Fundamentos d Transporte d HC

CONTENIDO

Introducción.

Generalidades.

Flujo monofásico de gas en tuberías.

Flujo bifásico en tuberias.

Redes de gas natural.

Flujo de calor en tuberías.

Compresión del gas natural.

Almacenamiento de petróleo y gas natural.

GENERALIDADES

Tipos de sistemas de transporte.

– Sistemas de recolección.

– Sistemas de transmisión.

Diseño y construcción de líneas de transmisión de gas natural.

Sistemas de compresión.

Consideraciones ambientales.

Operación y mantenimiento del gasoducto.

Automatización de los sistemas de recibo y entrega del gasoducto.

GENERALIDADES

Distribución de la capacidad del gasoducto.

Fallas en el gasoducto.

– Sistemas de distribución de gas.

Planeación de un sistema de distribución.

Diseño y construcción de redes de distribución.

Operación y mantenimiento de las redes de distribución.

FLUJO MONOFASICO DE GAS

NATURAL EN TUBERÍAS

Tipos de tuberías y materiales

Propiedades de los fluidos

Ecuación general de flujo.

Ecuación de Weymouth.

Ecuación de Panhandle A.

Ecuación de Panhandle B.

Ecuación AGA

Diámetro equivalente.

FLUJO MONOFASICO DE GAS

NATURAL EN TUBERÍAS

Métodos para aumentar la capacidad del sistema.

Longitud equivalente.

Velocidad optima.

Optima caída de presión

Diámetro optimo económico

FLUJO BIFASICO EN TUBERIAS

Régimen de flujo.

Cálculos de caída de presión

– Caída de presión debido a la fricción

– Caída de presión debido a los cambios de elevación

REDES DE GAS NATURAL

Conceptos de nodos, tramos y mallas.

Redes abiertas.

Redes cerradas.

Métodos de solución de redes de gas natural.

– Método de Hardy Cross.

– Método de Renouard.

Análisis de Fallas.

FLUJO DE CALOR EN TUBERIAS

Fundamentos de flujo de calor.

Perfiles de temperatura en gasoductos.

SISTEMAS DE COMPRESION

DE GAS NATURAL

Tipos de compresores.

Selección de compresores.

Fundamentos de compresión.

Potencia de compresión.

Relación y etapas de compresión.

ALMACENAMIENTO DE PETRÓLEO

Y GAS NATURAL.

Régimen de almacenamiento.

Presión de almacenamiento.

Esfuerzos en un recipiente.

Cálculo de espesores.

INTRODUCCION

PETRÓLEO GAS NATURAL

OLEODUCTOS GASODUCTOS

GENERALIDADES

Tipos de sistemas de transporte.

Sistemas de Recolección.

Sistemas de transmisión.

Sistemas de distribución.

SISTEMAS DE RECOLECCION

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

Compañías productoras

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

Área de suministro Área de mercado

Diámetros mayores

1250 lpca> P operación >300lpca

Sistemas de compresión

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


Consideración básica de diseño

Máxima productividad

Ecuación General de Flujo

$US

Costo de los sistemas de transmisión

• Diámetro seleccionado

• Ruta del gasoducto.

Diseño y construcción de líneas de transmisión


Pérdida de presión

Fricción en la línea

• Gas-Superficie interna de la tubería

• Aumento de punto de elevación



Compresores

Compresores recíprocos


Compresores centrífugos

Cilindro de compresión- Pistón.

P y T del gas aumenta.

Aumento de T del gas aumenta las pérdidas de presión.

Impulsado por un motor alimentado con gas natural.

La P del gas se incrementa por fuente centrifuga.

Cámara-Impulsores.

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

Impulsado por turbinas alimentadas con gas natural.


Perturbación al medio ambiente

mecanismos de conservación y restauración

Consideraciones ambientales en el gasoducto

• Protección de la capa superficial del suelo.

•Controlar la erosión

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

•Contorno de la superficie para la estabilización

•Revegetación


Operación y mantenimiento

•Vigilancia periódica al derecho de vía y reparar posibles problemas potenciales en la estabilidad.

•Asegurar que la protección contra la corrosión este funcionando.

•Mantenimiento regular a toda la instrumentación.

•Inspección interna ocasional a los equipos.

•Calibración periódica a los equipos de medición.


Automatización de los sistemas de recibo

y entrega del gasoducto

Control de operación del gasoducto

SCADA

Sistema Automático de información y control

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


Distribución de la capacidad del gasoducto

Un gasoducto se diseña a una capacidad máxima de flujo. Esta capacidad es distribuida entre los distribuidores y/o consumidores mediante asignación que se deriva de unos contratos de transporte previamente acordados.

Tipos de contratos:

•Contratos de servicio de transporte en firme.

•Contrato de servicio interrumpible.

•Contrato de servicio ocasional.


Fallas en el gasoducto

Estudios han mostrado que las causas de falla en un gasoducto se deben a:

•Causas externas.

•Defectos del material.

•Corrosión.

Instalación de válvulas de bloqueo automáticas cada 20 o 30 kilómetros

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS

NATURAL

Redes de tuberías en ciudades manejadas por empresas de servicio público

Cliente final: Residencial, comercial o industrial.

Niveles de presión manejados

en una red de distribución

Alta presión: rango entre 60 lpcm y 250 lpcm

Media presión: Rango entre 1 lpcm y 60 lpcm

Baja presión: Rango menores a 1 lpcm

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE

GAS NATURAL

Planeación de un sistema de distribución

Responsabilidad del distribuidor:

“Suministrar un flujo continuo de gas natural sin interrupción de una

manera segura y rentable”

Prever demandas presentes y futuras del cliente

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE

GAS NATURAL

Diseño y construcción de redes de distribución

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

•Materiales: Acero y polietileno.

SISTEMAS DE DISTRIBUCION DE GAS

NATURAL Operación y mantenimiento de las redes de

distribución

•Operación eficiente: entrega confiable, segura y oportuna.

•Manejar límites óptimos la diferencia entre el gas que se recibe del gasoducto y el gas vendido a los consumidores (menor al 1%).

•Reparación de fugas

•Mantenimiento de derechos de vía.

•Trabajo a sistemas de odorización, válvulas, instalaciones de medición y regulación

FLUJO MONOFÁSICO DE GAS EN TUBERÍAS

Tipos de Tuberías

(NPS Nominal Pipe Size)

Usualmente fabricadas:

NPS 2, 3, 4, 6, 8,12,14,16,18,20,22,24

26,28,30,32,34,36,42,48,52,54,56 y 60

Usualmente utilizadas:

NPS 2,3,4,6,8,12,16,20,24,30,36,42 y 48.

Tuberías estandarizadas

Tuberías estandarizadas

Materiales Material Observaciones generales

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

Polietileno de alta densidad (PEAD)

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

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

Acero inoxidable Instalaciones especiales, generalmente costosas.

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


CODIGOS Y NORMAS


Diseño y construcción (Canadá)

– CSA/CAN Standard Z183-M86 Sistemas de transporte

de petróleo por tubería.

– CSA/CAN Standard Z184-M86 materiales para sistemas

de transporte de gas por tubería.

Materiales

– CSA Z-245.1-95 requerimientos de tubería en acero.

– CSA Z-245.20-M92. soldaduras de tubería en acero.

– CSA Z-245.21-M92. Soldaduras de tubería en PEAD.

CODIGOS Y NORMAS


– ANSI/ASME B31.8 sistemas de transmisión y

distribución de gas.

– API 5L especificaciones API , edición 1995. para líneas

de tubería.

Propiedades del fluido

Las principalmente utilizadas en transporte:

Composición

Densidad relativa

Peso Molecular

Viscosidad

Poder calorífico

Factor de compresibilidad

Análisis de Laboratorio y simuladores


Calculo del factor Z


Métodos composicionales

– Standing- Katz

– Método de Papay

– EOS (Peng-Robinson, BWR, RK,SRW)

Métodos no composicionales

– Correlación de Beggs & Brill

– Otros



Correlación de Beggs & Brill

se estima Tpc y Ppc, usando la correlación de

Brown

2pc *5.37*15677P




Se estima Tpr y Ppr

2pc *5.37*15677P




2pc *5.37*15677P




2pc *5.37*15677P


(U.S. Bureau of mines 1935)


Jhonson y Berward


(U.S. Bureau of mines 1935)

Factor de transmisión


G.G. Wilson

Ecuación de Weymouth


Ecuación de Weymouth


C= constante de Weymouth K= coeficiente de Weymouth

Ecuación de Panhandle A


Ecuación de Panhandle B


Ecuaciones de AGA para flujo

totalmente turbulento


Ecuaciones de AGA para flujo

totalmente turbulento


CONDICIONES DE LA TUBERÍA Ke

Acero nueva y limpia 0.0127 – 0.02 mm

Acero después de 2 años de uso 0.0445-0.0508 mm

Tubería plástica 100 micropulgada

Otras ecuaciones

Diámetro (1/f)0.5

¾”; 1” 9.56

1 ¼”; 1 ½” 10.50

2” 11.47

3” 12.43

4” y mayores 12.90

RIX

POLE

SPITGLASS

OLIPHANT


Unidades para las ecuaciones de flujo

Qb = Tasa de flujo, pies cúbicos por hora a Tb y Pb

Tb = Temperatura base o de contrato (R),

normalmente 520 R

Pb = Presión base o de contrato, lpca.

P1 = Presión de entrada al sistema considerado, lpca.

P2 = Presión de salida del sistema, lpca.

d = Diámetro interno de la tubería, en pulgadas.

= Gravedad específica del gas (aire=1)

Tf = Temperatura promedio del gas en el sistema en

condiciones de flujo, (R)

L = Longitud de la tubería, millas.

f = Coeficiente de fricción


Recomendaciones de uso

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

WEYMOUTH

Buena Para tuberías menores de 12” EXXON

Buena Para 2” < D < 16” Marcías Martínez

Buena Flujo completamente turbulento, altas presiones y D < 20”

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

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


No se recomienda para diámetros menores de 2 “




PANHANDLE

Recomendable Para: D > 12” EXXON

Buena Para: 4x10E6 < Re < 40x10E6, D > 16”

Marcías Martínez

Buena Altas temperaturas, flujo parcialmente turbulento, Re>300000


Relativamente Buena

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





REDES DE DISTRIBUCION A BAJAS PRESIONES

OLIPHANT Recomendada para P > 35 Lpcm EXXON

SPITGLASS Recomendada para D< 12” Institute of Gas Technology (I.G.T.)

POLE Recomendada para D< 4” Institute of Gas Technology (I.G.T.)

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

American Gas

Association (A.G.A.)



Ejercicio 1

Empleando los datos proporcionados por los apendices

A,B,C, calcule el caudal que se puede conducir con una

tubería de longitud de 10 millas, de diámetro interno, d =

2.067” cuyos parámetros fundamentales son los

siguientes:

Tb=60°F, Pb= 14.7 lpca, Tf=75°F,

P1=350 lpc, P2=50 lpcm, = 0.67

Haga los cálculos usando las ecuaciones de Weymouth y

Pole. Haga los análisis respectivos del caso.

Diámetro equivalente para Weymouth

nA = Número de tuberías pequeñas.

dB = Diámetro de la tubería inicial.

dA = Diámetro de la nueva tubería.



Ejercicio 2

Se dispone de 50 MM pcnd de gas, de = 0,63, previamente

deshidratado en el campo, para alimentar una planta. Los

requerimientos indican que este gas deberá ser recibido en el

medidor de la estación a una presión de 100 psig. La presión

base es de 14,7lpca, la temperatura base es de 60°F y la

temperatura promedio para el gas que fluye es de 60°F. La

mayor parte de la tubería tendida será de 12 ¾” diámetro

exterior(D.E), tipo 40; sin embargo, las últimas 9 millas, a partir

de la planta, deberá cruzar terreno pantanoso y un gran canal

de un río, de tal manera que se ha decidido tender esta

sección usando tuberías paralelas de 6 5/8” D.E, tipo 80. se

ha determinado que la presión de entrada a esta sección sea

de 250 lpcm.

Calcular: Número de tuberías pequeñas

L2

Distribución de caudal en tuberías enlazadas para

Weymouth.

• De igual longitud pero de diferente diámetro.

• De diferente longitud y de diferente diámetro

1 2

1 2

L1

L3

L

L

L

d1

d2

d3

d1

d2

d3



Ejercicio 3

Se tiene el siguiente sistema:

Q = 75 MMPCND = 0,67

Tf =90°F PA = ?

PC= 100 lpcm PB = ?

A

B

C

15 millas

10 millas

18 millas

8 millas

14 millas

12”; 40

8”; 40

12”; 40

10”; 40

8”; 40

Cálculo de caudal de un sistema

de dos tuberías en serie para Weymouth.

LAB LBC A B C

QAB=QBC=Q

A B


Longitud Equivalente

En este sistema todas las propiedades físicas del

gas: Tb, Pb, Tf, Q, P son iguales

Las variables son: D y L

LA LB

DA DB



Ejercicio 4

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

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

4 millas 3 millas 1 milla

10” std 8” std 6” std

Velocidad óptima

La velocidad óptima no debe exceder de 20

m/s para líneas de transmisión.

En el transporte del gas la presión baja y la

velocidad aumenta.


Velocidad óptima

Velocidades excesivas causan vibración y

erosión.

Ve = Velocidad límite, pie/seg.

C = 100 servicio continuo

125 servicio intermitente

= densidad del fluido en condiciones de

operación, lbs/pie3

GASNET


Optima caída de presión

La óptima caída de presión ayuda a optimizar los

costos efectivos.

Una caída de presión aproximada de 2,17 a 4,35

Psia/Km es una guía para líneas de transmisión.

Una caída de presión por encima de 4,35 Psia/km

(30 kPa/Km) indica mayores costos de

compresión y una menor a 2,17 psia/km sugiere

instalaciones sobredimencionadas.

GASNET


Diámetro óptimo económico

El aumento del diámetro de una tubería en un proyecto trae consigo una reducción del costo de compresión por la disminución de fricción.

El aumento del diámetro de una tubería en un proyecto ocasiona el aumento del costo de amortización de capital.

El diámetro óptimo es el de costo total más bajo.


Diseño de tuberías tomando en cuenta

criterios económicos operacionales:

Costo fijo de la tubería según el diámetro y el

material

Costo de bombeo y compresión

Costo de mantenimiento

Costo de energía eléctrica

Diseño de tuberías tomando en cuenta

criterios técnicos:

Presión de trabajo ( inicial y final)

Temperatura promedio

Propiedades físicas y quìmicas del fluído

Caudal del fluído

Corrosión

Consideraciones técnicas adicionales


Costo de tubería vs. Diámetro

AMORTIZACION DE CAPITAL

0

2

4

6

8

10

12

14

2 4 6 8

DIAMETRO NOMINAL DE TUBERIA (Pulg)

$u

s / P

IE / A

ÑO

DE

TU

BE

RIA

Fuente: Claude Nolte “OPTIMUN SIZE PIPE SELECTION”


Costo de compresión o bombeo vs. Diámetro

COSTO OPERATIVO ANUAL

0

5

10

15

20

25

30

2 3 4 5


$u

s / P

IE / A

ÑO

DE

TU

BE

RIA



Costo total vs. Diámetro

COSTO TOTAL ANUAL

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2 3 4 5 6 7 8


$u

s / P

IE / A

ÑO

DE

TU

BE

RIA




D = Diámetro interno económico, pulg

M = Miles de pies cúbicos estándar por día

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

T = Temperatura del gas fluyendo, R

= Viscosidad del gas a temperatura fluyendo, centipoise

Z = Factor de compresibilidad el gas

P = Presión, lpca

Aplicaciones

Reducción de costos operativos:

Entre el 4 % al 18% costo

operativo de transporte del

fluído, según Mr. Ryle Miller (

Editor de Chemical Engineering )

Optimización diseño:

Evaluando parámetros económicos,

evitando el sobredimensionamiento

o subdimensionamiento.


FLUJO BIFÁSICO EN TUBERÍAS

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

Inclinación de la tubería

Diámetro

Tasa de Líquido y gas

Propiedades de fluidos

Flujo Vertical


Flujo Bifásico Vertical

Correlaciones que consideran no-deslizamiento entre las fases y no utilizan regímenes de flujo

Poettman & Carpenter

Baxendell & Thomas

Fancher & Brown

Hagedorn & Brown

Duns & Ros

Orkiszweski

Aziz & colaboradores

Beggs & Brill

Hagedorn & Brown modificada

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases pero no utilizan regímenes de flujo

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases y regímenes de flujo


Correlaciones para flujo bifásico

Flujo Vertical en Pozos de Gas

Cullender, Smith and Poettman

Pozos de Gas Seco

Pozos de Gas Condensado

Ros & Gray

Ansari & colaboradores

Modelos Mecanísticos

Flujo Bifásico Vertical



Flujo Bifásico Horizontal

Eaton & colaboradores

Lockhart & Martinelli

Beggs & Brill

Dukler & colaboradores

Correlaciones que consideran no-deslizamiento entre las fases y no utilizan regímenes de flujo

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases pero no utilizan regímenes de flujo

Correlaciones que consideran deslizamiento entre fases y regímenes de flujo

Xiao & colaboradores

Modelos Mecanísticos



Correlación de Dukler & Colaboradores:



Caída de presión por efecto de la fricción







Ó por la figura 17-17 del GPSA




Caída de presión por efecto de cambios de elevación

Correlación de Flanigan

Ó por figura 17-19 del GPSA




La caída de presión total será:

REDES DE GAS NATURAL

Malla

Tramo

Nodo

2

3

1

RED

N + M = T + 1 (N – 1) + M= T

DISEÑO DE REDES

Red Abierta

A

B

X

Y

C

C

D

Z


Ejercicio 5

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

PA= 1300 psig A = 0.65 Tb=60°F;Pb=14,7 lpca; PB= ?

QA= 120 MMPCND B = 0.70 PF=? Si se entregan

QB=30 MMPCND Tf= 100°F 30 MMPCND en C

A

B

X

Y

C

F


Tramos Di std 40(pulg) Longitud(millas)

AX 14 28.575

BX 10 10.000

XY 14 14.000

CY 8 12.000

YF 14 15.000

DISEÑO DE REDES

Red cerrada

1

4

2

3

Q1

Q4

Q3

Q2

DISEÑO DE REDES

Ejercicio 6

1

6

2

5

Q=16 MMPCND

2 4

2

4

3

5

3

2 millas 2 millas

2 millas

D= 4” Std Tb=60°F; Pb= 14,7 psia ; Tf= 90°F; PA= 800 lpcm

Parámetros de Transferencia de Calor

Temperatura de recepción de gas.

Temperatura del aire ambiental.

Temperatura de la tierra / mar.

Conductividad térmica de la tierra / aire.

Profundidad de entierro / inmersión.

FLUJO DE CALOR EN TUBERÍAS

Temperatura del Suelo vs. Flujo

Cambio en la

Temperatura del

suelo (°C)

% Cambio en el

flujo para

NPS 36

% Cambio en el

flujo para

NPS 18

5 -0.38 -0.8

10 -0.8 -1.5

20 -1.5 -2.7

-5 0.2 0.72

-10 0.75 1.42


Conductividad Térmica vs. Flujo

Conductividad

térmica k,

(W/m2°C)

% Cambio en k Correspondiente

% de cambio en

el flujo

1.33 0 0

1.25 -6 -0.1

1.10 -17 -0.2

1.55 17 0.2

1.70 28 0.4


Flujo vs. Profundidad

Profundidad

(m)

% Cambio en la

profundidad

% de cambio en

el flujo

1.0 0 0

1.25 25 -0.12

1.50 50 -0.20

0.5 -50 0.7

0.3 -70 1.4


Ecuación del Perfil de Temperaturas

Las variaciones de la temperatura a lo largo de la tubería son función de los siguientes efectos:

Calor transmitido desde el gas al terreno o viceversa.

Disminución de la temperatura por efecto Joule-Thompson.

Posible disminución de temperatura en las zonas de baja presión al aumentar la velocidad del gas.

Calentamiento por fricción.





T2 = Temperatura aguas abajo, R

T1 = Temperatura aguas arriba, R

Tg = Temperatura efectiva del terreno, R

P1,P2 = Presiones aguas arriba y aguas abajo

respectivamente, psia

H1, H2 = Elevaciones aguas arriba y aguas abajo, pies

J12 = Coeficiente Joule-Thomson a T y P promedio, (R/psi)

Cp12 = Calor especifico a T y P promedio, (BTU/lbm-R)

j = Factor de conversión= 778 pies-lb/BTU

k = Conductividad térmica de la tierra, (BTU-pie-hr-R)

L = Longitud, millas

m = Tasa de flujo másico, lbm/hr

Z = Profundidad a la que esta enterrada la tubería, pies

D = Diámetro exterior de la tubería, pies


Documents

Fundamentos d Transporte d HC