UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Mecánica ACTUALIZACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A Informe de Pasantía realizada en la Empresa PDVSA GAS Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico Realizado por: Hernán Cardozo Tutor Académico: Dr. Carlos Graciano Tutor Industrial: Ing. Jesús Larez Sartenejas, Octubre de 2008
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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
ACTUALIZACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A
Informe de Pasantía realizada en la Empresa PDVSA GAS
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Realizado por:
Hernán Cardozo
Tutor Académico:
Dr. Carlos Graciano
Tutor Industrial:
Ing. Jesús Larez
Sartenejas, Octubre de 2008
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RESUMEN
El proyecto Gas Anaco de Petróleos de Venezuela GAS (PDVSA GAS) busca incrementar
la producción del gas para satisfacer la demanda interna. Dicho incremento en la
producción, trae como consecuencia directa la revisión, diseño, adecuación y construcción
de facilidades. El presente informe de pasantía, denominado “Actualización de la Planta
Compresora Aguasay 5A”, tuvo como objetivo fundamental adecuar la succión de la
Planta de 200 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad actual instalada.
Para ello, se realizo un profundo análisis dentro del marco de la Ingeniería de Detalle de
dicha planta para poder realizar la actualización en la succión de forma satisfactoria.
Resulto necesario entender toda la normativa de PDVSA GAS, así como códigos y normas
internacionales (API, ASME, etc) de manera de llevar a cabo eficazmente todos los
procedimientos y cálculos involucrados con dicha actualización; siempre tomando en
cuenta todas las especificaciones generales de diseño de PDVSA GAS. Se determinaron
los parámetros necesarios para evaluar el desempeño de la Empresa Contratista en lo que
respecta a todas las partidas mecánicas a desarrollar una vez que sea ejecutado el proyecto.
De igual forma se realizaron los cálculos relacionados con el espesor de diámetros de
tuberías basados en Normas ASME y de PDVSA, de manera de lograr la selección
acertada de las tuberías necesarias para realizar la adecuación de la succión. Seguidamente
se procedió a calcular y seleccionar dos equipos de bombeo necesarios para poder
trasportar el condensado generado actualmente a partir de los depuradores y slug catchers
de la Planta; la decisión acerca de que tipo de bomba seleccionar estuvo basada en las
características teóricas de cada tipo de bombas y en el Manual de Ingeniería de PDVSA
GAS. Finalmente se calculo la lista de materiales necesarios una vez que el proyecto entre
en fase de ejecución. Cabe destacar que se obtuvieron resultados satisfactorios ya que
todos los cálculos y suposiciones hechas cumplen con toda la normativa (ASME,
COVENIN, API, PDVSA) necesaria para entrar próximamente en la fase de construcción,
además de seleccionar materiales con dimensiones comerciales y disponibles actualmente.
De igual forma se podría afirma que PDVSA GAS tuvo un gran beneficio, ya que una vez
ejecutada esta obra, no solo aumentará su capacidad de producción actual sino que también
ayudara a abastecer la demanda interna que hasta la fecha es deficiente.
Palabras clave: compresión de gas, tuberías, bombas, ingeniería de detalle.
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DEDICATORIA
En primer lugar a Dios y a mi abuela Raquel Gomez por siempre iluminarme y guiarme
hacia el camino del bien.
A mis padres y hermana por siempre brindarme todo el apoyo necesario y darme fuerzas
para no desmayar y seguir adelante.
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AGRADECIMIENTOS
En primer lugar a mis Padres, familiares y amigos que me brindaron un apoyo
incondicional en todo momento y sobretodo en el area de metodologia para la correcta
elaboracion y redaccion de proyectos.
Al Ingeniero Jesus Larez , mi tutor industrial, por todo su apoyo y orientacion hacia el
buen desenvolvimiento de todo el desarrollo del Proyecto. De igual forma doy las gracias
por ese gran apoyo inicial que fue el que me ayudo a adaptarme y a integrarme con el resto
del equipo de trabajo.
Al Ingeniero Eddie Chavier por siempre estar ahi brindandome su ayuda y su apoyo en
todo lo relacionado a Permisologia.
Al Ingeniero Carlos Espinoza, por siempre estar dispuesto a aclarar cualquier tipo de dudas
y por brindarme toda la informacion necesaria para la realizacion del Proyecto.
Por ultimo, pero no menos importante, al Dr. Carlos Graciano, mi tutor academico, por
siempre orientarme hacia la correcta elaboracion del Informe Final y por siempre estar alli
cuando lo necesite. Tambien quisiera agradecer por su paciencia brindada y por su buena
voluntad en todo momento.
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ÍNDICE GENERAL
Contenido p. Portada…………………………………………………………………… i Resumen…………………………………………………………………. ii Dedicatoria………………………………………………………………. iii Agradecimientos…………………………………………………………. iv Índice General…………………………………………………………… v Índice de tablas………………………………………………… ………. viii Indice de Figuras………………………………………………………… ix Glosario………………………………………………………………….. xi Capítulo I Introducción……….…………………………………………. 1 1.1 Consideraciones generales…………………………………………... 1 1.2 Justificación del proyecto……………………………………………. 2 1.3 Objetivos………………………………………….………………..... 4 1.3.1 Objetivo General………………………….……………………. 4 1.3.2 Objetivos Específicos………………………………..…………. 4 1.4 Descripción de la Empresa…………………………………………... 5 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO…………………………………….. 7 2.1 El Gas Natural……………………………………………………….. 7 2.2 Gas Metano………………………………………………………….. 12 2.2.1 Utilización del gas metano en Venezuela……………………… 12 2.3 Calidad del Gas Natural……………………………………............... 12 2.4 Etapas de procesamiento del gas…………………………………….. 14 2.5 Turbina de gas……………………………………………………….. 15 2.5.1 Definición………………………………………………………. 15 2.5.2 Compresor……………………………………………………… 15 2.6 Bombas………………………………………………………………. 16 2.6.1 Definición………………………………………………………. 16 2.6.2 Clasificación de las bombas……………………………………. 16 2.6.2.1 Bombas rotodinámicas………………….......................... 16 2.6.2.2 Bombas de desplazamiento positivo……………………. 16 2.6.3 Clasificación de las Bombas rotodinámicas……………………. 17 2.6.3.1 Bomba Centrifuga……………………………………… 18 2.6.3.4 Curva de la bomba……………………………………… 19 2.7 Separadores Líquido Vapor……………….......................................... 21 CAPÍTULO III MARCO REFERENCIAL…………….……………….. 22 3.1 Planta Compresora Aguasay 5A………………….…………………. 22 3.1.1 Definición de una planta compresora…………...……………… 22 3.1.2 Descripción de las instalaciones existentes ……………………. 23 CAPÍTULO IV SELECCIÓN DE TUBERÍAS......................................... 30 4.1 Introducción......................................................................................... 30 4.2 Normas………………………………………………….…………… 31 4.3 Condiciones Ambientales y de Operación de la Planta……………… 32 4.3.1 Condiciones ambientales………...……………………………... 32 4.3.2 Condiciones de Operación de la planta…………………...……. 33 4.4 Premisas de diseño……………………………………...................... 34 4.5 Selección de espesores de pared para tuberías …………………… 35 4.5.1 Diseño de los espesores de pared……………………...……….. 35
vi
4.5.2 Cálculo y selección de espesores para las líneas de gas natural de 60 psig (Succión de la planta)……………………………………...…
36
4.5.3 Cálculo y selección de espesores de pared para las líneas de líquido del sistema de drenaje de Líquidos del SE-007………………….
39
4.5.4 Resultados……………………………………………………… 40 CAPÍTULO V SELECCIÓN DE EQUIPO DE BOMBEO…………...... 42 5.1 Introducción…………………………………………………………. 42 5.2 Normas y Documentos………………………………………………. 42 5.3 Premisas y criterios………………………………………………….. 44 5.3.1 Premisas de Selección del Tipo de Bomba……………….......... 44 5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga…………………… 44 5.3.3 Datos de entrada………………………………………………... 46 5.4 Cálculos y resultados………………………………………………… 47 5.4.1 Teorías y cálculos preliminares………………………………… 47 5.4.2 Cálculos………………………………………………………… 47 5.5 Resultados………………………………………………………... 57 CAPÍTULO VI PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONTRATISTA…………………………………………………………
58
6.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos………………………………..
58
6.2 Cuadrilla de apoyo al arranque………………………………………. 59 6.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores……………………… 60 6.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea……………….. 60 6.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada…………… 61 6.6 Suministro e instalación de las bombas centrifugas…………………. 62 6.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes……….. 63 6.8 Gammagrafia………………………………………………………… 64 6.9 Instalación de válvulas bridadas……………………………………... 65 6.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios………………………... 65 6.11 Prueba hidrostática…………………………………………………. 66 6.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes……………….. 66 6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16”………………………………………………
67
6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas………………. 67 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………. 68 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………... 70 ANEXOS………………………………………………………………… 73 ANEXO A Espesores comerciales fabricados para las tuberías………………………………...…………………………………
74
ANEXO B Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3……………………………………………………………..
75
ANEXO C Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)………… 76 ANEXO D Factor de Junta Longitudinal segun ASME B31.3.................. 77 ANEXO E Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal segun ASME B31.4 para tuberias API 5L.............................
78
AN ANEXO F Cómputos métricos……………………………………………. AN ANEXO G Lista de materiales mecánicos....................................................
79 91
ANEXO H Ejemplos de Cálculos de Tuberías………………………….. 96 ANEXO I Planos Colector y Equipo de Bombeo……………………….. 98 ANEXO J Tablas CRANE………………………………………………. 99
vii
ANEXO K Otras Figuras………………………………………………... 106
viii
ÍNDICE DE TABLAS
Contenido p. Tabla 1. Componentes del gas natural…………………………………... 8 Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición……. 8 Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural según su composición……………………………………………………………...
9
Tabla 4. Condiciones Ambientales Presentes en la Planta………………. 32 Tabla 5. Líneas de succión de gas 60 psig y descarga 1000/1200 psig….. 33 Tabla 6. Para las líneas de líquido del sistema de drenaje de líquidos…... 33 Tabla 7. Presión de operación y de diseño para las nuevas tuberías de gas 60 psig y venteo……………………………………………………...
38
Tabla 8. Diámetros de las tuberías para cada línea de gas y venteo…….. 38 Tabla 9. Esfuerzo de Fluencia, Según la Norma ASME B31.3, Clasificación API 5L……………………………………………………..
39
Tabla 10. Coeficiente de Temperatura y Factor de Junta Longitudinal…. 39 Tabla 11. Datos de presión de operación y de diseño para las Nuevas Tuberías…………………………………………………………………..
40
Tabla 12. Resultados de Espesores (t), Presión Interna Máxima (Pi) y Presión de Prueba (Pt)……………………………………………………
41
Tabla 13. Premisas de Selección de tipo de Bomba……………………... 44 Tabla 14. Datos de entrada para selección de Bomba……….…………... 46 Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la Bomba …………....... 46 Tabla 16. Accesorios de tubería de succión de la Bomba.…………......... 46 Tabla 17. Perdidas Secundarias en la Descarga…………………………. 49 Tabla 18. Perdidas Secundarias en la Succion…………………………... 53 Tabla 19. Resultados de equipo de bombeo…...………………………… 57
ix
INDICE DEFIGURAS
Contenido p. Figura 1. Plano General de la Planta…………………………………….. 2 Figura 2. Diagrama de succión y descarga de unidades compresoras…... 3 Figura 3. Organigrama PDVSA GAS…………………………………… 6 Figura 4. Clasificación de los componentes del gas natural…………….. 10 Figura 5. Bomba Centrifuga 21 Figura 6. Slug-Catchers 24 Figura 7. Turbocompresor TC-200 25 Figura 8. Tres etapas de compresión del Turbocompresor 26 Figura 9. Sistema de Gas Combustible 26 Figura 10. Motocompresores Alquilados 27 Figura 11. Depuradores 28 Figura 12. Mechurrio o Flame 28 Figura 13. Recipiente Colector 29 Figura 14. Cortes y Detalles colector, tuberías y Bombas………………. 99
Fig Figura 15. Instalación Tuberías y Bombas………………………………. Fig Figura 16. Tuberías Actuales de Succión Fi r Figura 17. Sistema Neumático Actual FfF Figura 18. Líneas a distintas presiones F Figura 19. Visión General de la Planta F Figura 20. Sistema contra incendios F Figura 21. Lugar a instalar Bombas Centrifugas
99 106 106 107 107 108 108
x
GLOSARIO
Cold-tap: Una conexión a una tubería existente fuera de servicio, despresurizada y
venteada.
Hot-tap: Cualquier nueva conexión a una tubería existente en servicio, mediante soldadura
o perforación de la misma.
Manga Termocontráctil: recubrimiento empleado para encamisar las tuberías con la
particularidad de que este posee cualidades aislantes.
Servicio inflamable: Aquel fluido que, bajo condiciones normales, se encuentra en forma
de gas o produce gases que pueden incendiarse y continuar ardiendo en el aire.
Stoppling: Aparato empleado para aislar o seccionar una sección de tubería para efectuar
reparaciones o modificaciones sin despresurizar o poner fuera de servicio toda la línea,
mediante elementos mecánicos a través de conexiones efectuadas mediante hot-tap.
Sustancias peligrosas: Incluyen sin limitarse, las sustancias explosivas, combustibles,
tóxicas o corrosivas.
Tie-in: Una nueva conexión a cualquier tubería existente o equipo, la cual se realiza en
campo.
Tubería enterrada: cualquier línea de conexión que se encuentra inmersa en algún medio
como externo como por ejemplo ríos, lagos, etc.
Tubería Aérea: se refiere a cualquier línea de conexión que no se encuentre sumergida.
Weldolet: es un accesorio cuya función es similar al tee, es decir, para conectar un ramal
perpendicularmente a un colector. Su particularidad es que el diámetro nominal del ramal
pueden ser menor que el del colector y viene autoreforzado; es usado cuando hay
restricciones de tamaño de tees o cuando se van a manejar servicios de alta presión.
Accesorios similares: sockolet, threadolet.
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 Consideraciones generales
El proceso de la industria del gas, comprende una serie de etapas interdependientes
que implican su producción, separación, tratamiento, extracción de líquidos,
compresión y fraccionamiento para que el éste pueda ser utilizado en el sector
industrial y doméstico. La compresión de gas en términos generales, consiste en el
proceso mediante el cual se le aumenta la presión al gas metano seco para
posteriormente ser enviado a sistemas de transporte y distribución. De esta manera, se
facilita su transportación y distribución a través de un sistema de líneas de tuberías. El
presente trabajo de pasantía consiste en el proceso de compresión del gas,
específicamente en el proyecto denominado “Actualización de la Planta Compresora
Aguasay 5A”.
La Planta Compresora Aguasay forma parte del Proyecto de Gas Anaco (Estado
Anzoátegui), específicamente en la planta compresora denominada 5A, debido a que
esta localidad forma parte de un conjunto de plantas denominadas Complejo Aguasay
Carasito, desarrollado por Petróleos de Venezuela, S.A, GAS (PDVSA, GAS) en el
Estado Monagas.
En el marco de la Ingeniería de Detalle, la cual se enfoca hacia la adecuación de las
especificaciones y condiciones necesarias para que se lleve a cabo un proceso, la
pasantía tuvo como principal objetivo el desarrollo de las etapas de diseño y
planificación del Proyecto “Aguasay 5A”, bajo la supervisión de la Gerencia de
Ingeniería y Construcción de PDVSA GAS ANACO. Esto con el propósito de
establecer los lineamientos bajo los cuales se podrá adecuar la succión de la planta de
250 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad instalada actual. El diseño y
planificación del proyecto comprendió determinar el procedimiento de evaluación de
la contratista, con el objeto de derivar los parámetros necesarios para medir el
2
desempeño de la contratista que ejecutará el proyecto, bajo las especificaciones de
diseño de PDVSA GAS, estandarizadas con anterioridad. Así mismo, se llevó a cabo
la selección de tuberías, con el objeto de establecer los requerimientos para los
espesores, selección de materiales y accesorios a emplearse en la fabricación y
construcción de todos los tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el
desarrollo del proyecto. Se determinaron los cómputos métricos que se ajustan a los
requerimientos del proyecto y se seleccionó los equipos de bombeo.
1.2 Justificación del proyecto
La Planta Compresora Aguasay 5-A consta de cinco (5) motocompresores alquilados
a una compañía privada y un (1) turbocompresor propiedad de PDVSA (ver Figura 1)
para de esta manera manejar una capacidad de 43 millones de pies cúbicos estándar
diario (MMPCED) de Gas.
Figura 1. Plano General de la Planta
En lo que respecta a los compresores alquilados por parte de PDVSA, puede decirse
que los mismos tienen una succión requerida a 60 psig para posteriormente lograr una
descarga efectiva alrededor de los 1200 psig. Por otra parte, se encuentra el
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turbocompresor propiedad de PDVSA el cual cuenta con una succión múltiple de 60
psig y de 200/250 psig, y una descarga efectiva cercana a los 1200 psig; se requiere
una succión a 60 psig y simultáneamente otra a 200/250 psig para que pueda
funcionar bajo las especificaciones estándares de diseño. En tal sentido, cabe resaltar
que actualmente no es posible contar con una línea de presión a 200 psig para la
succión del turbocompresor. Lo que actualmente se está llevando a cabo es
simplemente realimentar a dicha succión con la presión de descarga (1200 psig) y
bajarle la presión a través de la incorporación de válvulas hasta alcanzar los 200/250
psig requeridos en una de las líneas de succión del mismo. Este mecanismo adoptado
no resulta lo más provechoso ya que parte de la descarga de la planta es utilizada para
accionar al turbocompresor. Por ello, debe buscarse una solución real y práctica ante
este problema, como lo es la adecuación de la succión de la planta a 60 psig. En la
Figura 2 se puede observar un diagrama en donde se evidencia lo anteriomente
mencionado.
Figura 2. Diagrama de Succión y Descarga de unidades compresoras
1200 psig
60 psig
Turbocompresor
200/250 psig 60 psig
60 psig
Turbocompresor
1200 psig
Actualmente
Motocom
presores
Modificado
60 psig
Motocom
presores
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1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Actualización de la succión de la Planta Compresora Aguasay 5A, a 60 psig para el
manejo de la capacidad instalada actual.
1.3.2 Objetivos Específicos
- Analizar el proceso de compresión de gas y las especificaciones de diseño
preestablecidas por PDVSA GAS, Normas CONVENIN y normas estandarizadas
internacionalmente como ASME B31.3, ASME B31.8, ASME B31.4, API RP1102 y
API SPEC 5L.
- Determinar el alcance, medición y forma de pago de todas las partidas
pertenecientes a la disciplina mecánica que conforman el proyecto, con el objeto de
derivar los parámetros para evaluar el desempeño de la contratista seleccionada.
- Determinar los requerimientos para el cálculo de espesores y selección de materiales
de las tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y construcción de todos los
tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el desarrollo del proyecto.
- Determinar los cómputos métricos de las partidas mecánicas que forman parte del
proyecto y se ajustan a los requerimientos.
- Evaluación de la instalación de placa orificio de restricción en línea de succión de
16” de diámetro, aguas abajo de la válvula de bloqueo (identificada con el número
026) de dicha línea, con la finalidad de controlar el flujo a la entrada del depurador V-
204.
- Evaluación de la instalación de disco ciego de 4” de diámetro, en la línea de drenaje
de líquidos a 250 psig, para desviar los líquidos hacia el cabezal de recolección de
líquidos de 60 psig; esto en vista de que el líquido a 250 psig pasará a manejar 60
psig.
5
- Selección y cálculo de equipos de bombeo: dos bombas con todos sus accesorios e
instrumentación para descarga de tanque colector de condensado SE-007 y bombeo
de líquidos a la estación de flujo Aguasay Principal.
1.4 Descripción de la Empresa
PDVSA Gas es la principal empresa filial de Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA),
ésta se dedica principalmente a la exploración y explotación de gas no asociado, la
extracción y el fraccionamiento de Líquidos del Gas Natural (LGN) y al transporte,
distribución y comercialización de Metano. Debido a su carácter de filial medular,
posee presencia en casi todo el país. Actualmente se encuentran integradas al Distrito
de producción Anaco y de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN
Oriente y la integración de los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur
del Lago) y de Extracción y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las
operaciones de transporte y distribución de gas de Occidente por resolución de la
Junta Directiva de PDVSA. Aunque actualmente lo que se producen son 6300
millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, se pretende aumentar
significativamente esta cifra a 11500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para
el año 2012 (Pulido, 2003).
Para el caso que nos ocupa, resulta imperativo destacar a PDVSA Gas Anaco, lugar
donde se llevó a cabo el desarrollo del presente proyecto. El Distrito Gas Anaco,
como su nombre lo indica, está ubicado en la ciudad de Anaco, Estado Anzoátegui;
específicamente en un área de la ciudad denominada Campo Norte. La misma
produce de manera sustentable 1650 MMPCD para abastecer el mercado interno
afirma Luis Pulido (2003), Gerente Distrito Gas Anaco. De los 1650 MMPCD, 30%
es distribuido, vía gasoducto, a las principales generadoras de electricidad que
garantizan gran parte del servicio eléctrico del país. Otro 25% está destinado a
complejos siderúrgicos y mineros en Guayana y el 45% restante es destinado a las
distribuidoras de gas doméstico y a los clientes industriales. Se estima aumentar la
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producción a 2400 MMPCD tras una inversión de mil millones de dólares a siete años
(Pulido, 2003).
Por otra parte resulta de vital importancia mencionar a la Planta Compresora Aguasay
5-A, lugar donde en los próximos meses se ejecutará el proyecto desarrollado en esta
pasantía. Dicha planta compresora se encuentra ubicada en el Municipio Aguasay
(Estado Monagas) y regida bajo el Distrito de Gas Anaco (Estado Anzoátegui).
PDVSA GAS se encuentra organizacionalmente estructurada por un (01) Presidente y
cuatro (04) directores que se encuentran apoyados por un órgano denominado
Secretaria de la Presidencia. Dichos directores tiene bajo su mando a quince (15)
Gerencias Generales dirigidas cada una por un Gerente y cuyos nombres se presentan
a continuación: Transmisión y Distribución (TYD), Prevención y Control de Perdidas
(PCP), Gasificación, Gas Metano, Recursos Humanos (RRHH), Administración
Planificación, Evaluación Empresarial, Ingeniería de Proyectos, Mantenimiento,
Auditoria Fiscal y Construcción.
En la figura 3 se presenta el Organigrama General de PDVSA Gas Anaco,
específicamente la Superintendencia de Ingeniería y Construcción adscrita a la
Gerencia de Construcción dentro del cual se desarrolló el presente proyecto.
Figura 3. Organigrama PDVSA GAS
7
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 El Gas Natural
El gas natural constituye una mezcla de hidrocarburos parafínicos, que posee el
metano como uno de sus principales componentes, así como en menor proporción
incluye etano, propano, butano, pentano y otros compuestos pesados. Además, el gas
natural se compone de contaminantes no hidrocarburos, como el vapor de agua,
sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y gases inertes como el nitrógeno y el helio.
Origen
El origen del gas natural reside en la transformación y acumulación progresiva de
materia orgánica resultante de la descomposición de animales, vegetales y
microorganismos, durante millones de años bajo la acción de fuerzas mecánicas,
químicas, bacteriológicas, altas presiones y temperaturas, por efecto del asentamiento
de las capas de sedimentos que la contiene.
Composición del gas natural
El gas natural como fuente de energía ha cobrado especial importancia en los últimos
años. Su composición comprende diversos hidrocarburos parafínicos de bajo peso
molecular, especialmente por metano y en menor proporción por hidrocarburos más
pesados y de mayor impurezas, tales como dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2),
helio (He), argón (Ar), sulfuro de hidrógeno (H2S), vapor de agua (H2O), en estado
gaseoso, los cuales reducen el poder calorífico del mismo (Ver Tabla 1).
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Tabla 1. Componentes del gas natural
COMPONENTE FÓRMULA QUÍMICA % MOLAR
Metano CH4 55.00-98.00
Etano C2H6 0.10-20.00
Propano C3H8 0.05-12.00
n-butano C4H10 0.05-3.00
Iso-butano C4H10 0.02-2.00
n-pentano C5H12 0.01-0.80
Iso-pentano C5H12 0.01-0.80
Hexano C6H14 0.01-0.50
Heptano y mas pesados C7 0.01-0.40
Nitrógeno N2 0.10-0.50
Dióxido de Carbono CO2 0.20-30.00
Oxigeno O2 0.09-0.30
Sulfuro de Hidrogeno H2S Trazos-28.00 Helio He Trazos-4.00
Fuente: Mortimer (1983)
Se destaca que para cumplir con los estándares de calidad, en función de los
diferentes usos del gas, una vez extraído éste debe someterse a un tratamiento por
medio de procesos adecuados, de acuerdo a su clasificación (Ver Tabla 2).
Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición
Según la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S)
Según la presencia de hidrocarburos pesados (C3+)
- Gas dulce, es aquel que no contiene sulfuro de hidrógeno. - Gas agrio, es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno y por lo tanto es muy corrosivo.
- Gas rico (no procesado), es aquel que tiene un alto contenido de propano y más pesados, del cual pueden obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos.
- Gas pobre (procesado), es aquel que está formado prácticamente por metano.
Fuente: Mortimer (1983)
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Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural de acuerdo a su composición
COMPONENTE PROCESO H2O Proceso Deshidratación
CO2 + H2S Endulzamiento Pentano y más pesados (C5+) Plantas de Gasolina
Caudal de Diseño (60 GPM) Suministran menores caudales Suministran mayores caudales
Mantenimiento Tienen mayores requerimientos de mantenimiento
Tienen menores requerimientos de
mantenimiento
Servicio Agua e Hidrocarburos Livianos. Muy utilizada Muy utilizada
Presión (0 @ 49.7 psig) No utilizada Muy utilizada
Costo de inversión inicial Mediano Alto
Características operacionales El caudal no depende de la presión del sistema
El caudal si depende de la presión del sistema
Principio de Funcionamiento Desplazamiento Forzado de un volumen
Desarrollo de Alta velocidad del líquido
convirtiéndola en presión.
Eficiencia Mayores eficiencia Menores eficiencia
Fuente: McNaughton (1987)
Según esta matriz de evaluación se recomienda usar Bombas Tipo Centrífuga en el
bombeo del agua e hidrocarburos livianos. Las siguientes premisas se asumen, para el
cálculo, en las condiciones de trabajo más críticas para las bombas:
5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga
El cálculo de las bombas centrifugas para el bombeo de liquido desde el tanque
colector de condensado SE-007 hasta la estación de flujo Aguasay Principal, obedece
45
a las siguientes premisas para el cálculo, las condiciones de trabajo más críticas para
las bombas existentes:
- El sistema de bombeo está diseñado con un total de dos bombas de las cuales una en
operación y otra en reserva, instalada en paralelo.
- El flujo máximo se calcula según los volúmenes de producción de líquido que se
generan en el proceso de compresión y en los separadores (slug-catcher), según los
documentos y normas de PDVSA “Bases y Criterios de Diseño”, de lo cual se deriva
lo siguiente:
a) Para cada bomba el caudal de agua e hidrocarburo es de 50 GPM más 20% de
sobrediseño, de esta forma el caudal total de diseño es 60 GPM el cual será manejado
por cada bomba.
b) Se considera la presión atmosférica 14,7 psig.
c) Se considera que el nivel mas bajo de liquido en el tanque de condensado SE-007
esta a 0.85 m de distancia alejado de la línea de centro de la bomba.
d) Se considera la columna estática en el tanque de la succión de 0.85 metros.
e) Se considera que las bombas tienen una velocidad de giro de 1750 RPM.
f) Según Norma PDVSA del Manual de Ingeniería de Diseño se toma como máxima
velocidad de flujo en tuberías 3,5 ft/s en descarga y 2,5 ft/s en la succión.
g) Según norma PDVSA “Dimensionamiento de Tuberías de Procesos” del Manual
de Ingeniería de Diseño se considerá unas pérdidas por fricción en el rango de 1 a 3 ft
por cada 100 ft en la tubería de succión, y en la descarga de 2 a 4 ft por cada 100 ft,
con velocidad máxima de 6 ft/s.
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5.3.3 Datos de entrada
La siguiente tabla muestra los principales parámetros de procesos en situación actual,
como datos de entrada y accesorios:
Tabla 14. Datos de entrada para Selección de Bomba
Fluido Agua mas Hidrocarburos
Caudal Total (Q) 0.00317 m3/s
Caudal de Diseño por Bomba (Qd) 13.69 m3/h
Viscosidad Dinámica (μ) 0.00063 Kg/ s*m
Densidad (ρ) 853.52 Kg/m3
Temperatura de Operación (T) 90 °F
Presión de Vapor 0.018 Psia
Presión en línea de descarga 8”-TD-001-1CS1 30 Psig
Fuente: PDVSA Base y criterios de diseño y PDVSA Cálculos Hidráulicos
Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la bomba
Item Ф (Pulgadas) Cantidad Codo 90 3 5 unidades Tee Recta 3 1 unidad Válvula Check 3 2 unidades Válvula Compuerta 3 2 unidades Longitud recta de tubería 3 65208.00 mm
Tabla 16.Accesorios de tubería de succión de la bomba.
Item Ф (Pulgadas) Cantidad Tee Recta 6 2 unidades Válvula Check 4 1 unidad Válvula Compuerta 4 1 unidad Longitud recta de tubería 6 2200 mm Longitud recta de tubería 4 1850 mm
47
5.4 Cálculos y resultados
5.4.1 Teorías y cálculos preliminares.
Para el cálculo de la potencia de la bomba y el motor así como el NPSHd de las
bombas, primeramente se calcula la altura de bombeo de la misma. Aplicando la
ecuación de Bernoulli.
(6)
Donde:
(P2 - P1) / γ: Diferencia de presiones entre las superficies del líquido de la aspiración
y punto de interconexión de la línea de de0scarga de la bomba (Ø 3”) con línea de Ø
8”.
(Z2 - Z1): Diferencia de cota entre el punto de succión y el punto mas alto de la linea
Esta partida se medirá y pagará por metro cuadrado (M2), de tuberías y accesorios
pintados, previo al cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma.
6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de
diámetro en línea de 16”
Esta partida comprende el suministro de la mano de obra, pintura, materiales, equipos
y herramientas necesarios e incidentales para el transporte e instalación de placa
orificio indicada por PDVSA GAS.
Esta partida se mide y se paga por unidad (UND) de placa instalada, previo al
cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma, y aprobado por PDVSA.
6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas
Esta partida comprende el suministro por parte de la empresa contratista de
materiales, equipos, herramientas, mano de obra, supervisión, mangas
termocontráctiles y todos los servicios necesarios y emergentes para la correcta
instalación de cada junta de tuberías enterrada, con sus respectivas pruebas de control
de calidad y según especificaciones PDVSA GAS.
Esta partida se medirá y se pagará por unidad (UND) de junta de tubería revestida y
aprobada por PDVSA GAS.
68
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La Ingeniería de detalle ofrece un campo de desempeño profesional al ingeniero
mecánico, al exigir la especificación de las condiciones necesarias para la operación,
adecuación e instalación de tuberías, turbinas y compresores y diversos accesorios
mecánicos, que en el caso del presente proyecto “Adecuación de la Planta
Compresora Aguasay 5A”, en PDVSA GAS se destinaron al proceso de compresión
del gas. Se resalta que si bien dentro de la formación universitaria, la Ingeniería de
Detalle no constituye un aspecto de la formación troncal, en la práctica representa una
vital disciplina para el correcto funcionamiento de diferentes estructuras y procesos.
En primer lugar, resulta conveniente mencionar que los resultados obtenidos a lo
largo del Proyecto desarrollado son realmente satisfactorios; se obtuvieron resultados
validos ya que se siguió con rigor la normativa recomendada para cada caso de
estudio. Se aplicaron normas internacionales como la ASME B31.3, ASME B31.4 y
ASME B31.4, también cuidando aplicar las normativa desarrollada por PDVSA
GAS; normativa basada en estándares de calidad internacionales y en la practica y la
experiencia de dicha Empresa a lo largo de sus años de servicio.
Específicamente en referencia al proyecto de la Planta Compresora AGUASAY 5A,
se destaca que se llevo a cabo una serie de adaptaciones que, una vez que se haya
ejecutado, se logrará obtener un mayor beneficio de dicha Planta; esto se traduce en
un aumento de su capacidad actual, lo que representa una mejora signifiticativa tanto
desde el punto de vista comercial para PDVSA como en lo que respecta a una mejora
en la calidad de vida de la población en general.
Otro aspecto de gran relevancia viene a ser lo que respecta a la instalación de los dos
equipos de bombeo ya que el condensado de dicha planta ya no será derramado en
una fosa improvisada en las adyacencias de la Planta, sino que será desviado a la
69
Planta Compresora Aguasay Principal. Esto trae como reacción inmediata una mejora
tanto al medio ambiente como a la población adyacente a la Planta.
Así mismo, se puede mencionar que se logró obtener un procedimiento efectivo y real
de evaluación de todas las partidas mecánicas a desarrollar por parte de la Empresa
Contratista; esto resulta de gran beneficio tanto para PDVSA GAS como para la
Empresa Contratista ya que deja evidenciado de una manera formal como se evaluara
el desempeño de la contratista, cual será su alcance y como ésta será remunerada en
relación al trabajo realizado.
Finalmente, se resalta la importancia de la interacción y trabajo simultáneo en equipo
de diversas áreas o disciplinas interdependientes como instrumentación, mecánica y
procesos para el correcto desarrollo de un proyecto de ingeniería.
Como recomendaciones se destacan los siguientes aspectos:
Para la Empresa:
- Analizar la posibilidad de incorporar Análisis de Flexibilidad de tuberías en
PDVSA GAS a través de software computacionales como Caesar II.
- Exponer a los pasantes bases teóricas de las principales normas/manuales a emplear
por la Empresa a lo largo del proyecto a desarrollar.
- Mejorar, en la medida de lo posible, el proceso de captación de pasantes (captación
anticipada) en el marco del tiempo de respuesta para la aceptación/negación de
pasantía.
Para la Universidad Simón Bolívar:
- Reforzar la Metodología de Investigación a lo largo de toda la Carrera, de manera
de que el Tutor Académico puede ejercer su función con mayor facilidad.
70
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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• American Petroleum Institute (API) (2007). RP1102 Steel Pipeline Crossing Railroads and Highways.
• American Petroleum Institute (API) (2004) Spec 5L. Specification for Line Pipe.
• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2006). B31.3 Process
Piping.
• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2004). B31.8 Gas
Transmission and Distribution Piping System.
• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2006). B31.4 Pipeline
Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid.
• Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN). 3567:2000
Clasificación de Áreas por las que Atraviesan Gasoductos, por Densidad
Poblacional.
• Crane, J. (1992). Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías. México: McGraw Hill.
• Mataix, C. (2006). Mecánica de fluidos y máquinas hidráulicas. México:
Alfaomega.
• McNaughton, K.J. (1987) Bombas: Selección uso y mantenimiento. México: McGraw-Hill.
• Mortimer, C. (1983). Química. México: Editorial Iberoamericana.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA H-221 Materiales de
Tuberías.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA MDP-01-DP-01
Temperatura y Presión de Diseño.
71
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) PDVSA H-202 Piping Material
Specification – Line Class Index.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA H-251 Process and Utility
Piping Desing Requeriments.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IP11601.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Diagrama de tubería e instrumentación (Disciplina de Procesos) S06A5-22990-DP-20801
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). NORMA PDVSA 90616-1-024 DEL
MANUAL DE INGENIERÍA DE DISE NORMA PDVSA 90616-1-024
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, GA–201 Centrifugal Pumps
(MID Vol. 14)
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP-02-P-04 NPSH
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP -02-P-05 Tipos de
Bombas.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA 90616-1-023. Determinación
de la Altura de Succión Neta Positiva
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–FF–01
Flujos de Fluidos; Introducción.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–06 Cálculos en
Servicios de Bombeo.
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–07
Características de Comportamiento de las Bombas Centrifugas.
72
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–09 Sellada de
Ejes
• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, 90616-1-024
Dimensionamiento de Tuberías de Procesos.
• Pulido, L. (2003) [en línea] PDVSA Gas Anaco produce 1650 millones de pies cúbicos de gas diario. Documento recuperado en: http://www.pdv.com/index.php?tpl=interface.sp/design/salaprensa/readnew.tpl.html&newsid_obj_id=1415&newsid_temas=1 [2008, 10 de septiembre]
• White, F. (2003). Mecánica de fluidos. Madrid: McGraw Hill.
73
ANEXOS
74
ANEXO A
ESPESORES COMERCIALES FABRICADOS PARA LAS TUBERÍAS
TABLA A1.I- ESPESORES COMERCIALES DE LÍNEAS PARA 20”, 16”, 12”, 6”, 4” Y 3” SEGÚN ASME 36.10.
Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3
76
ANEXO C.
Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)
77
ANEXO D
Factor de Junta Longitudinal Según ASME B31.3
78
ANEXO E
Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal según
ASME B31.4, para tuberías API 5L.
79
ANEXO F
CÓMPUTOS MÉTRICOS
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos.
SG 1,00
M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque DÍA 3,00
M.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores
M.3.1 Cuadrilla de soldadura DÍA 6,00
M.3.2 Cuadrilla de producción DÍA 6,00
M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea
M.4.1 Tubería Ø 20”, Sch(STD) Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.
ML 31
M.4.2 Tubería Ø 16”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.
ML 3
M.4.3 Tubería Ø 12”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.
ML 2
M.4.4 Tubería Ø 4”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.
ML 2
M.4.5 Tubería Ø 3”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura
ML 26
80
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada
M.5.1 Tubería Ø 3” ML 48
M.6 Suministro e instalación de bombas centrifuga P-200A y P-200B. UND 2
M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes.
M.7.1 Cortes y empalmes soldados
M.7.1.1 Corte y empalme en tubería de 20” (TIE-IN Nº 013) UND 1
M.7.1.2 Corte y empalme en tubería de 16” (TIE-IN Nº(s) 007, 009, 014) UND 3
M.7.1.3 Corte y empalme en tubería de 12” (TIE-IN Nº(s) 006, 010) UND 2
M.7.1.4 Corte y empalme en tubería de 3” (TIE-IN Nº(s) 003 y 004) UND 2
M.7.1.5 Empalme de ramal soldado de 3” a tubería de8” (TIE-IN Nº 005) UND 1
M.7.2 Empalmes bridados
M.7.2.1 Conexión a brida existente en tubería de 36”(TIE-IN Nº 008) UND 1
M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4”, en bridaexistente de 4” de diámetro. (TIE-INS Nº(s012 y 015)
UND 2
81
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.7.2.3 Conexión a brida existente en tubería de 4”(TIE-INS Nº(s) 001, 002) UND 2
M.8 Gammagrafia
M.8.1 Tubería Ø 36" JTA 2
M.8.2 Tubería Ø 20" JTA 17
M.8.3 Tubería Ø 16" JTA 9
M.8.4 Tubería Ø 12" JTA 5
M.8.5 Tubería Ø 4" JTA 5
M.8.6 Tubería Ø 3" JTA 34
M.8.7 Tubería Ø 2" JTA 2
M.8.8 Tubería Ø 1/2" JTA 5
M.9 Instalación de válvulas bridadas.
M.9.1 Válvula de Compuerta, Ø3”, RF, 150# UND 4
M.9.2 Válvula de Retención, Ø3”, RF, 150# UND 3
M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios
M.10.1 Tubería Ø 16” ML 11
M.10.2 Tubería Ø 12” ML 19
M.10.3 Tubería Ø 4” ML 1
82
ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL
M.10.4 Tubería Ø 3” ML 4
M.11 Prueba hidrostática
M.11.1 Tubería Ø 20" ML 31
M.11.2 Tubería Ø 16" ML 3
M.11.3 Tubería Ø 12" ML 2
M.11.4 Tubería Ø 4" ML 2
M.11.5 Tubería Ø 3" ML 74
M.11.6 Tubería Ø 1/2" ML 1
M.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberíasexistentes.
M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 y tuberías.
M2 30
M.13 Transporte, instalación y montaje de orificiode restricción de 8” de diámetro, en línea de16” (tie-ins N° 009)
UND 1
M.14 Fabricación, soldadura e instalación de carreto de tubería Ø 36” UND 1
M.15 Revestimiento de Juntas para tuberíasenterradas (instalación de mangatermocontráctiles)
M.15.1 Tubería Ø 3” UND 9,00
83
MEMORIA DE CÁLCULOS DE COMPUTOS MÉTRICOS DISCIPLINA Revisión
MECÁNICA B 08
CÓDIGO Y NOMBRE DEL PROYECTO
"ADECUACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A"
CÓDIGO DOCUMENTO PDVSA
S06A5-22990-DM-90401
M.1 Manipulación, transporte, carga, descarga, almacenamiento y reintegro de tubos, materiales, accesorios y válvulas Esta partida se medirá y pagará por Suma Global (SG)= 1,0 M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque Esta partida se medirá y pagará por Día= 3,0 M.3 Suministro de Cuadrilla para Trabajos Menores Esta partida se medirá y pagará por Día M.3.1 Cuadrilla de Soldadura DÍA 6 M.3.2 Cuadrilla de Producción DÍA 6 M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería superficial Estimado [ml] + 10% = Total [m]
84
Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.4.1 Tubería 20" 28,00 + 2,8 = 31 ml M.4.2 Tubería 16" 2,71 + 0,3 = 3 ml M.4.3 Tubería 12" 1,20 + 0,1 = 2 ml M.4.4 Tubería 4" 1,50 + 0,2 = 2 ml M.4.5 Tubería 3" 23,27 + 2,3 = 26 ml M.4.6 Tubería 1/2" 0,20 + 0 = 1 ml M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada Estimado [ml] + 10% = Total [m] Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.5.1 Tubería 3"
85
42,86 + 4,3 = 48 ml M.6 Suministr e instalación de bombas centrifuga P-006 y P-007
Cantidad total de bombas a instalar [UND]
UND M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes M.7.1 Cortes y empalmes soldados
M.7.1.1 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 20" Cantidad= 1 UND M.7.1.2 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 16"
Cantidad= 3 UND M.7.1.3 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 12" Cantidad= 2 UND M.7.1.4 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 3" Cantidad= 2 UND M.7.1.5 Empalme de Ramal Soldado de 3" a Tubería de 8". Cantidad= 1 UND M.7.2 Empalmes bridadas
M.7.2.1 Conexión a Brida Existente en Tubería de 36" Cantidad= 1 UND M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4" en brida existente de 4" de diametro.
=
86
Cantidad= 2 UND
M.7.2.3 Conexión a Brida Existente en Tubería de 4" Cantidad= 2 UND
M.8
Gammagrafia JI = (LTE / 12) * 0.10 + (LTA / 12) + 2 * A JI - Juntas a inspeccionar [und]: Es la cantidad de juntas a inspeccionar ya sea en Planta o en Campo, se De ser en planta se inspeccionan el 100%.
De ser en Campo y Localidad tipo 1se inspecciona un 10% de las juntas
LTE - Longitud total de la tuberia a enterrada [m] : Longitud tomada de la partida M.4
LTA - Longitud total de la tuberia aerea [m] : Longitud tomada de la partida M.5 LTT - Longitud del tramo de tuberia [m] : 30 m A - Accesorios : Cantidad de accesorios estimada por diametro M.8.1 Tubería 36" A: 1 JI = (0 / 12) * 0.10 + (0,9 / 12) + 2 * 1 = 2 M.8.2 Tubería 20" A: 7 JI = (0 / 12) * 0.10 + (30 / 12) + 2 * 7 = 17 M.8.3 Tubería 16" A: 4
M.9 Instalación de válvulas bridadas [Cantidad]: und Cantidad tomada de los Planos para mayor detalle ver Documento S06A5-22990-A0401 Lista de Materiales. M.9.1 Válvula de compuerta 3"-150# Cantidad= 4 und
88
M.9.2 Válvula de retención 3"-150# Cantidad= 3 und M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios M.10.1 Diámetro 16" Longitud a desmantelar 11ML M.10.2 Tubería 12" Longitud a realizar la prueba 19 M M.10.3 Tubería 4" Longitud a realizar la prueba 11 M M.10.4 Tubería 3" Longitud a realizar la prueba 4 M M.11 Prueba hidrostática Esta cantidad es igual a la longitud de tuberia aerea y enterrada instalada
M.13.1
Tubería 20"
Longitud a realizar la prueba 31 ML M.13.2 Tubería 16" Longitud a realizar la prueba 3 ML
89
M.13.3
Tubería 12"
Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.4 Tubería 6" Longitud a realizar la prueba 12 ML
M.13.5
Tubería 4"
Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.6 Tubería 3" L ongitud a realizar la prueba 74 ML M.13.7 Tubería 1/2"
L ongitud a realizar la prueba 1 ML
M.12 Pintura de equipos existentes y tuberías nuevas M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 30 M2
M.13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16” (tie-ins N° 009)
Cantidad= 1 und M.14 Fabricación e instalación de carretos de tubería.
M.16.1
Tubería 36"
90
Cantidad= 1 und
M.15 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (instalación de manga termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und
M.15
Transporte, instalación y montaje de placa de restricción de 16” de diámetro.
Cantidad= 1 und M.16 Fabricación e Instalación de Carretos de Tubería. M.16.1 Tubería 26" Cantidad= 1 und M.17 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (Instalación de Manga Termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und
91
ANEXO G
LISTA DE MATERIALES MECÁNICOS
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
1 TUBERÍA DE LÍNEA, API 5L GR. B, SIN COSTURA,EXTREMOS BISELADOS. LONGITUD NOMINAL 12 M.NIVEL DE ESPECIFICACIÓN PSL1.
1.1 Ø Nominal 20”, Ø Externo 20”, e= 0,375” ML 31 X
1.2 Ø Nominal 16”, Ø Externo 16”, e= 0,375” ML 3 X
1.3 Ø Nominal 12”, Ø Externo 12,75”, e= 0,375” ML 2 X
1.4 Ø Nominal 4”, Ø Externo 4,5”, e= 0,237” ML 2 X
1.5 Ø Nominal 3”, Ø Externo 3,5”, e= 0,216” ML 74 X
2 VÁLVULA DE RETENCION, BRIDADA, RF CUERPO A-216, GR WCB, GUARNICIÓN 13 CR, ACABADO DEBRIDAS 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN API 600
..
2.1 Ø 3", 150# UND 3 X
3
VALVULA, DE COMPUERTA, DISEÑO DE LOS EXTREMOSBRIDADOS CARA SALIENTE, MATERIAL DEL CUERPOACERO AL CARBONO, NORMA Y GRADO DEL CUERPOASTM A 216 WCB, CLASE 150, TIPO DE BONETEAPERNADO, TIPO DE PASO COMPLETO, NORMA YGRADO DEL ASIENTO ASTM A 182 F6, ACCIONAMIENTOVOLANTE, NORMA DE FABRICACION API 6D. NORMA DEFABRICACIÓN DE LA BRIDA ASME B16.5
3.1 Ø 3", 150# UND 4 X
4 VÁLVULA DE COMPUERTA CLASE 800, ROSCA NPTF(AMBOS EXTREMOS), CUERPO A-105, GUARNICIÓN 13%CR, SEGÚN API 602
4.1 Ø 1/2", 800# UND 4 X
92
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
5 NIPLE SIN COSTURA, L= 100 MM, MATERIAL ASTM A-106GR. B, UN (1) EXTREMOS ROSCADOS NPTM Y UNEXTREMO PLANO, SEGÚN ASME B36.10
5.1. Ø NOMINAL 1/2 SCH80 UND 4 X
6 TAPON ROSCADO, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105, TIPO DE CABEZAHEXAGONAL, TIPO DE ROSCA MACHO NPT, , NORMA DEFABRICACION ASME B16.11, ACABADO PINTURAANTICORROSIVA.
6.1 DIAMETRO NOMINAL Ø 1” 3000# UND 2 X
7 TAPON MACHO, ASTM A 105, NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.11, CABEZA HEXAGONAL
7.1 DIAMETRO NOMINAL Ø ½” 3000# UND 4 X
8 SOCKOLET, MATERIAL ASTM A-105, NORMA DEFABRICACIÓN MSS-SP-97.
8.1 Ø DE TUBERÍA 4”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X
8.2 Ø DE TUBERÍA 3”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X
9 WELDOLET, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMA YGRADO ASTM A 105, SCHEDULE DE TUBERIA 40,SCHEDULE DE SALIDA 40, NORMA DE FABRICACIONMSS - SP - 97
9.1 Ø DE TUBERÍA 8”, Ø DE SALIDA 3” UND 1 X
10
BRIDA, TIPO CUELLO PARA SOLDAR (WN), MATERIAL ASTM A-105, CARA RESALTADA (RF), RUGOSIDAD 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5
10.1 Ø 20” -150#, STD UND 2 X
10.2 Ø 4” -150#, STD UND 2 X
10.3 Ø 3” -150#, STD UND 13 X
10.4 Ø 2” -150#, STD UND 2 X
93
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
11
BRIDA, CUELLO PARA SOLDAR, MATERIAL ACEROAL CARBONO, NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001,TIPO DE CARA SALIENTE, CLASE 150,SCHEDULE/ESPESOR DE PARED STD/0,375 in,ACABADO DE LA CARA 125 A 250 uin, NORMA DEFABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTOPINTURA ANTICORROSIVA.
11.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36” UND 2 X
12 BRIDA CIEGA, MATERIAL ASTM A-105, CARARESALTADA (RF), ACABADO DE LA CARA 125 A250 uin, NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5
12.1 Ø 16", 150# UND 1 X
12.2 Ø 12", 150# UND 1 X
13
BRIDA, CIEGA, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001, TIPO DE CARASALIENTE, CLASE 150, ACABADO DE LA CARA 125A 250 uin, NORMA DE FABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTO BARNIZADO.
13.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36" UND 1 X
14 CODO 45° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
14.1 Ø 20”, Ø STD UND 3 X
14.2 Ø 3”, STD UND 2 X
15 CODO 90° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
15.1 Ø 16”, Ø STD UND 3 X
15.2 Ø 12”, Ø STD UND 1 X
15.3 Ø 3”, STD UND 10 X
16 TEE RECTA, MATERIAL ASTM A 234 WPB, S/C,EXTREMOS BISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW),NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9
94
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
16.1 Ø 20”, STD UND 1 X
16.1 Ø 16”, STD UND 1 X
16.1 Ø 3”, STD UND 2 X
17 TEE REDUCTORA, ASTM A 234 WPB, S/C, EXTREMOSBISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW), NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9
17.1 Ø 36” x 20”, STD UND 1 X
17.1 Ø 20” x 16”, STD UND 1 X
17.1 Ø 20” x 12”, STD UND 1 X
18 REDUCCION CONCÉNTRIA, ASTM A 234 WPB, S/C, BW,NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9
18.1 Ø 4” x 3”, SCH STD UND 2 X
18.1 Ø 3” x 2”, SCH STD UND 2 X
19
EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 316L, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA ASME B16.20, CLASEDE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDA CARASALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA ASME B16.5.
19.1 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 20", 150# UND 3 X
19.2 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 16", 150# UND 3 X
19.3 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 4", 150# UND 8 X
19.4 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 3", 150# UND 15 X
19.5 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 2", 150# UND 3 X
95
ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO
PDVSA CONT.
20
EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 304, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA MSS SP-44-2001,CLASE DE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDACARA SALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA MSS SP-44-2001
20.1 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 36", 150# UND 3 X
21
ESPARRAGO, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMAY GRADO ASTM A 193 B7, TIPO DE ROSCA UNC CLASE2B, TIPO DE TUERCA HEXAGONAL, NUMERO DETUERCAS 2, NORMA Y GRADO DE LA TUERCA ASTM A194 GR 2H, ACABADO NATURAL, NORMA DEFABRICACION DEL ESPARRAGO ASME B18.21, NORMAFABRICACION DE LA TUERCA ASME B18.2.2.
21.1 Ø 1 1/2"x 9” UND 64 X
21.2 Ø 1 1/8"x 7” UND 40 X
21.3 Ø 5/8"x 4” UND 80 X
21.4 Ø 1/2"x 2 ½” UND 12 X
21.5 Ø 1"x 6 1/2” UND 18 X
21 DISCO CIEGO, PARA BRIDA CON CARA RESALTADA,ACERO AL CARBONO, ASTM A516 GR. 70, Ø NOMINALDE LA BRIDA 4", 150# DIMENSIONES SEGÚN API 590
UND 2 X
22 MANGAS TERMOCONTRÁCTILES PARA TUBERÍA DE 3”CON TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE HASTA 65 °C
UND 9 X
23
BOMBA CENTRIFUGA, CON MOTOR ELÉCTRICO SEGÚNNORMA ASME B73.1. CON LAS CARACTERÍSTICASINDICADAS EN LOS DOCUMENTOS S06A5-22990-DM-C0401 (HOJA DE DATOS EQUIPO DE BOMBEO) Y S06A5-22990-DM-84301 (ESPECIFICACIONES PARA PROCURADE BOMBAS CENTRIFUGAS), CON SUS RESPECTIVOSFILTROS Y.
UND 2 X
96
ANEXO H
* Ejemplo del cálculo de espesor de pared para las tuberías de gas natural.
Línea de 20”-GG-001-1CS1
D = 20”
Pd = 93 psig.
St = 20.000 Lb/pulg.
Y = 0,4
E = 0,85
CA = 0,125”
Temperatura de diseño = 140 °F
Entonces el espesor de diseño es 0,205 pulg. Se seleccionara una tubería con un
espesor comercial mayor al de diseño el cual es 0,375 pulg, que corresponde a una
denominación STD según ASME B36.10 como se indica en el Anexo A.
Cálculo de Presión de Prueba (Pt):
psig. 116,2593*25,1P*1,25Pt d ===
"054,0)4,0*9385,0*000.20(*2
20*93Y)*P E*(S*2
DPt
t
d =+
=+
=
0,179"0,125"0,054"CAtt m =+=+=
"205,0875,0
"179,00,875
tT m ===
97
* Ejemplos de cálculo de espesores para las tuberías del drenaje de liquido de la
planta.
A objeto de presentar un ejemplo de los cálculos de espesores realizados para el
proyecto, se establecen los datos iniciales siguientes:
Cálculo Línea de 4” de Diámetro. Según ASME B31.4: 4”-TD-001-1CS1 (Línea de
líquido)
Material API Gr B; Esfuerzo de fluencia = 35.000 psi (Anexo E)
D = 4 ½”
Pd = 50 psig
A = 0,125 pulg
E = 1 (Según la tabla 402.4.3 de la norma ASME B34.3 Anexo E)
Cálculo de Espesor (t):
S = 0.72*1*35.000 psi = 25.200 psi
Espesor de pared comercial seleccionado es 0.237 pulg.
Cálculo de Presión de Prueba (Pt)
Para el cálculo de espesores de pared, para las líneas de líquido 3”-TD-001-1CS1, 3”-
TD-002-1CS1 y 3”-TD-003-1CS1, se realizan igual.
pulg 0,0044625.200*2
4,5*50t == pulg0,1290,1250,00446t N =+=
98
ANEXO I
Planos Colector y Equipo de Bombeo
Figura 14. Cortes y Detalles Colector, Tuberías y Bombas (Seccion A-A)
Figura 15. Instalacion Tuberías y bombas (Seccion B-B)