GASODUCTOS

tr

ESTUDIANTE:

JULCA ULLOA, Jesus Alberto

CURSO:

TRANSPORTE MECÁNICO

DOCENTE:

ING. AGUADO MERE HECTOR

CICLO:X

2015

UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO

FACULTAD DE INGENIERÍA

GASODUCTOS

ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA

UNIVERSIDAD NACIONAL DE TRUJILLO ESCUELA DE INGENIERIA MECÁNICA

INDICE

I. Gas Combustible..................................................................................................................4

II. Instalaciones de Gas.............................................................................................................4

III. Tipos de Instalaciones de Gas...........................................................................................5

Redes de distribución a las ciudades........................................................................................5

Instalaciones colectivas............................................................................................................5

Instalaciones individuales.........................................................................................................5

IV. GASODUCTO.....................................................................................................................6

4.1. Reseña Histórica...........................................................................................................6

4.2. Definición de Gasoducto..............................................................................................8

4.3. Elementos que conforman un gasoducto:.........................................................................9

4.2. Tipos de Redes y Tuberías............................................................................................9

4.2.1. Sistemas de Recolección.......................................................................................9

4.2.2. Sistemas de transmisión.....................................................................................10

Características de las tuberías................................................................................................10

Construcción del Gasoducto...................................................................................................10

Criterios Operativos y de Diseño............................................................................................11

Factores que Influyen en el Transporte de Gas Natural por Tuberías....................................11

4.8.1 Presión y Temperatura:......................................................................................11

4.8.2 Compresibilidad del Gas.....................................................................................12

Procesos que Influyen en el Transporte del Gas Natural por Tuberías...................................12

4.9.1 Formación de Hidratos:......................................................................................12

4.9.2 Formación de Líquidos........................................................................................13

4.9.3 Deposición de Asfáltenos...................................................................................13

V. Impacto ambiental de los gasoductos:...............................................................................13

VI. Mantenimiento de un Gasoducto..................................................................................15

6.1. Vigilancia Periódica de los Gasoductos.......................................................................15

6.2. Patrullaje del Gasoducto............................................................................................15

6.3. Estudio de Fugas.........................................................................................................15

6.4. Recubrimientos Protectores.......................................................................................15

6.5. La Corrida de Herramienta.........................................................................................16

6.6. Medición de potencial a intervalos cortos..................................................................18

6.7. Medición de Espesores...............................................................................................19

TRANSPORTE MECÁNICO 1 | P á g i n a


VII. PROCESO DE Despresurización de un Gasoducto...........................................................19

VIII. Proceso de Corrosión en Gasoductos.............................................................................19

8.1. Tipos de Corrosión......................................................................................................20

8.2. Pruebas para la detección de corrosión.....................................................................22

8.3. Métodos para prevenir la corrosión...........................................................................23

IX. Seguridad en los Gasoductos..........................................................................................24

X. Normas Aplicables..............................................................................................................25

XI. Criterios de diseño y construcción de gasoducto...........................................................25

11.1. Presiones operativas...............................................................................................25

11.2. Normas códigos y estándares utilizados en la construcción de sistemas de tuberías26

11.3. Determinación de de espesor, presión y temperaturas de diseño.........................26

11.3.1. Presión de diseño (máxima y mínima)................................................................26

11.3.2. Temperatura de diseño (máxima y minima).......................................................27

11.3.3. Espesor de pared................................................................................................27

11.4. (ASME 31,8, COVENIN 3567-2000).........................................................................28

11.5. Fórmulas de cálculo................................................................................................29

11.6. Protección anticorrosiva.........................................................................................30

11.7. Especificaciones de soldadura................................................................................31

11.8. Planos y especificaciones técnicas..........................................................................32

11.9. Seguridad................................................................................................................36

11.10. Previsión de la demanda........................................................................................36

11.11. Pruebas...................................................................................................................36

11.12. Formación de hidratos............................................................................................37

XII. Conclusiones...................................................................................................................38

XIII. Bibliografía.....................................................................................................................39



INTRODUCCION

Toda sustancia que se halle en fase gaseosa en la naturaleza y que intervenga en los

equilibrios químicos que tiene lugar bajo la corteza terrestre o en su superficie se considera gas

natural. Este contiene elementos orgánicos importantes como materias primas para la industria

petrolera y química. De allí radica la importancia de su extracción.

El gas natural se extrae de pozos subterráneos o submarinos, este proceso de

extracción es muy similar al del petróleo. Posteriormente se le extrae el exceso de agua, así

como también sus impurezas.

Como generalmente los yacimientos de gas natural están alejados de las zonas urbanas,

se debe transportar a través de un tubo subterráneo, denominado gasoducto (resultado de la

suma de las palabras gas y ducto), hasta los centros de consumo

El sistema de transporte de Gas Natural en Venezuela conecta las diferentes regiones

productoras con los centros de consumo y exportación, los cuales están separados en al

menos 1000 km, estando las diferentes zonas productoras del país.

Un sistema de gas está conformado por un conjunto de instalaciones y equipos necesarios

para el manejo de gas desde su extracción hasta los sitios de utilización. El gas es transportado

a través de tuberías denominados gasoductos, también conocidos como líneas de distribución

y recolección de gas, cuyos diámetros dependen del volumen de gas a transferir y la presión

requerida de transmisión, su longitud puede variar de cientos de metros a miles de kilómetros,

dependiendo de la fuente de origen, y el objetivo a donde debe de ser transportado.

En los campos petrolíferos y/o gasíferos se habla de gas de baja, mediana y alta

presión. Estas designaciones son importantes porque determinan la capacidad o fuerza propia

(presión) de flujo que por sí tiene el gas producido de los pozos. La presión hace posible la

recolección del gas y su transmisión por tubería (gasoducto) de determinada longitud y

diámetro.

El gas como componente esencial de los hidrocarburos se relaciona en diferentes

aspectos con el petróleo, entre ellas está las características de su composición, su

comportamiento volumétrico bajo la acción de la presión y la temperatura y su compresibilidad,

su contenido de hidrocarburos líquidos, su utilización como energético, el gas en las refinerías y

en la petroquímica como materia prima y otros aspectos tecnológicos referentes al manejo y a

la utilización del gas.

Mucho de lo anteriormente mencionado tiene aplicación en el transporte de gas por

gasoductos. La construcción de los gasoductos precisa de una tecnología especializada para

obtener los resultados deseados.



I. GAS COMBUSTIBLE.

Un gas combustible es un gas que se utiliza como combustible para producir energía

térmica mediante un proceso de combustión.

Gas Natural

El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases

que se encuentra frecuentemente en yacimientos fósiles, no-asociado, disuelto o asociado con

petróleo o en depósitos de carbón.

Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden

superar el 90 ó 95%, y suele contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano,

propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.

Sus principales usos son:

* En instalaciones de aprovechamiento de tipo doméstico, comercial e industrial.

* En procesos en los que se requiere gran cantidad de energía térmica como lo es en

hornos para procesamiento de metales, vidrios, cerámica, pasteurización, corte de

metales, soldaduras, etc.

El gas natural es el gas combustible más habitual, pero existen otros como:

Gas licuado del petróleo (GLP), como propano o butano. Se obtienen

mayoritariamente en la destilación fraccionada del petróleo. Otra parte es obtenida al

separarlos del gas natural.

Hidrógeno. Se obtiene a partir de la electrólisis del agua invirtiendo energía eléctrica, o

a partir de gas natural. Es un vector energético y no una fuente de energía primaria.

Puede llegar a ser utilizado en el futuro como gas combustible con una mejora de la

tecnología.

Gas de alumbrado (H2 y CO2), también conocido como gas de hulla o gas ciudad.

Gas de agua (H2 y CO).

II. INSTALACIONES DE GAS.

Las Instalaciones de gas, se conocen también como "Instalaciones de

Aprovechamiento" las cuales constan de recipientes (portátiles y estacionarios), redes de

tuberías, conexiones y artefactos de control y seguridad necesarios y adecuados según

"Normas de calidad" que correspondan para conducir el gas desde los recipientes que lo

contienen hasta los aparatos de consumo.



III. TIPOS DE INSTALACIONES DE GAS.

Las instalaciones las podemos dividir en cuatro tramos:

1. Las redes de distribución en las ciudades.

2. Las instalaciones colectivas.

3. Las instalaciones individuales.

4. Los gasoductos.

Redes de distribución a las ciudades

Las redes de distribución distribuyen el combustible dentro de las ciudades. Van desde la

estación de regulación y control hasta el regulador que adecua la presión a la instalación

privada (común o individual). El gas es distribuido en media presión:

Media presión A (0.05 bar < P < 0.4 bar)

Media presión B (0.4 bar < P < 4 bar)

Están construidas con tubos de polietileno de alta densidad unidos mediante fusión o de

acero unidos mediante soldadura eléctrica. El trazado se hace en forma de malla para evitar las

interrupciones de suministro en caso de avería en algún punto.

Instalaciones colectivas.

Son de propiedad privada. Distribuyen el gas desde la red de distribución de la

compañía hasta las instalaciones individuales de cada usuario. Empiezan en la llave de

acometida o de edificio y acaban en la llave de entrada a los contadores individuales.

Están construidas en:

-tubos de acero unidos mediante soldadura eléctrica.

-tubos de cobre unidos mediante soldadura blanda.

Pueden estar alimentadas a media B (0.05 bar < P < 0.4 bar) o baja presión (P < 0.05 bar).

Instalaciones individuales

Pertenecen a cada usuario. El gas conducido lo es en baja presión (P < 0.05 bar)

Conectan la instalación común con los aparatos de consumo.

La instalación va desde la llave de abonado, donde se conecta con la instalación

común, hasta la llave que tiene que existir en cada uno de los aparatos de consumo (calderas,

calentadores, cocinas...).

Incluye el contador individual y los reguladores de presión. Están realizadas con tubos de cobre

unidos mediante soldadura blanda, algunos elementos pueden unirse mediante roscas.



IV. GASODUCTO.

4.1. Reseña Histórica.

El gas natural es hoy en día una fuente de energía que circula bajo el suelo de la mayor

parte de las ciudades del mundo civilizado; aporta comodidad doméstica y provee a la industria

de la energía que necesita. Paradójicamente, el gas natural que ahora llamamos "la energía del

futuro" es conocido por la humanidad hace miles de años. Los hombres primitivos observaban

las llamaradas que se producían en los pantanos cuando caía un rayo. Desde entonces, el

tercer estado de la materia, el gaseoso, no ha dejado de inspirar curiosidad y temor, por lo

misterioso e intangible de su naturaleza.

Los primeros descubrimientos de yacimientos de gas natural fueron hechos en Irán entre

los años 6000 y 2000 a.C. Estos yacimientos de gas, probablemente encendidos por primera

vez mediante algún relámpago, sirvieron para alimentar los "fuegos eternos" de los adoradores

del fuego de la antigua Persia.

También se menciona el uso del gas natural en China hacia el 900 a.C. Precisamente en

China se reporta la perforación del primer pozo conocido de gas natural, de 150 metros de

profundidad, en el 211 a.C. Los chinos perforaban sus pozos con varas de bambú y primitivas

brocas de percusión, con el propósito expreso de buscar gas en yacimientos de caliza.

Quemaban el gas para secar las rocas de sal que encontraban entre las capas de caliza.

En el siglo VII en Japón se descubrió la existencia de un pozo de gas. Las civilizaciones

griega y romana, así como la Edad Media, conocieron los efectos de la combustión del gas.

En el siglo XVI Paracelso, alquimista y médico suizo, produjo por primera vez gas

combustible (hidrógeno) por contacto de ácidos con metales y lo llamó "espíritu salvaje"; Juan

Bautista van Helmot lo denominó "ghost" (fantasma, espíritu) de donde se derivó, por

deformación de esta palabra, el nombre de "gas".

En el siglo XVII Robert Boyle, químico y físico irlandés, obtuvo vapor de agua, alquitrán

gas por destilación o carbonización de la hulla.

Así mismo, en Gran Bretaña, William Murdock consiguió en 1792 alumbrar con gas su

casa y sus talleres. El gas lo obtenía en una retorta vertical de hierro estañado y se conducía

por tubería a unos veinte metros de distancia. En 1797 se instaló luz, a partir del gas, en la

Avenida Pall Mall de Londres, y a partir de entonces se desarrolló rápidamente la industria del

gas en Inglaterra.

En Alemania, Guillermo Augusto Lampidus, farmacéutico y químico, alumbró en 1811 con

gas un sector de Freiberg en donde era profesor de química en la escuela de minas.



Instalación de Tubería de bambú por los chinos (Siglo X)

También en Alemania, en 1828, se alumbraron las calles de Dresden en un gran

acontecimiento, en presencia del Rey de Sajonia. Gracias al aporte del austriaco Carl Auer (con

el mechero que lleva su nombre), a partir de 1895, el gas de alumbrado adquirió gran

importancia en las principales ciudades del mundo. Su aplicación como fuente de luz y calor se

desarrolló aceleradamente por su facilidad de transporte por tuberías y la sencillez de la

regulación y control de la llama, en una época en que no existía la electricidad.

De acuerdo con lo anterior, en principio el gas que comenzó a utilizarse en las

ciudades europeas fue de origen manufacturado, obtenido de la destilación o carbonización

de la hulla. Este gas preparó el camino tecnológico a la posterior utilización del gas natural.

Los Estados Unidos fueron los pioneros de la exploración y explotación del gas

natural. En 1821, los habitantes de Fredonia (cerca de Nueva York), hicieron un pozo de

nueve metros de profundidad y condujeron el gas por tuberías de madera y de plomo a

varias casas para su alumbrado.



A lo largo del siglo XIX, el uso del gas natural permaneció localizado porque no

había forma de transportar grandes cantidades de gas a través de largas distancias, razón

por la que el gas natural se mantuvo desplazado del desarrollo industrial por el carbón y el

petróleo.

A comienzos de 1900 el gas manufacturado es implementado en Argentina, país con

mayor historial en Latinoamérica en este tema.

A partir de 1930 comenzaron a explotarse en los Estados Unidos los yacimientos de

gas, independientemente de los petrolíferos. Hasta entonces el gas natural que acompañaba

el petróleo era quemado o reinyectado en los pozos para mantener la presión de extracción

del petróleo.

Un importante avance en la tecnología del transporte del gas ocurrió en 1890, con la

invención de las uniones a prueba de filtraciones. Sin embargo, como los materiales y

técnicas de construcción permanecían difíciles de manejar, no se podía llegar con gas

natural más allá de 160 kilómetros de su fuente. Por tal razón, la mayor parte del gas

asociado se quemaba en antorchas y el no asociado se dejaba en la tierra.

El transporte de gas por largas distancias se hizo practicable a fines de la segunda

década del siglo XX por un mayor avance de la tecnología de tuberías. En Estados Unidos,

entre 1927 y 1931 se construyeron más de diez grandes sistemas de transmisión de gas.

Cada uno de estos sistemas se construyó con tuberías de unos 51 centímetros de diámetro y

en distancias de más de 320 kilómetros. Después de la Segunda Guerra Mundial se

construyeron más sistemas de mayores longitudes y diámetros. Se hizo posible la

construcción de tuberías de 142 centímetros de diámetro.

Pero el gran auge en la historia del gas natural no llega, prácticamente, hasta 1960.

Entonces los grandes descubrimientos y la explotación de importantes yacimientos en

diferentes partes del mundo, especialmente en Europa Occidental, Rusia y norte de África,

dan progresivamente una auténtica dimensión mundial a la industria del gas natural.

4.2. Definición de Gasoducto .

Son conducciones de acero o polietileno, que sirven para transportar gases combustibles

a gran escala, por las que circulan a alta presión.

Los gasoductos son tubos inmensos empleados para transportar gas natural. Los

gasoductos pueden transportar combustible desde los pozos de producción hasta las refinerías

y luego a terminales de almacenamiento y distribución. Muchos gasoductos son subterráneos.

Los construidos sobre el terreno se usan a menudo para transportar combustible hasta

terminales marinas y desde ahí a otros lugares.



Las terminales marinas emplean gasoductos para cargar y descargar buques cisterna y

otros barcos que transportan gas natural licuado. En las terminales marinas, los gasoductos

transportan combustible a tanques de almacenamiento y luego a barcos para transporte a

instalaciones de procesamiento y refinamiento. El combustible se descarga por medio de

gasoductos de los buques cisterna a tanques de almacenamiento y se carga a pequeñas

embarcaciones como barcazas para transporte posterior.

Aunque los gasoductos tienen una buena trayectoria en materia de seguridad, pueden

averiarse y causar escapes, derrames o explosiones. Pueden averiarse por causa de corrosión,

daños por excavación, daños por las condiciones del tiempo u otras fuentes externas o por

defectos de los materiales. Esas averías pueden ocasionar daños al ser humano y aun la

muerte, exponer a las personas y a la vida silvestre a contaminantes peligrosos y causar daño

al medio ambiente y a la propiedad.

4.3. Elementos que conforman un gasoducto:

✓ La tubería misma.

✓ Los caminos de acceso o mantenimiento.

✓ Las estaciones de recepción, de despacho, y de control, y las estaciones de compresores

o bombeo.

✓ Debido a la fricción interna y los cambios de elevación a lo largo de la línea, se requieren

estaciones de refuerzo a intervalos regulares (por ejemplo, aproximadamente cada 70 km en

los gasoductos, o poliductos que son muy largos, se instalan las estaciones de compresión a

intervalos apropiados a lo largo de las líneas de transmisión de gas para mantener la presión.

El oleoducto o gasoducto puede transportar petróleo crudo o gas desde el cabezal del pozo

hasta la planta de transferencia o procesamiento. El petróleo o gas refinado pueden ser

transportados al usuario final, que puede ser una planta petroquímica o termoeléctrica.

4.2. Tipos de Redes y Tuberías

Existen dos tipos de redes y tuberías de gas:

4.2.1.Sistemas de Recolección

Es uno o más segmentos de gasoducto, usualmente interconectados para conformar una

red, que transporta gas desde una o más instalaciones de producción a la salida de una planta

de procesamiento de gas.

El gas es transportado desde los pozos hasta una estación de flujo. El número de

estaciones de flujo en el campo depende de la extensión geográfica del mismo, ya que la

distancia entre los pozos y sus correspondientes estaciones deben permitir que el flujo se

efectúe por la propia presión que muestran los pozos. Además estos sistemas consisten de

varias líneas quizás interconectadas de diámetros pequeños de 4” a 8” y presiones en el rango

de 0 a 500 psia.



4.2.2.Sistemas de transmisión

Es uno o más segmentos del gasoducto, usualmente interconectados para conformar una

red, que transportan gas de un sistema de recolección, desde la salida de una planta de

procesamiento, o un campo de almacenamiento, hacia un sistema de distribución de alta o baja

presión, un cliente que compra un gran volumen, u otro campo de almacenamiento.

Se usan para transportar el gas natural, desde la estación de compresión hasta la estación

de distribución para su comercialización o procesamiento. Requieren el uso de acero como

material de construcción, ya que las tuberías son de grandes diámetros (12” a 48”) y presiones

típicas entre 700 y 1200 psia.

Características de las tuberías.

Las características de las tuberías para la construcción de gasductos, oleoductos,

poliductos y acueductos en la industria petrolera aparecen en las recomendaciones publicadas

por el API, como también en los textos y publicaciones especializadas. Las tuberías disponibles

son capaces de satisfacer todas las exigencias. La verdadera escogencia está en que la

tubería satisfaga los requisitos de funcionamiento y que esto se cumpla con la mayor economía

posible de diseño sin comprometer la eficacia de la instalación.

Es menester recordar que cuando se trata de la construcción de este tipo de

instalaciones se está haciendo una obra para 15 ó 20 años de servicio. Su funcionamiento está

atado a la vida productiva de los yacimientos que sirve.

Construcción del Gasoducto.

Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión,

desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de 1

metro. Excepcionalmente, se construyen en superficie.

Por razones de seguridad, las normas de todos los países establecen que a intervalos

determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo en

caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, puede ser necesario

situar estaciones de compresión a intervalos.

El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación,

generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el

gas natural, se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones

criogénicas a muy baja temperatura (-161 ºC).

Para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la

perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la

fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar

otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles.



El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van

depositando sobre el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.

Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén

protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con

algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la

rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para

prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados

de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión

galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.

Criterios Operativos y de Diseño

Los ductos y los tubos de salida, deberán ser diseñados para resistir los siguientes

posibles modos de falla, según resulte apropiado:

fluencia excesiva

pandeo

falla por fatiga

fractura dúctil

fractura frágil

pérdida de estabilidad en sitio

fractura en propagación

corrosión

colapso

Asimismo, se deberá considerar los impactos debidos a:

objetos extraños

anclas

tablas de pesca de rastra

embarcaciones, quillas con hielo, etc.

Factores que Influyen en el Transporte de Gas Natural por Tuberías.

Para transportar el gas por tuberías, es necesario que se tomen en cuenta varios factores

que influyen en forma directa en el mismo, entre los más importantes se tienen:

4.8.1 Presión y Temperatura:

Esta afecta de manera proporcional la viscosidad del fluido, puesto que al incrementar

la temperatura a una P<2000 Lpca, la viscosidad aumentará, debido a que las moléculas

tienden a unirse y por ende el gas opondrá más resistencia a fluir de manera eficaz por la

tubería. De forma contraria, si la temperatura aumenta a una presión mayor de 2000 Lpca, la

viscosidad disminuirá. Por tal motivo, se deben controlar estos parámetros, ya que además

toman en cuenta este factor, también toman otros como: la velocidad del fluido, número de

Reynolds, factor de fricción, diámetro y espesor de la tubería, entre otros.



Además, se debe considerar que si hay un incremento exagerado de presión, hay

muchas probabilidades de que el espesor de la tubería no está diseñado para soportar tal

presión y por consiguiente, la velocidad del fluido cambiará, afectando de igual manera el tipo

de fluido (número de Reynolds), el cual va a tender a producir líquidos, estallidos en la tubería y

en casos más graves pérdidas por cierre de la tubería. Esto, se puede reducir controlando el

calibre de la tubería, la clase o tipo de material del mismo, la manufactura, la máxima

temperatura de operación, el medio ambiente, etc., todo esto con la finalidad de un mejor

manejo del gas al ser transportado por redes y tuberías.

4.8.2 Compresibilidad del Gas.

Este factor es muy importante debido a que la mayoría de los gasoductos son de miles

de kilómetros de longitud y para obtener un transporte eficaz, pese a las distancias, se requiere

la compresión del gas a presiones elevadas. Esta se puede realizar en tres etapas con la

finalidad de lograr las presiones requeridas, tomando en consideración: la presión de entrada,

la presión de salida, relación de compresión, la temperatura de entrada y de salida, y muy

importante el peso molecular del gas, para así determinar la potencia de compresión.

Procesos que Influyen en el Transporte del Gas Natural por Tuberías.

Entre los procesos que influyen en el transporte de gas por tuberías se tienen:

4.9.1 Formación de Hidratos:

Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando

apariencia de nieve. Se forman por una reacción entre el gas natural y el agua y su

composición es de aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua. También

pueden existir hidratos compuestos por dióxido de carbono, ácido sulfúrico y agua líquida. Su

gravedad específica es e 0.98 y flotan en el agua, pero no se hunden en los hidrocarburos. La

formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría el gas por debajo

de la temperatura de formación de hidratos, llamada también “de formación de rocío”. En

general se forman a bajas temperaturas, altas presiones y altas velocidades.

Estos causan algunos problemas a la industria, entre estos están:

congelamiento del gas natural, logrando taponar la tubería y por ende reduciendo el espacio

permisible para transportar el gas, no se obtiene el punto de rocío requerido para las ventas de

gas equivalente a 7 lbs/MMPCN, corrosión de la tubería y en casos más graves ocasionaría el

reemplazo de la tubería y detención de las operaciones de las plantas, entre otros.

Es por eso que las industrias tienen que implementar técnicas para deshidratar

el gas natural y así evitar la formación de hidratos. También se puede evitar removiendo el

agua del gas antes del enfriamiento de los hidrocarburos por debajo de la temperatura a la cual

podrían aparecer los problemas, mediante el uso de un inhibidor que se mezcle con el agua

que se ha condensado.



4.9.2 Formación de Líquidos.

Esto ocurre cuando los componentes más pesados del gas natural alcanzan su

punto de rocío y se condensan depositándose en el interior de la tubería. Contienen oxígeno,

sulfuro de hidrógeno, sales ácidas y sustancias corrosivas. La formación de estos ocasiona

grandes pérdidas de presión, disminución del caudal, reducción de la eficiencia de transmisión;

en cuanto a los equipos de medición y regulación, puede causar: mediciones inadecuadas,

daños de equipos, fugas, vibraciones, etc. Existen métodos para eliminar los líquidos en los

gasoductos, el más usado en la industria es el cochino limpiador.

4.9.3 Deposición de Asfáltenos.

Los asfáltenos son hidrocarburos constituyentes del petróleo, de elevado peso

molecular, su estructura es amorfa, entre otras cosas. Este fenómeno ocurre cuando se

transporta por las tuberías gas asociado con petróleo, aunque pareciera difícil porque antes de

transportar el gas, este es sometido por procesos de separación y depuración que lo hacen

considerar relativamente limpio, pero este evento se ha presenciado, posiblemente por

deficiencia de los equipos de separación y quizás por la formación de espumas en el

separador, ya que todos los crudos al ser desgasificados forman espumas, lo cual conlleva a

arrastres en las corrientes de gas; ocasionando disminución en la capacidad del sistema,

aumento en la frecuencia de limpieza en los gasoductos, atascamientos de las herramientas de

limpieza, entre otros.

V. IMPACTO AMBIENTAL DE LOS GASODUCTOS:

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción.

Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la

modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, entre otras consideraciones. Queda,

únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en

función.

Los beneficios generados por el Gasoducto sobre los recursos naturales pueden

Generalizarse en:

✓ En algunos casos, se puede considerar que los gasoductos contribuyen a la calidad del

medio ambiente porque facilitan la disponibilidad de combustibles más limpios (p.ej., el gas con

poco azufre versus el carbón con un alto contenido de azufre) para producir energía y/o para

uso industrial. En las áreas costa afuera.

En general los daños originados por los gasoductos sobre los recursos naturales pueden

generalizarse en:



✓ Los gasoductos costa afuera y cerca de la orilla afectan los recursos acuáticos

marítimos y de los deltas. Los gasoductos en tierra alta pueden afectar los recursos de

agua dulce. Dependiendo de la ubicación del derecho de vía, la construcción de un

gasoducto, en el cauce mayor de un arroyo, río, o cerca de los arroyos, ríos, lagos o

esteros puede causar impactos importantes en la calidad del agua debido a la

sedimentación y erosión. Además, las funciones de almacenamiento de inundaciones

que poseen estos sistemas pueden ser alteradas debido a los cambios en el drenaje

del agua y la construcción de instalaciones dentro de estas extensiones de agua.

✓ La construcción de gasoductos en el fondo del mar puede impactar en los recursos

marítimos y costaneros importantes (por ejemplo: arrecifes de coral, áreas de hierba

marina, entre otros), y afectar las actividades de la pesca. Las roturas del gasoducto o

derrames casuales de gas en los terminales, afectaría, significativamente, la calidad del

agua de los arroyos, ríos, lagos, esteros y otras extensiones de agua a lo largo del

derecho de vía del gasoducto. Puede haber contaminación del agua freática debido a

estos derrames, dependiendo de su tipo y extensión y las características

hidrogeológicas del área.

Los gasoductos largos pueden abrir las áreas naturales poco accesibles, como las

tierras silvestres, para la actividad humana (agricultura, cacería, recreación,).

Dependiendo de la tolerancia de los recursos ecológicos de estas áreas y las

características socioculturales de la población, estas actividades pueden tener un

impacto adverso.

✓ Las roturas y fugas, así como los desechos generados en las estaciones de bombeo

y transferencia, pueden causar, potencialmente, la contaminación de los suelos, aguas

superficiales y el agua freática. La importancia de esta contaminación depende del tipo

y magnitud de la fuga, y el tipo y volumen de los desechos que se generen, y el grado

en el que se afecte el recurso natural. La rotura de los gasoductos que cruzan los ríos u

otras extensiones de agua pueden causar importantes daños ambientales.

✓ Las fugas o roturas de los gasoductos pueden causar explosiones e incendios. En

las áreas desarrolladas, estos accidentes representan un riesgo importante para la

salud humana.

✓ En las áreas desarrolladas, los gasoductos pueden interferir con el uso del suelo y

desplazar la población, debido a la instalación de la tubería y las subestaciones.

Algunos tipos de actividades agrícolas pueden ser afectadas, solamente a corto plazo,

durante el periodo de construcción.

VI. MANTENIMIENTO DE UN GASODUCTO.

Como es sabido, el mantenimiento de un gasoducto es la etapa más importante en

el transporte, ya que de este factor depende la eficiencia del mismo. Por tal motivo, se debe

tener en cuenta: dónde está la tubería, el tipo de caudal y realizar operaciones periódicas de la

estructura.



El mantenimiento de Gasoductos se fundamenta en lo establecido en Norma ASME

B31.8 (Construcción de Gasoductos), la cual establece lo siguiente:

6.1. Vigilancia Periódica de los Gasoductos.

Se deberá implementar y establecer procedimientos para la vigilancia de

gasoducto, en los cuales se deberán estudiar las condiciones y tomar acciones apropiadas

cuando ocurran fallas, fugas, caída de eficiencia de flujo, entre otros.

6.2. Patrullaje del Gasoducto.

Se debe mantener un programa de patrullaje del Gasoducto para observar las

condiciones de superficie del gasoducto, para buscar indicadores de fugas, peligros naturales y

cualquier otro factor que afecten la seguridad y operación del gasoducto.

6.3. Estudio de Fugas

Se deben efectuar estudios de fugas periódicos sobre las líneas como parte del

plan de operación y mantenimiento. La frecuencia de los estudios de fugas se determinarán de

acuerdo a la presión, edad de la tubería, clase de localidad y si es que la línea transporta gas

sin un odorizador.

Además de los métodos de mantenimiento mencionados anteriormente también se

utilizan:

6.4. Recubrimientos Protectores

Estos recubrimientos se utilizan para aislar el metal del medio agresivo, el cual

puede ser metálico o no metálico. Entre los recubrimientos no metálicos se tienen las pinturas,

barnices, lacas, resinas naturales o sintéticas, entre otros; y, entre los metálicos pueden

lograrse mediante el electro deposición de metales como: el níquel, zinc, cobre, cadmio,

estaño, cromo, etc.

Recubrimiento externo de un gasoducto.



Recubrimiento interno de tuberías.

Como el acero es el material de más amplia utilización, la selección de un determinado

recubrimiento metálico se efectúa en base a las siguientes propiedades físicas, para transportar

el gas de una manera eficaz y económica la superficie del acero en condiciones determinadas,

entre estas tenemos:

Impermeabilidad, esto es que el recubrimiento sea continuo y de espesor suficiente, lo

cual permitirá aislar la superficie del acero de los agentes agresivos; Resistencia mecánica de

los metales utilizados en los recubrimientos, para garantizar una buena resistencia a los

choques, rozamientos ligeros o accidentes, etc. y buena adherencia al acero.

La limpieza y puesta a punto de la superficie del acero antes de la aplicación de un

recubrimiento metálico, son operaciones indispensables, sea cual sea el procedimiento de

aplicación escogido. De la calidad de la preparación de la superficie dependerá la adherencia y,

en consecuencia, la eficacia de la capa protectora. Según el estado actual de la superficie por

proteger, más o menos oxidada, se puede seleccionar el procedimiento mecánico de limpieza

más adecuado, desde el granallado, chorreado de arena, pasando por una limpieza química o

electroquímica, como los baños ácidos, con corrientes eléctricas o sin ella. En conclusión, la

selección de un recubrimiento está en función de las dimensiones de los objetos y de la

extensión de la superficie que se quiere recubrir. Tanto la naturaleza como el espesor del metal

protector son función de muchos parámetros, entre los cuales uno de los más importantes es el

precio. Asimismo, es muy importante conocer con la mayor precisión posible el medio ambiente

al cual va a estar sometida la pieza.

6.5. La Corrida de Herramienta.

También llamado cochino limpiador. El término “Cochino” o “Pig” se refiere a cualquier

dispositivo que puede ser usado en tuberías para realizar operaciones como: remoción de

parafinas, sucio y agua acumulada en una línea; llenado de tuberías para efectuar pruebas

hidrostáticas; drenajes de líneas después de haber realizado una prueba hidrostática; secado

de líneas e inspección de tuberías, para detectar si existen abolladuras, hendiduras, pandeo o



corrosión excesiva; para determinar esto último se emplea un cochino electrónico o de

calibración.

Esta herramienta de limpieza es enviado por una trampa lanzadora y recuperado por

una trampa receptora, posee unos cepillos que permiten limpiar internamente el gasoducto;

éste requiere de mucho cuidado, de lo contrario puede originar efectos secundarios durante la

limpieza de la tubería.

Generalmente, la limpieza de los gasoductos se realiza cuando existen líquidos o

impurezas, cuando la eficiencia de transmisión es menor del 70% de su capacidad teórica y

cuando se va a operar un nuevo gasoducto.

Para el análisis hidráulico de la tubería durante la corrida de la herramienta de limpieza

en el gasoducto, se deben considerar las siguientes premisas básicas: longitud de la tubería,

diámetro interno, temperatura del fluido, presión de la trampa de envío, peso molecular del gas,

caudal del gas a manejar, entre otros.

Trampa de la Herramienta.

Para desplazar un cochino a través de una línea es requerida una presión diferencial

de empuje. Esta presión diferencial provee la fuerza necesaria para vencer la fricción existente

entre el cochino y las paredes internas del tubo.

Existen diversos tipos de cochinos de acuerdo al uso que van a tener. Esencialmente,

un “cochino” está constituido en su interior de un cuerpo de acero, el cual está cubierto con

material de caucho o copas plásticas, cuya función es ejercer un sello contra la tubería. Se

tienen “cochinos con cepillos o raspadores en su cubierta exterior para operaciones de limpieza

en las paredes internas de la tubería.

Algunos “cochinos” son largos a fin de poder pasar finalmente a través de válvulas de

retención; algunos en cambio son cortos a fin de no quedar atascados en los codos de las

líneas. También están las llamadas esferas o bolas, las cuales están formadas por un material



poroso que puede ser llenado con líquido. Estas bolas pueden ser infladas hasta el diámetro

requerido e introducidas en la tubería.

Cochino Limpiador de Esfera.

Cochino Limpiador Liso.

6.6. Medición de potencial a intervalos cortos

Sirve para analizar los niveles de protección catódica de las tuberías enterradas. Esta

técnica permite determinar la entrada y salida de corriente, contacto con otras estructuras,

estado general del revestimiento y fallas localizadas del revestimiento.


Cochino Limpiador de Cepillos

http://www.searchtech.net/Pigs.html


6.7. Medición de Espesores

Esta técnica se base en medir los espesores de pared de una tubería o recipiente a

través de ondas ultrasónicas de haz recto y posicionado según las normativas. Esta inspección

tiene la ventaja de detectar secciones de tubería que no cumplen con el mismo espesor de

paredes requeridos de acuerdo a la máxima presión que pueda alcanzar el sistema.

VII. PROCESO DE DESPRESURIZACIÓN DE UN GASODUCTO

La despresurización de un gasoducto o un tramo de una tubería, consiste en liberar el

gas contenido en el tubo mediante la disminución progresiva de la presión del sistema.

En las operaciones de mantenimiento de los gasoductos, generalmente se requiere

como premisa, crear condiciones que permitan la intervención del personal y equipos para

realizar mantenimientos correctivos y preventivos en dichas tuberías, tales como reducción

de los riesgos potenciales de accidentes causados por fuga de gas, reemplazo de secciones

de tuberías cuando disminuye su espesor, instalación de equipos o herramientas,

perforación en caliente, reparación de revestimientos, reemplazo de válvulas u otros

accesorios. Para ello se requiere el proceso de despresurización parcial y/o total según sea el

caso. El tiempo de ejecución de las operaciones, la producción asociada al sistema de tuberías

(gas, petróleo y LGN) y los costos asociados a todas estas actividades por concepto de

maquinarias, equipos, personal, se ven afectados de algún modo por el tiempo de

despresurización. Así se ha detectado que es importante conocer dicho tiempo y no siempre se

logra determinar con precisión, situación que incrementen los costos cuando hay un lapso de

espera fuera de la planificación.

VIII. PROCESO DE CORROSIÓN EN GASODUCTOS

La corrosión consiste en la destrucción o deterioro de un material que reacciona

con el medio ambiente. La corrosión de un de un metal es proceso electroquímico

debido al flujo de electrones que se intercambian entre los diferentes componentes del

sistema.

La corrosión es la principal causa de falla alrededor del mundo. Cuando una

tubería falla ocasiona grandes impactos en términos de perdida de producción, daños a

la propiedad, contaminación y riesgos a vidas humanas. Los costos asociados para el

mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo de estructuras atacadas por corrosión

son de alrededor de 500 MMBS anuales (cifra estimada para 1996; para el Dto. de Anaco

PDVSA); dichos costos solo incluían aquellos asociados con el reemplazo de equipos y

la mano de obra asociada. Existen además otros costos indirectos como son:

Sobre-diseño de equipos para prevenir la corrosión.

Mantenimiento preventivo, entre ellos revestimientos.

Paro de equipos (pérdida de producción)



Contaminación del producto.

Pérdida de eficiencia en equipos.

Daños a equipos adyacentes a aquél que fallo por corrosión.

8.1. Tipos de Corrosión.

Existen diversos tipos de corrosión, pero en este capítulo solo se analizarán

aquellos que afectan los sistemas de redes y tuberías:

a) Corrosión Uniforme: Es la forma más común de corrosión, se caracteriza

por el desgaste uniforme y general del material, por una reacción electroquímica que

ocurre en la superficie de este, el material se va adelgazando progresivamente hasta

que falla. Un ejemplo de este tipo de corrosión es el desgaste de una tubería

expuesta continuamente a un fluido corrosivo en forma más o menos uniforme y sobre

toda la superficie. Es la corrosión vista comúnmente en superficies metálicas expuestas

al medio ambiente.

b) Corrosión Galvánica: Es un proceso electroquímico de corrosión acelerado,

que ocurre cuando dos materiales disímiles, en contacto eléctrico en un medio corrosivo

o solución conductora, produce una diferencia de potencial entre ellos. Si están en

contacto directo uno disminuirá rápidamente, mientras que el otro se protegerá; se dice

entonces que el metal menos resistente se convertirá en anódico y el más resistente en

catódico.

Corrosión Galvánica.

Existen una serie de factores que influyen sobre la corrosión galvánica tales como:

Tiempo: El potencial generado por celdas galvánicas formadas por metales

diferentes pueden cambiar con el tiempo.



Ambiente: la humedad atmosférica juega un papel importante y se puede

decir que la severidad de la corrosión galvánica depende de la cantidad de humedad

presente.

Distancia: Generalmente la corrosión galvánica es más severa en las

uniones y el ataque disminuye a medida que nos alejamos de ella.

Área: Es muy importante la relación área catódica, área anódica, siendo el

caso más desfavorable un área catódica muy grande en comparación con el área

anódica, debido a que para un flujo de corriente determinado, la densidad de corriente

es mayor al área anódica y por tanto la velocidad de corrosión será mayor.

c) Corrosión por Picaduras: Es un ataque electroquímico muy localizado que

lleva al desarrollo de agujeros o picaduras que penetran rápidamente en el metal; esta

picaduras se desarrollan como pequeños huecos o perforaciones muy agudas, que

generalmente crecen en la dirección de la gravedad, requieren de tiempo para formarse

antes de ser visible, aunque al aumentar el ataque, la velocidad del picado se hace

mayor. Este tipo de corrosión son características de medios que contienen H2O y CO2 .

Corrosión por Picaduras.

d) Corrosión-Erosión: Es un ataque químico y mecánico acelerado que

resulta cuando un flujo de un material abrasivo continuamente desgasta por acción

mecánica y expone material nuevo y no protegido al medio corrosivo. En aquellos

casos en que los metales están protegidos por finas películas protectoras, óxidos,

productos de corrosión adherentes, flujo turbulento de gases y fluidos, aumentándose

así la taza de corrosión. Esta acción es acelerada si en la corriente del fluido se

encuentran presentes sólidos suspendidos o gases contaminados. Existen diferentes

formas por las cuales ocurre el proceso de corrosión-erosión, estos son: corrosión

localizada o inducida por el flujo, impacto líquido, impacto sólido, cavitación y roce o

fricción.

Corrosión en Gasoducto causada por las impurezas del Gas.



El gas natural contiene ácido sulfhídrico y dióxido de carbono en su

composición, estos compuestos en presencia de agua crean condiciones sumamente

corrosivas en los sistemas de redes y tuberías.

El dióxido de carbono disuelto en el agua corroe el acero al carbono. En la

industria petrolera esta corrosión es encontrada con más frecuencia en pozos de agua,

en los que el dióxido de carbono está presente. Si el vapor de agua condensa en las

tuberías o líneas de flujo, el ácido carbónico formado produce corrosión por picaduras

en el metal expuesto. Existen diversos factores que influyen en la corrosión por CO 2,

entre los cuales se encuentran: pH, temperatura, dimensión del sistema, régimen de

flujo, relación volumétrica entre fases, velocidad de los flujos, presión, característica

físico química del medio, material expuesto y por ultimo presencia de sólidos en el

fluido.

Por otra parte, el gas H2S disuelto en agua normalmente en pocas cantidades,

crea un ambiente altamente corrosivo. Este ataque puede ser identificado por la

formación de una capa negra de sulfuro de hierro sobre la superficie metálica, la cual

es conocida como corrosión general por H2S; además de este tipo de corrosión, se

pueden presentar otros dos tipos de corrosión por H2S. Estos son: corrosión bajo

tensión en presencia de sulfuro y agrietamiento inducido por hidrogeno.

Con la finalidad de minimizar el proceso de corrosión a través de los sistemas

de redes y tuberías y de la misma forma incrementar la capacidad de transporte en

los mismos, es necesario someter el gas a transportar a procesos de deshidratación y

endulzamiento según sea su requerimiento, para la extracción de dichas impurezas.

8.2. Pruebas para la detección de corrosión

a) Pruebas químicas: el tipo y la cantidad de gases ácidos u oxígeno disuelto

en agua o en corriente de gas, zonas de vapor y cubiertas de gas pueden ser

determinada con pruebas químicas que tienen la capacidad de identificar un indicio del

tipo y severidad de la corrosión.

Una capa, como ácido de hierro, formada por corrosión puede ser analizada

químicamente. La composición usualmente indicara la posible causa..

b) Pruebas por bacteria: La gran parte de las aguas en los campos

petroleros contienen bacterias bien sean anaeróbicas y aeróbicas. La bacteria sulfato-

reductora es la principal causa de corrosión relacionada con bacterias en las

operaciones de los campos petroleros. Si repentinamente aparece sulfuro de hierro



negro en el agua, o se percibe un olor a huevo podrido, es evidencia de que se debe

realizar esta prueba.

c) Pruebas electroquímicas: se utilizan para revisar o chequear las líneas de

flujo superficiales, revestimientos de pozos u otras estructuras de acero enterrada.

d) Pruebas para líneas de distribución: los suelos contienen humedad y

conducirán electricidad. Celdas corrosivas se desarrollan a lo largo de la línea de

distribución y la pérdida del metal ocurre como un flujo de corriente desde el área

anódica hacia la catódica. La bajo resistencia eléctrica del suelo, como en áreas

contaminadas con agua salada, permitirán una rápida corrosión ; esta prueba se

encargara de determinar la resistividad de los suelos y pueden ser medidas a lo largo

de rutas propuestas para localizar áreas de baja resistividad y alta corrosividad en el

suelo. Con esta información la línea podrá ser protegida o ubicada en aquellas zonas

menos corrosiva.

8.3. Métodos para prevenir la corrosión.

La corrosión se puede controlar, a través de los siguientes mecanismos:

a) Recubrimientos y revestidores: se considera que estos son las principales

herramientas para prevenir la corrosión, con frecuencia son aplicadas en conjunto con

la protección catódica con el fin de minimizar los costó de la protección en las

tuberías.

Los recubrimientos se utilizan para aislar el metal del medio agresivo; se utilizan

para el control de la corrosión en las siguientes áreas:

Protección atmosférica de estructuras de acero.

Protección de tanques y recipientes.

Revestimiento interno de tuberías.

Protección de tuberías enterradas y sumergidas.

Los procedimiento de aplicación son de suma importancia en cuanto a la

eficacia de la protección contra la corrosión, pues tanto el espesor, porosidad, como la

naturaleza misma de las capas obtenidas son función del proceso de aplicación. Los

tipos más comunes de revestimiento líquido son:

Orgânicos, Acrílicos, gomas crolinadas, fenólicas, uretano, vinil, vinil acrílico, etc.

Inorgánicos: ricos en cinc, cemento, revestimiento plástico, tapes, etc.

b) Protección Catódica: La corrosión suele ser un fenómeno electroquímico por lo

que se puede intentar combatirlo conectando el metal que se quiere proteger a otro

metal menos noble, según la serie galvánica; este método utiliza corriente eléctrica

directa para contrarrestar la corrosión externa. La protección catódica es uno de los



grandes beneficios que tiene la corrosión galvánica, es decir, como ya antes se

mencionó, esta última se produce cuando do metales distintos permanecen en

contacto, en una solución conductora o medio corrosivo, en este caso el metal más

débil comienza a ceder electrones quedando cargado positivamente (ánodo), mientras

que el otro metal empieza a recibir electrones liberados desde el ánodo,

convirtiéndose en un material cargado negativamente (cátodo). De la misma manera

ocurre con la protección catódica, a diferencia que ahora se elige el material a

proteger y el que será utilizado como ánodo de sacrificio.

La protección catódica requiere de una corriente continua, la cual puede ser

generada por ánodos galvánicos o por cualquier fuente generadora de corriente

continua, que actuará entonces como ánodo de sacrificio o bien conectándolo al polo

negativo de una fuente exterior de corriente continua; de acuerdo a la forma de

generar corriente, esta protección puede ser:

b-1) Por corriente galvánica : los ánodos son colocados alrededor de la

estructura a proteger, a fin de que estos generen los electrones necesarios para su

protección. En este caso basta utilizar un metal que sea más electronegativo que la

estructura que se requiere proteger. Con la corriente galvánica se manejan voltajes

pequeños por ende el área a proteger es pequeña.

b-2) Por corriente impresa: utiliza ánodos que son energizados por una fuente

externa de corriente directa, que se inyecta a la estructura a proteger. En este caso

los ánodos son colocados de manera uniforme y la corriente producida por estos, es

convertida en corriente continua a través de un rectificador, para luego ser dirigida al

interior de la estructura que se desea proteger. Este tipo de corriente es la más

utilizada en la protección de pozos petroleros.

IX. SEGURIDAD EN LOS GASODUCTOS

El principal aspecto que siempre se debe tener en cuenta, a parte del sistema de

operación y mantenimiento de los gasoductos, es la seguridad Industrial, esto debido a que

mediante esta podemos prevenir los riesgos y preservar la integridad mecánica de las

instalaciones, personal, del medio ambiente y el entorno. Para ello se debe:

1. Preparar un plan escrito que cubra los procedimientos de operación y mantenimiento

en conformidad con el alcance y propósito de la Norma ASME B31.8.

2. Tener un plan escrito de emergencia que abarque la falla de las instalaciones u otras

emergencias.

3. Operar y mantener las instalaciones en conformidad con dichos planes.



4. Modificar los planes periódicamente según lo dicte la experiencia y la exposición al

público que tienen las instalaciones y los cambios de condiciones operativas que se

requieran.

5. Proveer entrenamiento a los empleados en los procedimientos establecidos para las

funciones de operación y funcionamiento de sus instalaciones. La capacitación deberá

ser completa e integral, y deberá estar diseñada para preparar a los empleados para el

servicio en sus propias pareas de responsabilidad.

6. Mantener registros para administrar apropiadamente los planes y la capacitación.

X. NORMAS APLICABLES.

ASME B31.8 (La Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos The American

Society of Mechanical Engineers- ASME)

XI. CRITERIOS DE DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE GASODUCTO

El gasoducto será diseñado conforme a la Norma más reciente de ASME B31.8, norma

industrial norteamericana para “Sistemas de Ductos para Transporte y Distribución de Gas.”

Se recopilará la información siguiente: carga de operación, condiciones, topografía de la ruta,

suelos y datos ambientales. Según el código para gasoducto ASME B31.8, el diseño de

espesor de pared de ducto tiene por base la fórmula para esfuerzo tangencial y tres factores de

seguridad.

La verificación final de diseño tomará en cuenta: expansión térmica, fijación del ducto,

vibración, fatiga, cruces del gasoducto y condiciones de carga especiales tales como eventos

sísmicos. Se tiene la intención de que los datos del diseño básico constituyan la base para el

diseño detallado una vez que queden bien definidos los datos de levantamiento topográfico de

la ruta y demás parámetros. Por lo tanto, se efectuarán cálculos de esfuerzo combinado según

la Cláusula 833 de ASME B31.8.

El diseño del gasoducto también atiende a los aspectos de integridad permanente para todo el

gasoducto o gasoductos. Por ejemplo, serán necesarias corridas periódicas de poly pigs

inteligentes para inspeccionar la superficie interior y exterior de los ductos en cuanto a

corrosión, pérdida de metal y posibles mellas. Por consiguiente, el sistema permitirá la

instalación de lanzadores y/o receptores de poly pigs en ubicaciones estratégicas dentro del

sistema de Transporte.

11.1. Presiones operativas

Al definir la presión de operación de un gasoducto de transporte, si bien el caudal transportado

será mayor cuanto más alto sea la presión de ingreso al gasoducto, será también mayor la

potencia necesaria de las plantas compresoras y más resistentes todas las demás partes que

componen el sistema.



Por lo tanto, la decisión de adopción de una presión de diseño deberá estar en cada caso

condicionada, como contrapartida de los mayores caudales transportados, a los mayores

costos de inversión y operación en que se incurrirá por la necesidad de utilizar materiales más

resistentes.

En la actualidad los gasoductos de transporte se dimensionan para presiones comprendidas

entre 1,230 Psig (presión de operación) 1,450.00 Psig presión operativa, dependiendo de la

selección de los valores intermedios entre los valores mencionados, de las características de

los consumos en ruta.

11.2. Normas códigos y estándares utilizados en la construcción de sistemas de

tuberías

Las normas más utilizadas en el análisis de sistemas de tuberías son las normas conjuntas del

American Estándar Institute y la American Society of Mechanical Engineers ANSI/ASME B31.1,

B31.3, etc. Cada uno de estos códigos recoge la experiencia de

numerosas empresas especializadas, investigadores, ingenieros de proyectos e ingenieros de

campo en áreas de aplicación específicas, a saber:

B31.1. (1989) Power Piping (tuberías de alimentación. Publicado 1989 POR la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos en Nueva York)

B31.3 (1990) Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping (planta química y de

refinería de petróleo Código de tuberías)

B31.4 (1989) Liquid Transportation System for Hydrocarbons, Petroleum Gas, And

hydroys Anmonia and Alcohols (Sistema de Transporte de Hidrocarburos Líquido , Gas

Petróleo, Y amoníaco acuoso de los Alcoholes)

B31.5 (1987) Refrigeration Piping (tuberías de refrigeración)

B31.8 (1989) Gas Transmisión and Distribution Piping System (Transmisión y

Distribución del sistema tubería de Gas)

B31.9 (1988) Building Services Piping (Servicios de tuberías de Edificio)

En lo que concierne al diseño todas las normas son muy parecidas, existiendo algunas

discrepancias con relación a las condiciones de diseño, al cálculo de los esfuerzos y a los

factores admisibles



11.3. Determinación de de espesor, presión y temperaturas de diseño.

11.3.1. Presión de diseño (máxima y mínima)

La presión de diseño no será menor que la presión a las condiciones más severas de presión y

temperatura coincidentes, externa o internamente, que se espere en operación normal.

Para cumplir con ASME B31.8 el gasoducto deberá tener un flujo estándar de 33.98 MMm3/día

(1.2 BCF), la presión operativa mínima del gas natural a ser suministrada en el Sistema de

Transporte de Gas Natural es de 8,480.55 kPa (1,230 Psig). Con una presión de diseño o

máxima de 9,997.40 kPa (1,450.00 lpc).

11.3.2. Temperatura de diseño (máxima y minima)

La temperatura de diseño es la temperatura del metal que representa la condición más severa

de presión y temperatura coincidentes. Los requisitos para determinar la temperatura del metal

de diseño para tuberías son como sigue:

Para componentes de tubería con aislamiento externo, la temperatura del metal para diseño

será la máxima temperatura de diseño del fluido contenido.

Para componentes de tubería sin aislamiento externo y sin revestimiento interno, con fluidos a

temperaturas de 32ºF y mayores, la temperatura del metal para diseño será la máxima

temperatura de diseño como por ejemplo el acero donde su temperatura máxima es de 450 ºF.

11.3.3. Espesor de pared

El mínimo espesor de pared para cualquier tubo sometido a presión interna o externa es una

función de:

a. El esfuerzo permisible para el material del tubo

b. Presión de diseño

c. especificación del acero utilizado

d. Diámetro de diseño del tubo

e. tipo de junta de la tubería

f. temperatura

g. Diámetro de la corrosión y/o erosión

h. clasificación del área

i. construcciones existentes a lo largo de la ruta



Además, el espesor de pared de un tubo sometido a presión externa es una función de la

longitud del tubo, pues ésta influye en la resistencia al colapso del tubo. El mínimo espesor de

pared de cualquier tubo debe incluir la tolerancia apropiada de fabricación.

11.4. (ASME 31,8, COVENIN 3567-2000).

ASME 31,8

El B31.8 Código abarca el diseño, fabricación, instalación, inspección, pruebas y otros aspectos

de seguridad de la operación y mantenimiento de sistemas de transmisión y distribución de

gas, incluidas las tuberías de gas, estaciones de servicio del compresor, la medición de gas y

estaciones de regulación, red de gas, y líneas de servicio hasta la salida de la asamblea del

cliente metros establecidos.

COVENIN 3567-2000

Esta norma venezolana establece la clasificación de áreas por las que atraviesan gasoductos,

basándose en la cantidad de unidades habitacionales contenidas a lo largo de una franja del

mismo.

La clasificación de áreas se toma como base para prescripciones de diseño construcción y

métodos de prueba en el caso de instalar gasoductos nuevos; o rediseñando y remplazando en

el caso de gasoductos existentes. La unidad de medición será una indicación de la densidad

poblacional.

Adicionalmente se indica en esta norma, las consideraciones que se deben seguir para el

cálculo de la máxima presión de operación admisible (MPOA) de un gasoducto y los valores de

las pruebas hidrostáticas



11.5. Fórmulas de cálculo.



- Formula de barlow

Calculo de presión

El espesor de la pared de la tubería debe ser suficiente para soportar los esfuerzos que serán

ejercidos sobre ellas, tales como los producidos por la presión interna del gas y los

provenientes de las fuerzas externas que actúan sobre la tubería, como lo son su propio peso,

los esfuerzos geostaticos, los esfuerzos generados en el traslado, las fuerzas del viento. Las

fuerzas sísmicas, etc.

En tuberías de trasmisión de gas la presión interna generada produce los mayores

componentes de esfuerzo, así que el espesor de la pared de la tubería requerida para

operaciones a altas presiones se obtiene del calculo con la formula de barlow, para el diseño

de tuberías de acero sometidas a presión interna, utilizada en la trasmisión y distribución de

gas, la cual se define de la siguiente manera

P= ((2+S+t) / D)+F+E+T

Donde:

P = Presión de diseño

S= Esfuerzo de fluencia mínimo especificado, En LPC

D= Diámetro externo nominal de la tubería, EN PULG

T = Espesor de la pared nominal del tubo, EN PULG

F = Factor de diseño

E = Factor según el tipo de unión longitudinal

T= Factor de reducción por efecto de temperatura

11.6. Protección anticorrosiva.

Recubrimiento Externo

La protección anticorrosiva se debe efectuar mediante aplicación en fábrica de un

recubrimiento externo sobre la superficie limpiada del ducto. El recubrimiento externo será un

sistema epóxico ligado por fusión (FBE) aplicado de acuerdo con las normas aceptadas

internacionalmente. Los empalmes en campo deben ser protegidos usando FBE aplicado en el

campo o mangas contraídas por calor de polietileno. Cualquier daño o imperfección en el

recubrimiento debe ser detectado y reparado en campo antes de la instalación, empleando

material compatible con el sistema de recubrimiento original.



Se le debe aplicará recubrimiento protector adicional al ducto que vaya a ser instalado en

cruces taladrados o perforados. Este recubrimiento adicional será diseñado de manera que

impida la abrasión del recubrimiento protector primario del ducto durante el proceso de

instalación en el espacio perforado.

También se debe instalar un recubrimiento de tipo apropiado sobre el recubrimiento protector

anticorrosivo para asegurar una liga adecuada al aplicar concreto al ducto para los fines de

proporcionar flotación negativa en cruces de ríos o pantanos o espejos de agua.

11.7. Especificaciones de soldadura.

La soldadura podrá ser efectuada por cualquier proceso o combinación de procesos que

produzcan soldaduras que cumplan con los requerimientos de calificación de procedimiento del

Código ASME-B318.

Hay tres métodos de fabricación de tubería.

Sin costura (sin soldadura). La tubería se forma a partir de un lingote cilíndrico el cual

es calentado en un horno antes de la extrusión. En la extrusión se hace pasar por un

dado cilíndrico y posteriormente se hace el agujero mediante un penetrador. La tubería

sin costura es la mejor para la contención de la presión gracias a su homogeneidad en

todas sus direcciones. Además es la forma más común de fabricación y por tanto la

más comercial.

Con costura longitudinal. Se parte de una lámina de chapa la cual se dobla dándole

la forma a la tubería. La soladura que une los extremos de la chapa doblada cierra el

cilindro. Por tanto es una soldadura recta que sigue toda una generatriz. Variando la

separación entre los rodillos se obtienen diferentes curvas y con ello diferentes

diámetros de tubería. Esta soldadura será la parte más débil de la tubería y marcará la

tensión máxima admisible.

Con soldadura helicoidal (o en espiral). La metodología es la misma que el punto

anterior con la salvedad de que la soldadura no es recta sino que recorre la tubería

siguiendo la tubería como si fuese roscada.

Se deberán usar los estándares de aceptabilidad para las soldaduras de sistemas de tubería

que operen a 20% o más de la tensión mínima especificada de fluencia, según se establece en

API 1104.

Los procedimientos de soldadura y los soldadores que efectúen el trabajo bajo esta

clasificación, deberán estar calificados bajo le Código de Calderos y Recipientes a Presión de

ASME, Sección IX, o API 1104.



11.8. Planos y especificaciones técnicas.

Planos y especificaciones según asme B31.8









11.9. Seguridad.

Durante el período de 28 años transcurrido desde que se promulgó la primera legislación de

seguridad para gasoductos y el establecimiento de la oficina de seguridad de los gasoductos

(dot/ OPS), ha habido determinados hechos básicos e informaciones relativas a la seguridad de

los gasoductos que han ido evolucionando.

Las estadísticas obtenidas a partir de las exigencias mínimas de información sobre incidentes

en sistemas de gasoductos indican lo siguiente: el transporte de mercancías y productos por

tubería en con mucho el medio de transporte más seguro que existe hoy día; más del 50% de

los incidentes de fallos en las tuberías son debidos a actividades de excavación, seguidos a

continuación por corrosión interior y exterior; el número total de incidentes comunicados cada

año y sus causas se mantiene relativamente estable para todo tipo de conducciones; los

requisitos de reglamentación promulgados hasta la fecha han contribuido a reducir al mínimo

las potenciales consecuencias de seguridad en la explotación de una infraestructura de

gasoductos que están creciendo constantemente.

11.10. Previsión de la demanda

La manera mas fácil de prever la demanda consiste en diseñar el gasoducto para que posea

una resistencia 30 veces mayor a la de operación y así en el futuro poder aumentar flujo de gas

sin que la línea de transporte sufra daños considerables, tomando en cuenta en el diseño de

dichas líneas la ampliación y realizar la ingeniería necesaria para acoplar nuevos accesorios y

plantas compresoras.

Otra forma de satisfacer la demanda comprende la construcción de nuevos “loops” (tramos de

ductos paralelos a los ya existentes) en los gasoductos y la construcción de Plantas

Compresoras instaladas a lo largo de los mismos, para así aumentar la capacidad de

transporte del gas.

11.11. Pruebas.

Pruebas Hidráulicas (Bomba de Presión). Normalmente, se usa una bomba de

desplazamiento positivo de tipo reciprocante, para presurizar el ducto durante la prueba. La

capacidad del caudal de la bomba deberá ser adecuada para proveer una tasa de

presurización razonable. La capacidad especificada de la bomba deberá ser mayor que la

máxima presión de prueba anticipada.



Pruebas hidrostática (Presiones de Prueba, Tubería y Válvulas). La presión de diseño de los

terminales de prueba y la tubería, y las capacidades especificadas de mangueras y válvulas en

el múltiple de prueba (manifold), no deberán ser menores a la presión de prueba anticipada.

Todo el equipo deberá ser inspeccionado antes de la pruebe para determinar que se halla en

condiciones satisfactorias.

(a) Presurización. En las líneas siguientes se da una secuencia de presurización.

* Elevar la presión en la sección, hasta no más de un 80% de la presión de prueba anticipada y

mantener la misma por un período de tiempo, para determinar que no existan fugas mayores.

* Durante este período de tiempo, monitorear la presión y revisar la sección de prueba, para

detectar fugas. Reparar las fugas mayores a medida que se las encuentra.

* Después del período de retención, presurizar la línea a una tasa constante hasta la presión de

prueba. Monitorear si hay desviaciones de una línea recta mediante el uso de una gráfica de

presión – volumen, gráficas de registro o trazador automático (plotter). (4) Cuando se alcance

la presión de prueba y se haya estabilizado la misma de las presiones de operación. Se podrá

iniciar un período de retención. Durante este período le medio de prueba puede ser añadido,

según sea requerido, par mantener la mínima presión de prueba

11.12. Formación de hidratos

Estos son compuestos sólidos que se forman como cristales tomando apariencia de nieve. Los

hidratos se producen por la reacción entre el agua condensada del gas natural y los

hidrocarburos más volátiles, que se encuentran en el gas natural. La composición de los

hidratos es aproximadamente 90% de agua y 10% de hidrocarburos. La teoría indica que una

molécula de Metano, por ejemplo puede utilizar en la formación de hidratos de hasta 28

moléculas de agua.

Problemas producidos por la formación de hidratos: Uno de los problemas más graves de la

formación de hidratos, es que causan congelamiento del gas natural produciendo

taponamiento, reducción del espacio permisible para el transporte de gas. El proceso de la

formación de hidratos, depende fundamentalmente de tres factores, que son composición del

gas natural, la temperatura y la presión. Sustentado en estas premisas, es que se hace posible

determinar mediante el uso de gráficos y relaciones empíricas las condiciones de presión y

temperatura, bajo las cuales ocurre la formación de hidratos. En términos generales se puede

indicar que para evitar la formación de hidratos se requiere una presión elevada y una

temperatura baja.



XII. CONCLUSIONES.

Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran

escala. Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a

alta presión, desde el lugar de origen. Esta es una técnica de transporte de gas, que

consiste en la construcción de un sistema de transmisión por medio de tuberías de

diferentes diámetros, recomendado para recorrer largas distancias, de forma eficiente y

con menor costo.

Los gasoductos son más largos que otros ductos pues en muchos casos el gas es

usado para la generación de electricidad en el propio país de origen del gas, o en

países vecinos. Debido a su longitud, los oleoductos y gasoductos atraviesan vastas

zonas, incluyendo áreas pobladas tanto urbanas y rurales, áreas protegidas,

ecosistemas frágiles, etc.

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se enfoca más que todo en la fase

de construcción de los mismos; causan diferentes impactos ambientales, según su tipo,

La magnitud de los impactos dependerá del tipo y tamaño de la tubería; su significado

dependerá del grado en que se afecten los recursos naturales y sociales. Se puede

considerar que los gasoductos contribuyen a la calidad del medio ambiente porque

facilitan la disponibilidad de combustibles más limpios

El transporte de gas natural por gasoducto incluye algún grado de riesgo para el

público en caso de un accidente y el subsiguiente escape de gas. El riesgo más grave

es el de un incendio o explosión después de una ruptura importante en el gasoducto.

En la actualidad, la construcción de gasoductos es una gran obra de ingeniería, que

provee muchos beneficios en los países, reduciendo el déficit del balance de oferta y

demanda de derivados de petróleo; al igual que genera significativos impactos socio-

económicos.

Considerando que el gas se consume en quehaceres industriales y domésticos, al

aspecto de su manejo y acondicionamiento para tales fines requiere especial atención

a ciertos factores. Sobre los detalles del uso de la tecnología de diseño y

funcionamiento del gasoducto y sus instalaciones conexas existen aspectos que

requieren tratamientos diferentes al oleoducto, por razones obvias.

Un gasoducto es una conducción que sirve para transportar gases combustibles a gran

escala. Su función cumple un papel de suma importancia en la actualidad económica

ya que está basado principalmente en la parte última del gas natural como lo es su

medio de transporte.

El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación,

generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques



que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura

(-161 ºC).

Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen

estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que

establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.

Las características de las tuberías para la construcción de gasoductos, oleoductos,

poliductos y acueductos en la industria petrolera aparecen en las recomendaciones

publicadas por el API, como también en los textos y publicaciones especializadas. Las

tuberías disponibles son capaces de satisfacer todas las exigencias. La verdadera

escogencia está en que la tubería satisfaga los requisitos de funcionamiento y que esto

se cumpla con la mayor economía posible de diseño sin comprometer la eficacia de la

instalación.

XIII. BIBLIOGRAFÍA

➢ http://www.afdc.doe.gov/altfuel/gas_general.html,

➢ http://www.gasenergia.com.br

➢ http://www.naturalgas.org

➢http://portal.gasnatural.com/servlet/ContentServer?gnpage=1-10-

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➢ http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoducto

➢http://domino.creg.gov.co/Publicac.nsf/1aed427ff782911965256751001e9e55/

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➢http://www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/transporte/

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➢http://materias.fi.uba.ar/6756/

Clase_Rutas_y_redes_de_transporte_y_distribucion1C07.pdf


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GASODUCTOS