diseÑo y simulaciÓn de una red de tuberÍas para...

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

DISEÑO Y SIMULACIÓN DE UNA RED DE TUBERÍAS PARA

TRANSPORTE DE GAS DE VENTEO Y/O QUEMA EN EL

DISTRITO NORTE DE PDVSA, ESTADO MONAGAS

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Giunta, Fabiola

Para optar al Título

de Ingeniero Químico

Caracas, 2014

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO


TRANSPORTE DE GAS DE VENTEO Y/O QUEMA EN EL

DISTRITO NORTE DE PDVSA, ESTADO MONAGAS

TUTOR ACADÉMICO: Prof. Francisco Yánez

TUTOR ACADÉMICO: Prof. Edgar Chacón

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Giunta, Fabiola

Para optar al Título

de Ingeniero Químico

Caracas, 2014

iv

DEDICATORIA

A Jesús de Nazaret.

“El tiempo de Dios es perfecto”

v

AGRADECIMIENTOS

A Dios por ser siempre la luz que guía mis pasos, mis metas y mi vida.

A la Ilustre Universidad Central de Venezuela, la Casa que Vence las Sombras, por ser

mi segunda casa, por mi educación integral y mi formación como Ingeniero Químico.

A los profesores Francisco Yánez y Edgar Chacón, por el apoyo brindado a este

Trabajo Especial de Grado, por sus consejos y tutela oportuna.

A mi abuela Eva Lupi de Giunta, por sus enseñanzas y valores que todavía perduran en

el tiempo aunque ya no estés físicamente.

A mi padres Elizabeth y Fabio porque sin ustedes no sería lo que soy.

A Kati, mi hermana, mi alma gemela por siempre, gracias por todo tu apoyo.

A mis hermanos, por siempre sacar una sonrisa, por su amor incondicional.

A los profesores Humberto Kum, Rebeca Pradere, María Rodríguez y Luis García por

su capacidad de enseñanza a través de la experiencia, sus clases, y por su valiosa

contribución en mi formación académica.

A mis amigos, Dayana, Nataly, Joel, Luisa Victoria, Eduardo, Adri Isa, amigos de

SEIQ-UCV y muchos otros por su apoyo, compañía y confianza en mi persona.

A mis familiares, profesores y a todas las personas que contribuyeron de cierta manera

a mi formación como persona, y como profesional.

vi

Giunta Z., Fabiola


TRANSPORTE DE GAS DE VENTEO Y/O QUEMA EN EL DISTRITO

NORTE DE PDVSA, ESTADO MONAGAS

Tutores Académicos: Prof. Francisco Yánez y Prof. Edgar Chacón. Tesis.

Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Química. 2014, 75

páginas.

Palabras Clave: Gas Natural, Quema, Venteo, Transporte, Tuberías, Simulación,

Pipephase.

Resumen: El Gas Natural es un combustible fósil formado por hidrocarburos livianos,

el cual posee un alto poder calorífico. Venezuela cuenta con grandes reservas probadas

de gas natural; por lo cual, se ubica como el primer país de Latinoamérica y el octavo

a nivel mundial en reservas gasíferas. Sin embargo, se estima que se desaprovecha entre

el 10 y 20% de la producción total; la cual, se quema o se ventea lo que conlleva a la

pérdida de un valioso recurso energético y genera un impacto ambiental por la emisión

de gases que contribuyen al efecto invernadero. En este Trabajo Especial de Grado se

plantea el diseño de una red de gasoductos para llevar el gas de quema y/o venteo del

Distrito Norte en el estado Monagas, a una planta para su procesamiento y

acondicionamiento. Por consiguiente se realiza un trazado del sistema de tuberías en

mapas digitales, para luego proceder al diseño y simulación de la misma en el

simulador Pipephase®. El análisis de sensibilidad se plantea realizando una variación

en el contenido de agua en la composición del gas natural que circula por el sistema de

tuberías. La inversión inicial presenta los costos de los tramos de tuberías e inversión

de la construcción del gasoducto y se determina que el proyecto es viable

económicamente. Además se presenta un balance energético del cual se concluye que

la energía asociada al gas es 3 veces mayor que la energía necesaria para impulsar el

gas; es decir, el gas natural a transportar es completamente aprovechable para generar

energía.

vii

ÍNDICE DE CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

CAPÍTULO I ................................................................................................................. 2

FUNDAMENTOS DE LA INVESTIGACIÓN ............................................................ 2

I.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 2

I.2 ANTECEDENTES ................................................................................................ 3

I.3 OBJETIVOS .......................................................................................................... 8

I.3.1 Objetivo General ............................................................................................ 8

I.3.2 Objetivos Específicos ...................................................................................... 8

CAPÍTULO II ............................................................................................................. 10

MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 10

II.1 GAS NATURAL ................................................................................................ 10

II.2 USOS DEL GAS NATURAL ............................................................................ 11

II.3 GAS NATURAL EN VENEZUELA ................................................................. 13

II.3 QUEMA Y VENTEO......................................................................................... 14

II.4 ESTRUCTURA GENERAL DE VALORIZACIÓN DEL GAS NATURAL .. 14

II.5 SISTEMAS DE TUBERÍAS .............................................................................. 16

II.5.1 Tuberías ........................................................................................................... 17

II.5.2. Equipos de impulso de gas ............................................................................. 18

II.5.2.1 Ventiladores .............................................................................................. 19

II.5.2.2. Sopladores ................................................................................................ 20

II.5.2.3. Compresores ............................................................................................ 22

II.6 NORMATIVA Y MANUALES PARA DISEÑAR REDES DE TUBERÍA .... 24

II.7 MAPAS DIGITALES ........................................................................................ 25

II.7.1 MapSource® de Garmin® ........................................................................... 25

II.7.2 VenRut© (Venezuela Ruteable) de GPS YV .............................................. 26

II.8 SIMULADOR PIPEPHASE ................................................................................ 26

CAPÍTULO III ............................................................................................................ 28

MARCO METODOLÓGICO ..................................................................................... 28

III.1 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN.................................................... 28

III.2 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ........................................................................ 29

III.3 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA ............................................................................ 29

viii

III.4 CONDICIONES DE PRODUCCIÓN .............................................................. 30

III.5 CONDICIONES BÁSICAS .............................................................................. 30

III.6 TRAZADO Y DISTRIBUCIÓN DE LA RED DE TUBERÍAS ...................... 31

III.7 SIMULACIÓN DE LA RED DE TUBERÍAS ................................................. 31

III.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ...................................................................... 32

III.9 BALANCE ENERGÉTICO ................................................................................ 33

III.10 ESTIMACIÓN ECONÓMICA ....................................................................... 33

CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 34

DISCUSIÓN Y RESULTADOS................................................................................. 34

IV.1 BASES DEL DISEÑO ........................................................................................ 34

IV.2 TRAZADO Y UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL SÍSTEMA DE TUBERÍAS

..................................................................................................................................... 37

IV.3 DISEÑO Y SIMULACIÓN DEL SÍSTEMA DE TUBERÍAS EN PIPEPHASE

..................................................................................................................................... 39

IV.4 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ....................................................................... 46

IV.5 ESTIMACIÓN DE LA INVERSIÓN INICIAL ................................................. 50

IV.6 BALANCE ENERGÉTICO ............................................................................... 49

CAPÍTULO V ............................................................................................................. 53

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 53

CONCLUSIONES ....................................................................................................... 53

RECOMENDACIONES .............................................................................................. 54

BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................ 55

APÉNDICES ............................................................................................................... 58

ix

LISTA DE TABLAS

Tabla 1: Estructura Organizacional de los Distritos Punta de Mata y El Furrial de

PDVSA. ......................................................................................................................... 4

Tabla 2: Balance de producción del gas natural en el Distrito Norte, Enero-Mayo

2009 ............................................................................................................................... 4

Tabla 3: Composición del gas de quema y/o venteo en el Centro Operativo Jusepín

(COJ). ............................................................................................................................ 5

Tabla 4: Composición típica del gas natural. .............................................................. 11

Tabla 5: Usos del gas natural como materia prima o como combustible.................... 12

Tabla 6: Flujo de gas de quema y/o venteo de cada estación de flujo del Distrito Norte

de PDVSA, Estado Monagas. ..................................................................................... 34

Tabla 7: Caracterización única del gas natural. .......................................................... 35

Tabla 8: Temperatura y presión única de las estaciones de flujo de salida y llegada del

gas natural. .................................................................................................................. 36

Tabla 9: Composición del gas seco. ............................................................................ 37

Tabla 10: Diámetro de los diferentes tramos de tuberías del sistema de transporte de

gas. .............................................................................................................................. 40

Tabla 11: Especificaciones dadas a los compresores en la simulación del sistema. ... 43

Tabla 12: Velocidad promedio en el sistema de tuberías. ........................................... 45

Tabla 13: Comparación de las presiones máximas requeridas por el sistema, para gas

seco y gas real. ............................................................................................................ 47

Tabla 14: Costos de la tubería por longitud de acuerdo al diámetro de la misma, en

US$/pies. ..................................................................................................................... 50

Tabla 15: Costo total en US$ de los tramos de tubería de cada diámetro. .................. 50

Tabla 16: Costo unitario de los compresores y costo de los equipos instalados en

US$, para el año 1981. ................................................................................................ 51


US$, para el año 2013. ................................................................................................ 51

Tabla 18: Inversión total en la red de tuberías para el año 2013................................. 52

x

Tabla 19: Balance energético del sistema. .................................................................. 49

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Producción y distribución del gas natural por jurisdicción en el año 2010

(MMm3) ...................................................................................................................... 13

Figura 2: Valorización del gas natural. ....................................................................... 15

Figura 3: Ventilador centrífugo de uso industrial. ...................................................... 20

Figura 4: Soplador de desplazamiento positivo. ......................................................... 21

Figura 5: Compresor de desplazamiento positivo, con tornillo rotativo. .................... 23

Figura 6: Programa MapSource® de Garmin. ............................................................ 25

Figura 7: Imagen de presentación del Grupo GPS YV de Venezuela. ....................... 26

Figura 8: Simulador Pipephase® versión 9.1. ............................................................ 27

Figura 9: Trazado en MapSource® de la red de tuberías de recolección de gas de

quema y/o venteo en el Distrito Norte de PDVSA, Estado Monagas. ........................ 38

Figura 10: Cruce con ríos y vías terrestres de la red de tuberías de recolección de gas

natural en el Distrito Norte del Estado Monagas. ....................................................... 39

Figura 11: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con gas seco. ...................... 41

Figura 12: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con el sistema de impulso de

gas seco. ...................................................................................................................... 42

Figura 13: Disposición aproximada de los compresores a lo largo del sistema de

tuberías. ....................................................................................................................... 43

Figura 14: Variación de la presión con respecto a la distancia en el primer tramo de

Licencia Quiriquire- Orocual. ..................................................................................... 44

Figura 15: Altura vs. Distancia en el primer tramo de tuberías de Licencia Quiriquire-

Orocual. ....................................................................................................................... 45

Figura 16: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con gas real. ........................ 46

Figura 17: Envolvente Presión- Temperatura en el primer tramo Licencia Quiriquire-

Orocual. ....................................................................................................................... 48

1

INTRODUCCIÓN

El presente Trabajo Especial de Grado tiene como meta, el diseño y simulación de una

red de tuberías para transporte de gas de quema y/o venteo en el Distrito Norte del

estado Monagas, mediante el uso del simulador Pipephase®. Además realizar la

estimación de la inversión inicial para la instalación del sistema de tuberías.

La metodología empleada para el desarrollo y cumplimiento de los objetivos

previamente formulados, se inicia con la recopilación y análisis de la información, se

plantean los fundamentos de la investigación, luego se realiza la trayectoria de la red

de tuberías, continuando con la realización de la simulación en Pipephase®, también

se realizan los cambios en el simulador para obtener el análisis de sensibilidad.

Posteriormente se realiza un balance energético entre la energía asociada al gas de

quema y/o venteo y la energía necesaria para transportar el gas. Y por último se hace

la estimación de la inversión inicial tomando en cuenta los tramos de tuberías y los

principales equipos.

Se recopilan y discuten los resultados obtenidos de la trayectoria del gasoducto,

simulación, análisis de sensibilidad y la inversión inicial para construir el sistema de

tuberías. Además se presenta el balance energético del gas de quema y/o venteo que se

transporta.|

En el último capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones del presente

estudio, donde se presenta entre otros, que energéticamente es rentable transportar el

gas, ya que la energía a aprovechar es 3 veces mayor que la energía que se gasta en su

transporte, además la inversión inicial indica un proyecto económicamente viable.

Entre las recomendaciones se incluye profundizar en el estudio económico y evaluar el

uso de sopladores como sistema de impulso de gas, a fin de disminuir el gasto

energético y los costos en la inversión inicial de la construcción del sistema de tuberías.

2

CAPÍTULO I

FUNDAMENTOS DE LA INVESTIGACIÓN

En este capítulo se presentan el planteamiento del problema, los antecedentes, y los

objetivos: general y específicos, que se desean alcanzar con la realización de este

Trabajo Especial de Grado.

I.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Actualmente a nivel mundial, se busca reducir el impacto ambiental causado por la

quema y/o venteo de gas natural ya que contribuye con el cambio climático global del

planeta al aumentar las concentraciones de gases de efecto invernadero como el dióxido

de carbono y metano. Estos gases están reteniendo una porción creciente de la radiación

infrarroja terrestre y se espera que hagan aumentar la temperatura planetaria entre 1,5

y 5,5 °C en los próximos 50 años. Además se busca aprovechar un recurso energético

valioso para el ser humano. El Banco Mundial estima que más de 150 mil millones de

metros cúbicos de gas natural se quema y/o se ventean al año, lo cual constituye un

equivalente al 25 % del consumo de gas de Estados Unidos, o al 30% del consumo de

gas de la Unión Europea por año. (The Word Bank, 2013).

La reducción de la quema y/o venteo de gas requiere de un esfuerzo global y concertado

de los gobiernos y de la industria, así como de las comunidades locales. Para lograrlo

es necesario la instalación de la infraestructura de gas para su adecuado procesamiento.

Para el año 2010, las reservas probadas de gas en Venezuela alcanzaban los 195,1

billones de pies cúbicos de gas (PDVSA, 2013), por lo cual, Venezuela se encuentra

en el octavo lugar en escala mundial y el primero de América Latina en cuanto a

reservas gasíferas, de las cuales el 70 % se encuentran localizadas en el oriente del país.

En los procesos de producción, tratamiento y aprovechamiento que involucran al gas

3

natural, se estima que se desaprovecha entre el 10 y el 20% de la producción total, ya

que no se cuenta con la infraestructura adecuada para procesar o darle un uso adecuado

a ese gas que se pierde, y se opta por su quema y/o venteo.

Ante esta situación, se plantea el diseño la red de gasoductos para llevar el gas de quema

y/o venteo a una planta para su procesamiento, siendo parte de la infraestructura

necesaria para el aprovechamiento del gas.

Para realizar el diseño y simulación de la red de tuberías, se utilizará en este Trabajo

Especial de Grado el simulador Pipephase® de Invensys SimSci-Esscor®, el cual

proporciona amplios y rigurosos modelos de simulación de flujo multifásico en estado

estacionario que circula en redes de tuberías. Este simulador realiza balances de masa,

de energía y perfiles de presiones en los sistemas de distribución y es muy útil para el

diseño de nuevos sistemas, seguimiento de sistemas instalados y en la prevención o

solución de problemas (Invensys, 2009).

I.2 ANTECEDENTES

De La Rosa (2010) en su Trabajo de Maestría, expone el panorama global y de

Venezuela en lo que respecta a la quema y/o venteo de gas natural y plantea el

aprovechamiento de este gas para la producción de electricidad. También expresa que

durante el período 2004-2007, se quemaron y se ventearon en todo el mundo, 5,4

billones de pies cúbicos (BPC) de gas natural por año, lo que representa un desperdicio

de un recurso energético que puede ser completamente aprovechado. En Venezuela,

para el año 2004 se enviaron a quema y/o venteo 0,19 billones de pies cúbicos (BPC)

de gas natural, esta cantidad equivale al 8 % de la producción nacional de ese año y al

3,6 % de la cantidad quemada y venteada a nivel mundial. Venezuela es conocida en

el ámbito internacional como un país productor y exportador de energía, y para

mediados de 2009, poseía el 2,8 % de reservas aprobadas a nivel mundial de gas

natural, ocupando el octavo lugar con 174,95 billones de pies cúbicos ese año. En el

oriente del país se encuentran el 67 % de las reservas aprobadas. En este trabajo

4

también se presenta el levantamiento de la infraestructura del Distrito Norte de

PDVSA, comprendido por los distritos El Furrial y Punta de Mata, en el estado

Monagas.

Tabla 1: Estructura Organizacional de los Distritos Punta de Mata y El Furrial de

PDVSA.

ORGANIZACIÓN A

PARTIR DEL 2009

UNIDAD DE

EXPLOTACIÓN/

PRODUCCIÓN

ESTACIÓN DE

FLUJO

DISTRITO PUNTA DE

MATA

PIRITAL

STA. BÁRBARA

Centro Operativo

Tejero (COTE)

Centro Operativo

Amana (COAE)

CARITO

CARITO

MURI

MUSIPÁN

DISTRITO

EL FURRIAL FURRIAL

JUSEPÍN

RUSIO VIEJO

OROCUAL

Fuente: (De La Rosa, 2010)

De La Rosa expone los balances generales de producción y distribución del gas natural,

haciendo énfasis en el gas venteado y/o quemado en el año 2009, y evalúa la

disponibilidad del gas que se quema en los Centros Operativos de Jusepín y Orocual

para su posterior aprovechamiento como gas combustible por las comunidades

aledañas, exponiendo diversas tecnologías para la valorización del gas.

Se presentan en la tabla siguiente los valores de los balances de producción y

distribución de gas natural en el Distrito Norte para el año 2009.

5

Tabla 2: Balance de producción del gas natural en el Distrito Norte, Enero-Mayo 2009

PROMEDIO

Distrito Norte

Producción (MMPCD) 3739

Gas disponible (MMPCD) 3329

Gas venteado (MMPCD) 156

% Gas venteado 5

Distrito Punta de Mata




% Gas venteado 2

Distrito El Furrial




% Gas venteado 13


De La Rosa ofrece además la caracterización del gas en el Centro Operativo Jusepín en

el año 2009, presentado a continuación en la tabla 3.

Tabla 3: Composición del gas de quema y/o venteo en el Centro Operativo Jusepín

(COJ).

COMPONENTES COMPOSICIÓN MOLAR %

Nitrógeno 0,123

Metano 70,81

CO2 4,927

Etano 10,75

Propano 6,394

6

Continuación de la tabla 3: Composición del gas de quema y/o venteo en el Centro

Operativo Jusepín (COJ).

COMPONENTES COMPOSICIÓN MOLAR %

i-Butano 1,325

n-Butano 2,623

i-Pentano 1,156

n-Pentano 0,875

Hexanos 0,655

Heptanos 0,239

Octanos 0,060

Nonanos 0,035

Decanos 0,021

Undecanos + 0,001

Contenido de Agua

(Lb/MMPC)

80

H2S (ppm, v) 42


Rodríguez (2010) presenta en su Trabajo de Maestría diferentes esquemas de

valorización del gas con la finalidad de generar electricidad para satisfacer las

necesidades energéticas de las comunidades aledañas al Distrito Norte del estado

Monagas, debido a que en este distrito se presentan los mayores volúmenes de gas de

quema y/o venteo de Venezuela.

En este trabajo se presenta de manera general la industria del gas y las diferentes

tecnologías disponibles para el acondicionamiento del gas para la generación de

electricidad, y sus ventajas y desventajas. Rodríguez presenta medidas a considerar

para el control de la formación de hidratos del gas natural, que se presentan a

continuación:

7

Mantener el gas en un rango de presión- temperatura que evite la formación de

hidratos.

Remover el agua del gas a fin de que no se pueda condensar como agua libre.

En algunos casos, la deshidratación de gas puede no ser práctica o

económicamente factible.

Inhibir la formación de hidratos mediante la inyección de productos químicos

al gas para combinarlos con el agua, y así reducir su temperatura de formación

de hidratos a una dada presión. Los productos químicos más utilizados son:

metanol y glicoles (EG, DEG); también existen Kinetic Hydrate Inhibitors

(KHI) o Anti-Agglomerates (AA).

- Para inyección continua en servicio hasta -40°F, los glicoles

usualmente ofrecen mayor beneficio económico que el metanol, ya

que son más fáciles de separar.

- A temperaturas criogénicas, el metanol usualmente es preferido,

debido a que la separación del glicol se hace más difícil dado que su

viscosidad aumenta a medida que baja la temperatura.

Gragirena (2011) presenta la valorización del gas de quema y/o venteo de las

instalaciones del Distrito Norte de PDVSA en el estado Monagas mediante el estudio

y simulación de ciclos de potencia en los cuales se utiliza el gas de quema como

combustible, la simulación fue realizada en PRO II, además plantea una análisis de

sensibilidad mediante la variación de parámetros en una simulación. También presenta

las simulaciones tanto en condiciones ideales como condiciones reales.

Finalmente, en su Trabajo Especial de Grado, García (2012), realiza un análisis técnico

económico de los equipos necesarios para la separación de etano, propano, butanos y

C5+ de los gases de quema y/o venteo, para lo cual realiza la selección de la tecnología

y la simulación en HYSYS de los equipos utilizados en la tecnología seleccionada,

luego realiza la integración de los equipos para obtener un diagrama de flujo de

procesos (DFP) preliminar de la planta, para posteriormente utilizarlo en el análisis de

8

sensibilidad de 15% de variación en aumento y disminución del flujo de entrada, y

finalmente García presenta la inversión inicial para la tecnología de separación

escogida.

I.3 OBJETIVOS

Se plantean a continuación el objetivo general y los objetivos específicos del Trabajo

Especial de Grado.

I.3.1 Objetivo General

Diseñar y simular el arreglo de una red de tuberías para el transporte de gas de quema

y/o venteo de las principales unidades de producción hasta una planta de

acondicionamiento de gas, en el Distrito Norte de PDVSA en el estado Monagas.

I.3.2 Objetivos Específicos

Evaluar las condiciones de presión, temperatura y flujo del gas de quema y/o

venteo a transportar con el fin de prever los posibles problemas operacionales

que se puedan presentar en la tubería a diseñar.

Establecer la ubicación geográfica de la planta de acondicionamiento de gas

para obtener la configuración de menor tramo de tuberías, cercanías a vías de

acceso, y servicios.

Realizar el diseño de los tramos de tubería desde las unidades de producción a

la planta de acondicionamiento de gas, mediante el uso del simulador

PipePhase®.

Realizar el estudio de caída de presión en los tramos de tubería para establecer

el sistema de impulso de fluido.

9

Estimar la inversión inicial para el sistema de tuberías para el transporte de gas

de las estaciones de flujo a la planta de procesamiento de gas.

10

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

Con la finalidad de facilitar la comprensión de la información, conceptos, tablas y

gráficos presentados en este Trabajo Especial de Grado, se plantean los aspectos

teóricos y tópicos referentes al gas natural y diseño de sistemas de transporte del

mismo.

II.1 GAS NATURAL

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, formado

principalmente por metano en una proporción mayor al 80 %, y el resto por etano,

propano, butano, pentano e hidrocarburos más pesados. Generalmente contiene

contaminantes tales como dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y vapor de agua.

(Ecopetrol, 2013)

El gas natural es de origen fósil que se encuentra normalmente en el subsuelo

continental o marino, y se acumula en bolsas entre la porosidad de las rocas

subterráneas. En ocasiones, el gas natural queda atrapado debajo de la tierra por rocas

sólidas que evitan que el gas fluya, formandose lo que se conoce como un yacimiento.

El gas natural se puede encontrar "asociado", cuando en el yacimiento aparece

acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado

únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. (Innergy, 2013)

11

Composición típica del gas natural:

La composición del gas natural incluye diferentes hidrocarburos gaseosos, con

predominio del metano, por sobre el 80%, y en proporciones menores etano, propano,

butano, pentano y pequeñas proporciones de gases inertes como dióxido de carbono y

nitrógeno. (Innergy, 2013)

En la tabla 4 se presenta una composición típica del gas natural.

Tabla 4: Composición típica del gas natural.

Componentes Fórmula molecular Rangos de Composición

molar (%)

Metano CH4 70- 90

Etano C2H6 0-20

Propano C3H8 0-20

Butano C4H10 0-20

Dióxido de carbono CO2 0-8

Nitrógeno N2 0-5

Sulfuro de hidrógeno H2S 0-5

Gases raros A, He, Ne, Xe Trazas

Fuente: (Osinerg, 2013)

II.2 USOS DEL GAS NATURAL

El gas natural tiene amplio uso en los sectores industrial, termoeléctrico, doméstico,

comercial, energético y transporte. Esto es debido a las ventajas que tiene, por ser

considerado un combustible limpio y de alta confiabilidad.

En la siguiente tabla 5 se presentan los usos más comunes del gas natural.

12

Tabla 5: Usos del gas natural como materia prima o como combustible.

Sector Usos

Industrial -Refinerías de petróleo

-Industria del vidrio

-Minas de ferroníquel

-Industria alimenticia

-Hierro y acero

-Pulpa y papel

-Industria del cemento

-Cerámica

-Industria textil

Petroquímico -Urea

-Alcoholes

-MTBE

-Etileno

-Nitrato de amonio

-Aldehídos

-Acetileno

-Polietileno

Termoeléctrico Turbogeneradores

-Calderas o turbinas a vapor

-Plantas de ciclo combinado

-Plantas de ciclo

-Plantas de cogeneración

-Plantas de trigeneración

Doméstico y comercial -Cocinas

-Refrigeración y

acondicionamiento de aire

-Calefacción

-Calentadores de agua

Transporte -GNV: Gas Natural Vehicular comprimido en reemplazo de la

gasolina

Fuente: (Sostenible, 2013)

Cabe destacar que estos son algunos de los usos del gas natural, existen muchos otros

usos como su comercialización y exportación como producto directo, en la fabricación

de fertilizantes, entre otros.

13

II.3 GAS NATURAL EN VENEZUELA

Las reservas aprobadas de gas natural en Venezuela se ubicaban para el 2010 en

195.097.740 MMPC, de las cuales la mayor cantidad en tierra firme de las mismas se

encuentran en el oriente del país. (MENPET, 2012)

El 90,8 % de estas reservas probadas de gas natural corresponden a gas asociado al

petróleo y sólo el 9,2 % al gas no asociado. (PDVSA, 2013)

La producción y distribución del gas natural en cada región del país se muestra en la

figura siguiente.

Figura 1: Producción y distribución del gas natural por jurisdicción en el año 2010

(MMm3)

Fuente: (MENPET, 2012)

14

II.3 QUEMA Y VENTEO

A continuación se presentan los conceptos teórico-prácticos relacionados con la quema

y/o venteo del gas natural.

La quema es la combustión del carbono que resulta en la formación de CO2 y H2O

cuando la combustión es completa, y también se produce CO, NOx, e incluso SO2

cuando la combustión es incompleta o intervienen en la reacción otros componentes.

(API, 2013)

La quema de gas se define como la combustión controlada del gas natural en

operaciones de procesamiento de crudo y gas, la cual puede ocurrir en equipos como

motores, quemadores, mechurrios, etc. (OGP, 2013)

El venteo es la liberación controlada de gases a la atmósfera durante las operaciones de

producción de petróleo y gas. Estos gases pueden ser gas natural, vapor de agua y otros

gases como dióxido de carbono. (OGP, 2013)

II.4 ESTRUCTURA GENERAL DE VALORIZACIÓN DEL GAS

NATURAL

La valorización del gas natural se basa en la identificación de grupos de procesos que

por su naturaleza generan cambios físicos o químicos sobre dicho recurso, que permiten

su disposición para el consumidor final, con lo cual constituyen en sí mismos una

actividad productiva. (ENAGAS, 2013)

En la figura 2 se presenta los principales procesos de la industria del gas.

15

Figura 2: Valorización del gas natural.

Fuente: (ENAGAS, 2013)

A continuación se presentan de manera general los procesos involucrados en la

valorización del gas natural.

Exploración y Producción: la valorización del gas se inicia con la exploración,

la cual es la actividad en la cual se realizan los estudios necesarios para

descubrir, identificar y cuantificar acumulaciones de hidrocarburos gaseosos.

Una vez detectados los recursos, se inicia la fase de producción del gas natural,

que representa el conjunto de actividades que permiten extraer el gas contenido

en los yacimientos y su separación del petróleo. (ENAGAS, 2013)

Tratamiento y Extracción: el tratamiento o acondicionamiento del gas permite

remover los componentes no hidrocarburos del gas natural, principalmente

contaminantes como dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S),

agua (H2O), componentes sólidos y otros, a través de procesos físicos, químicos

16

o ambos. Luego se realiza la extracción en la cual se separa el metano (CH4)

del resto de los hidrocarburos líquidos o más pesados del gas natural.

(ENAGAS, 2013)

Fraccionamiento: en este proceso los hidrocarburos más pesados son removidos

y separados en productos o fracciones como etano, propano y butano.

(ENAGAS, 2013)

Transporte y Distribución: constituyen los vínculos entre las actividades

asociadas a la extracción y producción, acondicionamiento del gas natural y el

consumidor final.

- Transporte: es el conjunto de actividades necesarias para recibir,

trasladar y entregar el gas natural desde un punto de producción o

recolección a un punto de distribución, por lo cual se requiere el uso de

gasoductos y plantas de compresión si se transmite el hidrocarburo en

estado gaseoso o facilidades de licuefacción, regasificación y

desplazamiento vía marítima si se transporta en estado líquido.

(ENAGAS, 2013)

- Distribución: son las actividades que permiten recibir, trasladar,

entregar y comercializar gas desde un punto de recepción en el sistema

de transporte hasta los puntos de consumo, mediante sistemas de

distribución industrial y doméstico. (ENAGAS, 2013)

II.5 SISTEMAS DE TUBERÍAS

El estudio del flujo en sistemas de tuberías es una de las aplicaciones más comunes de

la mecánica de fluidos, ya que en la mayoría de las actividades humanas se ha hecho

común el uso de sistemas de tuberías.

17

El transporte de fluidos en estos sistemas requiere de la elaboración de las redes de

distribución que pueden ser arreglos de tuberías en serie, en paralelo, ramificadas o

redes de tuberías. (Dulhoste, 2013)

II.5.1 Tuberías

Una tubería es un conducto cerrado que cumple la función de transportar fluidos. Se

fabrican en materiales muy diversos en función de las consideraciones técnicas y

económicas. Algunos de los materiales más usados son hierro fundido, acero,

hormigón, latón, cobre, polipropileno, PVC, y polietileno de alta densidad (PEAD),

entre otros. (Dulhoste, 2013)

En este Trabajo Especial de Grado se realiza un sistema de red de recolección, que

consiste en transportar el gas desde varios puntos hasta un punto final. El sistema de

tuberías se subdivide en ramas o tramos que parten de un nodo hasta el nodo siguiente.

Los nodos se producen en todos los puntos en la cual la tubería se subdivide o en los

puntos de unión de dos o más tramos de tubería. En este caso para cada nodo se cumple

la ecuación de continuidad:

∑ 𝑄 = 0 (Ecuación 1)

Donde:

𝑄: Caudal.

Y en cada tramo, o entre dos nodos, se aplica el balance de energía mecánica que se

expresa mediante la ecuación de Bernoulli generalizada o también llamada la ecuación

general de la energía:

𝑃𝑖

𝜌𝑔+

𝑉𝑖2

2𝑔+ 𝑧𝑖 + ℎ𝑊𝑖𝑗 − ℎ𝐿𝑖𝑗 =

𝑃𝑗

𝜌𝑔+

𝑉𝑗2

2𝑔+ 𝑧𝑗 (Ecuación 2)

Donde:

𝑃𝑖: Presión en el punto inicial i del sistema. (Pa)

18

𝜌: Densidad del fluido. (Kg/m3)

𝑔: Aceleración de la gravedad. (m/s2)

𝑉𝑖 : Velocidad del fluido en el punto i. (m/s)

𝑧𝑖: Altura sobre el nivel de referencia del punto i. (m)

ℎ𝑊𝑖𝑗: Energía que se agrega al fluido entre los puntos i y j. (N*m/N)

ℎ𝐿𝑖𝑗: Energía que se pierde del fluido entre los puntos i y j. (N*m/N)

𝑃𝑗: Presión en el punto j al final de la sección de tubería. (Pa)

𝑉𝑗 : Velocidad del fluido en el punto j. (m/s)

𝑧𝑗: Altura sobre el nivel de referencia del punto j. (m)

En esta ecuación (2), cada término representa una cantidad de energía por unidad de

peso de fluido que circula por el sistema.

Es esencial que la ecuación general de la energía se escriba en la dirección del flujo, es

decir, desde el punto de partida i en el lado izquierdo de la ecuación hacia el punto final

j en el lado derecho.

Para aplicar la ecuación general de la energía es importante identificar las condiciones

donde hay pérdidas de energía en el sistema de flujo de fluido, así como también los

medios por los que se agrega energía al sistema.

Cuando el fluido es gas, se agrega energía al sistema por medio de compresores,

ventiladores y/o sopladores, y se realiza cuando las condiciones de presión del punto i

al punto j así lo requieren. (Dulhoste, 2013)

II.5.2. Equipos de impulso de gas

Los sopladores, ventiladores y compresores se utilizan para incrementar la presión y

provocar un flujo de aire y otros fluidos en un sistema de flujo de gases. Su función es

similar a la de las bombas en un sistema de flujo de líquidos. Las diferencias principales

entre ellos son su construcción y las presiones para las cuales están diseñados. (Mott,

2006)

19

Los sopladores y ventiladores están diseñados para desarrollar presiones bajas,

mientras que los compresores pueden desarrollar presiones más elevadas, incluso de

varios de miles de psi. (Mott, 2006)

II.5.2.1 Ventiladores

Un ventilador es una máquina rotativa capaz de mover una determinada masa de aire o

gas, a la que transmite energía, para generar la presión necesaria para que pueda vencer

las pérdidas de carga que se producirán en la circulación por los ductos. (I. Martín,

2011)

Un ventilador consta en esencia de un motor de accionamiento, generalmente eléctrico,

con los dispositivos de control propios del mismo: arranque, regulación de velocidad,

entre otros. Y un propulsor giratorio en contacto con el gas, al cual le transmite energía.

Existen diferentes tipos de ventiladores, y se pueden clasificar según la dirección del

flujo en axiales y centrífugos.

Los ventiladores axiales constan de uno o más discos dotados de aspas o álabes que

giran sobre un eje paralelo a la dirección de flujo del gas. Los álabes pueden ser rectos

o curvos, y el diámetro del rotor puede ser hasta de varios metros. (I. Martín, 2011)

Los ventiladores centrífugos son similares en su funcionamiento a las bombas

centrífugas. El rotor giratorio puede diferir notablemente del rodete de las bombas

centrifugas, ya que pueden ser de álabes rectos, curvados en la dirección de giro o

curvados en la dirección contraria. (I. Martín, 2011)

A continuación se presenta en la figura 3, un ventilador centrifugo de uso industrial.

20

Figura 3: Ventilador centrífugo de uso industrial.

Fuente: (Nuaire, 2014)

II.5.2.2. Sopladores

Los sopladores son conocidos también como compresores de baja presión. Son

aparatos de impulsión de gases que proporcionan presiones generalmente entre 10 y 50

psi. Sin embargo, actualmente existen sopladores de desplazamiento positivo que

alcanzan presiones de hasta 500 psi. Existen diversos tipos, según sea el flujo de gas.

Los principales son: de desplazamiento positivo, centrífugos (de una sola etapa),

axiales (de múltiples etapas) y de anillo líquido. (I. Martín, 2011)

Los sopladores de desplazamiento positivo son esencialmente aparatos de volumen

constante con presión de descarga variable. El volumen o caudal suministrado puede

variarse solamente al modificar la velocidad de giro o recirculando parte del gas. La

presión de descarga variará con la resistencia que exista en la sección de salida.

En la figura 4 se presenta un soplador de desplazamiento positivo.

21

Figura 4: Soplador de desplazamiento positivo.

Fuente: (Aerzen, 2014)

Los sopladores centrífugos tienen que operar a gran velocidad de giro (entre 1000 y

30000 rpm) para conseguir aumentos apreciables de presión, debido a la baja densidad

del fluido que impulsan. Son también conocidos como turbosoplantes, denominación

en la que se engloban a veces los compresores. Los sopladores centrífugos se utilizan

para una gran variedad de servicios, como son operaciones de enfriamiento de agua,

secado, operaciones de aireación, entre otros. (I. Martín, 2011)

Los sopladores axiales, también llamadas compresores axiales, están formadas por un

eje horizontal sobre el que se montan varias coronas de álabes (tantas como etapas

tenga el soplador), entre las que se intercalan otras coronas de álabes fijos a la carcasa.

El gas es impulsado en la dirección del eje de giro del rotor (en forma similar a un

ventilador axial), ganando energía cinética que se convierte gradualmente en energía

de presión. Aproximadamente, se transforma la mitad de la energía en los álabes

móviles y la otra mitad en los fijos, que actúan como el difusor de una bomba

centrífuga. Se utilizan frecuentemente como turbinas de gas, y para insuflar aire a

hornos altos y en túneles de viento. (I. Martín, 2011)

22

II.5.2.3. Compresores

Estos equipos se utilizan para impulsar gases que pueden incluso llegar a los miles de

psi. La obtención de estas presiones tan elevadas requiere la utilización de varias

etapas.

La compresión adiabática de un gas produce una considerable elevación de

temperatura. La liberación de calor es menor si la compresión es isoterma, lo que exige

la total eliminación del calor generado en la compresión. Este aspecto térmico en el

funcionamiento de estos equipos que impulsan gases comprimiéndolos resulta de poca

importancia en los sopladores, donde el aumento de presión no es muy elevado, pero

adquiere mucha importancia en el caso de los compresores.

Así, debido a que una parte importante del trabajo de compresión se convierte en calor,

para tratar de aproximar la transformación lo más posible al proceso isotermo (mínima

cantidad de trabajo requerido), el calor originado en la compresión del gas se elimina

en su mayor parte, procurando que en cada etapa el gas se refrigere hasta alcanzar

aproximadamente la temperatura de entrada al compresor. Se obtiene de esta forma un

ciclo de compresión intermedio entre el adiabático y el isotermo, denominado

politrópico. (I. Martín, 2011)

Existen diversos diseños y tipos de compresores, en este trabajo se nombraran dos tipos

fundamentales de compresores, que son: los compresores alternativos (de

desplazamiento positivo) y los compresos centrífugos de múltiples etapas.

Los compresos alternativos son los más utilizados en la industria química. Constan de

uno o más cilindros en serie, según sean de una o varias etapas, respectivamente. En

los aparatos más pequeños, de una sola etapa, es suficiente una refrigeración por aire,

favorecida con la instalación de aletas exteriores. En los aparatos grandes, de múltiples

etapas, donde la capacidad de refrigeración es limitada, la refrigeración se realiza

mediante cambiadores de calor conectados entre cada dos etapas. Este enfriamiento

reduce todavía más el volumen del gas a la salida del cilindro de baja presión, por lo

que los cilindros de alta presión son cada vez de menor tamaño. El número de etapas

23

del compresor habrá de estar acorde con la relación de compresión conseguida en los

pistones y con el aumento total de presión deseado.

En estos compresores alternativos existe además un desprendimiento de calor debido a

la fricción de las partes móviles (pistón, eje, etc.) contra las fijas (paredes internas,

empaquetaduras, etc.), que al ser absorbido por el gas determina una elevación

adicional de la temperatura. Esta podría llegar a ser superior a la alcanzada en la

compresión adiabática, por lo que normalmente los cilindros se refrigeran

exteriormente con camisas de agua fría.

Los compresores centrífugos de múltiples etapas (también conocidos como turbo-

compresores) son análogos a las bombas centrífugas de múltiples etapas. El gas es

aspirado en la primera etapa, en las proximidades del eje e impulsado por el rodete y

se desplaza radialmente hacia el exterior, ganando energía cinética; luego retorna hacia

el eje por el difusor (de sección de paso creciente) donde la energía cinética se convierte

en energía de presión, hasta que entra en la etapa siguiente. Los compresores

centrífugos suelen tener rendimientos comprendidos entre 70 y 80 por 100, y se

construyen con 5 a 8 etapas que giran a velocidades de 5000-10000 r.p.m. La

regulación del caudal, como en las bombas centrífugas, puede conseguirse recirculando

parte del gas o cerrando la válvula de salida. (I. Martín, 2011)

La siguiente figura muestra un compresor de tornillo rotativo, siendo uno de los

compresores de desplazamiento positivo más eficientes.

Figura 5: Compresor de desplazamiento positivo, con tornillo rotativo.

Fuente: (Compresor Gas Natural, 2014)

24

II.6 NORMATIVA Y MANUALES PARA DISEÑAR REDES DE

TUBERÍA

Entre las normativas que se toman en cuenta en este Trabajo Especial de Grado para

el diseño y simulación de la red de tuberías, se encuentran:

ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems (2003)

El Código de ASME para Tubería a presión, consiste en varias secciones

publicadas individualmente, siendo cada una de ellas un Estándar Nacional

Estadounidense. Este código establece los requerimientos considerados

como necesarios para el diseño seguro y la construcción de tuberías a

presión. La seguridad es la consideración básica del código pero no es

solamente el factor determinante de las especificaciones finales de cualquier

sistema de tuberías. Este código no es un manual de diseño, con lo cual no

elimina el criterio del ingeniero competente.

Este código cubre el diseño, fabricación, inspección y pruebas de

instalaciones de ductos usados para el transporte de gas. También abarca los

aspectos de seguridad de la operación y mantenimiento de dichas

instalaciones.

PDVSA. Manual de Ingeniería de Diseño: Cálculo hidráulico de tuberías.

Este manual presenta las bases de diseño que se deben tomar en cuenta para

realizar el diseño hidráulico de una tubería para asegurar que el tendido

físico de tales líneas satisface todos los requerimientos de proceso.

PDVSA. Manual de Ingeniería de Diseño: Dimensionamiento de tuberías de

proceso. Este manual contiene recomendaciones para la selección del

diámetro nominal de tuberías de procesos monofásicos en plantas.

25

II.7 MAPAS DIGITALES

Los mapas digitales presentan cartografía terrestre, topográfica y náutica, y pueden

visualizarse en dispositivos digitales como computadoras, dispositivos GPS, celulares,

entre otros.

Estos mapas digitales pueden ser desde fotos hasta estar configurados en programas

para su manipulación, ya sea para introducir datos, planificar rutas, o realizar estudios

en una zona en particular.

En este Trabajo Especial de Grado se utilizan los mapas digitales de MapSource® de

Garmin® y VenRut© de GPS YV.

II.7.1 MapSource® de Garmin®

Este software permite planificar rutas, y tranferencia de mapas, waypoints, desde el

ordenador y un dispositivo de GPS Garmin®.

Estos mapas digitales presentan cartografía topográfica, terrestre y naútica, y se

descargan a un computador o dispositivo de GPS de Garmin®, del país que se desee.

En la figura 6 se muestra la presentación del programa MapSource®.

Figura 6: Programa MapSource® de Garmin.

Fuente: (Garmin, 2013)

26

II.7.2 VenRut© (Venezuela Ruteable) de GPS YV

El grupo GPS YV de Venezuela se especializa en la obtención y uso de la cartografía

digital ruteable para computadoras y dispositivos GPS en Venezuela.

VenRut© es compatible con el programa MapSource® de Garmin, con lo cual permite

la visualización de los mapas topográficos y la visualización del mapa político y vial

de Venezuela, entre otros datos que son recopilados por medio de GPS en el país y

cargados a su página web. (Garmin, 2013)

En la figura 7 se muestra la imagen del grupo GPS YV.

Figura 7: Imagen de presentación del Grupo GPS YV de Venezuela.

Fuente: (Garmin, 2013)

II.8 SIMULADOR PIPEPHASE

Los programas de simulación son una herramienta útil en el campo de la ingeniería

química, desde la creación y diseño de un proceso hasta la puesta en marcha del mismo.

Los simuladores son también es de gran utilidad en todo proceso de mejora u

optimización de un sistema ya implementado, esto es gracias a la versatilidad, precisión

y rapidez con la cual un simulador nos proporciona data, que se ajusta a la realidad de

cada proceso modelado.

Pipephase® es un potente simulador de flujo para líquido, gas o fluido multifase en

estado estacionario, empleado comúnmente para predecir presiones, temperaturas y

27

líquidos estancados en pozos, tuberías o en configuraciones de red tuberías para los

sistemas de distribución y recolección. Es utilizado para diseñar nuevos sistemas,

supervisar sistemas de corrientes y para prevenir o solventar problemas de escala

industrial. (Invensys, 2009)

Pipephase® basa sus métodos de cálculos en modelos matemáticos tradicionales que

describen el flujo de fluidos y la transferencia de calor. Para resolver sistemas de redes

de tuberías el sistema realiza en primer lugar, un balance de masa con el fin de obtener

un valor preciso de la distribución de los caudales. En segundo lugar se plantea un

sistema de ecuaciones no lineales obtenidas de un perfil de presiones y se resuelve por

el método de Newton-Raphson. El proceso iterativo de resolución del sistema de

ecuaciones se detiene cuando el error entre las presiones estimadas y las calculadas es

igual a cero o se aproxima a cero. En este software el proceso de definición del sistema

de tuberías se realiza gráficamente, mediante del empleo de iconos y líneas que

representan fuentes o llegadas de flujo y tuberías respectivamente. También pueden

representarse variados equipos de procesos utilizados en el transporte y distribución de

fluidos tales como bombas, compresores, válvulas, intercambiadores de calor, entre

otros. (Invensys, 2009)

En la figura 8 se presenta la ventana de presentación de Pipephase 9.1.

Figura 8: Simulador Pipephase® versión 9.1.

Fuente: (Invensys, 2013)

28

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO

Para el presente Trabajo Especial de Grado se utiliza tanto el método experimental

como el documental. A partir de la fuente bibliográfica, se recopiló información para

sustentar el trazado del sistema de tuberías, así como su diseño y simulación de la

misma. También se obtienen los datos relativos a la caracterización del gas que se

quema y/o ventea en el Distrito Norte del Estado Monagas, Venezuela.

III.1 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN

Con base en el trabajo de La Rosa (2010), se obtuvo la data necesaria del Distrito Norte

de PDVSA en el estado Monagas, tales como el caudal de gas quemado, caracterización

del gas natural, y las condiciones de temperatura y presión del gas a ser transportado.

De la investigación de Rodriguez (2010) se obtuvo la información a considerar para

obtener una visión general de la industria del gas y su valorización. Del trabajo de

Gragirena (2011) se utiliza el modelo de sensibilidad con la variación de parámetros

en la simulación. Del trabajo de García (2012) se obtuvieron aspectos teóricos e

información general para realizar la simulación. En este trabajo también se recopiló

información de las normas técnicas ASME B31.8: Gas Transmission and Distribution

Piping Systems, Manuales de Ingeniería de PVDSA aplicados a tuberías, e información

técnica presentada por the Gas Processors Association (GPA) and the Gas Processors

Suppliers Association (GPSA) en las cuales se sustenta el diseño de la red de tuberias.

Además se recopiló información para el uso, manejo de mapas y curvas de nivel y

utlización de mapas digitales con MapSource de Garmin y VenRut, así como también

para el uso y manejo del simulador Pipephase 9.5 de Invensys SimSci-Esscor.

29

III.2 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

Con la información recopilada, se establecieron los fundamentos de esta investigación,

el planteamiento del problema y se elaboró el marco teórico de referencia para el diseño

y simulación del sistema de tuberias. Además en base al material bibliográfico se

realizó el estudio geográfico del norte del Estado Monagas y se seleccionó la ruta de

transporte del gas desde los puntos de recolección al punto de final del sistema, para lo

cual se establecieron las condiciones y parámetros de operación y se realizó el diseño

de tuberías y su simulación. Posteriormente, se aplicó el modelo de análisis de

sensibilidad y una evaluación económica preliminar del sistema de tuberías para

estudiar su factibilidad económica.

III.3 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA

El estado Monagas se encuentra ubicado en la zona nororiental del país, y limita al

Norte con el estado Sucre, al Sur con el estado Bolívar, al Este con el estado Delta

Amacuro y al Oeste con Anzoátegui. El Distrito Norte de PDVSA se encuentra ubicado

al Norte del estado Monagas y comprende los distritos productores de gas y petróleo

de Punta de Mata, El Furrial y Licencia Quiriquire. Esta zona forma parte de los Llanos

Orientales y al extremo norte del estado se encuentran zonas montañosas que son parte

de la Cordillera de la Costa, por lo cual el Distrito Norte tiene en su mayoría relieves

de planicies. El estado Monagas tiene un clima tropical lluvioso y en el norte del estado

se registran temperaturas medias anuales entre 26 y 27 ⁰C. La vegetación que se

encuentra en los distritos de interés es de sabana intertropical. La descripción del área

es importante para establecer la distribución de la tubería a través del Distrito Norte de

PDVSA. (Estado Monagas, 2013)

30

III.4 CONDICIONES DE PRODUCCIÓN

Para la evaluación de las condiciones de producción se consideraron los flujos de gas

de quema y/o venteo del Distrito Norte de PDVSA, específicamente el flujo de gas de

quema manejado por cada uno de los centros operativos y estaciones de flujo del

Distrito Norte.

Además se evaluó la data disponible de las presiones y temperaturas a las cuales se

maneja el gas en cada uno de los centros operativos de partida de la red de tuberías, ya

que son parámetros importantes para el diseño y simulación de la misma.

III.5 CONDICIONES BÁSICAS

Una vez realizada la evaluación de las condiciones de producción, se establecieron las

condiciones básicas a considerar en este trabajo. En este punto se fijaron los flujos de

salida de gas de cada centro de operación y estaciones de flujo, así como también la

temperatura y presión de salida del gas.

Otra condición básica que se estableció es una concentración única del gas a ser

transportado, la cual se presentó en la tabla 2, ya que no se diponían de los datos de

composición del gas de los otros centros operativos y estaciones de flujo. Sin embargo,

se considero de esta manera ya que el gas extraído de los yacimientos de la zona tiene

características similares.

Se establecio el sitio de llegada de todo el gas recolectado por la red de tuberías, así

como la presión a la cual debe llegar y el flujo de gas.

Estas condiciones se establecieron a fin de proporcionar la data necesaria para la

simulacion del sistema de tuberías en Pipephase.

31

III.6 TRAZADO Y DISTRIBUCIÓN DE LA RED DE TUBERÍAS

Para realizar el trazado y distribución de la red de tuberías, se hizo uso de mapas

digitales ya que facilito su comprensión con respecto a los mapas sumistrados por

Cartografía Nacional.

MapSource® de Garmin®:

Este software permite planificar rutas, y tranferencia de mapas, waypoints, desde el

ordenador y un dispositivo de GPS Garmin®.

Estos mapas digitales presentan cartografía topográfica, terrestre y naútica, y se

descargan a un computador con sistema operativo Windows, del país que se desee.

VenRut© (Venezuela Ruteable) de GPS YV:

El grupo GPS YV de Venezuela se especializa en la obtención y uso de la cartografía

digital ruteable para computadoras y dispositivos GPS en Venezuela.

VenRut© es compatible con el programa MapSource® de Garmin, con lo cual permite

la visualización de los mapas topográficos y la visualización del mapa político y vial

de Venezuela, entre otros datos que son recopilados por medio de GPS en el país.

El trazado de la red se realiza sobre el mapa digital, para lo cual se tomaron en cuenta

las normativas mencionadas en el marco teórico para el paso de gasoductos cerca de

centros poblados, cercanias o cruce de vías, entre otras especificaciones.

III.7 SIMULACIÓN DE LA RED DE TUBERÍAS

La simulación se realizo en el simulador Pipephase que ofrece varios modelos rigurosos

para la simulación de flujo multifásico de petróleo y gas en estado estacionario que

circula por los sistemas de almacenamiento y redes de tuberías. Proporciona la

flexibilidad para aplicaciones de modelos de sensibilidad y de parámetros clave, hasta

estudios de planificación de varios años para un campo de producción entero.

32

Pipephase ofrece la capacidad del modelado necesario para gestionar con precisión

modelos de petróleo o gas mediante una interfaz con otros simuladores, mejorando la

capacidad de Pipephase de modelar pozos subterráneos. (Invensys, 2013)

Simulado del proceso:

Una vez establecidas las condiciones básicas y los datos correspondientes para el

trazado de la red de tuberías, se procedio al diseño preliminar y la introducción de la

data en el simulador Pipephase.

Con el trazado del sistema de tuberías en el mapa digital, se obtuvo los cambios de

altura del terreno por las curvas de nivel.

Para el cruce de la tubería de gas con ríos, carreteras y poblaciones, se utilizaron los

cambios de altura o enterramiento de la tubería según las normas ASME B31.8 (2013)

y normas PDVSA aplicadas a sistemas de tuberías.

Se evaluo el diámetro cuando exista la unión de dos o más tramos de tubería, ya que se

considero el aumento de flujo de gas, debido a que el diámetro de tubería de la troncal

principal debe ser calculado para el total del flujo entregado.

Una vez cargada la data de todos los tramos de tubería, se procedio a la corrida de la

simulación.

Análisis de resultados:

Los resultados arrojados por el simulador debieron ser valorados y cuantificados para

establecer los puntos de impulso de gas, y evaluar si se obtienen puntos de

condensación en la tubería. Luego los datos finales obtenidos se utilizan para el análisis

de sensibilidad y evaluación económica.

III.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

El análisis de sensibilidad se realizo variando la cantidad de agua en la composición

del fluido y se observaron las variables claves en el proceso con respecto cuando circula

33

el gas real, en este caso se observo la variación de las presiones en puntos críticos de

la tubería. Se simularon las variación del contenido de agua, y se recopilo y analizo los

resultados obtenidos a fin de ver la factibilidad del sistema de tuberías.

III.9 BALANCE ENERGÉTICO

Para realizar el balance energético se consideró la energía asociada al gas y la potencia

necesaria en el sistema de impulso del gas para transportarlo. Para calcular la energía

asociada al gas, se tomó en cuenta la energía de disociación del metano, ya que es el

componente mayoritario en el gas natural, y se multiplico por el flujo de gas total que

circula por la tubería. Para obtener la potencia necesaria para impulsar el gas se tomó

en cuenta los resultados que arroja el simulador Pipephase®. De tal manera que se

estableció la comparación entre estos dos valores de la energía que podría aportar el

gas si se quema y la energía necesaria para el sistema de impulso de gas.

III.10 ESTIMACIÓN ECONÓMICA

Luego de haber obtenido el diseño y simulación del sistema, se realizo la estimación

económica, donde se incluyen los costos de tuberías y los equipos necesarios para la

red de tuberías, y obtener la inversión inicial mínima para la factibilidad económica de

este modelo de sistema de tuberías.

34

CAPÍTULO IV

DISCUSIÓN Y RESULTADOS

Se presentan a continuación los resultados obtenidos a partir del desarrollo del sistema

de transporte y su respectivo análisis, con lo cual se realiza la elaboración de las

conclusiones y recomendaciones pertinentes.

IV.1 BASES DEL DISEÑO

En la tabla 6 se presentan los flujos de cada centro operativo y estación de flujo del

Distrito Norte que se utilizan en el diseño de la red de tuberías, la cual fue obtenida del

Trabajo de Grado de Maestría de De La Rosa.

Tabla 6: Flujo de gas de quema y/o venteo de cada estación de flujo del Distrito Norte de

PDVSA, Estado Monagas.

ESTACIÓN DE FLUJO FLUJO DE GAS DE

QUEMA Y/ O VENTEO

(MMPCD)

EL FURRIAL

JUSEPÍN 94

OROCUAL 16

RUSIO VIEJO 0,2

PUNTA DE MATA

SANTA BÁRBARA 14,9

COTE 5,4

COAE 19,5

CARITO 5,5

MURI 5,5

MUSIPÁN 1,3

35

Continuación de la Tabla 6: Flujo de gas de quema y/o venteo de cada estación de

flujo del Distrito Norte de PDVSA, Estado Monagas.

Licencia Gas Quiriquire

Quiriquire 0,24


En la tabla anterior se puede observar que los flujos de gas de venteo y/o quema de

cada estación de flujo y centro operativo son diferentes de acuerdo a la producción de

gas de los pozos de la zona, siendo el de la estación de flujo de Jusepín el más elevado

con 94 MMPCD y el valor más bajo de flujo de gas de 0,24 MMPCD de Licencia

Quiriquire. Estos flujos corresponden a un promedio del gas venteado y/o quemado

para el año 2009.

En la tabla 7 se presenta la caracterización única del gas que se utiliza en este trabajo.

Tabla 7: Caracterización única del gas natural.

COMPONENTES Composición Molar (%)

Nitrógeno 0,123

Metano 70,81

CO2 4,927

Etano 10,75

Propano 6,394

i-Butano 1,325

N-Butano 2,623

i-Pentano 1,156

n-Pentano 0,875

Hexanos 0,655

Heptanos 0,239

Octanos 0,060

Nonanos 0,035

Decanos 0,021

Undecanos + 0,001

Contenido de Agua (Lb/MMPC) 80

H2S (ppm) 42


36

De cada pozo se obtiene un gas con una caracterización diferente. Sin embargo, en el

Trabajo de Grado de Maestría de De La Rosa, se comparan las cromatografías del gas

de quema y/o venteo de las estaciones de flujo de Jusepín y de Orocual, en las cuales

se observan variaciones mínimas en la composición del gas. Además se considera de

esta manera en este trabajo a modo de simplificar los cálculos de balances de masa.

Se establece una temperatura y presión única de los sitios de salida y llegada, es decir,

de cada centro operativo y estaciones de flujo del Distrito Norte presentadas en este

trabajo. Se presentan en la siguiente tabla 8.

Tabla 8: Temperatura y presión única de las estaciones de flujo de salida y llegada

del gas natural.

Temperatura (°F) Presión (psig)

Sitios de Salida (Estaciones de Flujo) 92 250

Sitio de Llegada - 500

Se establece una temperatura de 92 °F, ya que es una temperatura promedio a la cual

se encuentra el gas a ser transportado, según lo expresado en el Trabajo de Grado de

Maestría de De La Rosa. De manera similar, en el caso de las presiones, se establece

una presión única de 250 psig como una presión promedio del gas de salida de cada

estación de flujo, a partir de los datos disponibles del Trabajo de Grado de Maestría de

De La Rosa. La presión de entrega del gas de 500 psig, es debido a que es la presión

media requerida para el gas de alimentación a las plantas de acondicionamiento del gas.

(Álvarez, 2013)

Para completar el diseño de la red de tuberías se realiza un análisis de sensibilidad a fin

de evaluar los cambios en el perfil de presiones del sistema, el análisis realizado es el

siguiente.

37

Análisis de sensibilidad con cambios en la composición: se realiza el diseño y

simulación del sistema con gas seco con cero (0) contenido de agua y luego se

cambia la composición al gas real presentado en la tabla 7.

La composición del gas seco se presenta a continuación.

Tabla 9: Composición del gas seco.

COMPONENTES Composición Molar (%)

Nitrógeno 0,123

Metano 70,81

CO2 4,927

Etano 10,75

Propano 6,394

i-Butano 1,325

N-Butano 2,623

i-Pentano 1,156

n-Pentano 0,875

Hexanos 0,655

Heptanos 0,239

Octanos 0,060

Nonanos 0,035

Decanos 0,021

Undecanos + 0,001

H2S (ppm) 42

IV.2 TRAZADO Y UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL SÍSTEMA DE

TUBERÍAS

A continuación se presenta el trazado de la red de recolección y transporte del gas de

quema y/o venteo hasta una ubicación estratégica para su posterior aprovechamiento.

38

Figura 9: Trazado en MapSource® de la red de tuberías de recolección de gas de quema

y/o venteo en el Distrito Norte de PDVSA, Estado Monagas.

Se observa en la figura 9 que la ubicación estratégica de llegada del gas es el Centro

Operativo de El Tejero (C.O.T.), debido a su cercanía con los Centros Operativos de

Anaco y San Tomé, y como en este Trabajo Especial de Grado no se contempla la

disposición final del gas sólo su recolección y transporte en el Distrito Norte, el gas

recolectado puede ser transportado luego a otro Centro o disponerse para su

acondicionamiento en el Centro Operativo de El Tejero.

El gas se recolecta desde la estación de flujo Licencia Quiriquire pasando luego por

Orocual, Rusio Viejo, Jusepín y Muri. Se recolecta el gas de Musipán y Carito y se

lleva hasta la estación de flujo de Muri, de allí el gas sigue su recorrido recolectando el

gas del centro operativo de Amana y el gas de la estación de Santa Bárbara hasta llegar

al centro operativo de El Tejero, con lo cual el sistema de tuberías tiene una longitud

total de 87 Km. En el apéndice 1 puede observarse la figura 9 ampliada.

En la figura presentada a continuación se observa el cruce del sistema de tuberías con

carreteras y ríos, además de la cercanía de la misma con centros poblados.

39

Figura 10: Cruce con ríos y vías terrestres de la red de tuberías de recolección de gas

natural en el Distrito Norte del Estado Monagas.

Para realizar el diseño y simulación de la red en Pipephase® se considera el cruce del

sistema de tuberías por carreteras, ríos y cercanías a centros poblados, lo cual se

observa en la figura 10, además de hacer uso de la normativa planteada en el Capítulo

III.

IV.3 DISEÑO Y SIMULACIÓN DEL SÍSTEMA DE TUBERÍAS EN

PIPEPHASE

Inicialmente es necesario realizar el cálculo del diámetro de tubería para diseñar la red

de tuberías de recolección de gas. Para lo cual, se hace uso del simulador Hysys y de

una de sus herramientas, Utilities: pipe sizing, por medio del cual se realiza el cálculo

del diámetro de tubería para un flujo en particular.

En la tabla 10 se presentan los diámetros calculados para cada tramo de tuberías del

gasoducto.

40

Tabla 10: Diámetro de los diferentes tramos de tuberías del sistema de transporte de

gas.

Tramo de tubería Diámetro (inch)

Quiriquire- Orocual 1,610

Orocual- Rusio Viejo 6,065

Rusio Viejo- Jusepín 6,065

Jusepín- Muri 13,25

Musipán- Carito 3,038

Carito- Muri 6,065

Muri- Amana 13,25

Amana- J024 15,25

Santa Bárbara- J024 6,065

J024- Tejero 15,25

Como se puede apreciar en la tabla anterior, los diámetros varían de acuerdo al flujo de

gas que circula por la tubería, esto permite un dimensionamiento adecuado evitando

problemas de sobredimensionamiento que provocan grandes caídas de presión en la

tubería o tuberías muy pequeñas con pérdidas por fricción muy grandes.

Un aspecto muy importante a tener en cuenta para el diseño del sistema de tuberías es

el de la velocidad que alcanza el fluido por el interior de los tubos. Dicha velocidad, en

el caso de la circulación isoterma de fluidos incompresibles, viene determinada por el

caudal y el diámetro de la sección interna del tubo, y para cada fluido tiene un valor

máximo que no debe ser sobrepasado, ya que de lo contrario puede producirse un

deterioro del producto por tratamiento mecánico inadecuado. Los valores aproximados

que se usan en la práctica dependen del tipo de fluido que se trate, para gas o aire las

velocidades recomendadas están en el rango de (30- 100) pies/s. (McCabe, 1991)

De esta manera se obtiene el diámetro óptimo que representa el menor costo posible y

cumple las exigencias en cuanto a la velocidad máxima de circulación del fluido dentro

de la tubería.

41

Una vez hallado el diámetro de cada tramo de tuberías, se procede a la carga de la data

en el simulador Pipephase®. A continuación en la figura 11 se presenta el sistema de

tuberías, luego de realizarse la corrida en el simulador.

Figura 11: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con gas seco.

En la figura anterior se puede observar las presiones máximas requeridas en cada

estación de flujo para alcanzar la presión de entrega del gas en el Centro Operativo de

El Tejero. Se observa la presión máxima de 2.190,9 psig en el punto más alejado que

sería la estación de flujo de Licencia Quiriquire. Como se establece una presión única

de salida de las estaciones de 250 psig, es necesario un sistema de impulso de gas para

cumplir con los requerimientos de presión.

A continuación se presenta la simulación del sistema de tuberías con los sistemas de

impulso de gas.

42

Figura 12: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con el sistema de impulso de gas

seco.

Como se observa en la figura 12, al colocar los equipos de impulso de gas se cumplen

los requerimientos de presión de la red de tuberías. El simulador Pipephase® no cuenta

con otros equipos de impulso de gas a parte de los compresores, por lo cual los equipos

utilizados en la simulación son compresores colocados de tal manera de vencer la caída

de presión que se presenta por el transporte del gas a través de la tubería.

Se observa además el valor de la temperatura en algunos puntos de la red de tuberías,

en el cual la temperatura máxima es de 208,8 °F (98 °C) por lo cual no se requiere de

un sistema de refrigeración para mantener la temperatura baja en el sistema de

transporte.

En esta figura también se observa que el tramo de tubería desde Licencia Quiriquire a

Orocual está dividido en dos, esto es debido a que es el tramo más largo de tubería en

el sistema con 20,2 km. Estos tramos largos de tubería están subdivididos en tramos

más pequeños, y el simulador Pipephase® admite hasta 100 divisiones dentro de estos

tramos. El tramo de Licencia Quiriquire-Orocual sobrepasaba las 100 subdivisiones,

43

con lo cual se divide el tramo principal en dos. En el apéndice 1 se observa como son

las subdivisiones.

Los compresores utilizados son centrífugos que cumplen con las siguientes

especificaciones.

Tabla 11: Especificaciones dadas a los compresores en la simulación del sistema.

Presión de salida 500 psig

Eficiencia 75%

Se especifica una presión de salida del compresor de 500 psig debido a que esta es la

presión que se requiere en el sitio de llegada del gas. Además estos compresores pueden

ser sustituidos por sopladores de desplazamiento positivo que entregan el gas a una

presión de salida de 500 psig. (Álvarez, 2013)

Se especifica una eficiencia de 75% en los compresores ya que para un compresor

centrífugo la eficiencia varía entre 70 y 78%. (Gómez, 2010)

En la figura siguiente se muestra una representación de la disposición de los

compresores a lo largo del sistema.

Figura 13: Disposición aproximada de los compresores a lo largo del sistema de

tuberías.

44

La figura anterior no muestra la posición exacta de los compresores, ya que es una

representación. En el sistema hay un total de 64 compresores, que cumplen con las

especificaciones reportadas en la tabla 9.

En la siguiente figura se presenta el gráfico de la variación de la presión con respecto

a la distancia en el primer tramo de Licencia Quiriquire- Orocual.

Figura 14: Variación de la presión con respecto a la distancia en el primer tramo de

Licencia Quiriquire- Orocual.

En la figura 14 se observa la caída de presión y su impulso con respecto a la distancia

del primer tramo de tuberías de Licencia Quiriquire-Orocual. Las cinco líneas

verticales indican el impulso del compresor desde la presión de succión a la presión de

salida de 500 psig. En el apéndice 2 puede observarse las gráficas de presión vs

distancia de cada tramo de tuberías de todo el sistema.

En la siguiente figura 15, se presenta la altura vs. distancia del primer tramo de tuberías

de Licencia Quiriquire- Orocual.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00

Pre

sió

n, P

SIG

Distancia de entrada, FT

Fluid

45

Figura 15: Altura vs. Distancia en el primer tramo de tuberías de Licencia Quiriquire-

Orocual.

En la figura anterior se puede apreciar como es la variación de la altura con respecto a

la distancia horizontal en el primer tramo de tuberías de Licencia Quiriquire- Orocual.

La altura máxima alcanzada es de solo 160 pies (49 m), por lo cual el terreno puede

considerarse plano, por lo cual la energía necesaria para vencer la caída de presión por

la variación de la altura es pequeña y esto se evidencia en la cantidad de compresores

colocados en este tramo de tuberías. En el apéndice 3 pueden apreciarse las figuras de

Altura vs. Distancia de cada tramo de tuberías.

A continuación se presenta una tabla la velocidad promedio alcanzada en el sistema.

Tabla 12: Velocidad promedio en el sistema de tuberías.

Velocidad promedio en el

sistema de tuberías (pie/s) 43,79

46

Como se puede apreciar en la tabla 12, la velocidad promedio de la tubería se encuentra

dentro del rango recomendado de (30- 100) pies/s para circulación de gas en tubos, por

lo cual el dimensionamiento del diámetro calculado es adecuado para el sistema.

IV.4 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Se realizó un análisis de sensibilidad haciendo una variación en la composición del gas.

Se presentan a continuación los resultados arrojados por la simulación realizada con el

gas natural real de caracterización presentada en la tabla 7.

Figura 16: Corrida en Pipephase® de la red de tuberías con gas real.

Como se puede apreciar en la figura 16, la presión máxima requerida en la estación de

flujo de Quiriquire es de 2.072 psi, la cual presenta una variación de 5,42% con respecto

a la presión en la misma estación simulada con gas seco.

47

Para realizar la comparación con mayor detalle, se presenta la tabla 13 con los valores

arrojados por el simulador de las presiones máximas requeridas en la estaciones de

flujo de salida.

Tabla 13: Comparación de las presiones máximas requeridas por el sistema, para gas

seco y gas real.

Estación de flujo

Gas Seco Gas Real Porcentaje de

Variación (%) Presiones máximas

requeridas (psig)

Presiones máximas

requeridas (psig)

Licencia

Quiriquire 2.191 2.072 5,42

Orocual 1.951 1.849 5,21

Rusio Viejo 1.584 1.454 8,17

Jusepín 1.203 1.122 6,73

Muri 849,3 849,1 0,02

Carito 857,6 857,6 0

Musipán 951,8 950,5 0,13

Amana 638,0 638,1 0,01

Santa Bárbara 653,1 652,6 0,07

Tejero 500 500 0

En la tabla anterior se observa que el porcentaje de variación de la presión es menor al

10 % en todas las estaciones de flujo, por lo cual no es necesario modificar el sistema

de impulso de gas, ya que puede fácilmente compensar la variación de la presión que

se presenta en las estaciones de flujo de salida al tener un cambio en el contenido del

agua del gas a transportar.

48

Luego de observar las presiones máximas requeridas por el sistema, se corre la

simulación con la composición del gas real y la posición de compresores en el sistema

presentados en la figura 12 para considerar el cambio de fase del fluido en la tubería.

Por lo cual se presenta a continuación la envolvente de presión-temperatura en el

primer tramo de tuberías Licencia Quiriquire- Orocual, un resultado arrojado por el

simulador.

Figura 17: Envolvente Presión- Temperatura en el primer tramo Licencia Quiriquire-

Orocual.

En la figura 17 se puede apreciar que el fluido al ingresar en la tubería en la estación

de flujo de Licencia Quiriquire, se encuentra dentro de la envolvente por lo que se

encuentra en la fase líquido-vapor. La fase líquida está compuesta por agua y los

compuestos más pesados presentes en el gas natural. La presencia de líquidos en un

gasoducto reduce la capacidad de flujo o de transmisión por lo que aumenta la caída de

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F

Curva Punto Crítico Fluido

49

presión. Además el gas a transportar tiene en su composición H2S y CO2, que en

presencia de agua líquida reaccionan para generar compuestos corrosivos que atacan

los metales de la tubería, equipos como compresores y accesorios.

Por lo cual es recomendable la instalación de trampas de líquido antes de los

compresores para evitar daños a los mismos ya sea por corrosión o presencia del líquido

en la succión generando fricción y fallas mecánicas en estos equipos. En el apéndice 4

pueden apreciarse la envolvente de presión- temperatura para el resto de los tramos de

tuberías del sistema.

IV.5 BALANCE ENERGÉTICO

Para establecer la comparación entre la energía que podría aportar el gas si se quema

y la energía necesaria para los compresores para transportar este gas, se realiza un

balance energético. Para calcular la energía asociada al gas, se toma en cuenta la

energía de disociación del metano (componente mayoritario en el gas natural) por el

flujo de gas total que circula por la tubería y para obtener la potencia necesaria para

impulsar el gas por medio de los compresores a partir de los resultados arrojados por

el simulador Pipephase®. Estos resultados se presentan a continuación.

Tabla 14: Balance energético del sistema.

Energía asociada al gas a

transportar (HP) 254.973

Energía necesaria para

transportar el gas (HP) 82.388

Como se puede observar la energía asociada al gas es 3 veces mayor que la energía

necesaria para impulsar el gas, por lo cual si es rentable a nivel energético realizar el

transporte del gas natural y posterior aprovechamiento ya sea para su uso en generación

de energía eléctrica, combustible u otros. Esto explica la rentabilidad del sistema, ya

50

implica que el mismo es capaz de autoabastecerse de energía, sin menoscabo de la

carga que transmite.

IV.6 ESTIMACIÓN DE LA INVERSIÓN INICIAL

A continuación se presentan los costos en dólares americanos (US$) de la tubería de

acero cédula 40 para diciembre 2013 que fueron obtenidos de la web.

Tabla 15: Costos de la tubería por longitud de acuerdo al diámetro de la misma, en

US$/pies.

Diámetro interno de la

tubería (inch)

Costo de tubería por

longitud (US$/pies)

1,610 6,06

3,068 13,85

6,065 22,81

13,25 49,85

15,25 57,38

Fuente: (Alibaba, 2014)

Ahora se toma en cuenta la longitud de los tramos de tubería con cada diámetro, para

hallar su costo de instalación, lo cual da como resultado el presentado a continuación.

Tabla 16: Costo total en US$ de los tramos de tubería de cada diámetro.

Diámetro interno de la

tubería (inch) Costo de tubería (US$)

1,610 410.309

3,068 189.070

6,065 2.382.680

51

13,25 3.343.455

15,25 1.783.476

Los costos de inversión de tuberías para el año 2013 son de 8.109.990 US$, a este

precio debe agregarse el costo de los compresores, ya que son equipos costosos

considerados en este sistema.

Por lo cual, se presenta el costo de los compresores en dólares americanos en el año

1981, obtenido de la referencia (Walas, 1988).


US$, para el año 1981.

Costo del equipo

(US$)

Costo del equipo

instalado (US$)

Total Compresores 6.424.273 8.351.555

Como el costo de los compresores está calculado para el año 1981, se realiza un

escalamiento hasta el año 2013, utilizando los índices de costos del año 1981 (90,93) y

del año 2013 (232,97), que da como resultado para el año 2013:


US$, para el año 2013.

Costo del equipo

(US$)

Costo del equipo

instalado (US$)

Total Compresores 16.459.507 21.397.359

Con lo cual la inversión total inicial de la red de tuberías para el año 2013 se presenta

en la tabla siguiente.

52

Tabla 19: Inversión total en la red de tuberías para el año 2013.

Inversión inicial sin instalación

(US$) 24.569.497

Inversión inicial con instalación

(US$) 29.507.349

A pesar de que los costos de construcción de líneas de tuberías depende de varios

factores tales como la locación, terreno, densidad poblacional, entre otros. Y así como

también los costos se incrementan si la línea de tubería atraviesa zonas residenciales,

pasa a través de carreteras, autopistas o ríos. Se estima que para tuberías con diámetros

menores o iguales a 20 pulgadas (inch), el costo es alrededor de 800.000 US$ por milla

de tubería instalada. (USAID, 2014)

Si el valor de la inversión inicial con instalación lo dividimos entre la longitud total del

sistema de tuberías en millas, se obtiene un valor de 548.641 US$/milla, tomando en

cuenta que este valor no contiene los costos de accesorios, válvulas y otros equipos

requeridos, se considera que la instalación del sistema de tuberías es viable

económicamente si se considera los costos internacionales de construcción de

gasoductos.

53

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se presentan a continuación las conclusiones y recomendaciones del desarrollo del

presente Trabajo Especial de Grado.

CONCLUSIONES

El trazado de la red de tuberías es la configuración con el menor tramo de

tuberías posible.

El dimensionamiento de la tubería permitió la obtención del diámetro en

cada tramo de la tubería, obteniéndose una velocidad promedio en todo el

sistema dentro del rango recomendado por la bibliografía.

El gasoducto requiere un sistema de impulso de gas, para transportar el gas

natural de una presión de 250 psig a la presión de entrega de 500 psig.

Al realizar una variación en el contenido de agua en el gas, es posible

identificar los posibles puntos de condensación de la misma dentro de la

tubería. Además se determinó que con esta variación en el contenido de

agua, no se observan cambios significativos en el perfil de presiones.

El estudio realizado permite señalar que transportar el gas natural de quema

y/o venteo a un lugar para su aprovechamiento, es energéticamente rentable,

por lo que el gas es completamente aprovechable para generación de energía.

La inversión inicial para la construcción de la red de tuberías para recolectar

el gas, resulta en un proyecto económicamente viable y a pesar de su alto

costo, su aprovechamiento trae beneficios a nivel ambiental, económico y

energético.

54

RECOMENDACIONES

Considerar el uso de sopladores de desplazamiento positivo en vez de

compresores, y evaluar su balance energético e inversión inicial.

Considerar colocar los sopladores de desplazamiento positivo en las posiciones

en las cuales se encuentran los compresores en este modelo.

Al utilizar compresores, considerar que trabajen a una presión de descarga

mayor a 500 psig, ya que el sistema es sustentable energéticamente.

Para el control de líquidos y condensados en las tuberías, colocar trampas de

líquidos y evaluar los cambios que provoque en las variables de interés del

sistema.

Profundizar en el estudio económico, a fin de confirmar su rentabilidad antes

de la ejecución del proyecto.

55

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58

APÉNDICES

APÉNDICE 1. Imagen ampliada de Trazado en MapSource de la red de tuberías de

recolección de gas de quema y/o venteo en el Distrito Norte de PDVSA.

Fig

ura

A1.

Imag

en a

mpli

ada

de

Tra

zado e

n M

apS

ourc

e de

la r

ed d

e tu

ber

ías

de

reco

lecc

ión d

e gas

de

quem

a y/o

ven

teo e

n e

l D

istr

ito N

ort

e de

PD

VS

A.

59

APÉNDICE 2. Subdivisiones del tramo de tuberías de Licencia Quiriquire-Orocual.

Figura A2: Primeras subdivisiones del tramo de tuberías de Licencia Quiriquire-

Orocual.

60

APÉNDICE 2. Variación de la presión en función de la distancia de los distintos

tramos de tuberías de la red diseñada.

Figura A3. Variación de la presión en función de la distancia en el segundo tramo de

Licencia Quiriquire- Orocual.

Figura A4. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Orocual-

Rusio Viejo.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00 35.000,00 40.000,00 45.000,00

Pre

sió

n, P

SIG

Distance de entrada, FT

Fluid

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00 35.000,00 40.000,00 45.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

61

Figura A5. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Rusio

Viejo-Jusepín.

Figura A6. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Jusepín-

Muri.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

62

Figura A7. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de

Musipán-Carito.

Figura A8. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Carito-

Muri.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 2.000,00 4.000,00 6.000,00 8.000,00 10.000,00 12.000,00 14.000,00 16.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

465,00

470,00

475,00

480,00

485,00

490,00

495,00

500,00

505,00

0,00 2.000,00 4.000,00 6.000,00 8.000,00 10.000,0012.000,0014.000,0016.000,0018.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

63

Figura A9. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Muri-

Amana.

Figura A10. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de

Amana-J024.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00 35.000,00 40.000,00 45.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00 30.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

64

Figura A11. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de Santa

Bárbara-J024.

Figura A12. Variación de la presión en función de la distancia en el tramo de J024-El

Tejero.

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

0,00 5.000,00 10.000,00 15.000,00 20.000,00 25.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

440,00

450,00

460,00

470,00

480,00

490,00

500,00

510,00

0,00 1.000,00 2.000,00 3.000,00 4.000,00 5.000,00 6.000,00 7.000,00 8.000,00 9.000,00

Pre

sió

n, P

SIG


Fluid

65

APÉNDICE 3. Altura vs. Distancia de cada tramo de tuberías de la red diseñada.

Figura A13. Altura vs. Distancia en el segundo tramo de Licencia Quiriquire-

Orocual.

Figura A14. Altura vs. Distancia en el tramo de Orocual- Rusio Viejo.

66

Figura A15. Altura vs. Distancia en el tramo de Rusio Viejo- Jusepín.

Figura A16. Altura vs. Distancia en el tramo de Jusepín- Muri.

67

Figura A17. Altura vs. Distancia en el tramo de Musipán- Carito.

Figura A18. Altura vs. Distancia en el tramo de Carito- Muri.

68

Figura A19. Altura vs. Distancia en el tramo de Muri- Amana.

Figura A20. Altura vs. Distancia en el tramo de Amana- J024.

69

Figura A21. Altura vs. Distancia en el tramo de Santa Bárbara- J024.

Figura A22. Altura vs. Distancia en el tramo de J024- El Tejero.

70

APÉNDICE 4. Envolvente Presión- Temperatura en los distintos tramos de tuberías

de la red diseñada.

Figura A23. Envolvente Presión- Temperatura en el segundo tramo Licencia

Quiriquire- Orocual.

Figura A24. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Orocual- Rusio Viejo.

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


71

Figura A25. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Rusio Viejo- Jusepín.

Figura A26. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Jusepín- Muri.

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


72

Figura A27. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Musipán- Carito.

Figura A28. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Carito- Muri.

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


73

Figura A29. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Muri- Amana.

Figura A30. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Amana- J024.

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200 300

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


74

Figura A31. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo Santa Bárbara- J024.

Figura A32. Envolvente Presión- Temperatura en el tramo J024- Tejero.

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

-300 -200 -100 0 100 200

Pre

sió

n, P

SIG

Temperatura, DEG F


75

APÉNDICE 5. Ecuaciones utilizadas para el cálculo de la inversión inicial.

1- Para determinar el precio de los compresores:

Se considera el compresor centrifugo:

𝐶 = 6490 × (𝐻𝑃)0,62 200 < 𝐻𝑃 < 30000

Donde:

C: Costo (US$)

HP: Energía del compresor.

Multiplicador para los equipos instalados.

Equipo Multiplicador

Compresor 1,3

Escalamiento del costo del compresor al año 2013.

𝐶2013 = 𝐶1981 × (𝐼𝐶2013

𝐼𝐶1981)

Donde:

𝐶2013: Costo para el año 2013 (US$)

𝐶1981: Costo para el año 1981 (US$)

𝐼𝐶2013: Índice de costos para el año 2013 (232,97)

𝐼𝐶1981: Índice de costos para el año 1981 (90,93)

2- Inversión total en el sistema de tuberías

𝐶𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐶1 + 𝐶2 + 𝐶3 + ⋯ + 𝐶𝑛

Donde:

𝐶𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙: Costo total del sistema (US$)

𝐶1−𝑛: Costo de tramos de tuberías o equipos (US$)

diseÑo y simulaciÓn de una red de tuberÍas para...

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