Plantas en Bolivia. Es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) extraído del Gas Natural en plantas de extracción de licuables en campos de producción.

69

 

 

A partir de la gestión 2013 se incorpora el GLP producido en plantas de separación de líquidos, instalaciones últimas que separa de la corriente de gas adecuada para el transporte, las fracciones de propano, butano e isopentanos a fin de extraer estos licuables y bajar el  poder calorífico a especificaciones contractuales establecidas para el Gas Natural con destino a mercados de exportación.

3.3.3. GLP en refinerías en Bolivia. Es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) obtenido durante el refinado de petróleo petróle o extraído de los campos de hidrocarburos.

Figura N° 37: Producción de GLP en refinerías.  

Fuente: Elaboración  dirección de regulación económica económica - ANH en base a datos de la Dirección de Refinación e Industrialización/ANH

70

 

 

Figura N° 38: Producción de GLP en PSL

Fuente: Elaboración  dirección de regulación económica económica - ANH en base a datos de la Dirección de Refinación e Industrialización/ANH La producción de GLP en refinerías se incrementa a partir de la gestión 2015 producto de la  Nueva Unidad de Reformación Catalítica, siendo la producción más representativa r epresentativa la de la Refinería Gualberto Villarroel, seguida por Guillermo Elder Bell y finalmente Oro Negro. La producción de GLP en Bolivia se da tanto por plantas de GLP como de refinerías de  petróleo. La producción de GLP en Bolivia se sustenta principalmente en la producción de las plantas de proceso de GN y plantas separadoras de líquidos la cual representa en los últimos años alrededor del 74% de la producción nacional. La producción total de gas licuado de petróleo (GLP) a nivel Bolivia, incrementó de manera  progresiva desde la gestión 2006 hasta la gestión 2008; no obstante en el período comprendido entre las gestiones 2009 y 2013 se observa una disminución a raíz de la declinación de la curva de producción de gas natural de los campos productores y a la disminución de la calidad del gas natural en los campos gasíferos con facilidades de extracción de GLP.

71

 

 

Tabla N° 15: Producción de GLP

Fuente: Elaboración en el programa de producción de GLP en Iberoamérica/ En base a datos de Gerencia de plantas YPFB/ Dirección de refinación e industrialización ANH En las gestiones 2013-2014, además de la producción de GLP proveniente de plantas y refinerías, se incorporan los volúmenes obtenidos en la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande, en la gestión 2015 entra en funcionamiento la Planta de Separación de Líquidos Carlos Villegas Quiroga que incorpora volúmenes de producción de GLP a partir del mes de septiembre gracias a la sinergia del proyecto con el incremento de producción de gas natural en el campo de producción Margarita (ubicado al sur del país) que va acompasada con el incremento de la demanda contractual del mercado argentino. (Dirección de regulación económica ANH).

72

 

 

Figura N° 39: Producción de GLP en Bolivia

Fuentes de GLP en Boliv Bolivia ia Refinerías de petróleo 26% Plantas de GLP 74%

Refinerías de petróleo Plantas de GLP

Fuente: Plan de inversiones YPFB (2009-2015) La producción de GLP en plantas se produce en las plantas de Carrasco, Vuelta Grande, Paloma, Colpa –   Caranda, Caranda, Rio Grande y Gran Chaco. Tiene una producción promedio de 710 TMD. La producción de GLP en refinerías se produce en “Gualberto Villarroel” en Cochabamba y “Guillermo Eider Bell” en Santa Cruz, con una producción promedio de 220 TMD.  

3.4. La planta separadora de líquidos Rio Grande: La producción del gas de los campos del sur de Bolivia, transportada por los gasoductos GASYRG y YABOG, se exporta principalmente hacia el mercado brasileño, este gas posee una calidad superior a la mínima requerida por contrato, lo que implica que se puede recuperar líquidos del mismo y seguir cumpliendo con la calidad de gas indicada en el contrato. Con este objetivo se implementa una planta de extracción de licuables de gas natural de 200 MMSPCD. A partir del procesamiento de este gas se obtiene GLP, Gasolina Estabilizada y Gasolina Rica en Isopentanos.

73

 

 

3.5. La planta separadora de líquidos Gran Chaco.La planta procesa la corriente de gas natural proveniente de Sábalo, San Alberto y Margarita formando el gasoducto de integración Juana Azurduy (GIJA) el cual es la fuente de alimentación para la Planta de Separación de Líquidos Carlos Villegas, que tiene una capacidad de procesamiento de 32 MMPCD, de dicha planta se puede obtener GLP, Gasolina Estabilizada y Gasolina Rica en Isopentanos

3.6. Demanda interna de GLP en Bolivia.La oferta y demanda de hidrocarburos líquidos fue analizada y proyectada por YPFB Corporación y difundida mediante el PEC, donde se observa el comportamiento histórico y  proyectado.

El comportamiento histórico (2006-2010) de la demanda de GLP muestra un crecimiento  promedio del 2%. La demanda histórica alcanzó a 1.037 Mbpd durante d urante el 2010.

Tabla N° 16: La tasa de crecimiento histórica y proyectada de GLP considera en el PEC

Producto

2006 - 2010

2011 - 2015

2016 - 2020

GLP

2%

4%

3%

Fuente: YPFB logística PEE (2012-2016) Las proyecciones registradas en PEC para el abastecimiento de GLP prevén el control de la demanda al 2016 debido a la construcción de la planta separadora de líquidos de Rio Grande. La macro estrategia de abastecimiento considera las proyecciones al 2026 de la producción de plantas actuales, la producción nacional de refinerías y la incorporación de las nuevas  plantas de Rio Grande (2013) y Gran Chaco (2014), suficientes para satisfacer la demanda al 2026 y mostradas en el gráfico siguiente.

74

 

 

Figura N° 40: Demanda y producción de GLP (2012 - 2026)

Fuente: YPFB logística PEE (2012-2016)  Con una producción por encima de 2500 TMD de GLP del país se convierte en exportador de GLP a los mercados vecinos. La Estrategia de Largo Plazo para el periodo 2015-2026 contempla el inicio de operaciones en paralelo de una Planta de GTL y el primer módulo de una Nueva Refinería, ambos en el año 2015, la entrada en operación del segundo módulo de la Planta de Separación de Licuables de Madrejones e inversiones en transporte y almacenaje. (YPFB logística PEE (2012-2026))

Tabla N° 17: Venta de GLP al mercado interno por departamento en TMD

Fuente: Gerencia nacional de comercialización.

75

 

 

3.7. Mercado de exportación del GLP.El carburante que es producido en las plantas de separación de líquidos Río Grande y Gran Chaco de Santa Cruz y Tarija, respectivamente, es comercializado solo en los mercados de Paraguay y Perú. Al primer país se envía 80 % del energético y al segundo el restante 20%.(Datos extractados del sitio web INE)

3.8. Demanda de GLP en Paraguay.El GLP le sigue al diésel y la gasolina de motor en participación porcentual en la estructura del consumo de derivados del petróleo a nivel nacional en Paraguay. El consumo de GLP a nivel nacional registró un crecimiento del orden del de l 2,3 % respecto al consumo del año 2014. Según los datos obtenidos en el Balance Nacional de Energía Útil, el 73 % del consumo de GLP está localizado en el sector residencial. De acuerdo a la Encuesta Permanente de Hogares 2015, el porcentaje de hogares que utilizan GLP como combustible principal en la cocción de alimentos se incrementó del 56,1 % en el año 2014 al 58,2 % en el año 2015, lo que significa según cálculos, que alrededor de 67 mil nuevos hogares optaron por el GLP como combustible principal en la cocción de alimentos.

Tabla N° 18: Importaciones de GLP año 2016 en Paraguay PORCENTAJE DE PARICIPACION POR PAIS - 2016 PAIS

FOB DOLAR

KILO BRUTO

%

BOLIVIA

15.583.759

56.385.500

86%

PARAGUAY

2.695.930

9.075.940

14%

TOTAL

18.279.689

65.461.440

100%

Fuente: FIGAS (VIII foro internacional de gas y energía)  

76

 

 

Figura N° 41: Porcentaje de importación en Paraguay 2016

Fuente: FIGAS (VIII foro internacional de gas y energía) El país de Bolivia es el mayor exportador de GLP desde la inauguración de la planta separadora de líquidos Gran Chaco ya que Bolivia al encontrarse al centro de Sudamérica tiene un lugar estratégico geográficamente para poder vender sus excedentes a pises vecinos como Paraguay, Perú, Argentina los cuales son países que importan GLP para satisfacer su demanda interna y llegarían a ser potenciales compradores de este suministro. Durante la gestión 2018, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comercializará en Paraguay un volumen de 70.000 toneladas métricas por año (TMA) de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

En promedio, por mes se tiene la meta de enviar 5.500 toneladas métricas (TM) del producto en invierno y 4.800 TM en verano al país vecino, mercado que está abastecido en un 90 por ciento por el combustible boliviano.

77

 

 

Capítulo IV Ingeniería del proyecto 4.1. Introducción En el presente capitulo, se realizara el cálculo para el diseño del PBP Propanoducto BoliviaParaguay en el cual se tomaran varios factores en cuenta para su diseño, tomando en cuenta el caudal que se necesita transportar para abastecer la demanda futura del país vecino Paraguay.

4.2. Determinar la oferta de GLP en Bolivia y la demanda de GLP en Paraguay Los datos de demanda anual de GLP fueron recolectados por el ministerio de hidrocarburos y energía y por la agencia nacional de hidrocarburos, hidrocarburo s, por lo tanto la validación de estos datos se puede observar en el anexo 1, de los valores de exportación de GLP a Paraguay.

4.2.1. Pasos para proyectar la demanda de GLP El primer paso será aplicar el método de mínimos cuadrados para poder obtener la  proyección. Según los datos obtenidos del consumo anual de GLP en Paraguay se debe realizar una serie de pasos para poder dete rminar el coeficiente de relación “a” y “b”, lo cual nos ayuda a obtener la proyección de demanda de GLP en Paraguay, se toma en cuenta los datos de exportación para realizar una regresión potencial a futuro debido a que las tasas de crecimiento por año varían considerablemente se considera este método para estimar un aproximado de la demanda. Utilizando las siguientes ecuaciones:

=+  ∑=   ̅ ̅  = ∑  ̅ −−  

 

 

78

 

 

4.2.2. Proyección de la oferta de GLP en Bolivia En Bolivia el consumo de GLP es muy importante ya que es uno de los combustibles más usados en el país en especial en el uso doméstico, de esta manera la producción de este hidrocarburo fue aumentando a medida de los años.

Tabla N°15: Producción de GLP en Bolivia 2010 - 2016 Años

Producción de GLP a Bolivia (TMD)

2010

960

2011

943

2012

947

2013

1130

2014

1137

2015

3031

2016

3031

Comercialización –  Dirección  Dirección Nacional de Hidrocarburos Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Líquidos, Agencia Nacional de Hidrocarburos.  www.anh.gob.bo/index.php?N=noticias&O=272)  (www.anh.gob.bo/index.php?N=noticias&O=272)

Imagen N°39: Producción de GLP en Bolivia 2010 - 2016 3500     D3000     M     T    n2500    e     P     L2000     G    e     d    n1500    o    i    c    c 1000    u     d    o    r     P 500

Producción de GLP a Producción Bolivia (TMD)

0 2010 2010 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2016 2016

Años

Fuente: Elaboración propia según datos dados por la Agencia Nacional de hidrocarburos.

79

 

 

Tabla N°16: Coeficiente de correlación Variables

X

Y

XY

X2

Y2

2010

960

1929600

4040100

921600

2011

943

1896373

4044121

889249

2012

947

1905364

4048144

896809

2013

1130

2274690

4052169

1276900

2014

1137

2289918

4056196

1292769

2015

3031

6107465

4060225

9186961

2016

3031

6107465

4069256

9186961

14091 11179 22513906 28370211 236651249 Fuente: Elaboración propia según los datos de la tabla N°15.

Total

Cálculos. Tabla N°17: Calculo de variables para la proyección Paso 1 Paso 2 Paso 3

Paso 4

Paso 5

n = 7  

 Ῡ = ∑ = 111797 = 283702117∗ = 140917 =2013 =,  = ∑∑ ̅̅̅ = ∑225139067∗2013∗1597  =  –  –  ̅ =15972,100∗2013=.  

 

 

 

Fuente: Elaboración propia en base a los resultados de la tabla N° 16.

 

80

 

 

Proyección de la producción de GLP en Bolivia. Tabla N°18: Proyección de producción de GLP 2017-2038  N° 1 2

Año 2017 2018

Producción 1605.4 1607.5

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

1609.6 1611.7 1613.8 1615.9 1618 1620.1 1622.2 1624.3 1626.4 1628.5 1630.6 1632.7 1634.8 1636.9 1639 1641.1 1643.2 1645.3 1647.4 1649.5

Fuente: Elaboración Elaboración propia según cálculos  

Columna N° 1: En esta primera columna se tiene el número de puntos que será calculado.

 

Columna N° 2: En esta segunda columna se tendrá los Años de producción de GLP en Bolivia que estarán desde el año 2017 al 2038.

 

Columna N°3: En esta tercera columna se tendrá ya los valores de proyección de la demanda de GLP se calcula con la ecuación:

Ejemplo del primer punto:  

 =2630.3+2.1=0000++22017017  = 161605.05.4 

 

81

 

 

4.3. Proyección de la demanda de GLP en Paraguay.El volumen de exportación GLP a este país se va incrementando cada año, ya que el país vecino consumirá más volúmenes de gas licuado de petróleo, el crecimiento de consumo es notorio de gestión en gestión. Como se muestra en la tabla N°19.

Tabla N°19: Volúmenes de exportación de GLP 2015 - 2020 Exportación de GLP a Paraguay Años (TMD) 2015 107 2016 217 2017 221 2018 225 2019 230 2020 235 Fuente: Instituto nacional de estadísticas INE Figura N°40: Volúmenes de exportación de GLP a Paraguay 250     D     M200     T    n    e     P150     L     G    e     d    a100     d    n    a    m 50    e     D

Produccion

0 2015

2016

2017

2018

2019

2020

Años

Fuente: Elaboración propia en base a los datos obtenidos de exportación de GLP

En la tabla N° 19 se encuentra los valores de cada una de las variables de las ecuaciones y de esta manera poder reemplazarlas en la ecuación ## y tener la ecuación característica de la  proyección.

82

 

 

Tabla N°20: Coeficiente de correlación Variables

X

Y

XY

X2

Y2

2015

107

215605

4060225

11449

2016

217

437472

4064256

47089

2017

221

445757

4068289

48841

2018

225

454050

4072324

50625

2019

230

464370

4076361

52900

2020

235

474700

4080400

55225

24421855

266129

12105 1235 2491954 Fuente: Elaboración propia según datos de la tabla N°19.

Total

Cálculos.

Paso 1 Paso 2 Paso 3

Paso 4

Paso 5

Tabla N°21: Calculo de variables para la proyección n = 6 

 Ῡ = ∑ = 12356 =. ̅ = ∑ = 121056 =. ∑   ̅ 24919546∗2017.5∗205.83   ̅ 8=321.244218556∗ 2017.5  =.  = ∑ =205. 82∗2017. = –– 5̅ =.  

 

 

 

 

Fuente: Elaboración propia en base a los resultados de la tabla N°20. 4.3.1. Proyección de la demanda de GLP en Paraguay.

Una vez determinado las variables “a” y “b”, se calculara la proyección del consumo anual

de GLP en el país de Paraguay a partir del año 2020 al 2040. En la tabla N° 14 se muestra la proyección de GLP.

83

 

 

Tabla N°12: Valores obtenidos de proyección de demanda  N° 1 2 3

Año 2021 2022 2023

Demanda 282.2 304.02 325.84

4 5 6 7 8 9 10 11 12

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

347.66 369.48 391.3 413.12 434.94 456.76 478.58 500.4 522.22

13 2033 544.04 14 2034 565.86 15 2035 587.68 16 2036 609.5 17 2037 631.32 18 2038 653.14 19 2039 674.96 20 2040 696.78 Fuente: Elaboración propia/ según datos de producción de HC/INE/ GLP Columna N° 1: En esta primera columna se tiene el número de puntos que será calculado. Columna N° 2: En esta segunda columna se tendrá los Años de consumo de GLP en Paraguay que estarán desde el año 2021 al 2040. Columna N°3: En esta tercera columna se tendrá ya los valores de proyección de la demanda de GLP. Ejemplo del primer punto:

 = ++  =43816.02+21.822 22021021 = 282.282.2   

 

84

 

 

De esta manera se realizó el mismo cálculo para cada año. Con la proyección de la demanda de GLP se pudo determinar el caudal que se tendrá en futuros años en este caso el año 2038 que es de 653.14 TMD, lo cual nos ayudara a poder desarrollar el diseño del propanoducto PBP para satisfacer dicha demanda

Figura N°41: Gráfica de la demanda futura de GLP

Proyeccion de demanda 2040 2030 2020 2010    s    o     ñ     A

    2  .     2     4     6     8     3     2     2     0  .     8  .  .     6     4  .     4     8     4  .     1  .     9     7     2     0     5     9     1  .     9     2     3     4     3     3     3     6     3     1     4     3     3     4     4

    6     7  .     6     5     4

    8     5  .     8     7     4

    4  .     0     0     5

    2     2  .     2     2     5

    4     0  .     4     4     5

    6     8  .     5     6     5

    8     6  .     7     8     5

    5  .     9     0     6

    2     3  .     1     3     6

    4     1  .     3     5     6

    6     9  .     4     7     6

    8     7  .     6     9     6

Volumen en TMD

Fuente: Elaboración propia con ayuda de los datos/obtenidos por la agencia nacional de hidrocarburos ANH. La proyección obtenida a partir del año 2018– 2038 mostrados en la Tabla; se elaboró la  proyección de Gas Licuado de Petró Petróleo leo GLP con el software Excel la misma se muestra en la Grafica; este Grafica representa dos ejes: el eje vertical que representa los años de consumo de GLP el eje horizontal representa la proyección obtenida en TMD.

85

 

 

4.4. Geología del área de estudio Luego de revisar revistas técnicas geológicas de YPFB y mediante consulta a ingenieros geólogos, se determinó la siguiente tabla respecto a las formulaciones geológicas existentes en Bolivia.

Tabla N°: Formaciones geológicas en Bolivia EPOCAS FORMACIONES

ROCAS

CENOZOICA

Cuaternario Terciario

Santa Rosa Protani, Sacaba, Morochata, Bolivar, Chaco, Yecua, Pocoata, La Paz

Sedimentos sueltos

MESOZOICA

Cretacico

La puerta, Toro Toro, Miraflores, Camargo, Yantata, Cajones

Areniscas, Calisas, fosiles.

Jurasico

Revelo

Triasico

Vituaca, Cangapi, Ipaguazy

Permico Carbonifero

Chutani, Tiquin San Telmo, Scarpment, Taiguat,Tarija

Devónico

Iquiri, Los monos,Huamampampa, Icla, Santa Rosa

Aremiscas, Lutitas

Silúrico

Lallagua, Unica, Catavi, Cancañiri

Lutitas

Ordovicio

Capinota, Anzaldo. San Benito, Obispo

Cuarcitas, Lutitas, limolitas

Cambrico

Sama, Condado Tarija, Arispas, Puntiti,Limbo Cbba.

Orto cuarcitas

Precambrico

Chiquitania, San Ramon, San Javier, San José

Granitos

ERAS

PALEOZOICA

Areniscas Multicolores

Fuente: Msc Soruco Waldir, Apuntes de geología aplicada de gas y petróleo

86

 

 

Por ultimo estudiando y analizando el tramo en específico de Yacuiba  –   Mayor Infante Rivarola, donde se realizará el tendido de ducto, se puede observar en la figura que el área de estudio está compuesto por depósitos aluviales, fluviolacustres, coluviales, residuales, dunas y los sedimentos característicos de esta zona que es la cuaternaria que son gravas, arenas, limos, arcillas. En el recurrido del ducto la época de estudios es la cuaternaria, como se mostró anteriormente es la época más joven, es decir que está a la superficie. Dado la existencia de ríos en el tramo tenemos sedimentos como areniscas y conglomerados en gran cantidad.

Figura N° 33: Mapa Geológico del departamento de Tarija

Fuente:  http://www.bivica.org/upload/atlas-potencialidades-Tarija.pdf   Fuente:

87

 

 

4.4. Identificación de la zona donde se implantará el propanoducto.El mapa topográfico fue obtenido a través del programa Google Earth Pro, con lo cual el mapa se podrá realizar el perfil topográfico del propanoducto desde la planta separadora de líquidos Gran chaco Tarija hasta la zona fronteriza con Paraguay Mayor Infante Rivarola.

FiguraN°42: Ubicación en el Mapa de Yacuiba y Mayor Infante Rivarola

BOLIVIA

PARAGUAY

Ubicación del punto de llegada

Fuente: Google Maps.com En la imagen 1 se puede observar las localidades de Yacuiba y Mayor Infante Rivarola, del cual nos servirá para poder realizar el respectivo trazado de nuestro PBP (Propanoducto Bolivia –  Paraguay)  Paraguay) el cual tiene un longitud de camino de 218 km.

4.4.1. Definición de la ruta del PBP (Propanoducto Bolivia  –  Paraguay).  Paraguay). La ruta de Yacuiba a Mayor Infante Rivarola es una ruta donde la zona topográfica no se encuentran fallas topográficas de consideración, por lo cual se seleccionó una ruta recta para que de esa manera no se presente problemas pr oblemas a la hora de implementar el PBP (Propanoducto)

88

 

 

y que la distancia del propanoducto de sea más corta, que por el camino de carreta hacia Mayor Infante Rivarola, el PBP tiene una longitud de 125km.

Imagen N° 43 : Imagen satelital Trazado del propanoducto

Rutaa de Rut dell Pr Proo ano anoduc ducto to

Fuente: Elaboración propia con Google Earth Pro.

89

 

 

4.4.2. Perfil Topográfico de PBP (Propanoducto Bolivia Paraguay) Para realizar el perfil topográfico se debe obtener los datos de altura de los puntos y realizar la medición de distancia entre los puntos. Los datos de altitud y latitud de la zona topográfica topográ fica a ser estudiada nos ayudara a realizar el perfil topográfico de la ruta de PBP propanoducto Bolivia –  Paraguay.  Paraguay. Tabla N° 23: Datos de elevación y distancias del ducto. Longitud (km)

Cotas (m.s.n.m)

Longitud (km) Cotas (m.s.n.m)

0

677

31

429

1

699

32

433

2

738

33

435

3

690

34

438

4

668

35

434

5

676

36

447

6

644

37

465

7 8

637 592

38 39

468 463

9

611

40

439

10

604

41

417

11

614

42

404

12

611

43

399

13

590

44

395

14

570

45

387

15

564

46

381

16

590

47

372

17

553

48

369

18

543

49

365

19

510

50

361

20

482

51

360

21

468

52

356

22

462

53

357

23

469

54

355

24

461

55

350

25

455

56

357

26

449

57

341

27

445

58

340

28

440

59

337

29

436

60

334

30

433

61

329

90

 

 

Longitud (km) 

Cotas (m.s.n.m) 

Longitud (km) 

Cotas (m.s.n.m)  Longitud (km)  Cotas(m.s.n.m) 

62

327

91

300

120

285

63

323

92

300

121

284

64

321

93

296

122

283

65

319

94

297

123

280

66

314

95

297

124

281

67 68

312 307

96 97

295 297

125

279

69

306

98

295

70

305

99

297

71

303

100

297

72

305

101

297

73

307

102

296

74

307

103

294

75

301

104

291

76

302

105

293

77

298

106

292

78 79

297 302

107 108

291 290

80

309

109

291

81

308

110

290

82

306

111

290

83

307

112

289

84

306

113

287

85

304

114

289

86

304

115

287

87

302

116

287

88

301

117

287

89

301

118

283

90

300

119

286

Fuente: Elaboración propia según datos de altitud y latitud de la ruta con ayuda del programa google Earth y TCX Converter.

91

 

 

Imagen N° 45: Perfil topográfico del PBP (Propanoducto) 

PERFILAJE DEL DUCTO 800

Planta separadora de lí uid uidos os Gran Gran Chac Chaco o

 

700 600

    )    m500     (    n    e400    a    r    u    t 300     l     A

Mayor Infante Rivarola

 

200 100 0

Longitud en (Km)

PLANTA SEPARADORA DE LIQUIDOS GRAN CHACO ELV. 677 msnm.

800     )  .    m  . 700    n  .    s  .    m     ( 600    s    a    m500    e     d     l    e400    v     i    n    e    r 300     b    o    s    n200    o     i    c    a    v100    e     l     E

0

MAYOR INFANTE INFANTE RIVAROLA. ELV. 279 msnm.

GLP RIO PILC PILCOMAYO OMAYO ELV. 306 msnm.

    0

4

8    2    6    0    4    8    2    6    0    4    8    2    6    0    4    8    2    6    0    4    8    2    6    0    4    8    2    6    0    4     1    1    2    2    2    3    3    4    4    4    5    5    6    6    6    7    7    8    8    8    9    9    0    0    0    1    1    2    2     1    1    1    1    1    1    1

Longitud en (Km)

Fuente: Elaboración propia con datos de elevación y distancias de PBP obtenidos en el programa Google Earth.

92

 

 

4.5. Diseño de la ingeniería básica del propanoducto. En este punto del proyecto se realiza el diseño del Propanoducto, se realizara el cálculo de las longitudes, la selección de diámetros y espesores, caídas de presión, dimensionamiento de válvulas de seguridad en la tubería, válvulas y la estimación de costos que presenta el  proyecto.

4.5.1. Norma de diseño de Ductos para el transporte de Hidrocarburos Líquidos. Mediante el análisis de las normas ASME B31.4 de diseño de ductos para el transporte de hidrocarburos líquidos se pudo seleccionar las siguientes:

Tabla N° 24: Normas Específicas para el Diseño de Ductos Categoría Norma

Descripción Dentro de los límites de temperatura del

  Especificaciones de Presión y



Temperatura

metal - 20º F (- 30º C) a 250º F (120º C), los valores de presión para los componentes deben conformarse a los valores indicados para 100 º F (40 º C) en las normas para materiales listadas. La máxima presión de operación de estado

  Condiciones Normales de Operación



estable no debe exceder la presión interna de diseño y los valores de especificación de presión del componente usado. El espesor de la pared nominal de secciones rectas de tuberías de acero, debe ser igual o mayor a tn, determinado de acuerdo con la siguiente ecuación.

  Diseño de componentes a presión para



tubería recta

tn = t + A tn = espesor de pared nominal que satisface los requerimientos de presión y tolerancias t = Espesor de diseño de presión calculado en pulgadas. A = Una suma de concesiones para roscar y acanalar.

Fuente: Elaboración propia en base a las Normas ASME B31.4

93

 

 

4.6. Cálculo de los factores para realizar la ingeniería básica del propanoducto. 4.6.1. Gravedad Específica. Para el cálculo se empleara la ecuación 1:

== 

Donde:

 

 =Densidad del GLP en /   =Densidad del agua en /    ==0.0.15656/// /1000560 / /  560 / == 1000 /  =.  

 

 

 

 

4.6.2. Peso específico.-

Se aplicara la ecuación:

=∗

 

Donde:

 = DeDensnsidad / /   =Gravedad 9.81 /

 

=560 /  ∗ 9.9.8811 /  = .  //  

 

94

 

 

4.6.3. Viscosidad. Para realizar el siguiente cálculo se necesitara el valor de la viscosidad absoluta del GLP para  poder obtener la viscosidad cinemática tal valor será obtenido del d el anexo (). Donde la viscosidad absoluta del propano es: 0,105 mPa/s. Convertimos las unidades y remplazamos en la ecuación de la viscosidad cinemática.

0,105 mPa/s = 0,378 kg/mhr.

 = 

Donde:

 

=  =    / //   =    //   /ℎ  = 0.560378 /  = 6.75  1010−/ ℎ  = .   −/  

 

 

 

 

 

4.6.4. Velocidad de fluido.

De acuerdo a especificaciones, se considera que la velocidad de flujo en tuberías debe estar en un rango de 0,7 –  2,5  2,5 m/s, pero las velocidades de flujo en el transporte de líquidos, oscilan entre 0,5 a 1,5 m/s esto para evitar los golpes de ariete y presión de surgencia. Por lo tanto se tomara el valor de velocidad de 1,5 m/s.

 =.=1,5//  

 

95

 

 

4.6.5. Conversión de unidades del Caudal. El volumen obtenido con la proyección realizada se tiene un caudal de 653.24 TMD para el año 2038 el cual nos servirá para poder realizar los demás cálculos en el proyecto. Convertimos el caudal en las unidades necesarias para poder utilizarlas en las formulas.

Tabla N° 25: Calculo de volúmenes en distintas unidades Volumen del Caudal

Unidades

696.78

TMD

696780

 Kg/D

/ //ℎ

1244.25

 

51.85

 

0.0144 328705.96

Gal/D

7867.48

 Bbl/D

Fuente: Elaboración propia

4.6.6. Cálculo del diámetro

=∗      = 4  =  ∗∗ 4  

 

Donde:

 = DiCaametetumdalrroo/ℎ

 

 

96

 

 

=Velocidad /ℎ

 

 5 51. 1. 8 5     = /ℎ∗4 105ℎ∗. ∗  =4.5.5.=4400030.15//ℎ  =  .  =  .

 

 

 

DIAMETRO COMERCIAL

 

4.6.7. Cálculo número de Reynolds. Con el número de Reynolds calculado, es posible determinar el factor de fricción o el coeficiente de resistencia, el cual es un parámetro adimensional que se utiliza para cualquier tipo de perdida de carga debido a la fricción en la tubería. Remplazando en la ecuación número se tiene:

==  ∗    = VelVelocidad ddelel fluido   =Diametro de la tuberia    = Viscoosisiddadad cinemematatica del fludiudio  /

 

Donde:

 

 

 

 

== =1219200 1.1,8575/∗ /10∗ −0,152452/4   

97

 

 

  = ,   

Flujo Turbulento ya que es mayor a >4000

 

4.6.8. Cálculo de la rugosidad relativa En la taba N° se obtiene el dato de la rugosidad del material tubería estirada sin costura, teniendo un valor de 0,0015 mm, con este valor podremos calcular la rugosidad relativa con la siguiente ecuación:

 = 

Donde:

 

 ===                           = 0,0152.0154  = 9.9.8844  1010−  

 

 

 

4.6.8. Cálculo del factor de fricción. Para poder calcular el valor de factor de fricción se utilizara la gráfica de MOODY el cual nos otorga dicho valor con ayuda del número de Reynolds y la rugosidad ru gosidad relativa del material de tubería.

  = .. 

  El valor calculado fue calculado con la ecuación de Chen para poder tener un valor más  preciso que con los otros métodos para poder pode r calcular el factor de fricción.

Cálculo de pérdidas de cabeza por fricción (perdidas primarias).

98

 

 

A medida que un fluido fluye por un conducto o tubería, ocurren perdidas de energía debido a la fricción que existe entre el líquido y la pared de las tuberías. Una vez conocido el factor de fricción es posible conocer la perdida de cabeza por fricción (ecuación Darcy Weisbach).

  ∗  ℎ=∗ 2∗∗

 

Donde:

 =     =          =        125000 125000  ∗ 1, 5     ℎ=0.012∗ 2∗9,81∗0,1524  

 

 

 

=. =ℎ∗∗

 

 

Se obtuvo el valor de perdida por fricción en metros a continuación se realizara un cálculo que nos permitirá tener el resultado en las unidades que nos interesa que son (psi).  

Donde:  

ℎℎ== Perddiida de cacargrgaa en 

99

 

 = Gravedavedadad en   = DeDensnsidad en  =1128.=7=226262000078 ∗9,787.7.811402/N/ /N/ ∗560 ∗560   == ..   

 

 

 

 

 

4.6.9. Cálculo de pérdidas secundarias (Perdidas por accesorios). En el presente proyecto las pérdidas de energía por accesorios, será calculado por la siguiente ecuación.

  ℎ=∗ 2 ℎ = Peridddasdas meno menosrsres por aceeesoresorios  =Coeficiente de resistencia  = GrVelVeavedalovciciedaddaddadad eenn 

 

Donde:

 

 

 

 

En el presente proyecto de utilizaran las válvulas Check y las válvulas de globo que son las que se adecúan a nuestro tipo de fluido que será transportado por el propanoducto, el valor de K se obtendrá de tablas el cual nos ayudara a realizar el cálculo.

100

 

 

4.6.9.1. Cálculo para la válvula de retención Check:

  1, 5   ℎ=2, 5 ∗    = , 29,81 

 

 

La pérdida de fricción en cada válvula Check es de 0,286 (m). El valor obtenido será aplicado a la ecuación correspondiente para obtener el valor en las unidades que nos interesa (Psi).  

ℎ = Perdididada dede cargcargaa en  =ℎ∗∗  = Gravedavedadad en   = DeDensnsidad en     = 157571.1.81169∗560   =0,286∗9, == .  Donde:

 

 

 

 

 

 

4.6.10. Cálculo para la válvula Globo Para el cálculo de esta válvula se tomara en cuenta los mismos pasos que se realizaron en el anterior cálculo.

101

 

    1 1, , 5 ℎ=10∗ 29,81

 

 

 

 = .     =1.1468 468 ∗9,81∗560 == 63630000..06 

El valor obtenido será aplicado a la ecuación correspondiente para obtener el valor en las unidades que nos interesa (Psi).

 

 

 

=.

En la industria del transporte de hidrocarburos se toma la perdida de presión por accesorio de 1 psig ya sea válvulas de aislamiento o válvulas de retención.

4.6.11. Ubicación de las Válvulas   Válvulas de aislamiento Check



Se consideran en el sistema para limitar el riesgo y daño por rotura del ducto y facilitar el mantenimiento. Se deben instalar en lugares de fáciles accesos y quedar protegidas con registro y cerco perimetral. De acuerdo a su clase se las instalaran cada 30 km.

102

 

 

Tabla N°26: Sistema de válvulas del PBP. Lugar (Km)

Válvula de

Válvula de

Observaciones

aislamiento

aislamiento

0 km

Check

Globo

Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco

Zona no poblada

Check

Globo

Zanja Honda

Check

Globo

El Yuchan

Rio 74 km

Check

Globo

Rio Pilcomayo

Final del ducto

Check

Globo

Mayor Infante

30km Zona no poblada 60km

Rivarola

Fuente: Elaboración Propia 4.6.12. Cálculo para la presión de diseño. El trabajo necesario de la bomba para poder transportar el GLP desde la planta Separadora de Líquidos Gran Chaco a la localidad Mayor Infante Rivarola de Paraguay se calculara con la ecuación de Bernoulli, tomando en cuenta que la presión mínima de llegada debe ser de 170 psi para no romper la tensión de vapor. Aplicando la ecuación de Bernoulli:

 +  + 2 =  +  + 2 + ℎ Donde:

=Presion   = Distancia vertical a la cota de refereencincia  =Gravedad  

 

 

 

103

 

 

=Peso especifico () ℎℎ== Perdida dede enerenergia por fricciion   +  =  + ℎ  =( +  +ℎ)∗  = ℎ ℎ  ∗  +  ∗   = 1128. 1128.= 7+730. 2 398 39872∗∗+  = 171700  + 73730.0.7722  ∗ 5493 5493..6 /  = 170170  + 4014 4014283283..39292 //  =17017 0=.. +582.2.58 0707    

 

Despejando la formula se tiene:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.6.13. Cálculo para la selección de tubería. La máxima presión de operación que se espera esper a en la línea es de 1348.66 psi que esta al inicio del ducto. Aplicando la ecuación:

104

 

 

 =∗1.2  =752.07∗1.2  = ..   

 

 

4.6.14. Cálculo del espesor de la tubería. Para el cual se aplicara la ecuación:

 = (2)∗  = ∗ 2∗∗∗  =       =   ññ   =       =      = = =  ññ 

 

Despejando:

 

Donde:

 

 

 

 

 

 

 

Se toma el factor de diseño basado en el espesor nominal de la pared “F” con un  valor de

0.72 según las normas ASME B31.4 párrafo 402.3.1 (Ver anexo B). El valor de resistencia admisible “S” se usa según API 5L – X42, por las soldaduras por

resistencia eléctrica y soldadura eléctrica de punto por esta razón toma el valor de 42,000. (Ver anexo D).

105

 

 

El factor de junta longitudinal en función a como se fabricó la tubería “E” para API 5L para soldadura por resistencia eléctrica es el valor de 1. (Ver anexo D).

 

 = 2∗42000∗0. 902.=.48472∗1∗1 ∗4   = .     (in)

 

El espesor adicional por corrosión es de 0,159mm por cada año de vida útil considerando en el diseño de proyecto, para el cual se tomaran 20 años.

 =0,159∗20  =,  =2.261  +3,18  =.  =.  

 

Por lo tanto el espesor requerido será igual:

 

 

 

Características de la tubería. Tubería

Carbón

Manganeso

Fósforo

Sulfuro

X 42

0,26

1,3

0,03

0,03

Especificación

Grado

API 5L

X 42

Diámetro interior (in) 6

Espesor (in) 0,2142

MAOP (PSI)

902.48

 

106

 

 

4.6.15. Cálculo capacidad de estocamiento de ducto. Para poder calcular la cantidad de volumen en líquido que se puede almacenar en el ducto, se aplica la siguiente formula:

=12.75∗ ∗ 

Donde:

 

=Volumen de almacenaje  = Diametet am rroo intnternorno en   = Longigi Lon tud del trramoamo  =12.= 7 5∗6∗125   

 

 

 

 

4.6.16. Cálculo de la potencia de las bombas. El primer paso a realizar será calcular la potencia de la bomba, primero se debe hallar la altura de la bomba teniendo en cuenta las pérdidas por fricción hasta el punto más crítico del tramo del ducto, para lo cual se utilizara la ecuación:

        +  + 2 ±  =  + 2 +  + ℎ

 

Estación de bombeo en la Planta separadora de líquidos Gran Chaco. Para esta estación, se tomara en cuenta desde el inicio del ducto que se encuentra en la planta separadora de líquidos Gran Chaco y se tomara la longitud de 40 km ya que se tiene la mayor altura más alta de vencer que es de 397 (m).

107

 

 

 = −   1 + ℎ

 

170  752752..07   =  582.5493.076 397 397 +1128.72 379 +1128.72  =  5493.6 379

 

 

 50521. 3 4      =    379 379 +1128.72  5493. 6      50521. 3 4  2   =  5600.19   379 +1128.72

 

 

 = 9    379379+  + 1128 1128..72

 



 

 =.  = ∗∗  =Trabajo realizado por la bomba  = PesoCaudespeal cicif/ icoco de la sustancia // 

Con el dato obtenido se podrá obtener el valor de la potencia en HP con la siguiente ecuación:  

Donde:

 

 

 

108

 

 

0144 /  = 740.0.72 ∗5493.6() ∗ 0.0.0144 =58596.75  =   = 78 

 

 

 

Para la estación de bombeo en la Planta Separadora de Líquidos Gran Chaco, se requerirá una bomba con una potencia de 50 Hp.

La cual podrá ser seleccionada mediante catálogos y según el criterio del diseñador de la estación de bomba. Se debe tomar en cuenta que la eficiencia de una bomba no es el 100 %, es por ello que se debe considerar en el cálculo de la potencia una eficiencia del 75 % de esa manera la potencia p otencia

 = 0,7875  = 104 

necesaria es:

 

 

4.6.17. Etapas y procesos constructivos del Propanoducto   Reconocimiento y estacado.



La supervisión impartirá las instrucciones para la instalación de la tubería y en tal sentido  para introducir sus modificaciones en el trazado de la zanja de acuer acuerdo do a las necesidades de la obra. Se realiza un reconocimiento de la ruta del propanoducto y se procede al estancado del derecho de vía. En el PBP se tendrá en cuenta que la clase a tomarse encuentra será la: CLASE

AREA

FACTOR DE DISEÑO

Clase 1 (Div 1)

Rural

0.80

109

 

 

  Apertura y limpieza del derecho de vía.



Una vez nivelado el terreno se procederá a la apertura de una zanja de 1,50 metros de  profundidad por 1 metro de ancho, en la cual cu al se enterrará la tubería. Su profundidad será tal que asegure la tapada mínima requerida para las líneas. En todos los casos, los cruces especiales e instalaciones complementarias tendrán la tapada mínima especificada en los respectivos planos que integran estas Especificaciones Técnicas. En los casos de cruces de otras cañerías o cables existentes, el ducto se profundizará lo suficiente  para dar cumplimiento a lo especificado en los Planos de Trazado. En esta etapa el contratista desmontara los arboles arbustos y la vegetación que estuviera dentro del derecho de vía. Después se llevara a cabo la limpieza del área.

Figura N°42: Apertura de vía

Fuente: YPFB Transporte, 2007   Acoplamiento y doblado.



Antes de la excavación de zanjas, secciones individuales de tubería deberán ser colocadas a lo largo del derecho de vía, de manera que sea accesible para el personal de construcción, esta operación requiere personal debidamente entrenado, camiones aptos para dicho transporte como también se requiere grúas para descargar tuberías del camión y acoplar la tubería a lo largo del derecho de vía.

110

 

 

  Acondicionamiento de fondo y tapado de zanja



En todos los casos se deberá acondicionar el fondo y la tapada de la zanja. Tal acondicionamiento será realizado con tierra seleccionada libre de piedras u otros elementos que pudieran ocasionar daños a la cobertura anticorrosiva, disponiendo un manto debajo y sobre la tubería de un espesor mínimo de 0,10 m. El fondo de la zanja debe tener una rasante suave y uniforme, a fin de evitar pendientes abruptas.   Transporte, desfile y doblado de tubería.



Los tubos serán transportados en camiones desde Santa Cruz hasta el lugar de la obra, y distribuidos en el DDV. Cuando las características del terreno (curvas, ondulaciones, etc.) así lo requieran se doblarán los tubos con la ayuda de máquinas especiales. A este efecto, empleará el método de "curvado en frío", debiendo tener especial cuidado de no ocasionar pliegues o deformaciones seccionales del ducto ni debilitar la soldadura, disponiendo el cordón de soldadura longitudinal en el plano neutro de la curva. Se utilizará máquina curvadora en buen estado con mandril interior, el radio mínimo de curvatura admisible es de 20 veces el diámetro externo del tubo.

Figura N°43: Tendido de tubería

Fuente: YPFB Transporte, 2007

111

 

 

  Soldadura e Inspección.



Un equipo de expertos soldadores con la ayuda de modernos equipos procederá a soldar los tubos. A fin de garantizar que las uniones entre los tubos se encuentren de acuerdo al diseño de ingeniería y las normas técnicos procederán a verificar la calidad de las uniones con equipos de rayos X.

Figura N°44: Soldadura de tubería

Fuente: YPFB Transporte, 2007   Bajado de Tubería y tapado de Zanja .



Una vez que las tuberías hayan sido soldadas y verificadas, se procederá a depositarlas en la zanja, cuidando de no dañar los tubos en esta operación, Una vez depositada dep ositada en la zanja como se ve en la imagen, se realizará una nueva inspección del revestimiento con equipos adecuados y recién, se ejecutará el tapado de la tubería con tierra libre de piedras y se dejará un montículo de suelo conocido como “lomo de pescado”.  Figura N°45:Bajado de tubería

Fuente: YPFB Transporte, 2007

112

 

 

  Cruces en la ruta del ducto.



El cruce de caminos será realizado incrementando la profundidad de enterramiento a 1.5 m y en todos los casos se contará con la respectiva protección de la tubería (mayor diámetro de  pared). En el PBP (Propanoducto Bolivia- Paraguay) se tiene un cruce con el rio Pilcomayo.   Cruce Con Ríos



Los cruzamientos de los ductos con ríos, requieren de un análisis y diseño para disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga. Estos cruzamientos pueden realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales. Para el primer caso se debe construir un sistema de soporte para la tubería por medio de pilas, armaduras y cables (similar a un puente). Debe evitarse la colocación de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de tubería sea recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras que para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una  profundidad mínima, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión del agua a todo lo ancho del cauce en este caso se realizara por debajo del rio, el cual será realizado en el presente proyecto por tener muchos más beneficios que implementa el ducto aéreo.

Figura N°46: Cruce con ríos

Fuente: YPFB Transporte, 2007   Limpieza y Calibrado



El proceso de limpieza tiene por objetivo extraer todos los desperdicios y basura dejada en el ducto durante la construcción como se ve en la imagen. El calibrado tiene por objetivo

113

 

 

verificar la cilindrada del ducto conservando por lo menos el noventa y cinco por ciento (95 %) de diámetro real del ducto. Se realizan estos procesos con la ayuda de chanchos.

Figura N°47: Limpieza de tubería

Fuente: YPFB Transporte, 2007   Prueba Hidrostática.



Como paso previo a la realización de las mismas, cada sección de la línea será soplada y luego limpiada mediante el pasaje de tantas “válvulas" como sea necesario, para eliminar toda la tierra, agua, óxidos u otras sustancias extrañas del interior de la cañería. Las pruebas hidrostáticas y el secado de las secciones ensayadas ensa yadas se llevarán a cabo de acuerdo a la especificación Técnica Norma YPFB Transporte S.A. Se deberá tener en cuenta que el ducto será sometido a los ensayos hidrostáticos sin las válvulas de bloqueo de línea instaladas, de manera de no generar perjuicios en la misma. La calidad del agua para las pruebas será limpia, calidad potable. Para el caso de tuberías de acero inoxidable, la cantidad máxima de cloruros no excederá los 50 ppm, las siguientes características:  p.h.: 6 a 9 Cloruros máx.: 200 p.p.m. Sulfatos máx.: 250 p.p.m. La tubería será llenada con agua limpia para verificar su resistencia y controlar que no exista ninguna fuga en las soldaduras. Una vez finalizada la prueba, el agua podrá ser dispuesta próxima al sitio de trabajo siempre que cumpla con los requerimientos físico/químicos y previa verificación de su calidad en un laboratorio.

114

 

 

La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que  por las características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones previo conocimiento y análisis del sistema de prueba respectivo.  



Restauración y restablecimiento de la cubierta vegetal. Después de que el relleno y la limpieza final sea completado se restauraran las áreas de trabajo, en la medida de lo posible para que vuelvan a sus condiciones originales.

Figura N48°: Restauración de la cubierta vegetal

Fuente: YPFB Transporte, 2007

4.7. Estimación de Costos de Diseño del PBP propanoducto. En este punto se hará una breve descripción de los costos estimados de Diseño del  propanoducto.

4.7.1. Descripción de costos de propanoductos Es importante aclarar que el presente proyecto de grado, debido a la gran dificultad que representa obtener con precisión los costos de los diferentes componentes del sistema de transporte, se determinaran los costos en base a proyectos similares que se hubieran desarrollado, mediante algunas cotizaciones y finalmente consultando a técnicos que sea especialistas en el área de transporte de hidrocarburos. Este cálculo se basa en las planillas de costos de ductos.

115

 

 

4.7.2. Costos operativos de diseño del propanoducto Costos Operativos del Pr Pro o an anod oduc ucto to

Costo de materiales

Costo de instalaciones

Costos de Ingeniería

A partir de precios unitarios, se establecerá los precios totales por cada actividad principal necesaria para la implementación del proyecto.

116

 

 

Tabla N° 21: Costos de referencia para los materiales necesarios.

Descripción

Cantidad

Unidad

Precio por unidad $

Total costo en USD

Materiales

Cañería API 5l X42, tricapa

125

Km

104 USD/m3

13.000.000

6 in

Válvulas Check

4

Pza

94,37

377,48

Válvulas Compuerta

4

Pza.

105,51

422,04

117

 

 

Bombas centrifugas para GLP según API 610

2

Global

60.000

120.000

Manómetros

2

Pza.

350,5

701

TOTAL

13.121.500.52

Tabla N° 22: Costos de construcción de las obras Descripción 

Cantidad  Unidad 

Precio por unidad $ 

Total costo en USD 

Movimiento de tierras ( Excavación y tapado de zanja)

360.000

m3

12

4.320.000

Construcción de cámara para válvulas

4

Global

30.000

120.000

Señalización en cruces de cañería

200

Postes

100

20.000

Señalización de protección catódica

1500

Postes

100

150.000

1

Global

8.000.000

8.000.000

Cruce con el Rio Pilcomayo

TOTAL

12.610.000

118

 

 

Tabla N°23: Costos de las obras mecánicas Descripción  Obras Mecánicas Construcción propanoducto 6¨ (Soldadura y Ex) Aireado pintado y revestido con manta de juntas

Cantidad  Unidad  Precio unidadpor $ 

Total costo en USD  

125

km

11 USD/(m*diam)

12.000

Juntas

3000

288.000

Prueba Hidráulica cañería y válvulas

125

Km

1000

960.000

Secado y limpieza del Propanoducto

125

Km

1000

960.000

TOTAL

COSTO TOTAL DEL PROYECTO

10.560.000

12.768.000

38.499.500,52

119

 

 

Capíulo V Concluciones y Recomendaciones 5.1. Concluciones. Tras la realización del presente trabajo, se arriban a las siguientes conclusiones: En base a la demanda proyectada del consumo de GLP para la gestión 2038, se calcula que el diámetro de la tubería será de 4 pulg., siendo que el tramo contempla una longitud de 125 km. El trazado de la línea por donde irá el propanoducto se la realizó en base a las aplicaciones de ubicación proporcionadas por Google Earth; con la cual se realizó el perfil topográfico tentativo de la línea del poliducto. En base a este perfil topográfico se realiza, el cálculo hidráulico en toda la línea del propanoducto, calculando de esta manera que la máxima  presión de operación en la línea del Propanoducto Propanodu cto será de 902.584 psi. Con los datos calculados, se seleccionó la Tubería API 5L X42, que cumple con las especificaciones requeridas de operación en toda la línea del propanoducto. En todo el tramo, se debe instalar 1 estaciones de bombeo. La primera estación de bombeo, estará ubicada en la planta separadora de líquidos Gran Chaco. En toda la línea se instalarán 4 válvulas de aislamiento y 4 válvulas de retención, quiénes estarán ubicadas en base a las especificaciones de la norma.

120

 

 

5.2. Recomendaciones. Se consideran las siguientes recomendaciones:  



 



Realizar un estudio detallado de la topografía del terreno en toda la línea del  propanoducto. Realizar el diseño de las estaciones de bombeo y las estaciones de reducción de  presión, en base a los cálculos realizados en el presente proyecto.

  En la construcción de la línea del propanoducto, inculcar la seguridad a los



trabajadores mediante charlas de seguridad por las mañanas.  



Contar con personal capacitado para realizar los correspondientes controles de calidad en las diferentes actividades que implican en la construcción del  propanoducto.

121

 

 

BIBLIOGRAFÍA 1.  Boletín estadístico producción, transporte, refinación almacenaje, comercialización comerci alización e industrialización de hidrocarburos. 2.  Burns, R. Fundamentos de Química. 4ª. Ed. México, Pearson, 2003 3.  Diseño de equipos e instalaciones “Bombas”.   4.  Diseño y Construcción de Ductos PEMEX. 5.  Guías para la Operación y Mantenimiento de Reservorios elevados y Estaciones de Bombeo. 6.  Influencia de la Presión de Trabajo en el Dimensionamiento Óptimo de Tuberías. 7.  Mecánica de Fluidos e Hidráulica. 8.   NORMA ASME B 31.8 9.   NORMA API 1104. 10.  Plan de Inversiones 2012 –  2016.  2016. YPFB Logística. 11. . Procedimientos Civiles y Mecánicos GCC II. 12.  Procedimientos Civiles y Mecánicos GSII. 13. Terminología y Procesos de Soldadura.

122

 

 

14. www.ypfblogistica.com.bo/index.php?option=com_content&view= article&id=47&Itemid=174. 15. YPFB corporación (2012). 16. www.ugr.es/diseño del sistema de tuberías y cálculo de las bombas. 17. http://www.eldiario.net/noticias/2015/2015_07/nt150702/economia.php?n=15&ypfb-proyecta-volumenes-por-exportacion-de-glp 18. http://www.lostiempos.com/actualidad/economia/20180829/bolivia-tiene-107-tcfreservas-probadas-gas-otros-14-anos

123

 

 

ANEXOS

 

124

 

 

ANEXO 1: FICHA TÉCNICA DE LA PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO

125

 

 

ANEXO 2: DATOS ESTADISTICOS DE LA L A AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS

126

 

 

ANEXO 3 GRÁFICA DE MOODY

127

 

 

ANEXO 2 GRAFICA PARA CALCULAR LA VISCOSIDAD

128

 

 

ANEXO 3 DENSIDAD DEL GLP

129

 

 

ANEXO 3: VELOCIDADES SUGERIDAS PARA FLUIDOS EN TUBERÍAS TOMADO DE LUDWING E. “APPILED PROCESS DESING FOR CHEMICAL AND PETROCHEMICAL PLANTS. VOL.1”, GULF PUBLIS HING COMPANY,

USA (1965)

130

 

 

131

 

 

ANEXO 3: VALORES DE TENSIONES SEGÚN TIPO DE TUBERÍA

132

 

 

ANEXO 4: FACTOR E PARA JUNTAS DE SOLDADURA S OLDADURA

133

 

 

ANEXO 5 DIMENSIONES Y PESOS DE LA TUBERÍA DE ACERO

134

 

 

ANEXO 5: CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA DE ACERO API 5L

135

 

 

ANEXO N°6: CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS DE PRESIONES

Punto Longitud (m)

Alturas (m.s.n.m.)

Altura (m)

Factor de

Perdida de

Perdidas perdidas por por accesorios accesorios

Caudal fricción (m3/hora) (m)

energía (psi)

Válvula Válvula de CHECK(m) Globo(m)

PSLGC

0

677

398

51.85

0

752.07

1

1000

699

396

51.85

9.02

746.47

2

2000

738

397

51.85

18.05

738.49

3

3000

690

394

51.85

27.09

733.67

4

4000

668

393

51.85

36.12

727.28

5

5000

676

392

51.85

45.12

720.89

6

6000

644

391

51.85

54.17

714.50

7

7000

637

394

51.85

63.20

704.91

8

8000

592

390

51.85

72.23

700.90

9

9000

611

390

51.85

83.56

693.71

10

10000

604

390

51.85

91.74

686.52

11

11000

614

388

51.85

100.41

680.92

12

12000

611

390

51.85

110.09

972.14

13

13000

590

388

51.85

120.26

666.54

14

14000

570

387

51.85

128.44

660.14

15

15000

564

387

51.85

137.61

652.95

16

16000

590

386

51.85

146.79

646.55

17

17000

553

387

51.85

155.96

638.56

18

18000

543

386

51.85

165.14

632.15

19

19000

510

385

51.85

174.31

625.77

20

20000

482

384

51.85

183.49

619.37

21 22

21000 22000

468 462

386 383

51.85 51.85

192.66 201.83

610.59 605.78

23

23000

469

381

51.85

211.01

600.18

24

24000

461

380

51.85

220.18

593.78

25

25000

455

380

51.85

229.36

586.59

26

26000

449

380

51.85

238.53

579.39

27

27000

445

382

51.85

247.70

570.42

28

28000

440

380

51.85

256.88

565.01

29

29000

436

382

51.85

266.05

556.22

30

30000

433

380

51.85

275.23

550.63

31

31000

429

380

51.85

284.40

543.43

32

32000

433

381

51.85

293.58

535.44

33

33000

435

377

51.85

302.76

531.43

0,286

1,1468

0.286

1,1468

34

34000

438

377

51.85

311.93

524.25

136

 

 

35

35000

434

377

51.85

321.10

517.05

36

36000

447

376

51.85

330.28

510.66

37

37000

465

376

51.85

339.45

503.47

38

38000

468

375

51.85

348.63

497.07

39

39000

463

373

51.85

357.79

491.47

40

40000

439

373

51.85

366.98

484.27

41

41000

417

371

51.85

376.15

478.67

42

42000

404

370

51.85

385.32

472.28

43

43000

399

371

51.85

394.51

464.29

44

44000

395

369

51.85

403.17

458.68

45

45000

387

368

51.85

412.84

452.29

46

46000

381

375

51.85

422.01

439.52

47

47000

372

380

51.85

424.40

428.35

48

48000

369

379

51.85

433.43

421.93

49

49000

365

375

51.85

442.46

419.54

50

50000

361

376

51.85

451.49

409.95

51

51000

360

370

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