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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
ACTUALIZACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A
Informe de Pasantía realizada en la Empresa PDVSA GAS
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Realizado por:
Hernán Cardozo
Tutor Académico:
Dr. Carlos Graciano
Tutor Industrial:
Ing. Jesús Larez
Sartenejas, Octubre de 2008
ii
RESUMEN
El proyecto Gas Anaco de Petróleos de Venezuela GAS (PDVSA GAS) busca incrementar
la producción del gas para satisfacer la demanda interna. Dicho incremento en la
producción, trae como consecuencia directa la revisión, diseño, adecuación y construcción
de facilidades. El presente informe de pasantía, denominado “Actualización de la Planta
Compresora Aguasay 5A”, tuvo como objetivo fundamental adecuar la succión de la
Planta de 200 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad actual instalada.
Para ello, se realizo un profundo análisis dentro del marco de la Ingeniería de Detalle de
dicha planta para poder realizar la actualización en la succión de forma satisfactoria.
Resulto necesario entender toda la normativa de PDVSA GAS, así como códigos y normas
internacionales (API, ASME, etc) de manera de llevar a cabo eficazmente todos los
procedimientos y cálculos involucrados con dicha actualización; siempre tomando en
cuenta todas las especificaciones generales de diseño de PDVSA GAS. Se determinaron
los parámetros necesarios para evaluar el desempeño de la Empresa Contratista en lo que
respecta a todas las partidas mecánicas a desarrollar una vez que sea ejecutado el proyecto.
De igual forma se realizaron los cálculos relacionados con el espesor de diámetros de
tuberías basados en Normas ASME y de PDVSA, de manera de lograr la selección
acertada de las tuberías necesarias para realizar la adecuación de la succión. Seguidamente
se procedió a calcular y seleccionar dos equipos de bombeo necesarios para poder
trasportar el condensado generado actualmente a partir de los depuradores y slug catchers
de la Planta; la decisión acerca de que tipo de bomba seleccionar estuvo basada en las
características teóricas de cada tipo de bombas y en el Manual de Ingeniería de PDVSA
GAS. Finalmente se calculo la lista de materiales necesarios una vez que el proyecto entre
en fase de ejecución. Cabe destacar que se obtuvieron resultados satisfactorios ya que
todos los cálculos y suposiciones hechas cumplen con toda la normativa (ASME,
COVENIN, API, PDVSA) necesaria para entrar próximamente en la fase de construcción,
además de seleccionar materiales con dimensiones comerciales y disponibles actualmente.
De igual forma se podría afirma que PDVSA GAS tuvo un gran beneficio, ya que una vez
ejecutada esta obra, no solo aumentará su capacidad de producción actual sino que también
ayudara a abastecer la demanda interna que hasta la fecha es deficiente.
Palabras clave: compresión de gas, tuberías, bombas, ingeniería de detalle.
iii
DEDICATORIA
En primer lugar a Dios y a mi abuela Raquel Gomez por siempre iluminarme y guiarme
hacia el camino del bien.
A mis padres y hermana por siempre brindarme todo el apoyo necesario y darme fuerzas
para no desmayar y seguir adelante.
iv
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar a mis Padres, familiares y amigos que me brindaron un apoyo
incondicional en todo momento y sobretodo en el area de metodologia para la correcta
elaboracion y redaccion de proyectos.
Al Ingeniero Jesus Larez , mi tutor industrial, por todo su apoyo y orientacion hacia el
buen desenvolvimiento de todo el desarrollo del Proyecto. De igual forma doy las gracias
por ese gran apoyo inicial que fue el que me ayudo a adaptarme y a integrarme con el resto
del equipo de trabajo.
Al Ingeniero Eddie Chavier por siempre estar ahi brindandome su ayuda y su apoyo en
todo lo relacionado a Permisologia.
Al Ingeniero Carlos Espinoza, por siempre estar dispuesto a aclarar cualquier tipo de dudas
y por brindarme toda la informacion necesaria para la realizacion del Proyecto.
Por ultimo, pero no menos importante, al Dr. Carlos Graciano, mi tutor academico, por
siempre orientarme hacia la correcta elaboracion del Informe Final y por siempre estar alli
cuando lo necesite. Tambien quisiera agradecer por su paciencia brindada y por su buena
voluntad en todo momento.
v
ÍNDICE GENERAL
Contenido p. Portada…………………………………………………………………… i Resumen…………………………………………………………………. ii Dedicatoria………………………………………………………………. iii Agradecimientos…………………………………………………………. iv Índice General…………………………………………………………… v Índice de tablas………………………………………………… ………. viii Indice de Figuras………………………………………………………… ix Glosario………………………………………………………………….. xi Capítulo I Introducción……….…………………………………………. 1 1.1 Consideraciones generales…………………………………………... 1 1.2 Justificación del proyecto……………………………………………. 2 1.3 Objetivos………………………………………….………………..... 4 1.3.1 Objetivo General………………………….……………………. 4 1.3.2 Objetivos Específicos………………………………..…………. 4 1.4 Descripción de la Empresa…………………………………………... 5 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO…………………………………….. 7 2.1 El Gas Natural……………………………………………………….. 7 2.2 Gas Metano………………………………………………………….. 12 2.2.1 Utilización del gas metano en Venezuela……………………… 12 2.3 Calidad del Gas Natural……………………………………............... 12 2.4 Etapas de procesamiento del gas…………………………………….. 14 2.5 Turbina de gas……………………………………………………….. 15 2.5.1 Definición………………………………………………………. 15 2.5.2 Compresor……………………………………………………… 15 2.6 Bombas………………………………………………………………. 16 2.6.1 Definición………………………………………………………. 16 2.6.2 Clasificación de las bombas……………………………………. 16 2.6.2.1 Bombas rotodinámicas………………….......................... 16 2.6.2.2 Bombas de desplazamiento positivo……………………. 16 2.6.3 Clasificación de las Bombas rotodinámicas……………………. 17 2.6.3.1 Bomba Centrifuga……………………………………… 18 2.6.3.4 Curva de la bomba……………………………………… 19 2.7 Separadores Líquido Vapor……………….......................................... 21 CAPÍTULO III MARCO REFERENCIAL…………….……………….. 22 3.1 Planta Compresora Aguasay 5A………………….…………………. 22 3.1.1 Definición de una planta compresora…………...……………… 22 3.1.2 Descripción de las instalaciones existentes ……………………. 23 CAPÍTULO IV SELECCIÓN DE TUBERÍAS......................................... 30 4.1 Introducción......................................................................................... 30 4.2 Normas………………………………………………….…………… 31 4.3 Condiciones Ambientales y de Operación de la Planta……………… 32 4.3.1 Condiciones ambientales………...……………………………... 32 4.3.2 Condiciones de Operación de la planta…………………...……. 33 4.4 Premisas de diseño……………………………………...................... 34 4.5 Selección de espesores de pared para tuberías …………………… 35 4.5.1 Diseño de los espesores de pared……………………...……….. 35
vi
4.5.2 Cálculo y selección de espesores para las líneas de gas natural de 60 psig (Succión de la planta)……………………………………...…
36
4.5.3 Cálculo y selección de espesores de pared para las líneas de líquido del sistema de drenaje de Líquidos del SE-007………………….
39
4.5.4 Resultados……………………………………………………… 40 CAPÍTULO V SELECCIÓN DE EQUIPO DE BOMBEO…………...... 42 5.1 Introducción…………………………………………………………. 42 5.2 Normas y Documentos………………………………………………. 42 5.3 Premisas y criterios………………………………………………….. 44 5.3.1 Premisas de Selección del Tipo de Bomba……………….......... 44 5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga…………………… 44 5.3.3 Datos de entrada………………………………………………... 46 5.4 Cálculos y resultados………………………………………………… 47 5.4.1 Teorías y cálculos preliminares………………………………… 47 5.4.2 Cálculos………………………………………………………… 47 5.5 Resultados………………………………………………………... 57 CAPÍTULO VI PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONTRATISTA…………………………………………………………
58
6.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos………………………………..
58
6.2 Cuadrilla de apoyo al arranque………………………………………. 59 6.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores……………………… 60 6.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea……………….. 60 6.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada…………… 61 6.6 Suministro e instalación de las bombas centrifugas…………………. 62 6.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes……….. 63 6.8 Gammagrafia………………………………………………………… 64 6.9 Instalación de válvulas bridadas……………………………………... 65 6.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios………………………... 65 6.11 Prueba hidrostática…………………………………………………. 66 6.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes……………….. 66 6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16”………………………………………………
67
6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas………………. 67 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………. 68 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………... 70 ANEXOS………………………………………………………………… 73 ANEXO A Espesores comerciales fabricados para las tuberías………………………………...…………………………………
74
ANEXO B Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3……………………………………………………………..
75
ANEXO C Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)………… 76 ANEXO D Factor de Junta Longitudinal segun ASME B31.3.................. 77 ANEXO E Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal segun ASME B31.4 para tuberias API 5L.............................
78
AN ANEXO F Cómputos métricos……………………………………………. AN ANEXO G Lista de materiales mecánicos....................................................
79 91
ANEXO H Ejemplos de Cálculos de Tuberías………………………….. 96 ANEXO I Planos Colector y Equipo de Bombeo……………………….. 98 ANEXO J Tablas CRANE………………………………………………. 99
vii
ANEXO K Otras Figuras………………………………………………... 106
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Contenido p. Tabla 1. Componentes del gas natural…………………………………... 8 Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición……. 8 Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural según su composición……………………………………………………………...
9
Tabla 4. Condiciones Ambientales Presentes en la Planta………………. 32 Tabla 5. Líneas de succión de gas 60 psig y descarga 1000/1200 psig….. 33 Tabla 6. Para las líneas de líquido del sistema de drenaje de líquidos…... 33 Tabla 7. Presión de operación y de diseño para las nuevas tuberías de gas 60 psig y venteo……………………………………………………...
38
Tabla 8. Diámetros de las tuberías para cada línea de gas y venteo…….. 38 Tabla 9. Esfuerzo de Fluencia, Según la Norma ASME B31.3, Clasificación API 5L……………………………………………………..
39
Tabla 10. Coeficiente de Temperatura y Factor de Junta Longitudinal…. 39 Tabla 11. Datos de presión de operación y de diseño para las Nuevas Tuberías…………………………………………………………………..
40
Tabla 12. Resultados de Espesores (t), Presión Interna Máxima (Pi) y Presión de Prueba (Pt)……………………………………………………
41
Tabla 13. Premisas de Selección de tipo de Bomba……………………... 44 Tabla 14. Datos de entrada para selección de Bomba……….…………... 46 Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la Bomba …………....... 46 Tabla 16. Accesorios de tubería de succión de la Bomba.…………......... 46 Tabla 17. Perdidas Secundarias en la Descarga…………………………. 49 Tabla 18. Perdidas Secundarias en la Succion…………………………... 53 Tabla 19. Resultados de equipo de bombeo…...………………………… 57
ix
INDICE DEFIGURAS
Contenido p. Figura 1. Plano General de la Planta…………………………………….. 2 Figura 2. Diagrama de succión y descarga de unidades compresoras…... 3 Figura 3. Organigrama PDVSA GAS…………………………………… 6 Figura 4. Clasificación de los componentes del gas natural…………….. 10 Figura 5. Bomba Centrifuga 21 Figura 6. Slug-Catchers 24 Figura 7. Turbocompresor TC-200 25 Figura 8. Tres etapas de compresión del Turbocompresor 26 Figura 9. Sistema de Gas Combustible 26 Figura 10. Motocompresores Alquilados 27 Figura 11. Depuradores 28 Figura 12. Mechurrio o Flame 28 Figura 13. Recipiente Colector 29 Figura 14. Cortes y Detalles colector, tuberías y Bombas………………. 99
Fig Figura 15. Instalación Tuberías y Bombas………………………………. Fig Figura 16. Tuberías Actuales de Succión Fi r Figura 17. Sistema Neumático Actual FfF Figura 18. Líneas a distintas presiones F Figura 19. Visión General de la Planta F Figura 20. Sistema contra incendios F Figura 21. Lugar a instalar Bombas Centrifugas
99 106 106 107 107 108 108
x
GLOSARIO
Cold-tap: Una conexión a una tubería existente fuera de servicio, despresurizada y
venteada.
Hot-tap: Cualquier nueva conexión a una tubería existente en servicio, mediante soldadura
o perforación de la misma.
Manga Termocontráctil: recubrimiento empleado para encamisar las tuberías con la
particularidad de que este posee cualidades aislantes.
Servicio inflamable: Aquel fluido que, bajo condiciones normales, se encuentra en forma
de gas o produce gases que pueden incendiarse y continuar ardiendo en el aire.
Stoppling: Aparato empleado para aislar o seccionar una sección de tubería para efectuar
reparaciones o modificaciones sin despresurizar o poner fuera de servicio toda la línea,
mediante elementos mecánicos a través de conexiones efectuadas mediante hot-tap.
Sustancias peligrosas: Incluyen sin limitarse, las sustancias explosivas, combustibles,
tóxicas o corrosivas.
Tie-in: Una nueva conexión a cualquier tubería existente o equipo, la cual se realiza en
campo.
Tubería enterrada: cualquier línea de conexión que se encuentra inmersa en algún medio
como externo como por ejemplo ríos, lagos, etc.
Tubería Aérea: se refiere a cualquier línea de conexión que no se encuentre sumergida.
Weldolet: es un accesorio cuya función es similar al tee, es decir, para conectar un ramal
perpendicularmente a un colector. Su particularidad es que el diámetro nominal del ramal
pueden ser menor que el del colector y viene autoreforzado; es usado cuando hay
restricciones de tamaño de tees o cuando se van a manejar servicios de alta presión.
Accesorios similares: sockolet, threadolet.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 Consideraciones generales
El proceso de la industria del gas, comprende una serie de etapas interdependientes
que implican su producción, separación, tratamiento, extracción de líquidos,
compresión y fraccionamiento para que el éste pueda ser utilizado en el sector
industrial y doméstico. La compresión de gas en términos generales, consiste en el
proceso mediante el cual se le aumenta la presión al gas metano seco para
posteriormente ser enviado a sistemas de transporte y distribución. De esta manera, se
facilita su transportación y distribución a través de un sistema de líneas de tuberías. El
presente trabajo de pasantía consiste en el proceso de compresión del gas,
específicamente en el proyecto denominado “Actualización de la Planta Compresora
Aguasay 5A”.
La Planta Compresora Aguasay forma parte del Proyecto de Gas Anaco (Estado
Anzoátegui), específicamente en la planta compresora denominada 5A, debido a que
esta localidad forma parte de un conjunto de plantas denominadas Complejo Aguasay
Carasito, desarrollado por Petróleos de Venezuela, S.A, GAS (PDVSA, GAS) en el
Estado Monagas.
En el marco de la Ingeniería de Detalle, la cual se enfoca hacia la adecuación de las
especificaciones y condiciones necesarias para que se lleve a cabo un proceso, la
pasantía tuvo como principal objetivo el desarrollo de las etapas de diseño y
planificación del Proyecto “Aguasay 5A”, bajo la supervisión de la Gerencia de
Ingeniería y Construcción de PDVSA GAS ANACO. Esto con el propósito de
establecer los lineamientos bajo los cuales se podrá adecuar la succión de la planta de
250 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad instalada actual. El diseño y
planificación del proyecto comprendió determinar el procedimiento de evaluación de
la contratista, con el objeto de derivar los parámetros necesarios para medir el
2
desempeño de la contratista que ejecutará el proyecto, bajo las especificaciones de
diseño de PDVSA GAS, estandarizadas con anterioridad. Así mismo, se llevó a cabo
la selección de tuberías, con el objeto de establecer los requerimientos para los
espesores, selección de materiales y accesorios a emplearse en la fabricación y
construcción de todos los tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el
desarrollo del proyecto. Se determinaron los cómputos métricos que se ajustan a los
requerimientos del proyecto y se seleccionó los equipos de bombeo.
1.2 Justificación del proyecto
La Planta Compresora Aguasay 5-A consta de cinco (5) motocompresores alquilados
a una compañía privada y un (1) turbocompresor propiedad de PDVSA (ver Figura 1)
para de esta manera manejar una capacidad de 43 millones de pies cúbicos estándar
diario (MMPCED) de Gas.
Figura 1. Plano General de la Planta
En lo que respecta a los compresores alquilados por parte de PDVSA, puede decirse
que los mismos tienen una succión requerida a 60 psig para posteriormente lograr una
descarga efectiva alrededor de los 1200 psig. Por otra parte, se encuentra el
3
turbocompresor propiedad de PDVSA el cual cuenta con una succión múltiple de 60
psig y de 200/250 psig, y una descarga efectiva cercana a los 1200 psig; se requiere
una succión a 60 psig y simultáneamente otra a 200/250 psig para que pueda
funcionar bajo las especificaciones estándares de diseño. En tal sentido, cabe resaltar
que actualmente no es posible contar con una línea de presión a 200 psig para la
succión del turbocompresor. Lo que actualmente se está llevando a cabo es
simplemente realimentar a dicha succión con la presión de descarga (1200 psig) y
bajarle la presión a través de la incorporación de válvulas hasta alcanzar los 200/250
psig requeridos en una de las líneas de succión del mismo. Este mecanismo adoptado
no resulta lo más provechoso ya que parte de la descarga de la planta es utilizada para
accionar al turbocompresor. Por ello, debe buscarse una solución real y práctica ante
este problema, como lo es la adecuación de la succión de la planta a 60 psig. En la
Figura 2 se puede observar un diagrama en donde se evidencia lo anteriomente
mencionado.
Figura 2. Diagrama de Succión y Descarga de unidades compresoras
1200 psig
60 psig
Turbocompresor
200/250 psig 60 psig
60 psig
Turbocompresor
1200 psig
Actualmente
Motocom
presores
Modificado
60 psig
Motocom
presores
4
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Actualización de la succión de la Planta Compresora Aguasay 5A, a 60 psig para el
manejo de la capacidad instalada actual.
1.3.2 Objetivos Específicos
- Analizar el proceso de compresión de gas y las especificaciones de diseño
preestablecidas por PDVSA GAS, Normas CONVENIN y normas estandarizadas
internacionalmente como ASME B31.3, ASME B31.8, ASME B31.4, API RP1102 y
API SPEC 5L.
- Determinar el alcance, medición y forma de pago de todas las partidas
pertenecientes a la disciplina mecánica que conforman el proyecto, con el objeto de
derivar los parámetros para evaluar el desempeño de la contratista seleccionada.
- Determinar los requerimientos para el cálculo de espesores y selección de materiales
de las tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y construcción de todos los
tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el desarrollo del proyecto.
- Determinar los cómputos métricos de las partidas mecánicas que forman parte del
proyecto y se ajustan a los requerimientos.
- Evaluación de la instalación de placa orificio de restricción en línea de succión de
16” de diámetro, aguas abajo de la válvula de bloqueo (identificada con el número
026) de dicha línea, con la finalidad de controlar el flujo a la entrada del depurador V-
204.
- Evaluación de la instalación de disco ciego de 4” de diámetro, en la línea de drenaje
de líquidos a 250 psig, para desviar los líquidos hacia el cabezal de recolección de
líquidos de 60 psig; esto en vista de que el líquido a 250 psig pasará a manejar 60
psig.
5
- Selección y cálculo de equipos de bombeo: dos bombas con todos sus accesorios e
instrumentación para descarga de tanque colector de condensado SE-007 y bombeo
de líquidos a la estación de flujo Aguasay Principal.
1.4 Descripción de la Empresa
PDVSA Gas es la principal empresa filial de Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA),
ésta se dedica principalmente a la exploración y explotación de gas no asociado, la
extracción y el fraccionamiento de Líquidos del Gas Natural (LGN) y al transporte,
distribución y comercialización de Metano. Debido a su carácter de filial medular,
posee presencia en casi todo el país. Actualmente se encuentran integradas al Distrito
de producción Anaco y de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN
Oriente y la integración de los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur
del Lago) y de Extracción y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las
operaciones de transporte y distribución de gas de Occidente por resolución de la
Junta Directiva de PDVSA. Aunque actualmente lo que se producen son 6300
millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, se pretende aumentar
significativamente esta cifra a 11500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para
el año 2012 (Pulido, 2003).
Para el caso que nos ocupa, resulta imperativo destacar a PDVSA Gas Anaco, lugar
donde se llevó a cabo el desarrollo del presente proyecto. El Distrito Gas Anaco,
como su nombre lo indica, está ubicado en la ciudad de Anaco, Estado Anzoátegui;
específicamente en un área de la ciudad denominada Campo Norte. La misma
produce de manera sustentable 1650 MMPCD para abastecer el mercado interno
afirma Luis Pulido (2003), Gerente Distrito Gas Anaco. De los 1650 MMPCD, 30%
es distribuido, vía gasoducto, a las principales generadoras de electricidad que
garantizan gran parte del servicio eléctrico del país. Otro 25% está destinado a
complejos siderúrgicos y mineros en Guayana y el 45% restante es destinado a las
distribuidoras de gas doméstico y a los clientes industriales. Se estima aumentar la
6
producción a 2400 MMPCD tras una inversión de mil millones de dólares a siete años
(Pulido, 2003).
Por otra parte resulta de vital importancia mencionar a la Planta Compresora Aguasay
5-A, lugar donde en los próximos meses se ejecutará el proyecto desarrollado en esta
pasantía. Dicha planta compresora se encuentra ubicada en el Municipio Aguasay
(Estado Monagas) y regida bajo el Distrito de Gas Anaco (Estado Anzoátegui).
PDVSA GAS se encuentra organizacionalmente estructurada por un (01) Presidente y
cuatro (04) directores que se encuentran apoyados por un órgano denominado
Secretaria de la Presidencia. Dichos directores tiene bajo su mando a quince (15)
Gerencias Generales dirigidas cada una por un Gerente y cuyos nombres se presentan
a continuación: Transmisión y Distribución (TYD), Prevención y Control de Perdidas
(PCP), Gasificación, Gas Metano, Recursos Humanos (RRHH), Administración
Pública (AAPP), Sistemas (AiT), Servicios Logísticos, Consultoría Jurídica,
Planificación, Evaluación Empresarial, Ingeniería de Proyectos, Mantenimiento,
Auditoria Fiscal y Construcción.
En la figura 3 se presenta el Organigrama General de PDVSA Gas Anaco,
específicamente la Superintendencia de Ingeniería y Construcción adscrita a la
Gerencia de Construcción dentro del cual se desarrolló el presente proyecto.
Figura 3. Organigrama PDVSA GAS
7
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 El Gas Natural
El gas natural constituye una mezcla de hidrocarburos parafínicos, que posee el
metano como uno de sus principales componentes, así como en menor proporción
incluye etano, propano, butano, pentano y otros compuestos pesados. Además, el gas
natural se compone de contaminantes no hidrocarburos, como el vapor de agua,
sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y gases inertes como el nitrógeno y el helio.
Origen
El origen del gas natural reside en la transformación y acumulación progresiva de
materia orgánica resultante de la descomposición de animales, vegetales y
microorganismos, durante millones de años bajo la acción de fuerzas mecánicas,
químicas, bacteriológicas, altas presiones y temperaturas, por efecto del asentamiento
de las capas de sedimentos que la contiene.
Composición del gas natural
El gas natural como fuente de energía ha cobrado especial importancia en los últimos
años. Su composición comprende diversos hidrocarburos parafínicos de bajo peso
molecular, especialmente por metano y en menor proporción por hidrocarburos más
pesados y de mayor impurezas, tales como dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2),
helio (He), argón (Ar), sulfuro de hidrógeno (H2S), vapor de agua (H2O), en estado
gaseoso, los cuales reducen el poder calorífico del mismo (Ver Tabla 1).
8
Tabla 1. Componentes del gas natural
COMPONENTE FÓRMULA QUÍMICA % MOLAR
Metano CH4 55.00-98.00
Etano C2H6 0.10-20.00
Propano C3H8 0.05-12.00
n-butano C4H10 0.05-3.00
Iso-butano C4H10 0.02-2.00
n-pentano C5H12 0.01-0.80
Iso-pentano C5H12 0.01-0.80
Hexano C6H14 0.01-0.50
Heptano y mas pesados C7 0.01-0.40
Nitrógeno N2 0.10-0.50
Dióxido de Carbono CO2 0.20-30.00
Oxigeno O2 0.09-0.30
Sulfuro de Hidrogeno H2S Trazos-28.00 Helio He Trazos-4.00
Fuente: Mortimer (1983)
Se destaca que para cumplir con los estándares de calidad, en función de los
diferentes usos del gas, una vez extraído éste debe someterse a un tratamiento por
medio de procesos adecuados, de acuerdo a su clasificación (Ver Tabla 2).
Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición
Según la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S)
Según la presencia de hidrocarburos pesados (C3+)
- Gas dulce, es aquel que no contiene sulfuro de hidrógeno. - Gas agrio, es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno y por lo tanto es muy corrosivo.
- Gas rico (no procesado), es aquel que tiene un alto contenido de propano y más pesados, del cual pueden obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos.
- Gas pobre (procesado), es aquel que está formado prácticamente por metano.
Fuente: Mortimer (1983)
9
Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural de acuerdo a su composición
COMPONENTE PROCESO H2O Proceso Deshidratación
CO2 + H2S Endulzamiento Pentano y más pesados (C5+) Plantas de Gasolina
Propanos + Butanos Planta de GLP (Gas Licuado Petróleo) Etano Procesos Petroquímicos
Metano Plantas de Gas Natural Licuado Fuente: Mortimer (1983)
Específicamente, de acuerdo al Tabla 3, según su composición el gas recibe diversos
tratamiento, como puede observarse en el cuadro presentado anteriormente. Cuando
el componente con mayor prevalencia es el agua, el gas es sometido a un proceso de
deshidratación, cuando el mayor componente es el CO2 y H2S, a un proceso de
endulzamiento, mientras que cuando el metano constituye el componente principal, se
le somete a los procesos de una planta de gas natural licuado.
Principales usos de gas natural
De acuerdo a sus componentes, el gas puede ser utilizado como combustible y
materia prima, o constituir según su composición, un diluente y/o contaminante.
Como combustible, se emplea en los sectores de las industrias básicas, como el
siderúrgico, petroquímico, eléctrico, aluminio, cemento, manufacturero, doméstico,
comercial y automotor. Como materia prima, el gas es utilizado en los procesos de
reducción de mineral del hierro en las plantas siderúrgicas, en los procesos
petroquímicos, en la fabricación de plásticos, amoníaco, ácido nítrico, urea, sulfuro y
nitrato de amonio y otros fertilizantes, así como para la producción de metanol y otros
productos químicos.
10
Figura 4. Clasificación de los componentes del gas natural
Inyección de gas
La inyección de yacimientos de petróleo comprende el proceso mediante el cual
desde la superficie se impulsa con energía adicional para que el yacimiento continúe
produciendo eficazmente, debido a que su energía natural, en términos de la presión
interna del mismo, ha sido agotada. Esto se logra a través de la inyección a pozos
(pozos inyectores). La inyección de gas no sólo cumple con el objetivo de mayor
extracción de crudos, sino que también es parte de la utilización y conservación del
gas como recurso.
Manejo del gas natural
El gas natural se encuentra en estructuras geológicas denominadas yacimientos, los
cuales pueden clasificarse en tres tipos:
- Yacimientos de gas asociado: el gas acompaña al petróleo, el cual representa el
producto principal de la mezcla.
11
- Yacimientos de condensado: el gas se encuentra mezclado con hidrocarburos
líquidos livianos, y se le conoce con el nombre de gas húmedo.
- Yacimientos de gas seco o gas libre: es el gas mismo.
El gas proveniente de los yacimientos de gas condensado y asociado se llama gas rico
ya que contiene hidrocarburos condensables de alto poder calorífico y de amplio uso
como combustible y como insumo petroquímico.
Ventajas del Gas Natural
La principal ventaja que ofrece el gas en comparación con otras fuentes de energía es
que permite obtener la misma cantidad de energía a menor costo. Como combustible
posibilita una combustión completa en los procesos industriales, ofreciendo además
las siguientes ventajas:
- Limpieza: el gas y sus procesos industriales implicados no generan hollín ni
suciedad. Por lo tanto, los equipos involucrados requieren un mantenimiento mínimo.
- Compresibilidad: puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de
consumo final. Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en
función a la presión-temperatura que se le desee imponer.
- Alto contenido energético: tiene un elevado poder calorífico.
- Adaptabilidad: puede ser transportado por sistemas de tubería que permiten
transmitir volúmenes constantes a presiones específicas.
- Fácil manejo: su distribución a los clientes puede ser de entrega directa y continua a
los equipos donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin
requerimientos de almacenaje en sitio.
12
2.2 Gas Metano
Se denomina gas metano al producto refinado, proveniente del procesamiento del gas
natural, compuesto en más de 70% de metano (CH4) y con otros componentes tales
como: etano, propano, butano y otros en menor cuantía.
2.2.1 Utilización del gas metano en Venezuela
Venezuela como país productor de petróleo ha incrementado recientemente la
producción de gas, contando con cuantiosas reservas de gas natural que le otorgan
una posición privilegiada en el escenario mundial, al ocupar el séptimo lugar en el
mundo y el primero en Latinoamérica con mayor volumen de reservas probadas. La
tendencia del negocio del gas se encuentra en aumento, reflejando una importante
alternativa energética.
En el mercado interno, el gas metano es utilizado como combustible en la generación
de vapor y electricidad, en la fabricación de aluminio, productos siderúrgicos,
cementeros y materiales de construcción, así como en las industrias de papel, carbón,
textil, vidrios, alimentos, etcétera, además como combustible de uso doméstico,
comercial y automotor. También es utilizado como insumo en la industria
petroquímica, para la obtención de amoníaco y fertilizantes. En el sector siderúrgico
se utiliza, en la producción de hidrógeno, el cual se usa para la reducción del hierro y
en el sector petrolero se emplea en los programas de inyección en los yacimientos con
el propósito de recuperar crudo, así como para conservarlos para usos futuros; otra
aplicación es como materia prima en procesos de desulfuración con el fin de mejorar
la calidad del petróleo.
2.3 Calidad del Gas Natural
Cuando se hace referencia a la calidad de gas a ventas debe interpretarse la expresión
como los rangos de composición y otras características (como poder calorífico,
gravedad específica, GPM, etcétera) que se requieren para transportar el gas a través
de gasoductos con fines de suministro al consumo interno, con una mínima
13
frecuencia en problemas operacionales en tuberías y equipos conexos, tanto para el
sistema de transmisión y distribución de PDVSA GAS como para las instalaciones
pertenecientes a los clientes. El gas destinado a ventas debe tener la composición
dentro de lo parámetros establecidos como específicos en cada uno de sus
componentes, para evitar problemas como:
- Corrosión/erosión en las tuberías y otras instalaciones de los sistemas de
transmisión y distribución de gas.
- Condensación de hidrocarburos y agua en las tuberías.
- Problemas operacionales en las instalaciones de los consumidores, tales como
contaminación de catalizadores en plantas de procesos por compuestos azufrados o
hidrocarburos pesados, presencia de líquidos en sistemas diseñados para manejar gas,
aumento de los costos operacionales, entre otros.
Sin embargo, el gas transportado con fines de suministro al consumo interno (ya sea
para uso como combustible o como insumo para diversos procesos) puede originarse
de diversas fuentes, lo cual significa que las características pueden variar
dependiendo del tipo de gas, esto es, gas natural, gases efluentes de procesos de
refinación, gas sintético (de carbón), líquidos del gas natural (LGN) regasificados,
etcétera.
La calidad del gas se puede establecer a través de una serie de parámetros y criterios
cuya aplicación está normalizada en algunos países como Francia y Alemania. En el
caso de Estados Unidos se establece a través de especificaciones incluidas en
contratos que limitan rangos de composición y condiciones del gas transportado y
destinado a ventas. En Venezuela, PDVSA GAS ha establecido las bases y
especificaciones de diseño de instalaciones de gas con base en los criterios de calidad
adoptados por la industria del gas en Estados Unidos. No obstante, se destaca que
estos criterios no tienen carácter estricto de normas o estándares, ya que son producto
14
de los contratos comerciales con clientes y experiencia en los fundamentos
operacionales y no de estudios específicos orientados a establecerlos.
2.4 Etapas de procesamiento del gas
Producción: En el subsuelo el gas puede encontrase como Gas Asociado, es decir,
disuelto o en la capa gasífera en los yacimientos de condensado o como Gas No
Asociado, ubicado en yacimientos de gas libre. Esta etapa consiste en transportar el
gas desde los yacimientos en el subsuelo hasta la superficie a través de pozos
productores
Separación: Una vez ubicado el gas natural en la superficie, este es sometido a un
proceso de separación de líquidos que es llevado a cabo en unos recipientes a presión
denominados separadores. Estos líquidos pueden ser petróleo, condensado y agua.
Cuando se trata de gas libre, no es necesario llevar a cabo esta etapa.
Tratamiento: A lo largo de esta fase se eliminan las impurezas que trae el gas natural,
como agua (a través de productos químicos que absorban la humedad), dióxido de
carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S; a través de plantas de
endulzamiento). Posteriormente, estas impurezas se recuperan y pueden ser
comercializadas con otros fines.
Extracción de líquidos: Esta fase consiste en tratar el gas natural libre de impurezas
para así separar el gas metano (CH4) del líquido del Gas Natural (LGN) compuesto
por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.
Compresión: Proceso mediante el cual se le aumenta la presión al Gas Metano Seco
para posteriormente ser enviado a sistemas de transporte y distribución para su
utilización en el sector industrial y domestico.
Fraccionamiento: Los Líquidos del Gas Natural (LGN) provenientes de la fase de
extracción de líquidos son enviados a la plantas de fraccionamiento. Aquí se obtiene
por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta
15
residual, los cuales posteriormente son almacenados en forma refrigerada y
presurizada en recipientes esféricos.
2.5 Turbina de gas
2.5.1 Definición
La turbina de gas como todos los motores térmicos, es una herramienta que ha
servido para el desarrollo de tecnologías aplicadas al mejoramiento de la calidad de
vida y de los intereses propios de las naciones industrializadas.
La turbina de gas es una turbomáquina térmica motora, y por tanto esencialmente es
una bomba rotodinámica que trabaja a la inversa. La turbina de gas aprovecha la
compresibilidad de los fluidos gaseosos para generar trabajo mediante un proceso de
expansión.
En su forma más simple es conocida como turbina de gas de ciclo simple y es
representada termodinámicamente por el ciclo de Brayton de aire estándar, en el cual
se distinguen los procesos de compresión, combustión y expansión.
El gas o aire atmosférico es el fluido de trabajo de la turbina de gas, éste cede su
energía almacenada a la turbina mediante un proceso de expansión. Sin embargo,
previamente el fluido de trabajo ha tenido que pasar por un proceso de compresión.
La expansión y compresión de los gases es un comportamiento que sólo poseen los
fluidos compresibles y es fundamental para el funcionamiento de las turbinas de gas.
La turbina de gas entra en la clasificación de turbomáquina térmica motora por que
trabaja con fluidos compresibles y la energía para realizar el trabajo neto es cedida
por el fluido de trabajo.
2.5.2 Compresor
El compresor constituye el elemento mecánico que proporciona el suministro
continuo de gas a presión para que se dé el proceso de expansión en la rueda turbina y
en particular en la realización eficiente del proceso de combustión.
16
El compresor es una turbomáquina generadora que entrega energía al fluido, por lo
tanto requiere de la adición de un trabajo para su funcionamiento. El compresor
utilizado en las turbinas de gas es del tipo dinámico, este tipo de compresor consta de
un rotor que imparte movimiento a la masa de gas y un estator que convierte la
energía cinética del fluido en presión.
Según los requerimiento de diseño de la turbina de gas el compresor dinámico puede
ser de tipo centrífugo o axial y de una o varias etapas de compresión.
2.6 Bombas
2.6.1 Definición
Una bomba es una máquina que absorbe energía mecánica y restituye al líquido que
la atraviesa energía hidráulica. Las bombas se emplean para impulsar toda clase de
líquidos (agua, aceites de lubricación, combustibles, ácidos; líquidos alimenticios).
2.6.2 Clasificación de las bombas
Las bombas se clasifican en bombas rotodinámicas y bombas de desplazamiento
positivo.
2.6.2.1 Bombas rotodinámicas
Todas las bombas que son turbomáquinas pertenecen a este grupo. Estas son siempre
rotativas. Su funcionamiento se basa en la ecuación de Euler y su órgano transmisor
de energía se llama rodete. Se denominan bombas rotodinámicas porque su
movimiento es rotativo y la dinámica de la corriente juega un papel esencial en la
transmisión de la energía.
2.6.2.2 Bombas de desplazamiento positivo
A este grupo pertenecen no sólo las bombas alternativas, sino las bombas rotativas
llamadas rotoestáticas, ya que son rotativas pero la dinámica de la corriente no juega
un papel esencial en la transmisión de la energía. El principio de desplazamiento
17
positivo consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del
volumen de una cámara. En la máquina de desplazamiento positivo, el elemento que
origina el intercambio de energía, puede tener movimiento alternativo (embolo) o
movimiento rotatorio (rotor; rotoestatica). En las maquinas de desplazamiento
positivo tanto reciprocantes como rotatorias siempre hay una cámara que aumenta de
volumen (succión) y disminuye de volumen (impulsión) por lo que también se le
llama maquinas volumétricas. El funcionamiento no se basa en la ecuación de Euler
como en las turbomáquinas.
Uno de las diferencias fundamentales es que el intercambio de energía del fluido se
efectúa siempre con variación de presión a diferencia de las turbomáquinas en las que
el intercambio de energía se realiza con variación de energía cinética.
Las bombas de desplazamiento positivo se emplean casi exclusivamente en las
transmisiones y controles quedando prácticamente eliminadas las turbmáquinas de
esta área. Las bombas de desplazamiento positivo y en especial las de embolo
prácticamente no tienen límites de presiones se construyen hasta para presiones
mayores a 15 000 lb/plg2 sin embargo, las bombas rotatorias con excepción de las de
tornillo no son adecuadas para presiones mayores de 500 lb/plg2.
2.6.3 Clasificación de las Bombas rotodinámicas
Las bombas rotodinámicas se clasifican de acuerdo a la dirección del flujo (bombas
de flujo radial, de flujo axial y de flujo radioaxial), según la posición del eje (bombas
de eje horizontal, de eje vertical y de eje inclinado), según la presión engendrada
(bombas de baja presión, de media presión y de alta presión), según el número de
flujos en la bomba (de simple aspiración o de un flujo y de doble aspiración, o de dos
flujos) y según el número de rodetes (de escalonamiento o de varios
escalonamientos).
18
2.6.3.1 Bomba Centrífuga
La característica principal de la bomba centrífuga es la de convertir la energía de una
fuente de movimiento (el motor) primero en velocidad (o energía cinética) y después
en energía de presión. El rol de una bomba es el aporte de energía al líquido
bombeado (energía transformada luego en caudal y altura de elevación), según las
características constructivas de la bomba misma y en relación con las necesidades
específicas de la instalación. El funcionamiento es simple: dichas bombas usan el
efecto centrífugo para mover el líquido y aumentar su presión. Dentro de una cámara
hermética dotada de entrada y salida (voluta) gira una rueda con paleta denominada
rodete. El rodete es el elemento rodante de la bomba que convierte la energía del
motor en energía cinética (la parte estática de la bomba, o sea la voluta, convierte, en
cambio, la energía cinética en energía de presión). El rodete está, a su vez, fijado al
eje bomba, ensamblado directamente al eje de transmisión del motor o acoplado a él
por medio de acoplado rígido.
Cuando entra líquido dentro del cuerpo de la bomba, el rodete (alimentado por el
motor) proyecta el fluido a la zona externa del cuerpo-bomba debido a la fuerza
centrífuga producida por la velocidad del rodete: el líquido, de esta manera, almacena
una energía (potencial) que se transformará en caudal y altura de elevación. Este
movimiento centrífugo provoca, al mismo tiempo, una depresión capaz de aspirar el
fluido que se debe bombear. Conectando después la bomba con la tubería de
descarga, el líquido se encanalará fácilmente, llegando fuera de la bomba. Las
bombas centrifugas pueden poseer uno o más rodetes (multiestadio) caracterizadas
por la suma de presiones emanadas de cada rodete.
Las ventajas de las bombas centrífugas son:
- Aseguran un tamaño reducido, un servicio relativamente silencioso y un fácil
accionamiento.
19
- Presentan una fácil adaptación a todos los problemas del tratamiento de líquidos ya
que, por medio de adaptaciones a las determinadas condiciones de uso, es capaz de
responder a las exigencias de las instalaciones destinadas.
- Manejan mayor velocidad que las maquinas de desplazamiento positivo
(específicamente las de embolo).
Entre las desventajas se encuentran:
- Las bombas centrífugas por su modo de operar, sólo pueden generar presiones de
salida limitadas, está claro, la presión la genera la fuerza centrífuga, por lo que su
máximo valor dependerá de ésta, la que a su vez depende de la velocidad de giro y
del diámetro del impelente, de manera que a mayor velocidad y diámetro, mayor
presión final.
- Como la velocidad de giro y el diámetro del impelente no pueden aumentarse
indefinidamente sin que peligre su integridad física, entonces estas bombas, no
pueden generar presiones muy altas como lo hacen las de desplazamiento positivo.
- Otra característica que las distingue, es que el caudal bombeado depende de la
presión de salida, de forma que a mayor presión menos caudal.
2.6.3.4 Curva de la bomba
Las prestaciones de una bomba centrífuga se pueden evidenciar gráficamente por
medio de una curva característica que, normalmente, tiene datos relativos a la altura
geodésica total, a la potencia efectiva del motor (BHP), a la eficiencia, al NPSHr y al
nivel positivo, informaciones indicadas en relación con la capacidad de la bomba.
Cada bomba centrífuga se caracteriza por su particular curva característica, que es la
relación entre su caudal y su altura de elevación. Esta representación gráfica, o sea, la
transposición de esta relación en un gráfico cartesiano, es la mejor manera para
conocer qué caudal se puede obtener a una determinada altura de elevación y
viceversa.
20
Está claro que, para modificar esta representación, contribuyen otros elementos como
la velocidad, la potencia del motor o el diámetro del rodete. Hay que considerar,
además, que las prestaciones de una bomba no se pueden conocer sin saber todos los
detalles del sistema en el que tendrá que funcionar. La curva de prestaciones de cada
bomba cambia en el momento que cambia la velocidad y se explica con las siguientes
leyes:
1. La calidad del líquido trasladado cambia en relación con la velocidad
2. La altura de elevación varía en relación con el cuadrado de la velocidad
3. La potencia consumida varía en relación con el cubo de la velocidad
La cantidad de líquido bombeado y la potencia absorbida son, aproximadamente,
proporcionales. La descarga de una bomba centrífuga con velocidad constante puede
variar de cero caudal (todo cerrado o válvula cerrada), hasta un máximo que depende
del proyecto y de las condiciones de trabajo. La potencia absorbida por la bomba
puede localizarse en el punto donde la curva de la potencia se encuentra con la curva
de la bomba en el punto de trabajo. Pero esto no indica todavía la medida requerida
del motor. Existen distintas maneras para determinar la potencia de los motores de
alimentación de la bomba:
- Se puede elegir el motor adecuado a la velocidad de accionamiento (el mejor
método y el menos costoso cuando las condiciones de trabajo de la bomba no
cambian tanto).
- Se puede leer la potencia al final de la curva (la solución más frecuente que
garantiza una potencia adecuada en casi todas las condiciones de ejercicio).
- Se puede leer la potencia que corresponde al punto de trabajo sumando el
010% (sistema usado generalmente sólo en las refinerías o en otras
aplicaciones donde no hay variaciones en las características de la instalación).
21
Figura 5. Bomba Centrífuga
2.7 Separadores Líquido Vapor
El Separador Liquido Vapor constituye uno de los equipos de mayor relevancia
dentro del proceso de compresión de Gas; dichos equipos son los que garantizaran, en
la medida de lo posible, la corriente esté libre de líquido. Por separador se entiende un
recipiente, dispuesto bien sea vertical u horizontalmente, empleado para dividir una
corriente bifásica en dos corrientes monofásicas (líquido y vapor) aceptablemente
libre una de la otra. Según su disposición existen dos tipos principales de separadores,
los horizontales y los verticales. Los primeros son técnicamente conocidos como
“slug catchers” y son empleados para manejar corrientes que presentan alto contenido
de líquido en intervalos irregulares. Éstos son colocados, generalmente, aguas debajo
de los cabezales de succión de la planta. Por otra parte, tenemos a los separadores
dispuestos verticalmente mejor conocidos como depuradores. Estos son empleados
para manejar corrientes con bajo contenido de líquido y, generalmente, se colocan en
las líneas de succión de los compresores.
22
CAPÍTULO III
MARCO REFERENCIAL
3.1 Planta Compresora Aguasay 5A
3.1.1Definición de una planta compresora
En términos generales, una planta compresora típica se estructura por una o más
unidades compresoras, que se encuentran accionadas por un motor de combustión
interna (gas combustible para el caso que nos ocupa). Por lo general, estas unidades
se encuentran instaladas en edificios especialmente diseñados para protegerlas y
brindarle un espacio exclusivo a las tareas de operación y su mantenimiento.
Específicamente, en Aguasay 5A, el turbocompresor es accionado con gas
combustible.
Las unidades compresoras poseen diversas etapas y su arreglo, generalmente es
paralelo, de forma que cada etapa pueda operar de manera independiente. En el caso
de que se empleen compresores reciprocantes se hace necesario colocar botellas de
succión y descarga debido a la naturaleza pulsante de su forma de operar. Estos
equipos pueden ocasionar problemas de vibración a tal punto que pueden causar la
destrucción de equipos, líneas y demás instalaciones.
En una misma planta compresora se pueden recibir simultáneamente corrientes de gas
a distintas presiones, las cuales son medidas tanto en la entrada como en la conexión
del quemador. Posteriormente, son depuradas pasando los respectivos cabezales de
succión donde son distribuidos hacia las distintas unidades. El gas comprimido que
abandona los cilindros compresores es enviado hacia los enfriadores respectivos de
cada unidad, desde donde el gas enfriado pasa al cabezal de descarga respectivo.
En el proceso de enfriamiento de la corriente de gas, debido a que una porción de sus
componentes pesados se condensan, quedando en suspensión en el seno de la
23
corriente, se hace necesario hacer circular el gas antes de ser enviado al cabezal de
succión de la próxima etapa, utilizándose un depurador de interetapa donde se le
remueve el líquido condensado.
Al alcanzar el nivel de presión establecido, la corriente es medida nuevamente, y
posiblemente enfriada y depurada.
Para el caso de plantas conformadas con turbocompresores o equipos dinámicos, no
resulta necesario las botellas de succión y descarga.
3.1.2 Descripción de las instalaciones existentes
La Planta Compresora Aguasay 5A tiene una capacidad instalada de 42 MMPCED de
gas a 60 psig. El flujo de gas proveniente de las distintas estaciones del Campo, entra
a la planta por medio de un cabezal de 16” de diámetro y posteriormente pasa por el
slug-catcher V-204 para remover los líquidos presentes en la corriente. La línea de
gas a la salida de este equipo, se conecta al cabezal de succión de 20” de diámetro
que alimenta el turbocompresor TC-200, por una línea de 10” de diámetro y los
motocomprensores alquilados a través de una línea de 16” de diámetro.
La planta cuenta con una línea de succión de 200 psig de 12” de diámetro la cual se
conecta al slug-catcher V-205 (ver Figura 6.), para extraerle los líquidos presentes en
la corriente de entrada. La salida de gas del equipo de 12” de diámetro se conecta al
cabezal de succión 16” de diámetro que opera a un nivel de 250 psig, incorporándose
a la segunda etapa de compresión del turbocompresor TC- 200.
24
Figura 6. Slug- Catchers
La planta cuenta con un sistema de compresión basado en el turbocompresor TC-200
(ver Figura 7) que opera en tres etapas (Ver Figura 8). En primer lugar, el flujo
proveniente del cabezal de succión de 20” de diámetro entra a través de una línea de
10” de diámetro en el depurador V-200 que opera a 60 psig con la finalidad de
eliminar los líquidos. Posteriormente, el gas se dirige hacia la succión de la primera
etapa de compresión a través de una línea de 8” de diámetro, donde se eleva la
presión del gas hasta 250 psig y una temperatura de 250 º F aproximadamente,
continuando hacia el enfriador de baja presión E-200 en el cual se baja la temperatura
del fluido hasta 130 ºF.
Seguidamente, el gas se une con la corriente de 200 psig que viene de campo (que
pasa previamente por el enfriador E-201) para alimentar al depurador V-202 que
opera a 250 psig donde se eliminan los condensados que se pudieron formar por el
cambio de temperatura.
25
Figura 7. Turbocompresor TC-200
A la salida del depurador, el gas se dirige hacia el cabezal de succión de 250 psig de
16” de diámetro. La corriente de gas llega a la segunda etapa de compresión a 250
psig y es llevado hasta una presión de 450 psig y una temperatura de 250 ºF,
aproximadamente.
Dicho gas es enviado al enfriador de media E- 201 donde disminuye su temperatura a
100 ºF para posteriormente ser removidos los posibles condensados en el depurador
V-202 que trabaja a un nivel de presión de 450 psig.
En la tercera etapa de compresión, el gas es llevado de 450 psig hasta 1200 psig y una
temperatura de 250 ºF. Finalmente, es enviado al enfriador de alta presión E-203 y
posteriormente al depurador V-203 que trabaja a un nivel de 1200 psig, donde, una
vez que el gas ha sido despojado de los condensados ingresa al cabezal de descarga
final de 1200 psig de 12ª de diámetro, el cual sirve para colectar la descarga del
turbocompresor TC-200 y de los motocompresores alquilados y cuya salida se
incorpora al sistema de transmisión Trocal de 26” Jusepín- San Joaquín.
26
Figura 8. Tres etapas de compresión del Turbocompresor
Por otra parte, la planta cuenta con un sistema de gas combustible (ver Figura 9)
conformado por el depurador de gas combustible DP-200 y el filtro de gas
combustible F-002. Dicho sistema es alimentado por una corriente de gas proveniente
de la interconexión de la línea de 200 psig a la salida del slug- catcher V-205 (dicho
gas proviene de la línea gasoducto 36”) y un ramal de la descarga de 1200 psig. La
salida del depurador de 6” de diámetro se conecta al filtro de gas combustible. El
sistema sirve para suministrar gas a los dos (2) cabezales de gas combustible de 6” de
diámetro correspondientes al turbocompresor TC-200 y a la compresión alquilada.
Figura 9. Sistema de Gas Combustible
27
La planta cuenta con una batería de cinco (5) motocompresores alquilados, de los
cuales cuatro (4) se encuentran operativos. Estos compresores, propiedad de la
empresa Hanover, cuentan con un cabezal de succión de 16” de diámetro a 60 psig,
que se conecta al cabezal general de succión de 20” de diámetro. Este arreglo de
motocompresores cuenta con un cabezal de descarga a 1200 psig de 6” de diámetro
que se conecta con el cabezal general de descarga de 12” de diámetro.(Ver Figura 10)
Figura 10. Motocompresores Alquilados
El cabezal de gas combustible de 6” de diámetro y 180 psig aproximadamente que
alimenta a los motocompresores proviene de una línea directa que se conecta al filtro
de gas combustible F-002. El venteo de los motocompresores se descarga en un
cabezal de 8” de diámetro que se conecta al cabezal general de venteo de 26” de
diámetro. Los líquidos provenientes de los motocompresores convergen a un cabezal
de 2” de diámetro que se conecta con el cabezal general de drenaje cerrado de 8” de
diámetro. El gas de arranque para los motocompresores fue sustituido por aire de
arranque, cuyo cabezal es de 20” de diámetro. Este cabezal de aire suministra un
ramal de aire de instrumento de 2” de diámetro que circula a toda la planta,
incluyendo el panel de ignición del mechurrio ubicado en el área del despojador de
líquidos SE-004.
Los líquidos generados en los slug-catchers y en los depuradores inter-etapa (Ver
Figura 11), son enviados a un cabezal de drenaje cerrado de 8” de diámetro. El mismo
es conducido posteriormente hasta un recipiente de condensado SE-007 a través de
28
una línea de 6” de diámetro. Adicionalmente, el equipo es alimentado por los
condensados producidos en el despojador de líquidos SE-004. La disposición final de
los líquidos contempla originalmente las bombas de condensado P-006/7, las cuales
actualmente no se encuentran instaladas y cuya función es enviar los líquidos a una
estación de flujo. Además, el sistema cuenta con una línea que envía los líquidos
directamente a fosa.
Figura 11. Depuradores
El sistema de alivio y venteo de la planta está conformado por el despojador de
líquidos SE-004, el mechurrio MCH-001 (Ver Figura 12) y dos (2) estacas de venteo
para alta y baja presión.
Figura 12. Mechurrio o Flame
29
El despojador de líquidos SE-004 es alimentado principalmente por una línea de 20”
de diámetro proveniente de los sistemas de desvío operacional y por sobrepresión
asociados a los slug catchers de 60 y 200 psig. Además, ingresa al equipo una línea
de 6” de diámetro que maneja los gases producidos en el recipiente de condensado
SE-007 (Ver Figura 13). La salida de SE-004 se dirige hacia el mechurrio MCH-001.
Figura 13. Recipiente Colector
A la estaca de alta presión VT-001 se envía el gas proveniente de una línea de 24” de
diámetro que se deriva del cabezal de venteo general. Por su parte, la estaca de venteo
de baja presión VT- 002 maneja el gas proveniente del cabezal de baja presión de 10”
de diámetro.
30
CAPÍTULO IV
SELECCIÓN DE TUBERÍAS
4.1 Introducción
La Planta Compresora Aguasay 5A perteneciente al Campo Aguasay - Carisito, para
el momento del inicio de la pasantía, tiene una capacidad instalada de 43 MMPCED
en el nivel de 60psig – 6 compresores alquilados que manejan 5 MMPCED cada uno
y 13 MMPCED manejados por el TC – 200 propio y 3 MMPCED en el nivel de 200
psig (Segunda etapa de la turbina propia).
En el Proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”, se evaluaron las
instalaciones existentes para verificar su disponibilidad de capacidad para manejo de
42 MMPCED de gas natural en el nivel 60 psig y un posible crecimiento a futuro de
12 MMPCED, así como la verificación de las condiciones de manejo de la
producción de los sistemas auxiliares; Alivio, venteo, sistemas de depuración de
líquidos, sistema de gas combustible y sistema de drenaje cerrado.
En el presente apartado se exponen los requerimientos para el cálculo de espesores y
selección de materiales de las tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y
construcción de todos los tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el
desarrollo del proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”. Se destaca
que esta especificación contempla los requerimientos mínimos para los cálculos de
espesores de tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y construcción del
proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”.
Lo establecido para el cálculo de los espesores de pared en las tuberías y accesorios,
está de acuerdo con las normas ASME B31.3 Process Piping (2006), ASME B31.8
Gas Transmission and Distribution Piping System (2004), ASME B31.4 Pipeline
Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid (2006) y
31
COVENIN 3567:2000 Clasificación de Áreas por las que atraviesan gasoductos, por
densidad poblacional.
4.2 Normas
Los códigos, normas y especificaciones que sirvieron de referencia para los cálculos
general de tuberías se conforman por las siguientes:
* American Society of Mechanical Engineers (ASME)
B31.3 Process Piping (2006): normas para tuberías que se encuentran en refinerías
petroleras, plantas químicas, farmacéuticas, textileras, semiconductoras, criogénicas,
y cualquier planta de procesos.
B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping System (2004): normas para líneas
asociadas al transporte de productos gaseosos entre fuente y terminales, considerando
estaciones de compresión, control y medición.
B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid
(2006): normas para tuberías relacionadas al transporte de productos líquidos entre
plantas y terminales, tomando en cuenta estaciones de bombeo, control y medición.
* American Petroleum Institute (API)
RP1102 Steel Pipeline Crossing Railroads and Highways (2007)
Spec 5L Specification for Line Pipe (2004)
* Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)
3567:2000 Clasificación de Áreas por las que Atraviesan Gasoductos, por
Densidad Poblacional.
32
* Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)
PDVSA H-221 Materiales de Turbias.
PDVSA MDP-01-DP-01 Temperatura y Presión de Diseño .
HB-CS1S01 Piping Material Specification Class150, Carbon Stell
0.0625”.
PDVSA H-202 Piping Material Specification – Line Class Index.
PDVSA H-251 Process and Utility Piping Desing Requeriments.
4.3 Condiciones Ambientales y de Operación de la Planta Compresora Aguasay
5A.
4.3.1 Condiciones ambientales
Tabla 4. Condiciones Ambientales Presentes en la Planta
Variables Condiciones
Temperatura Máxima (°F) 94,46
Temperatura Mínima (°F) 61,70
Temperatura Promedio (°F) 80,42
Tipo de Clima Cálido LLuvioso
Presión Barométrica (psia) 14.7
Pluviosidad Máxima (l/seg/ha) 600
Meses de Lluvia Junio - Noviembre
Humedad Relativa Promedia % 73
Dirección del Viento (Este – Oeste) 85 KPH Fuente: PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IM11601
33
4.3.2 Condiciones de Operación de la planta.
En la Tabla 2 y Tabla 3 se indican las condiciones de operación de la planta
compresora Aguasay 5A, con respecto a las líneas de succión y las líneas de líquido
del sistema de drenaje de líquidos.
Tabla 5. Líneas de succión de gas 60 psig y descarga 1000/1200 psig.
PARAMETROS UNIDAD DATOS(MIN/MAX)
Flujo Volumétrico de Gas MMPCED 36 (*) / 50 (**)
Presión de Succión psig 56 / 68
Presión de Descarga psig 1000 / 1200
Temperatura de Succión °F 80 /90
Temperatura de Descarga °F 240 / 260 Fuente: PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IP11601 y Diagrama de
tubería e instrumentación S06A5-22990-DP-20801
Tabla 6. Para las líneas de líquido del sistema de drenaje de líquidos.
Línea Temperatura del Fluido (°F)
Presión en las Tuberías (psig)
Línea de drenaje de líquidos 8”-TD-001-1CS1 90 45,6
Línea de drenaje de líquidos del SE-007 3”-TD-001/004-1CS1)
90 49,7
Línea de drenaje de líquidos del SE-007 4”-TD-001/002-1CS1
90 45,6
Fuente: PDVSA GAS Documento Cálculos Hidráulicos” S06A5-22990-BP-14201 y memoria de
cálculo equipo de bombeo S06A5-22990-DM-61901.
34
4.4 Premisas de diseño
A continuación se indican las premisas para el diseño de las nuevas instalaciones en
la Planta Compresora Aguasay 5A, tomando como referencia documentos de PDVSA
GAS con respecto a “Bases y Criterios de Diseño”
- Para el cálculo de los espesores de pared de las tuberías de gas natural se utiliza la
fórmula de presión de diseño de la norma ASME B31.3.
- Para el cálculo de los espesores de pared de las tuberías de condensado y petróleo
(Sistema de drenaje de líquidos) se utilizan las fórmulas de presión de diseño de la
norma ASME B31.4.
- La especificación de las tuberías de 20”, 16”, 12”, 4”, 3”, 2”, 1” y ¾” es API 5L
Gr. B, sin costura.
- El material de las tuberías se seleccionara de acuerdo a lo indicado en las Normas
PDVSA HB-202, PDVSA H-221 y PDVSA HB – 1CS1S01
- El margen por corrosión es 0,125”.
- La temperatura de diseño será igual a la máxima temperatura de operación más 50
°F.
- La presión de diseño será el mayor valor de los siguientes casos:
- Si la presión de operación esta entre 0 y 1000 psig, la presión de diseño es la
mayor entre los siguientes casos:
- Máxima presión de operación * 1.1
- Máxima presión de operación + 25 psig.
- Si la presión de operación es mayor a 1000 psig, la presión de diseño es la
mayor entre los siguientes casos:
- Máxima presión de operación * 1.1
35
- Máxima presión de operación + 100 psig.
- Para tuberías a la descarga de una bomba la presión de diseño será igual a
la presión de descarga de la bomba.
- La presión de prueba es 1,25 veces la presión de diseño, como se indica a
continuación: dP*1,25Pt =
4.5 Selección de espesores de pared para tuberías de acuerdo a las Normas
ASME B31.3 y Norma ASME B31.4.
4.5.1 Cálculo de los espesores de pared.
El cálculo de los espesores de pared de una tubería a ser utilizada para el transporte
de gas natural, requiere conocer la presión de diseño, diámetro nominal de la línea a
usar en el transporte, características y especificaciones propias del acero utilizado
para su manufactura y de factores correctores como el relacionado con la
clasificación de áreas según las construcciones existentes a lo largo del corredor de la
tubería, el tipo de junta longitudinal de la tubería y la temperatura máxima del flujo
esperada durante la operación, todo según el código ASME B31.3
Para el cálculo de estas variables se utilizan la presión y temperatura de operación
máximas obtenidas del documento “Bases y Criterios de Diseño” de PDVSA GAS,
así como “Cálculos Hidráulicos”, diagrama de tubería e instrumentación y “Memoria
de Cálculo Equipo de Bombeo”. Por otro lado para el cálculo de los espesores de
pared de una tubería a ser utilizada para el transporte de los hidrocarburos líquidos y
otros líquidos, se requiere conocer la presión de diseño, diámetro nominal de la línea
a usar, características y especificaciones propias del acero utilizado para su
manufactura, factores correctores como el relacionado con el factor de diseño el tipo
de junta longitudinal de la tubería y la temperatura máxima del flujo esperada durante
la operación, todo según el código ASME B31.4.
36
4.5.2 Cálculo y selección de espesores para las líneas de gas natural de 60 psig
(Succión de la planta).
Según el Código ASME B31.3, el cálculo de espesores de pared para líneas de flujo
de gas natural, se realiza mediante la siguiente expresión:
Donde:
t: Espesor del tubo requerido por presión interna, (pulg).
tm: Espesor de Pared que satisface la presión interna y corrosión (pulg)
T: Espesor de Pared que satisface la presión interna, corrosión y tolerancia de
fabricación, (pulg)
Pd: Presión de Diseño interna (psig)
St: Esfuerzo de Fluencia (psi)
D: Diámetro Externo de la Línea (pulg)
E: Factor de Junta, según tipo de Unión longitudinal.
Y: Factor de reducción por efecto de Temperatura.
CA: Sobre espesor por corrosión (0.125 pulg)
( )1Y)*P E*(S*2
DPt
t
d
+=
(2) CA tt m +=
( )2 CA tt m +=
37
El detalle de cada parámetro, descritos en la relación anterior, es el siguiente:
*_ Espesor de Pared (T):
Este valor corresponde al espesor de pared de la tubería mínimo necesario para lograr
la presión de diseño deseada, tal que permita realizar pruebas de presión a niveles que
no excedan el esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería. Algunos de los
espesores comerciales fabricados según API 5L paras las tuberías de 20”, 16”, 12” y
6” son los indicados en el Apéndice A.
*_ Presión de Diseño (Pd):
Para presiones de operación entre 0 y 1000 psig la presión de diseño será el mayor
valor entre:
- La presión máxima de operación más 10%
- La presión máxima de operación más 25 psig.
- En ningún caso la presión de diseño será menor de 50 psig.
Luego de especificado el valor de la presión de diseño, se toma éste como la máxima
presión que puede soportar internamente la tubería (Esfuerzo de fluencia mínimo
especificado) y es corregido por factores de seguridad relativos a la clasificación de
áreas, tipo de unión longitudinal de la tubería y efectos por altas temperaturas del gas.
En la Tabla 4 se indican las presiones de diseño para cada una de las nuevas líneas de
tuberías de gas a 60 psig, basados en los criterios de diseño presentados en el
documento Bases y Criterios de Diseño de PDVSA (S0518512IA1IP11601)
38
Tabla 7. Presión de operación y de diseño para las nuevas tuberías de gas 60 psig y venteo.
*_ Diámetro Externo (D):
Este valor es característica constructiva de la línea y se ofrece en valores comerciales.
A continuación se indican los diámetros resultantes de las simulaciones.
Tabla 8. Diámetros de las tuberías para cada línea de gas y venteo.
Diámetro Nominal / N° de línea Diámetro Externo (D)
20” ( 20”-GG-001/003-1CS1) 20”
16” (16”-GG-001-1CS1) 16”
12” (12”-GG-001/002-1CS1) 12 ¾”
Fuente: Crane (1992)
*_ Esfuerzo de Fluencia; (St)
Los valores de “St” son una característica de los materiales y están estipulados en las
especificaciones bajo las cuales se fabrica la tubería. La norma API 5L especifica
materiales de alta resistencia para ser utilizadas en la producción de tuberías para
gasoductos y cumplen con las siguientes especificaciones:
N° de línea Po (psig) / To (°F)
Po +10% (psig)
Po + 25 psig (psig)
Pd (psig) Temperatura de diseño (°F)
20”-GG-001-1CS1 20”-GG-002-1CS1
68 / 90 74,8 93 93 140
16”-GG-001-1CS1 68 / 90 74,8 93 93 140
12”-GG-002-1CS1 68 / 90 74,8 93 93 140
39
Tabla 9. Esfuerzo de Fluencia, Según la Norma ASME B31.3,
Clasificación API 5L
Grado de la Tubería Esfuerzo de Fluencia (Psi)
A 16.000
B 20.000
Para el servicio previsto, se ha seleccionado el grado B para las tuberías de diámetro
20”, 16”, 12” y 6” de diámetro respectivamente, cuyo valor de resistencia al esfuerzo
de fluencia es de 20.000 psi como muestra la tabla 7 “Esfuerzo de fluencia, según
clasificación API 5L”, de ASME B31.3 (Ver Anexo B).
Segun la norma ASME B31.3 (Ver Anexos C y D):
Tabla 10.Coeficiente de Temperatura y Factor de Junta Longitudinal
Coeficiente de Temperatura (Y) Factor de Junta Longitudinal (E)
0.4 0.85
4.5.3 Cálculo y selección de espesores de pared para las líneas de líquido del
sistema de drenaje de Líquidos del SE-007
En la Tabla 7, se indican las presiones de diseño para cada una de las nuevas tuberías
del sistema de drenaje de líquidos del SE-007.
40
Tabla 11. Datos de presión de operación y de diseño para las líneas nuevas
N° de línea Po (psig) To (°F) Td (°F) Pd (psig)
4”-TD-001-1CS1 0,5 90 140 50
3”-TD-001-1CS1 3”-TD-002-1CS1 3”-TD-003-1CS1
47,92 90 140 50
- Según el código ASME B31.4 en su par. 404.1.1 y 404.1.2, el cálculo de espesores
de pared en líneas que transporten líquidos hidrocarburo u otros líquidos, se realiza
mediante las siguientes expresiones:
Donde:
S = 0,72 x E x esfuerzo de fluencia especifico del material.
E= Factor de junta longitudinal.
tN = Espesor nominal de pared corregido con el sobrespesor de corrosión .
A = 0,125” (sobreespesor por corrosión).
Sólo para el caso de las líneas: 4”-TD-001-1CS1, 3”-TD-001-1CS1, 3”-TD-002-
1CS1, y 3”-TD-003-1CS1.
4.5.6 Resultados
En la siguiente tabla, se presentan los resultados del cálculo de espesor de pared,
presiones de prueba (Pt), especificación de la línea y clase para cada tubería, de
( )42S
DPt d=
( )5Att N +=
41
acuerdo al código ASME B31.3 “Process Piping” y ASME B31.4 “Pipeline
Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid”.
Los cálculos de espesores se realizaron para las líneas de diámetro 20”, 16”, 12”, 4”
Y 3” para el material API 5L y Grado B.
Tabla 12. Resultados de Espesores (t), Presión Interna Máxima (Pi) y Presión de Prueba (Pt).
Diámetro Nominal (pulg.) / Línea
Diámetro Externo (pulg.)
Espesor Calculado
(pulg.)
Espesor nominal (pulg.)
Especificación de la Línea
Clase Presión de Prueba (Pt)
(pulg)
20”-GG-001-1CS1 20”-GG-002-1CS1
20” 0,205 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25
16”-GG-001-1CS1 16” 0,193 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25
12”-GG-002-1CS1 12 3/4” 0,182 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25
4”-TD-001-1CS1 4 1/2” 0,129 0,237(STD) 1CS1S01 150 62.5
3”-TD-001-1CS1 3”-TD-002-1CS1 3”-
TD-003-1CS1 3”-TD-004-1CS1
3 ½” 0,1285 0,216(STD) 1CS1S01 150 62.5
Ver ANEXO H para ejemplos de cálculos de esta sección.
42
CAPÍTULO V
SELECCIÓN DE EQUIPOS DE BOMBEO
5.1 Introducción
En este capítulo se define la Altura Neta Positiva de Succión Disponible (NPSHD),
potencia mecánica y potencia del motor eléctrico de las bombas (centrifuga
horizontal) de descarga de líquido del tanque colector de condensado SE-007, así
como también las premisas técnicas consideradas para realizar dichos cálculos. Estas
bombas son parte del sistema de drenaje cerrado de líquidos de la Planta Compresora
Aguasay 5A, estos líquidos son enviados desde el tanque colector de condensado SE-
007 a la estación Aguasay Principal, la cual se encuentra ubicada a 60 Km. de la
población de Anaco, limita al norte con el campo Carisito, al sur con los campos
Mata y Zumo, al este con los campos Acema-100 y 200 y al oeste con el campo Mata
Central.
5.2 Normas
* API (American Petroleum Institute)
STD 610, Tenth Edition Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and
Natural Gas Industries, 2004.
* Petróleo de Venezuela S.A. (PDVSA)
Centrifugal Pumps (MID Vol. 14)
NPSH
Tipos de Bombas
43
Determinación de la Altura de Succión Neta Positiva
Flujos de Fluidos; Introducción
Cálculos en Servicios de Bombeo
Características de Comportamiento de las Bombas
Centrifugas
Sellada de Ejes
Dimensionamiento de Tuberías de Procesos
* Otros documentos de referencia de PDVSA
Bases y Criterios de Diseño, Disciplina Procesos
Bases y Criterios de Diseño, Disciplina Mecánica
Diagrama de Tuberías e Instrumentación, Disciplina
Procesos
Plano de Implantación
Plano de Cortes y Detalles
Plano de Ubicación General de Equipos
44
5.3 Premisas y criterios
5.3.1 Premisas de Selección del Tipo de Bomba
Tabla 13. Premisas de Selección del Tipo de Bomba
Condición Bomba Desplazamiento Positivo Bomba Centrifuga
Caudal de Diseño (60 GPM) Suministran menores caudales Suministran mayores caudales
Mantenimiento Tienen mayores requerimientos de mantenimiento
Tienen menores requerimientos de
mantenimiento
Servicio Agua e Hidrocarburos Livianos. Muy utilizada Muy utilizada
Presión (0 @ 49.7 psig) No utilizada Muy utilizada
Costo de inversión inicial Mediano Alto
Características operacionales El caudal no depende de la presión del sistema
El caudal si depende de la presión del sistema
Principio de Funcionamiento Desplazamiento Forzado de un volumen
Desarrollo de Alta velocidad del líquido
convirtiéndola en presión.
Eficiencia Mayores eficiencia Menores eficiencia
Fuente: McNaughton (1987)
Según esta matriz de evaluación se recomienda usar Bombas Tipo Centrífuga en el
bombeo del agua e hidrocarburos livianos. Las siguientes premisas se asumen, para el
cálculo, en las condiciones de trabajo más críticas para las bombas:
5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga
El cálculo de las bombas centrifugas para el bombeo de liquido desde el tanque
colector de condensado SE-007 hasta la estación de flujo Aguasay Principal, obedece
45
a las siguientes premisas para el cálculo, las condiciones de trabajo más críticas para
las bombas existentes:
- El sistema de bombeo está diseñado con un total de dos bombas de las cuales una en
operación y otra en reserva, instalada en paralelo.
- El flujo máximo se calcula según los volúmenes de producción de líquido que se
generan en el proceso de compresión y en los separadores (slug-catcher), según los
documentos y normas de PDVSA “Bases y Criterios de Diseño”, de lo cual se deriva
lo siguiente:
a) Para cada bomba el caudal de agua e hidrocarburo es de 50 GPM más 20% de
sobrediseño, de esta forma el caudal total de diseño es 60 GPM el cual será manejado
por cada bomba.
b) Se considera la presión atmosférica 14,7 psig.
c) Se considera que el nivel mas bajo de liquido en el tanque de condensado SE-007
esta a 0.85 m de distancia alejado de la línea de centro de la bomba.
d) Se considera la columna estática en el tanque de la succión de 0.85 metros.
e) Se considera que las bombas tienen una velocidad de giro de 1750 RPM.
f) Según Norma PDVSA del Manual de Ingeniería de Diseño se toma como máxima
velocidad de flujo en tuberías 3,5 ft/s en descarga y 2,5 ft/s en la succión.
g) Según norma PDVSA “Dimensionamiento de Tuberías de Procesos” del Manual
de Ingeniería de Diseño se considerá unas pérdidas por fricción en el rango de 1 a 3 ft
por cada 100 ft en la tubería de succión, y en la descarga de 2 a 4 ft por cada 100 ft,
con velocidad máxima de 6 ft/s.
46
5.3.3 Datos de entrada
La siguiente tabla muestra los principales parámetros de procesos en situación actual,
como datos de entrada y accesorios:
Tabla 14. Datos de entrada para Selección de Bomba
Fluido Agua mas Hidrocarburos
Caudal Total (Q) 0.00317 m3/s
Caudal de Diseño por Bomba (Qd) 13.69 m3/h
Viscosidad Dinámica (μ) 0.00063 Kg/ s*m
Densidad (ρ) 853.52 Kg/m3
Temperatura de Operación (T) 90 °F
Presión de Vapor 0.018 Psia
Presión en línea de descarga 8”-TD-001-1CS1 30 Psig
Fuente: PDVSA Base y criterios de diseño y PDVSA Cálculos Hidráulicos
Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la bomba
Item Ф (Pulgadas) Cantidad Codo 90 3 5 unidades Tee Recta 3 1 unidad Válvula Check 3 2 unidades Válvula Compuerta 3 2 unidades Longitud recta de tubería 3 65208.00 mm
Tabla 16.Accesorios de tubería de succión de la bomba.
Item Ф (Pulgadas) Cantidad Tee Recta 6 2 unidades Válvula Check 4 1 unidad Válvula Compuerta 4 1 unidad Longitud recta de tubería 6 2200 mm Longitud recta de tubería 4 1850 mm
47
5.4 Cálculos y resultados
5.4.1 Teorías y cálculos preliminares.
Para el cálculo de la potencia de la bomba y el motor así como el NPSHd de las
bombas, primeramente se calcula la altura de bombeo de la misma. Aplicando la
ecuación de Bernoulli.
(6)
Donde:
(P2 - P1) / γ: Diferencia de presiones entre las superficies del líquido de la aspiración
y punto de interconexión de la línea de de0scarga de la bomba (Ø 3”) con línea de Ø
8”.
(Z2 - Z1): Diferencia de cota entre el punto de succión y el punto mas alto de la linea
de descarga de la bomba.
hfsuccion: Perdidas en tubería de succión.
hfdescarga: Perdidas en tubería de descarga.
5.4.2 Cálculos
* Cálculo de las pérdidas en tubería de descarga
hf descarga = hfpd + hfsd (7)
hf descarga : Pérdidas en la descarga.
hfsd : Pérdidas secundarias por accesorios.
HB = (P2 - P1) + (Z2 - Z1) + hfsuccion + hfdescarga
γ
48
hfpd : Pérdidas primarias por longitud de tramo recto.
Cálculo de la velocidad
V = Qd / A (8)
V: Velocidad en la descarga. (m / s)
Qd: Caudal de diseño. (m3 / s )
A: Área de la tubería a usar. (m2)
A = πd2 / 4 = 0.00477 m2
V = 0.7975 m / s = 2.62 ft/s
De acuerdo a los resultados obtenidos, la velocidad calculada cumple con la norma
PDVSA del manual de ingeniería de diseño, ya que se encuentra por debajo de la
velocidad máxima permitida que es 6 FT/S.
* Cálculo del número de Reynolds:
Fluido: Agua e hidrocarburos a T = 90 °F = 305.37 °K
Re = ρ*V*d / μ (9)
Donde:
Re: Número de Reynolds.
μ: viscosidad del fluido (Kg. / s*m)
ρ: Densidad del fluido ( Kg. / m3)
V: velocidad (m/s)
49
d: diámetro de tubería (m)
Re = 8.4178* 104 Flujo Turbulento
Pérdidas primarias por longitud de tramo recto:
*_ Calculamos el factor de fricción f:
Material: Acero comercial con base en ASME B36.1.
Ver ANEXO J de la rugosidad relativa para un diámetro interno de tuberia de 77.9
mm es ε/d = 0.00059 entonces:
f = 0.0225
hfpd = f*L*V2 / 2*d*g (10)
hfpd = 0.715 m.
Pérdidas secundarias por accesorios:
En la Tabla 17 se puede observar las perdidas secundarias para los distintos
accesorios de la descarga.
Tabla 17. Pérdidas Secundarias en la descarga
Accesorio k hfs (m) hfst (m) Codo 90° 0.294 0.01195 0.0598 Tee Recta 0.42 0.0171 0.0171
Válvula Check 1.05 0.0427 0.0854 Válvula Compuerta 0.168 0.00683 0.0137
∑ hfsd 0.176 hfpd 0.715 Hfdescarga 0.891
50
Donde:
K = Factor adimensional* ft (Ver ANEXO J) (11)
ft = f (Factor de fricción)
hfs = K x V2
2g (12)
hfst = hfs * # de accesorios (13)
hfdesacarga = hfst + hfpd (14)
Entonces por cada 100 ft de tubería es de 1.35 ft.
Por consiguiente, de acuerdo a estos resultados, las pérdida generadas están dentro lo
permitido por la norma de PDVSA del Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se
encuentra por debajo de las perdidas permitida que están entre 2 y 4 ft de liquido/100
ft de tubería en la descarga.
Cálculo de las pérdidas en tubería de succión.
hf succión = hfpd + hfsd (15)
hf succión: Pérdidas en la succión.
hfpd : Pérdidas primarias por longitud de tramo recto.
hfsd : Pérdidas secundarias por accesorios.
51
* Pérdidas primarias por longitud de tramo recto:
Velocidad de succión.
V = Qd / A
V: Velocidad en la succión. (m / s)
Qd: Caudal manejado por el sistema. m3 / s
A: Área de la tubería a usar. (m2)
Tramo de 6”. Diámetro Interno: 154.1 mm
A = πd2 / 4 = 0.0187 m2
V = 0.66 ft/s
Tramo de 4”. Diámetro Interno: 102.4 mm
A = πd2 / 4, = 0.00823 m2
V = 1.52 ft/s
Los resultados de las velocidades calculadas cumplen con la norma PDVSA del
Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se encuentra por debajo de la velocidad
máxima permitida que es 6 ft/s.
Cálculo del número de Reynolds.
Fluido: fluido T = 90°F
Re = ρ*V*d / μ
52
Re: Numero de Reynolds.
μ: viscosidad del fluido (Kgm / s*m)
ρ: Densidad del fluido ( Kg. / m3)
V: velocidad (m/s)
d: diámetro de tubería (m)
Para la Tubería de 6”
Re = 42471,04 Flujo turbulento.
Cálculo del factor de fricción f = f( Re, ε/d )
ε: Rugosidad absoluta y depende del material de la tubería.
d: Diámetro de la tubería.
ε/d : Rugosidad relativa.
(Ver ANEXO J.)
Material: Acero comercial.
ε/d = 0.00078
f = 0.0235
hfpd = 0.0043 m.
Para la tubería de 4”
Re = 64131.17 Flujo turbulento.
53
Se calcula el factor de fricción f = f( Re, ε/d )
ε: Rugosidad absoluta y depende del material de la tubería.
d: Diámetro de la tubería.
ε/d: Rugosidad relativa.
(Ver ANEXO J)
Material: Acero comercial.
ε/d = 0.00042
f = 0.022
hfpd = 0.0059 m.
Perdidas secundarias por accesorios.
En la Tabla 18 se puede observar las perdidas secundarias para los accesorios de la
succión.
Tabla 18. Perdidas Secundarias en la Succión.
Accesorio k hfs (m) hfst (m) Codo 90° 0.705 0.0166 0.0166
Válvula Compuerta 0.176 0.000371 0.0004 ∑ hfsd 0.0170 hfpd 0.0102 Hfdescarga 0.0272
Entonces por cada 100 ft es de 0.21 ft.
54
Por lo tanto, las pérdidas generadas están dentro lo permitido por la norma PDVSA
del Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se encuentra por debajo de las perdidas
permitida que están entre 1 y 3 ft de liquido/100 ft de tubería en la succión.
Diferencia de cotas.
Z 2 - Z 1 = 1m = 3.28 ft.
Diferencia de Presión.
P2 - P1
ρ*g (16)
P1: Presión en la superficie del liquido en KOD = 14.7 psia =101353,93 Pa
P2: Presión en tubería de descarga de 8”-TD-001-1CS1= 30 psig = 44.7 psia =
308196,674 Pa.
P2 - P1 = 24,699 m
ρ*g
Altura de bombeo (HB).
HB = 27.618m = 88,58 ft.
Potencia requerida de la bomba. (Pb)
*_ Potencia teórica o Hidraulica (Ph).
Ph = ρ Q HB = ((1d(17)
55
6116 x103
Ph = 0,87543 KW = 875.43 w = 1,174 HP
Potencia al freno (Pmec).
La eficiencia de la bomba es:
ηB = 75%
Pmec = γ Q HB (18)
ηB
Pmec = 1,565 HP
Potencia del Motor Eléctrico (PM).
Debido a las fluctuaciones de flujo previsibles en la instalación, varia también el
punto de trabajo de la bomba que, en determinadas circunstancias implica el aumento
de la potencia absorbida por la bomba, por lo que al seleccionar la potencia nominal
del motor se prevén un incremento del 20% ya que la potencia mecánica es menor a
7,5 KW.
Luego ηM = 80% (Eficiencia del motor eléctrico)
PM = 1,9566 HP
De la norma PDVSA GA-201 ya que la potencia del motor esta por debajo de 25 HP
se toma un factor de servicio de 1.25, por lo tanto la potencia del motor (PM) es.
PM = 1,9566 Hp x 1.25 = 2,445 HP.
56
El motor comercial seleccionado es de 5 HP
Cálculo del NPSHd (Cabezal neto de succión positiva disponible)
Referencia de McNaughtom (1987)
NPSHd = 2.31*(Ps –Pv) + Z - hfsucción (19)
Sp*gr
Z = 2.8 ft
Sp*gr: Densidad relativa = 0.85356
Pv = 0.018 psig
Ps =14.7 psia
hfsuccion = 0.09ft
NPSHd = 2.8522 ft = 0.87m
57
5.5 Resultados
Tabla 19. Resultados de Equipo de Bombeo
Caudal a manejar: 50 GPM
Caudal de Diseño: 60 GPM
Altura de bombeo: 35,75 m
Presión de Descarga 32,75 psig
Diferencial de Presión 32,25 psig
Potencia Hidráulica de la bomba: 1,174 HP
Potencia al freno: 1,566 HP
Potencia Teórica del Motor : 2,445 HP
Potencia Comercial del Motor : 5 HP
NPSHd ( Cabezal neto de succión positiva disponible) 0.87m = 2.8522 ft
RPM 1750
Tipo de Bomba Centrifuga Horizontal
58
CAPÍTULO VI
PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONTRATISTA
En el presente apartado se exponen las distintas partidas mecánicas consideradas en el
proyecto para especificar los estándares a través de los cuales se evaluará el
desempeño de la contratista y comprenden la partida de manipulación, transporte,
descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos,
cuadrilla de apoyo al arranque, suministro de cuadrilla para trabajos menores,
fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea, fabricación, soldadura e
instalación de tubería enterrada, suministro e instalación de las bombas centrifugas p-
200a y p-200b, interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes,
gammagrafía, instalación de válvulas bridadas, desmantelamiento de tuberías y
accesorios, prueba hidrostática, pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes,
transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea
de 16” y el revestimiento de las juntas para tuberías enterradas.
Es importante destacar que todas las actividades contempladas en las partidas por la
empresa contratista, se encuentran bajo las normas y regulación de PDVSA GAS en
documentos específicos y que escapa a los objetivos del presente trabajo presentar
dicha documentación. Se destaca que cada una de las partidas se determinaron de
acuerdo a un proceso de detección de necesidades llevado a cabo conjuntamente con
la Gerencia de Ingeniería y Construcción, en función al tipo de adecuación a realizar
y en el marco de los estándares de PDVSA.
6.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de
tuberías, materiales, accesorios y equipos
Esta partida comprende la mano de obra, materiales, herramientas, equipos y los
servicios necesarios e incidentales para la carga, descarga, transporte y
almacenamiento de las tuberías, válvulas, accesorios de tuberías, conexiones, entre
59
otros, que sean necesarios para la instalación de la bomba centrifuga y línea de
tuberías (succión, alivio y venteo) de acuerdo con las especificaciones de PDVSA.
En el proyecto, se parte de que PDVSA GAS suministra a empresa contratista la lista
de materiales de construcción (bombas, válvulas, tuberías, conexiones, etc.) y esta
última proporciona la carga, transporte y descarga de estos materiales desde los
almacenes de PDVSA, ubicados en Anaco, Morichal, San Tomé, Punta de Mata,
Buena Vista hasta la Planta Compresora Aguasay 5A. Se destaca que las actividades
y funciones llevadas a cabo por la empresa contratista, se enmarcan dentro de los
requerimientos mínimos de seguridad en carretera que exige el MINFRA y las
normas COVENIN así como bajo el procedimiento de trabajo para la carga, descarga
y manipulación de los materiales basado en las instrucciones y reglas convenidas con
PDVSA GAS, preservando el estado correcto de las tuberías.
Esta partida se mide y cancela por suma global (SG). PDVSA GAS lleva a cabo
pagos progresivos parciales de acuerdo a la cantidad de materiales efectivamente
transportados, manipulados y colocados en su posición final. Se pagará según el
monto ofertado por la empresa contratista previo al cumplimiento satisfactorio del
alcance descrito. El pago incluye los gastos de materiales, equipos y mano de obra,
para ejecutar satisfactoriamente el trabajo.
6.2 Cuadrilla de apoyo al arranque
La partida cuadrilla de apoyo y arranque comprende el suministro de materiales,
equipos, herramientas, mano de obra, personal técnico, supervisión y todos los
servicios necesarios e incidentales para realizar el arranque de las instalaciones con
una cuadrilla formada, como mínimo, por el personal provisto con equipos y
herramientas certificadas, entre los que se encuentran tres (03) ingenieros mecánicos,
tres (03) obreros, dos (02) instrumentistas, dos (02) ayudantes de instrumentista.
Esta partida se mide y se paga por día de labor realizada.
60
6.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores
Esta partida implica el suministro de mano de obra, materiales, equipos, herramientas,
supervisión y los servicios necesarios e incidentales para realizar algunos trabajos
menores, donde la empresa contratista se encarga de suministrar cuadrillas
conformadas de soldadura y de producción, las cuales son exigidas por PDVSA con
dos días de anticipación.
Esta partida se mide y se paga por día de labor realizada, según el monto ofertado por
la empresa contratista, previo el cumplimiento satisfactorio del alcance y aprobado
por PDVSA GAS.
6.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea
La partida de fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea comprende las
actividades necesarias para la realizar los trabajos de instalación de tuberías aéreas,
como son:
- Suministro de toda la mano de obra, materiales consumibles, equipo, herramientas y
supervisión.
- Tendido, instalación, alineación, corte, biselado, prefabricación y fabricación.
- Limpieza interior previa a la instalación.
- Preparación y limpieza de los biseles.
- Soldadura de la tubería.
- Limpieza con chorro de arena hasta alcanzar metal blanco.
- Suministro y aplicación de pintura de fondo y acabado
- Identificación de la tubería.
- Las pruebas para el control de la calidad, incluyen inspección con líquidos
penetrantes, medición del perfil de anclaje, película seca y prueba de adherencia.
61
- La instalación de codos, tees, bridas, reducciones y cualquier otro accesorio en
tuberías mayores o iguales a 3” de extremos biselados, requerido con sus respectivas
pruebas de control de calidad.
- La instalación de accesorios integralmente reforzados “weldolet”, sockolets,
threadolets, niples y válvulas de compuerta para la instalación de instrumentos, tal
como se indica en los planos aprobados para construcción del proyecto.
- La instalación de codos, tees, bridas, válvulas y cualquier otro accesorio de enchufe
soldado incluye la prueba de líquidos penetrantes.
Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería superficial instalada
sobre soportes metálicos y/o soportes de concreto, de acuerdo con los requisitos
indicados en el alcance y los planos aprobados para construcción y aprobado por
PDVSA.
6.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada
La fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada comprende las siguientes
actividades:
- Suministro de toda la mano de obra, materiales (electrodos, oxigeno, acetileno,
cepillos y todos los consumibles de la actividad), equipos, herramientas y
supervisión.
- Los servicios necesarios e incidentales, para efectuar el tendido y alineación de la
tubería revestida para ajustarla al fondo de la zanja.
- Corte, biselado, prefabricación y fabricación.
- Limpieza interior previa al tendido.
- Preparación y limpieza de los biseles.
62
- Comprende además el suministro de mano de obra, supervisión, vehículos, equipos,
materiales y servicios necesarios e incidentales para efectuar la soldadura de las
tuberías.
- Suministro y pruebas de control de calidad.
- La instalación de codos, tees, reducciones y cualquier otro accesorio requerido con
sus respectivas pruebas de control de calidad, según especificación PDVSA.
- La reparación del revestimiento dañado por el manejo y la colocación de la tubería
en la zanja y el suministro de los materiales necesarios para esto.
Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería soldada, aprobada e
instalada en la zanja, de acuerdo con los requisitos preestablecidos.
6.6 Suministro e instalación de las bombas centrifugas P-200A y P-200B
Comprende toda la mano de obra, materiales, equipos, herramientas y actividades
relacionadas con el transporte, carga, montaje, instalación, nivelación, alineación,
suministro de las bombas, fijación y la puesta en funcionamiento de las bombas P-
200A y P-200B, así como todos los servicios necesarios e incidentales para efectuar
la manipulación, izaje y colocación sobre las bases de fijación (soportes) de las
bombas. Incluye alineación, nivelación y conexiones, según las especificaciones y
planos aprobados para construcción.
La empresa contratista debe suministrar las bombas tomando como referencia los
documentos de PDVSA, incluyéndose también se incluye la carga y transporte de las
bombas, desde el punto de compra hasta la Planta Compresora Aguasay 5A. Para las
actividades de carga, descarga e instalación de los equipos, la empresa contratista
debe suministrar una grúa de capacidad suficiente para levantar, instalar y nivelar los
equipos; personal y operador certificado para la ejecución del trabajo, además de
verificar que los equipos estén en el nivel correcto y modificar a su propio costo todo
63
el montaje que no haya sido realizado de acuerdo a los planos aprobados para
construcción del proyecto.
Esta partida se mide y se paga por unidad (UND) de bomba suministrada e instalada,
según el monto ofertado por la empresa contratista, previo cumplimiento satisfactorio
del alcance de la misma y de acuerdo con las normas, especificaciones y
procedimientos de trabajo aprobados por PDVSA GAS.
6.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes
Implica el suministro de materiales, equipos, herramientas, mano de obra,
supervisión, inspección y todos los servicios necesarios e incidentales para la
ejecución de los cortes en frío indicados en los planos aprobados por PDVSA GAS
para la construcción, en los tramos de tuberías que se sacarán fuera de servicio; y los
empalmes con las nuevas instalaciones que entrarán en operación.
Esta subpartida se mide y se paga por unidad (UND) de cortes y empalme soldados
constituida por un (1) corte y un (1) empalme como una sola operación y según
cantidad indicada en los cómputos métricos ejecutado de acuerdo con los requisitos
señalados en el alcance y aprobado por PDVSA GAS.
La partida empalmes bridados comprende la supervisión, inspección y todos los
servicios necesarios e incidentales para la ejecución de las conexiones con bridas a
tuberías y/o equipos existentes y los empalmes con las nuevas instalaciones que
entrarán en operación, indicados en los planos aprobados por PDVSA GAS para la
construcción.
Esta sub-partida se mide y se paga por unidad (UND) de empalme bridado y según
cantidad indicada en los cómputos métricos, ejecutado de acuerdo con los requisitos
señalados en el alcance y aprobado por PDVSA GAS.
64
6.8 Gammagrafía
El trabajo requerido bajo esta especificación incluye el suministro de mano de obra,
supervisión, vehículos, equipos, materiales, fiscalización y los servicios necesarios e
incidentales para efectuar radiografías de las soldaduras de juntas de tuberías y
accesorios de diferentes diámetros y espesores en toda la extensión de la línea, y
cualquier conexión donde lo indique el representante de PDVSA GAS.
El trabajo requerido debe ser realizado por una empresa especializada en el área de
radiografía industrial y autorizada por el Ministerio de Energía y Petróleo, la cual será
contratada directamente por la empresa contratista y aprobado por PDVSA.
En el caso de que la empresa contratista produzca una junta soldada defectuosa
(rechazada), PDVSA comunicará a la contratista, para que se proceda con las
reparaciones pertinentes. Además se incluye en estos trabajos el suministro de
películas y/o placas, fuente gammagráfica, números y letras de plomos, colimadaores,
printer, penetrómetros, químicos, etc. Se destaca que a parte de lo estipulado en el
manual de ingeniería de diseño de PDVSA GAS se deben cumplir con las
regulaciones venezolanas para material radioactivo (Decreto Ley N° 682, Decreto N°
2210, Decreto N° 2211 de la Ley Penal del Ambiente, símbolos básicos para las
radiaciones ionizantes COVENIN 96-80, radioactividad, aparatos y fuentes exentas
de notificación registro y concesión de licencia COVENIN 2240-87, transporte de
bultos y equipos que contengan material radioactivo COVENIN 2026-87, protección
radiológica definiciones COVENIN 2256-87, vigilancia radiológica requisitos
COVENIN 2258-87 y límites anuales de dosis equivalentes COVENIN 2259-87).
Esta partida se mide y se paga por junta (JTA) de inspección gammagrafica realizada
y de acuerdo con los requisitos indicados en el alcance e indicadas en los cómputos
métricos mecánicos y aprobados por PDVSA.
65
6.9 Instalación de válvulas bridadas
Comprende toda la mano de obra, materiales, equipos, herramientas, supervisión e
inspección, los servicios necesarios e incidentales para la manipulación, instalación,
alineación, montaje de empacaduras y apernamiento de cualquier tipo de válvula
(compuerta, globo, bola, retención, etc., incluyendo el bridado de las válvulas a las
tuberías y a los equipos), así como el suministro y colocación de grasa lubricante y
pintura a las válvulas bridadas, instaladas de acuerdo a la especificaciones de PDVSA
GAS y los procedimientos de trabajo elaborados por la empresa contratista aprobados
por PDVSA GAS.
Esta partida se mide y se paga por Unidad (UND) de válvula bridada instalada según
diámetro y de acuerdo con los requerimientos indicados anteriormente.
6.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios
Esta partida comprende el suministro de equipos, personal, materiales, supervisión,
inspección y preparación del sitio y la carga, movilización de tuberías y accesorios de
diferentes diámetros según plano de desmantelamiento del proyecto. De igual
manera, se contempla todo lo referente al desmontaje de las válvulas, tuberías,
accesorios, equipos y demás elementos de conexión al sistema, según los planos de
desmantelamiento y los procedimientos de trabajo elaborado por la empresa
contratista y aprobados por PDVSA GAS.
Se destaca que la empresa contratista es responsable del suministro de todo el
material (oxigeno, grasa, cepillo de alambre, electrodos, acetileno, solventes y otros
consumibles), herramientas, grúas, andamios y demás equipos para el izamiento y
manipulación de todo lo concerniente al desmontaje, así como el suministro de
balones de obturación y los materiales requeridos para la fabricación de panquecas y
su instalación.
El alcance también incluye el desmantelamiento de soportes tipo: “H”, Cristo,
durmientes de concreto y de perfiles, el saneamiento y la limpieza del área, la
66
recuperación de las tuberías, que se encuentren fuera de servicio, una vez realizadas
las interconexiones con los tramos nuevos de tuberías, incluyendo sus accesorios
conexos. El suministro de equipos y todo el material necesario para desalojar y
transportar el liquido presente en las tuberías y/o equipos a desmantelar, la carga,
transporte y bote de escombros y material de desecho y de los materiales recuperados
o chatarras producto del desmantelamiento desde La Planta Compresora Aguasay 5A
hasta los almacenes o sitio que indique PDVSA GAS.
Esta partida se mide y se paga por Metro Lineal (ML) y diámetro de tubería
desmantelada con sus accesorios y completamente desincorporado, recuperada y
aprobado por PDVSA GAS.
6.11 Prueba hidrostática.
La partida prueba hidrostática comprende el suministro por parte de la empresa
contratista de materiales, equipos (bomba, manómetros válvulas de seguridad, entre
otros), herramientas, instrumentación, mano de obra, agua, supervisión y todos los
servicios necesarios e incidentales para realizar la prueba hidrostática en las tuberías
y arreglos mecánicos indicados por PDVSA GAS. La empresa debe antes de empezar
el trabajo presentar un procedimiento que debe de ser aprobado por PDVSA GAS y
adicionalmente deberá realizar todo el trabajo necesario para realizar la prueba
hidrostática y limpieza de la tubería, procurando por su propia cuenta todos los
permisos para la obtención, uso y eliminación de agua para la limpieza y prueba
hidrostática.
Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería probada
hidrostáticamente y aprobado por el representante de PDVSA.
6.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes
Esta partida comprende el suministro de la mano de obra, pintura, materiales, equipos
y herramientas necesarios e incidentales para realizar el pintado de las tuberías
67
existentes en la instalación, que sean indicados por PDVSA GAS. Se incluye los
accesorios, válvulas, tees, codos, reducciones, bridas.
Esta partida se medirá y pagará por metro cuadrado (M2), de tuberías y accesorios
pintados, previo al cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma.
6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de
diámetro en línea de 16”
Esta partida comprende el suministro de la mano de obra, pintura, materiales, equipos
y herramientas necesarios e incidentales para el transporte e instalación de placa
orificio indicada por PDVSA GAS.
Esta partida se mide y se paga por unidad (UND) de placa instalada, previo al
cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma, y aprobado por PDVSA.
6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas
Esta partida comprende el suministro por parte de la empresa contratista de
materiales, equipos, herramientas, mano de obra, supervisión, mangas
termocontráctiles y todos los servicios necesarios y emergentes para la correcta
instalación de cada junta de tuberías enterrada, con sus respectivas pruebas de control
de calidad y según especificaciones PDVSA GAS.
Esta partida se medirá y se pagará por unidad (UND) de junta de tubería revestida y
aprobada por PDVSA GAS.
68
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La Ingeniería de detalle ofrece un campo de desempeño profesional al ingeniero
mecánico, al exigir la especificación de las condiciones necesarias para la operación,
adecuación e instalación de tuberías, turbinas y compresores y diversos accesorios
mecánicos, que en el caso del presente proyecto “Adecuación de la Planta
Compresora Aguasay 5A”, en PDVSA GAS se destinaron al proceso de compresión
del gas. Se resalta que si bien dentro de la formación universitaria, la Ingeniería de
Detalle no constituye un aspecto de la formación troncal, en la práctica representa una
vital disciplina para el correcto funcionamiento de diferentes estructuras y procesos.
En primer lugar, resulta conveniente mencionar que los resultados obtenidos a lo
largo del Proyecto desarrollado son realmente satisfactorios; se obtuvieron resultados
validos ya que se siguió con rigor la normativa recomendada para cada caso de
estudio. Se aplicaron normas internacionales como la ASME B31.3, ASME B31.4 y
ASME B31.4, también cuidando aplicar las normativa desarrollada por PDVSA
GAS; normativa basada en estándares de calidad internacionales y en la practica y la
experiencia de dicha Empresa a lo largo de sus años de servicio.
Específicamente en referencia al proyecto de la Planta Compresora AGUASAY 5A,
se destaca que se llevo a cabo una serie de adaptaciones que, una vez que se haya
ejecutado, se logrará obtener un mayor beneficio de dicha Planta; esto se traduce en
un aumento de su capacidad actual, lo que representa una mejora signifiticativa tanto
desde el punto de vista comercial para PDVSA como en lo que respecta a una mejora
en la calidad de vida de la población en general.
Otro aspecto de gran relevancia viene a ser lo que respecta a la instalación de los dos
equipos de bombeo ya que el condensado de dicha planta ya no será derramado en
una fosa improvisada en las adyacencias de la Planta, sino que será desviado a la
69
Planta Compresora Aguasay Principal. Esto trae como reacción inmediata una mejora
tanto al medio ambiente como a la población adyacente a la Planta.
Así mismo, se puede mencionar que se logró obtener un procedimiento efectivo y real
de evaluación de todas las partidas mecánicas a desarrollar por parte de la Empresa
Contratista; esto resulta de gran beneficio tanto para PDVSA GAS como para la
Empresa Contratista ya que deja evidenciado de una manera formal como se evaluara
el desempeño de la contratista, cual será su alcance y como ésta será remunerada en
relación al trabajo realizado.
Finalmente, se resalta la importancia de la interacción y trabajo simultáneo en equipo
de diversas áreas o disciplinas interdependientes como instrumentación, mecánica y
procesos para el correcto desarrollo de un proyecto de ingeniería.
Como recomendaciones se destacan los siguientes aspectos:
Para la Empresa:
- Analizar la posibilidad de incorporar Análisis de Flexibilidad de tuberías en
PDVSA GAS a través de software computacionales como Caesar II.
- Exponer a los pasantes bases teóricas de las principales normas/manuales a emplear
por la Empresa a lo largo del proyecto a desarrollar.
- Mejorar, en la medida de lo posible, el proceso de captación de pasantes (captación
anticipada) en el marco del tiempo de respuesta para la aceptación/negación de
pasantía.
Para la Universidad Simón Bolívar:
- Reforzar la Metodología de Investigación a lo largo de toda la Carrera, de manera
de que el Tutor Académico puede ejercer su función con mayor facilidad.
70
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Transmission and Distribution Piping System.
• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2006). B31.4 Pipeline
Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid.
• Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN). 3567:2000
Clasificación de Áreas por las que Atraviesan Gasoductos, por Densidad
Poblacional.
• Crane, J. (1992). Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías. México: McGraw Hill.
• Mataix, C. (2006). Mecánica de fluidos y máquinas hidráulicas. México:
Alfaomega.
• McNaughton, K.J. (1987) Bombas: Selección uso y mantenimiento. México: McGraw-Hill.
• Mortimer, C. (1983). Química. México: Editorial Iberoamericana.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA H-221 Materiales de
Tuberías.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA MDP-01-DP-01
Temperatura y Presión de Diseño.
71
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) PDVSA H-202 Piping Material
Specification – Line Class Index.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA H-251 Process and Utility
Piping Desing Requeriments.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IP11601.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Diagrama de tubería e instrumentación (Disciplina de Procesos) S06A5-22990-DP-20801
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). NORMA PDVSA 90616-1-024 DEL
MANUAL DE INGENIERÍA DE DISE NORMA PDVSA 90616-1-024
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, GA–201 Centrifugal Pumps
(MID Vol. 14)
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP-02-P-04 NPSH
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP -02-P-05 Tipos de
Bombas.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA 90616-1-023. Determinación
de la Altura de Succión Neta Positiva
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–FF–01
Flujos de Fluidos; Introducción.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–06 Cálculos en
Servicios de Bombeo.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–07
Características de Comportamiento de las Bombas Centrifugas.
72
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–09 Sellada de
Ejes
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, 90616-1-024
Dimensionamiento de Tuberías de Procesos.
• Pulido, L. (2003) [en línea] PDVSA Gas Anaco produce 1650 millones de pies cúbicos de gas diario. Documento recuperado en: http://www.pdv.com/index.php?tpl=interface.sp/design/salaprensa/readnew.tpl.html&newsid_obj_id=1415&newsid_temas=1 [2008, 10 de septiembre]
• White, F. (2003). Mecánica de fluidos. Madrid: McGraw Hill.
73
ANEXOS
74
ANEXO A
ESPESORES COMERCIALES FABRICADOS PARA LAS TUBERÍAS
TABLA A1.I- ESPESORES COMERCIALES DE LÍNEAS PARA 20”, 16”, 12”, 6”, 4” Y 3” SEGÚN ASME 36.10.
Diámetro Nominal Diámetro Externo (pulg) Espesor Mínimo Comercial (Pulg)
20” 20
0.250
0.375 (STD)
0.500
16” 16
0.312
0.375(STD)
0.500
12” 12 ¾
0.330
0.375(STD)
0.406
6” 6 5/8
0.288
0.322(STD)
0.406
4” 4 ½
0.120
0.237(STD)
0.337
3” 3 ½
0.120
0.216(STD)
0.300
75
ANEXO B
Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3
76
ANEXO C.
Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)
77
ANEXO D
Factor de Junta Longitudinal Según ASME B31.3
78
ANEXO E
Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal según
ASME B31.4, para tuberías API 5L.
79
ANEXO F
CÓMPUTOS MÉTRICOS
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos.
SG 1,00
M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque DÍA 3,00
M.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores
M.3.1 Cuadrilla de soldadura DÍA 6,00
M.3.2 Cuadrilla de producción DÍA 6,00
M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea
M.4.1 Tubería Ø 20”, Sch(STD) Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.
ML 31
M.4.2 Tubería Ø 16”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.
ML 3
M.4.3 Tubería Ø 12”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.
ML 2
M.4.4 Tubería Ø 4”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.
ML 2
M.4.5 Tubería Ø 3”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura
ML 26
80
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada
M.5.1 Tubería Ø 3” ML 48
M.6 Suministro e instalación de bombas centrifuga P-200A y P-200B. UND 2
M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes.
M.7.1 Cortes y empalmes soldados
M.7.1.1 Corte y empalme en tubería de 20” (TIE-IN Nº 013) UND 1
M.7.1.2 Corte y empalme en tubería de 16” (TIE-IN Nº(s) 007, 009, 014) UND 3
M.7.1.3 Corte y empalme en tubería de 12” (TIE-IN Nº(s) 006, 010) UND 2
M.7.1.4 Corte y empalme en tubería de 3” (TIE-IN Nº(s) 003 y 004) UND 2
M.7.1.5 Empalme de ramal soldado de 3” a tubería de8” (TIE-IN Nº 005) UND 1
M.7.2 Empalmes bridados
M.7.2.1 Conexión a brida existente en tubería de 36”(TIE-IN Nº 008) UND 1
M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4”, en bridaexistente de 4” de diámetro. (TIE-INS Nº(s012 y 015)
UND 2
81
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.7.2.3 Conexión a brida existente en tubería de 4”(TIE-INS Nº(s) 001, 002) UND 2
M.8 Gammagrafia
M.8.1 Tubería Ø 36" JTA 2
M.8.2 Tubería Ø 20" JTA 17
M.8.3 Tubería Ø 16" JTA 9
M.8.4 Tubería Ø 12" JTA 5
M.8.5 Tubería Ø 4" JTA 5
M.8.6 Tubería Ø 3" JTA 34
M.8.7 Tubería Ø 2" JTA 2
M.8.8 Tubería Ø 1/2" JTA 5
M.9 Instalación de válvulas bridadas.
M.9.1 Válvula de Compuerta, Ø3”, RF, 150# UND 4
M.9.2 Válvula de Retención, Ø3”, RF, 150# UND 3
M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios
M.10.1 Tubería Ø 16” ML 11
M.10.2 Tubería Ø 12” ML 19
M.10.3 Tubería Ø 4” ML 1
82
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.10.4 Tubería Ø 3” ML 4
M.11 Prueba hidrostática
M.11.1 Tubería Ø 20" ML 31
M.11.2 Tubería Ø 16" ML 3
M.11.3 Tubería Ø 12" ML 2
M.11.4 Tubería Ø 4" ML 2
M.11.5 Tubería Ø 3" ML 74
M.11.6 Tubería Ø 1/2" ML 1
M.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberíasexistentes.
M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 y tuberías.
M2 30
M.13 Transporte, instalación y montaje de orificiode restricción de 8” de diámetro, en línea de16” (tie-ins N° 009)
UND 1
M.14 Fabricación, soldadura e instalación de carreto de tubería Ø 36” UND 1
M.15 Revestimiento de Juntas para tuberíasenterradas (instalación de mangatermocontráctiles)
M.15.1 Tubería Ø 3” UND 9,00
83
MEMORIA DE CÁLCULOS DE COMPUTOS MÉTRICOS DISCIPLINA Revisión
MECÁNICA B 08
CÓDIGO Y NOMBRE DEL PROYECTO
"ADECUACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A"
CÓDIGO DOCUMENTO PDVSA
S06A5-22990-DM-90401
M.1 Manipulación, transporte, carga, descarga, almacenamiento y reintegro de tubos, materiales, accesorios y válvulas Esta partida se medirá y pagará por Suma Global (SG)= 1,0 M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque Esta partida se medirá y pagará por Día= 3,0 M.3 Suministro de Cuadrilla para Trabajos Menores Esta partida se medirá y pagará por Día M.3.1 Cuadrilla de Soldadura DÍA 6 M.3.2 Cuadrilla de Producción DÍA 6 M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería superficial Estimado [ml] + 10% = Total [m]
84
Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.4.1 Tubería 20" 28,00 + 2,8 = 31 ml M.4.2 Tubería 16" 2,71 + 0,3 = 3 ml M.4.3 Tubería 12" 1,20 + 0,1 = 2 ml M.4.4 Tubería 4" 1,50 + 0,2 = 2 ml M.4.5 Tubería 3" 23,27 + 2,3 = 26 ml M.4.6 Tubería 1/2" 0,20 + 0 = 1 ml M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada Estimado [ml] + 10% = Total [m] Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.5.1 Tubería 3"
85
42,86 + 4,3 = 48 ml M.6 Suministr e instalación de bombas centrifuga P-006 y P-007
Cantidad total de bombas a instalar [UND]
UND M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes M.7.1 Cortes y empalmes soldados
M.7.1.1 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 20" Cantidad= 1 UND M.7.1.2 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 16"
Cantidad= 3 UND M.7.1.3 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 12" Cantidad= 2 UND M.7.1.4 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 3" Cantidad= 2 UND M.7.1.5 Empalme de Ramal Soldado de 3" a Tubería de 8". Cantidad= 1 UND M.7.2 Empalmes bridadas
M.7.2.1 Conexión a Brida Existente en Tubería de 36" Cantidad= 1 UND M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4" en brida existente de 4" de diametro.
=
86
Cantidad= 2 UND
M.7.2.3 Conexión a Brida Existente en Tubería de 4" Cantidad= 2 UND
M.8
Gammagrafia JI = (LTE / 12) * 0.10 + (LTA / 12) + 2 * A JI - Juntas a inspeccionar [und]: Es la cantidad de juntas a inspeccionar ya sea en Planta o en Campo, se De ser en planta se inspeccionan el 100%.
De ser en Campo y Localidad tipo 1se inspecciona un 10% de las juntas
LTE - Longitud total de la tuberia a enterrada [m] : Longitud tomada de la partida M.4
LTA - Longitud total de la tuberia aerea [m] : Longitud tomada de la partida M.5 LTT - Longitud del tramo de tuberia [m] : 30 m A - Accesorios : Cantidad de accesorios estimada por diametro M.8.1 Tubería 36" A: 1 JI = (0 / 12) * 0.10 + (0,9 / 12) + 2 * 1 = 2 M.8.2 Tubería 20" A: 7 JI = (0 / 12) * 0.10 + (30 / 12) + 2 * 7 = 17 M.8.3 Tubería 16" A: 4
87
JI = (0 / 12) * 0.10 + (3 / 12) + 2 * 4 = 9 M.8.4 Tubería 12" A: 1 JI = (0 / 12) * 0.10 + (1 / 12) + 2 * 1 = 5 M.8.5 Tubería 4" A: 2 JI = (0 / 12) * 0.10 + (1,4 / 12) + 2 * 2 = 5 M.8.6 Tubería 3" A: 14 JI = (50 / 12) * 0.10 + (23/ 12) + 2 * 14= 34 M.8.7 Tubería 2" A: 4 JI = (0 / 12) * 0.10 + (0 / 12) + 2 * 1 = 2 M.8.8 Tubería 1/2"
A: 4
JI = (0 / 12) * 0.10 + (1 / 12) + 2 * 4 = 5
M.9 Instalación de válvulas bridadas [Cantidad]: und Cantidad tomada de los Planos para mayor detalle ver Documento S06A5-22990-A0401 Lista de Materiales. M.9.1 Válvula de compuerta 3"-150# Cantidad= 4 und
88
M.9.2 Válvula de retención 3"-150# Cantidad= 3 und M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios M.10.1 Diámetro 16" Longitud a desmantelar 11ML M.10.2 Tubería 12" Longitud a realizar la prueba 19 M M.10.3 Tubería 4" Longitud a realizar la prueba 11 M M.10.4 Tubería 3" Longitud a realizar la prueba 4 M M.11 Prueba hidrostática Esta cantidad es igual a la longitud de tuberia aerea y enterrada instalada
M.13.1
Tubería 20"
Longitud a realizar la prueba 31 ML M.13.2 Tubería 16" Longitud a realizar la prueba 3 ML
89
M.13.3
Tubería 12"
Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.4 Tubería 6" Longitud a realizar la prueba 12 ML
M.13.5
Tubería 4"
Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.6 Tubería 3" L ongitud a realizar la prueba 74 ML M.13.7 Tubería 1/2"
L ongitud a realizar la prueba 1 ML
M.12 Pintura de equipos existentes y tuberías nuevas M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 30 M2
M.13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16” (tie-ins N° 009)
Cantidad= 1 und M.14 Fabricación e instalación de carretos de tubería.
M.16.1
Tubería 36"
90
Cantidad= 1 und
M.15 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (instalación de manga termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und
M.15
Transporte, instalación y montaje de placa de restricción de 16” de diámetro.
Cantidad= 1 und M.16 Fabricación e Instalación de Carretos de Tubería. M.16.1 Tubería 26" Cantidad= 1 und M.17 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (Instalación de Manga Termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und
91
ANEXO G
LISTA DE MATERIALES MECÁNICOS
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
1 TUBERÍA DE LÍNEA, API 5L GR. B, SIN COSTURA,EXTREMOS BISELADOS. LONGITUD NOMINAL 12 M.NIVEL DE ESPECIFICACIÓN PSL1.
1.1 Ø Nominal 20”, Ø Externo 20”, e= 0,375” ML 31 X
1.2 Ø Nominal 16”, Ø Externo 16”, e= 0,375” ML 3 X
1.3 Ø Nominal 12”, Ø Externo 12,75”, e= 0,375” ML 2 X
1.4 Ø Nominal 4”, Ø Externo 4,5”, e= 0,237” ML 2 X
1.5 Ø Nominal 3”, Ø Externo 3,5”, e= 0,216” ML 74 X
2 VÁLVULA DE RETENCION, BRIDADA, RF CUERPO A-216, GR WCB, GUARNICIÓN 13 CR, ACABADO DEBRIDAS 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN API 600
..
2.1 Ø 3", 150# UND 3 X
3
VALVULA, DE COMPUERTA, DISEÑO DE LOS EXTREMOSBRIDADOS CARA SALIENTE, MATERIAL DEL CUERPOACERO AL CARBONO, NORMA Y GRADO DEL CUERPOASTM A 216 WCB, CLASE 150, TIPO DE BONETEAPERNADO, TIPO DE PASO COMPLETO, NORMA YGRADO DEL ASIENTO ASTM A 182 F6, ACCIONAMIENTOVOLANTE, NORMA DE FABRICACION API 6D. NORMA DEFABRICACIÓN DE LA BRIDA ASME B16.5
3.1 Ø 3", 150# UND 4 X
4 VÁLVULA DE COMPUERTA CLASE 800, ROSCA NPTF(AMBOS EXTREMOS), CUERPO A-105, GUARNICIÓN 13%CR, SEGÚN API 602
4.1 Ø 1/2", 800# UND 4 X
92
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
5 NIPLE SIN COSTURA, L= 100 MM, MATERIAL ASTM A-106GR. B, UN (1) EXTREMOS ROSCADOS NPTM Y UNEXTREMO PLANO, SEGÚN ASME B36.10
5.1. Ø NOMINAL 1/2 SCH80 UND 4 X
6 TAPON ROSCADO, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105, TIPO DE CABEZAHEXAGONAL, TIPO DE ROSCA MACHO NPT, , NORMA DEFABRICACION ASME B16.11, ACABADO PINTURAANTICORROSIVA.
6.1 DIAMETRO NOMINAL Ø 1” 3000# UND 2 X
7 TAPON MACHO, ASTM A 105, NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.11, CABEZA HEXAGONAL
7.1 DIAMETRO NOMINAL Ø ½” 3000# UND 4 X
8 SOCKOLET, MATERIAL ASTM A-105, NORMA DEFABRICACIÓN MSS-SP-97.
8.1 Ø DE TUBERÍA 4”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X
8.2 Ø DE TUBERÍA 3”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X
9 WELDOLET, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMA YGRADO ASTM A 105, SCHEDULE DE TUBERIA 40,SCHEDULE DE SALIDA 40, NORMA DE FABRICACIONMSS - SP - 97
9.1 Ø DE TUBERÍA 8”, Ø DE SALIDA 3” UND 1 X
10
BRIDA, TIPO CUELLO PARA SOLDAR (WN), MATERIAL ASTM A-105, CARA RESALTADA (RF), RUGOSIDAD 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5
10.1 Ø 20” -150#, STD UND 2 X
10.2 Ø 4” -150#, STD UND 2 X
10.3 Ø 3” -150#, STD UND 13 X
10.4 Ø 2” -150#, STD UND 2 X
93
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
11
BRIDA, CUELLO PARA SOLDAR, MATERIAL ACEROAL CARBONO, NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001,TIPO DE CARA SALIENTE, CLASE 150,SCHEDULE/ESPESOR DE PARED STD/0,375 in,ACABADO DE LA CARA 125 A 250 uin, NORMA DEFABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTOPINTURA ANTICORROSIVA.
11.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36” UND 2 X
12 BRIDA CIEGA, MATERIAL ASTM A-105, CARARESALTADA (RF), ACABADO DE LA CARA 125 A250 uin, NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5
12.1 Ø 16", 150# UND 1 X
12.2 Ø 12", 150# UND 1 X
13
BRIDA, CIEGA, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001, TIPO DE CARASALIENTE, CLASE 150, ACABADO DE LA CARA 125A 250 uin, NORMA DE FABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTO BARNIZADO.
13.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36" UND 1 X
14 CODO 45° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
14.1 Ø 20”, Ø STD UND 3 X
14.2 Ø 3”, STD UND 2 X
15 CODO 90° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
15.1 Ø 16”, Ø STD UND 3 X
15.2 Ø 12”, Ø STD UND 1 X
15.3 Ø 3”, STD UND 10 X
16 TEE RECTA, MATERIAL ASTM A 234 WPB, S/C,EXTREMOS BISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW),NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9
94
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
16.1 Ø 20”, STD UND 1 X
16.1 Ø 16”, STD UND 1 X
16.1 Ø 3”, STD UND 2 X
17 TEE REDUCTORA, ASTM A 234 WPB, S/C, EXTREMOSBISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW), NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
17.1 Ø 36” x 20”, STD UND 1 X
17.1 Ø 20” x 16”, STD UND 1 X
17.1 Ø 20” x 12”, STD UND 1 X
18 REDUCCION CONCÉNTRIA, ASTM A 234 WPB, S/C, BW,NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9
18.1 Ø 4” x 3”, SCH STD UND 2 X
18.1 Ø 3” x 2”, SCH STD UND 2 X
19
EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 316L, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA ASME B16.20, CLASEDE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDA CARASALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA ASME B16.5.
19.1 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 20", 150# UND 3 X
19.2 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 16", 150# UND 3 X
19.3 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 4", 150# UND 8 X
19.4 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 3", 150# UND 15 X
19.5 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 2", 150# UND 3 X
95
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
20
EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 304, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA MSS SP-44-2001,CLASE DE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDACARA SALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA MSS SP-44-2001
20.1 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 36", 150# UND 3 X
21
ESPARRAGO, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMAY GRADO ASTM A 193 B7, TIPO DE ROSCA UNC CLASE2B, TIPO DE TUERCA HEXAGONAL, NUMERO DETUERCAS 2, NORMA Y GRADO DE LA TUERCA ASTM A194 GR 2H, ACABADO NATURAL, NORMA DEFABRICACION DEL ESPARRAGO ASME B18.21, NORMAFABRICACION DE LA TUERCA ASME B18.2.2.
21.1 Ø 1 1/2"x 9” UND 64 X
21.2 Ø 1 1/8"x 7” UND 40 X
21.3 Ø 5/8"x 4” UND 80 X
21.4 Ø 1/2"x 2 ½” UND 12 X
21.5 Ø 1"x 6 1/2” UND 18 X
21 DISCO CIEGO, PARA BRIDA CON CARA RESALTADA,ACERO AL CARBONO, ASTM A516 GR. 70, Ø NOMINALDE LA BRIDA 4", 150# DIMENSIONES SEGÚN API 590
UND 2 X
22 MANGAS TERMOCONTRÁCTILES PARA TUBERÍA DE 3”CON TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE HASTA 65 °C
UND 9 X
23
BOMBA CENTRIFUGA, CON MOTOR ELÉCTRICO SEGÚNNORMA ASME B73.1. CON LAS CARACTERÍSTICASINDICADAS EN LOS DOCUMENTOS S06A5-22990-DM-C0401 (HOJA DE DATOS EQUIPO DE BOMBEO) Y S06A5-22990-DM-84301 (ESPECIFICACIONES PARA PROCURADE BOMBAS CENTRIFUGAS), CON SUS RESPECTIVOSFILTROS Y.
UND 2 X
96
ANEXO H
* Ejemplo del cálculo de espesor de pared para las tuberías de gas natural.
Línea de 20”-GG-001-1CS1
D = 20”
Pd = 93 psig.
St = 20.000 Lb/pulg.
Y = 0,4
E = 0,85
CA = 0,125”
Temperatura de diseño = 140 °F
Entonces el espesor de diseño es 0,205 pulg. Se seleccionara una tubería con un
espesor comercial mayor al de diseño el cual es 0,375 pulg, que corresponde a una
denominación STD según ASME B36.10 como se indica en el Anexo A.
Cálculo de Presión de Prueba (Pt):
psig. 116,2593*25,1P*1,25Pt d ===
"054,0)4,0*9385,0*000.20(*2
20*93Y)*P E*(S*2
DPt
t
d =+
=+
=
0,179"0,125"0,054"CAtt m =+=+=
"205,0875,0
"179,00,875
tT m ===
97
* Ejemplos de cálculo de espesores para las tuberías del drenaje de liquido de la
planta.
A objeto de presentar un ejemplo de los cálculos de espesores realizados para el
proyecto, se establecen los datos iniciales siguientes:
Cálculo Línea de 4” de Diámetro. Según ASME B31.4: 4”-TD-001-1CS1 (Línea de
líquido)
Material API Gr B; Esfuerzo de fluencia = 35.000 psi (Anexo E)
D = 4 ½”
Pd = 50 psig
A = 0,125 pulg
E = 1 (Según la tabla 402.4.3 de la norma ASME B34.3 Anexo E)
Cálculo de Espesor (t):
S = 0.72*1*35.000 psi = 25.200 psi
Espesor de pared comercial seleccionado es 0.237 pulg.
Cálculo de Presión de Prueba (Pt)
Para el cálculo de espesores de pared, para las líneas de líquido 3”-TD-001-1CS1, 3”-
TD-002-1CS1 y 3”-TD-003-1CS1, se realizan igual.
pulg 0,0044625.200*2
4,5*50t == pulg0,1290,1250,00446t N =+=
98
ANEXO I
Planos Colector y Equipo de Bombeo
Figura 14. Cortes y Detalles Colector, Tuberías y Bombas (Seccion A-A)
Figura 15. Instalacion Tuberías y bombas (Seccion B-B)
99
ANEXO J
Tablas CRANE
100
101
102
103
104
105
ANEXO K
Otras Figuras
Figura 16. Tuberías actuales de succión
Figura 17. Sistema Neumático Actual
106
Figura 18. Líneas a distintas presiones.
Figura 19. Visión General de la Planta
107
Figura 20. Sistema Contra Incendios
Figura 21. Lugar a Instalar Bombas Centrifugas
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