Gases Inertes Gases Acidos Compuesto de Azufre Otros

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

ÁREAS ESPECIALES DE GRADO

DISEÑO PRELIMINAR DE UN SISTEMA PARA LA REMOCIÓN DE POSIBLES

CONDENSADOS DE UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL DESTINADA A UN

SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE

Realizado por:

RAMÍREZ VELIZ, KENNY ALEXANDER

SANCHEZ NIETO, FRANNY DE JESUS

Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad de Oriente como requisito

parcial para optar por el Título de:

INGENIERO QUÍMICO

Puerto La Cruz, Septiembre de 2014

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

ÁREAS ESPECIALES DE GRADO

DISEÑO PRELIMINAR DE UN SISTEMA PARA LA REMOCIÓN DE POSIBLES

CONDENSADOS DE UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL DESTINADA A UN

SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE

Realizado por:

Ramírez Veliz, Kenny Alexander Sánchez Nieto, Franny de Jesús

Revisado y Aprobado por:

Ing. José Rondón (M.Sc)

Asesor Académico

Puerto La Cruz, Septiembre de 2014

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA

ÁREAS ESPECIALES DE GRADO

DISEÑO PRELIMINAR DE UN SISTEMA PARA LA REMOCIÓN DE POSIBLES

CONDENSADOS DE UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL DESTINADA A UN

SISTEMA DE GAS COMBUSTIBLE

Jurado Calificador:

Ing. Isvelia Avendaño

Jurado Principal

Ing. Gustavo Franceschi

Jurado Principal

Puerto La Cruz, Septiembre de 2014

iv

RESOLUCIÓN

De acuerdo con el artículo 41 del reglamento de trabajos de grado de la Universidad de

Oriente:

“LOS TRABAJOS DE GRADO SON PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD DE ORIENTE Y

SOLO PODRÁN SER UTILIZADOS PARA OTROS FINES CON EL CONSENTIMIENTO

DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, EL CUAL PARTICIPARÁ AL CONSEJO

UNIVERSITARIO”

v

DEDICATORIA

A mi madre Deyanira por su apoyo incondicional y por ser la fuerza que me impulsa a ser

mejor cada día, éste logro es tan tuyo como mío.

A mi abuela Esther por brindarme su cariño y apoyo en todo momento.

A mi abuelo Antonio, porque sé que desde el cielo siempre me has guiado y

protegido.

Franny Sánchez

vi

DEDICATORIA

Por compartir conmigo esta etapa de vida brindándome su cariño y apoyo, rindo

homenaje a mi padre y a mi madre, porque lo han dado todo porque logre alcanzar esta

meta.

A mi abuela María y en especial a mi abuela Narcisa (†) esto es para ti, te amo.

A mis hermanas Yenny y Keydelyn.

A mis sobrinos Keynner y Vanessa, y a mis ahijados Paola, Fabián y Fernando

que esto les sirva de ejemplo y motivación para alcanzar sus metas, con dedicación,

constancia, perseverancia y paciencia se puede alcanzar lo que nos propongamos.

Porque este logro lleva mi nombre pero sin duda alguna esto lo comparto con

ustedes…

Ramírez V. Kenny A.

vii

AGRADECIMIENTOS

A Dios Todopoderoso por darme salud, sabiduría, fuerza y entereza para vencer todos

aquellos obstáculos que se me presentaron a lo largo de mi carrera y seguir adelante a

pesar de las dificultades.

A mi madre Deyanira por todo el amor que me ha dado y ser mi ejemplo a seguir,

por siempre creer en mí y acompañarme en los momentos más difíciles, por sus

palabras de aliento y sus regaños, todo lo que he logrado es por ti y para ti, te amo.

A mi abuela Esther por ser parte tan importante de mi existencia, por otorgarme

siempre su amor y apoyo incondicional.

A mis tías Clarisa y Diana por todo su cariño y por siempre tenerme presente en sus

oraciones.

A Emil y Alfredo por ser los mejores compañeros de grupo, por haber compartido

conmigo tantos momentos de angustia y alegría a lo largo de la carrera, por no dejarme

morir y por permitirme contar con su apoyo y cariño, por convertirse en mis colegas y

hermanos.

A mi madrina Isabel, Keyla, Arturo, Bárbara y Natalia por todo el cariño y las alegrías

que me han brindado, por estar a mi lado siempre y ser parte de mi familia, los quiero

mucho.

A mis compañeros de carrera, Campo, Manuel, Daniela Peña, Génesis, Michael,

Gregorina, Milagro, Héctor, Evelyn, Yura, por las experiencias que vivimos juntos. A

Carmen Cedeño por brindarme su amistad y apoyo en todo momento y su colaboración

durante la elaboración de éste proyecto.

viii

A todos mis compañeros de Áreas por los buenos y malos momentos que

compartimos durante esta experiencia, en especial a Kenny y Ana por ser integrantes

fundamentales para el desarrollo de éste proyecto.

A los profesores de las Áreas Isvelia Avendaño, Jairo Uricare y nuestro Tutor

Académico José Rondón por todo el conocimiento impartido, por su paciencia y

colaboración en el transcurso de las áreas.

A la Universidad de Oriente por darme la oportunidad de alcanzar mi meta de

formarme como profesional en “La Casa más Alta”.

A todas aquellas personas que de una u otra forma contribuyeron al logro de uno de

mis más grandes sueños.

Franny Sánchez

ix

AGRADECIMIENTOS

Primeramente gracias a DIOS, por ser mi guía en este camino y darme la oportunidad

de alcanzar mis metas.

A la Universidad de Oriente por brindarme la oportunidad de formarme

académicamente, y además de servir como escuela de vida durante estos años,

GRACIAS!

A mi familia por el cariño, compresión y apoyo brindado en todo momento a lo largo

de la carrera, se les quiero mucho.

A mis abuelas, tíos, primos y en especial a mis tías (Blanca y Eglee) que a pesar de

la distancia siempre estuvieron pendiente de mí, por apoyarme en todo momento, y

confiar en que podría lograrlo, siempre agradecido por su cariño.

Agradecerle a Franny Sánchez y Ana Espinoza compañeras en este proyecto por

la paciencia y dedicación, lo logramos!

Al dpto. de Ingeniería Química de la Universidad de Oriente, desde el personal

obrero hasta el Jefe de Departamento (Alexis Cova), sin pasar por alto a los

profesores (Ana Rita, Frank Parra, Francisco García, Luis Moreno, Hernán Raven,

Lucas Álvarez, Fidelina Moncada, Yaneis Obando, Ronald Arias, Petra Martínez, Arturo

Rodulfo, Iraima Salas) que día a día están formando nuevos profesionales, agradecido

con cada uno por cada aprendizaje.

Gracias a los profesores de las áreas de grado (Isvelia Avendaño, Jairo Uricare y

nuestro tutor académico Jose Rondón) por esta experiencia.

Gracias mis compañeras del liceo Pamela Compadre, Silvia González y Luxmary

Marín gracias por su apoyo y formar parte de mi vida, son muchos los años que hemos

x

compartidos, momentos buenos y malos, ustedes también forma parte de esto, las

quiero mucho.

Gracias a Angelys Méndez, Daniela Brito fueron de las primeras personas al

conocer al inicio de la carrera hoy en día a pesar de elegir carreras diferentes, vemos

materializado nuestras metas. A ti también Dra. Andrea Sánchez mi compañera de

estudio de los primeros semestre, orgulloso de lo que has alcanzado, te quiero.

Sin duda alguna agradecer a personas que llegaron a mi vida y se convirtieron en

mis hermanos de vida, a ti Rashad Elneser sin duda un ejemplo para mi, agradecido

por los años de amistad y apoyo incondicional; a Fabiana Fericelli y Luis Arias

gracias por compartir este viaje llamado “La UDO”, los quiero muchos colegas.

GRACIAS!

A ustedes Manuela Carreras, Karline Clemantt, Jesús Velázquez, Yaneska

Macero, Antonio Bejarano, Gabriela Rodríguez, Mafe Kammoun, Mariana Molina,

Javier Díaz, Nahir Torres, Marybeth Torrealba, Ma. Fernanda Guevara, Luis

Blanco, Carlos Delgado, Edgar Laborde, Moira Rodríguez, Sonia Beltre, Fergie

Fernández, Roberth Fajardo, Pedro Amer y Diego Páez; amigos y ejemplos a seguir,

GRACIAS por tantos momentos compartidos, los amigos son la familia que uno elige y

sin duda alguna ustedes lo son, los quiero a todos.

Y también aquellas personas que forman fueron compañeros de clases, de estudio,

de congresos y rumbas, lo mejor es poder tener el gusto de llamarlos colegas y

desearle el mejor de los éxitos en sus vidas Barbará Gil, Ma. Gaby Salazar, Laura

Cheng, Karlin Hurtado, Rubén Mieses, Jeyfel Salazar, Elyan Rondón, Yura Chung,

Leslie Cañas, Lee Badell, Ghinna Rodríguez, Daniela Peña, Nayua Salazar, Jeni

Bolívar, Elio Aray, Beatriz González, Karen Corrales, Nairovy Blanco, Durga

Rojas, Francilda Hernández, Yoselin Marcano, Ana Medina, Bronnys Bront,

Luisanny López, Mónica Rodríguez, Nayandu Tovar, Aileen Bello, Verónica

Moreno, Katheryn Zelaya, Lolimar Goya, Jessie Velázquez, Nicolás Cortes.

xi

Gracias a ustedes por sus consejos y momentos compartidos Iván Figuera,

Fernando Toro, Cesar Cayamo, Valmore Marcano, Jose Alfonzo, Toni Sucre,

Francisco Lunar, Luisanna Chacón, Gabriela D´urzo, Iraida Dolande, Joselyne

Fajardo, Yesenia Amundarain, Cecilia Díaz.

Y a todas aquellas personas que me falto nombrar, pero de una u otra forma hicieron

de la universidad la mejor experiencia de vida. GRACIAS!

Ramírez V. Kenny A.

xii

RESUMEN

En la presente investigación se realizó el diseño preliminar de un sistema para la

remoción de posibles condensados de una corriente de gas natural destinada a un

sistema de gas combustible a partir del enfriamiento de la corriente de gas de entrada,

utilizando una corriente de enfriamiento adicional a la entrada de la planta. Este diseño

se basó en el dimensionamiento de equipos de transferencia de calor, separadores y

tuberías de proceso siguiendo las normas estándar de diseño y las normas PDVSA.

Para este diseño se instaló un intercambiador de calor tubo y coraza con 67 tubos de 20

pie de longitud y 1 pulgada de diámetro externo, con un diámetro de la coraza de 13,25

pulgadas, dos paso por los tubos y con un área de transferencia de calor 347,287 pie2.

También aguas abajo en el diseño es necesario colocar un separador vertical el cual fue

diseñado para obtener la corriente de gas libre del condensado producido, (0,0903 bpd

de líquido y 0,2031 MMscfd de gas), resultando en un separador de 16 pulgadas de

diámetro y 71 pulgadas de longitud. También se diseñaron las tuberías tanto para gas y

líquido obteniéndose unos diámetros de 2 pulgadas para las mismas. Se estimó el costo

de este sistema, el cual no incluye transporte, instalación y mantenimiento, este se

determinó utilizando el método de Guthrie, obteniéndose como resultado que el costo del

sistema completo, compuesto por el intercambiador y el separador es de

698.186,9742Bs.

xiii

INTRODUCCIÓN

El gas natural formado por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en

yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo es una de las fuentes de

energía no renovables más utilizada en el mundo ya que es un combustible más

versátil, que se puede utilizar en sistemas de generación más eficientes como el ciclo

combinado o la producción de hidrógeno y su obtención es más sencilla en comparación

con otros combustible.

Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, este contiene otros

materiales y componentes que deben ser eliminados antes para su posterior uso, como

por ejemplo, azufre, corrosivo a equipos, dióxido de carbono que se solidifica en las

condiciones de licuefacción, y mercurio, que puede depositarse en instrumentos y

falsificar las mediciones; agua, que al enfriar el gas se congelaría formando hielo o bien

hidratos que provocarían bloqueos en el equipo si no se eliminaran; y también ,

hidrocarburos pesados, llamados condensados, que pueden congelarse al igual que el

agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.

La combustión es la fuente de energía más importante provista por la naturaleza.

Sus aplicaciones en motores de combustión interna, refinación de metales o cocción de

alimentos, entre otros, hacen de ella un elemento esencial en la eficiencia de algunos

procesos. Es por ello que es de vital importancia que la remoción de etano, propano y

otros hidrocarburos esté controlada mediante una unidad de remoción de líquidos para

de esta manera controlar el poder calorífico del gas. Una de las maneras de remover los

hidrocarburos pesados en el gas natural es mediante la condensación de estos mediante

el enfriamiento de la corriente de gas natural.

CAPÍTULO I

EL PROBLEMA

1.1 Planteamiento del problema

El gas natural, es una mezcla gaseosa y combustible que se encuentra en las

profundidades de la tierra y es extraído para ser utilizado en hogares e industrias y de

uso secundario como materia prima en la fabricación de fármacos y tintes entre otras

cosas. Sus componentes comprenden el metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8),

butano normal (C4H10), iso-butano (C4H10,) pentano normal (C5H12), iso-pentano (C5H12),

hexanos (C6H14), heptanos y algunos componentes más pesados (C7+).

El gas natural es una energía eficaz y rentable por sus precios competitivos, además

es considerado como uno de los combustibles fósiles más limpios y respetuosos con el

medio ambiente, ya que en su combustión produce de un 40 a un 45% menos dióxido de

carbono que el carbón, y entre un 20 y un 30% menos que los productos derivados del

petróleo.

De acuerdo a sus propiedades y composición la manipulación del gas natural como

combustible en un sistema de combustión generalmente es difícil de controlar, desde su

ingreso a planta hasta el momento mismo de su ignición, ya que en caso de variaciones

en la presión y/o temperatura de operación se puede provocar que las fracciones más

pesadas del hidrocarburo se licúen, formando condensados. La alteración del estado

físico del combustible afecta la velocidad de la combustión, influyendo en el desarrollo y

la estabilidad de la misma, originando que la cantidad de calor que pueda ser transferido

por radiación resulte muy pobre. Por lo tanto se tiene previsto el acondicionamiento del

gas natural para su empleo como combustible.

Debido a esto se propone el diseño preliminar de un sistema que se encargue de

enfriar la corriente de gas natural para alcanzar el punto de rocío de sus compuestos

más pesados facilitando la condensación de los mismos para su posterior remoción. El

gas una vez ya separado del condensado producido será transportado hacia la

alimentación del sistema de combustión.

15

El alcance a ser desarrollado en este trabajo consiste en el diseño conceptual de las

infraestructuras necesarias, generando un diagrama de flujo de proceso preliminar. Se

contempla comenzar definiendo las propiedades de las corrientes; posteriormente se

generara el balance de materia y energía, luego con base a lo establecido en guías de

diseño y el uso de simuladores de procesos se realizaran los dimensionamientos

requeridos, para finalmente realizar un estimado de costo del proyecto.

La realización de este proyecto es importante porque permite establecer las

condiciones de diseño para el dimensionamiento de tuberías y equipos para la remoción

de condensados en el gas natural lo que asegura el acondicionamiento óptimo del gas

como combustible para alcanzar el funcionamiento eficiente del sistema de combustión.

16

1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general

Diseñar preliminarmente un sistema para la de remoción de posibles condensados de

una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas combustible.

1.2.2 Objetivos específicos

1. Realizar el diagrama de flujo del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible.

2. Efectuar balances de materia y energía del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible empleando el simulador Hysys.

3. Diseñar los equipos necesarios del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible.

4. Elaborar un estimado de costo clase V del proyecto.

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Antecedentes

Barrios, A. & López, M. 2010, evaluaron el dimensionamiento y especificación de los

intercambiadores de calor del tren “c” de la planta de fraccionamiento de JOSE;

elaboraron una guía para el diseño de un intercambiador de tubo y coroza y para evaluar

el dimensionamiento de un rehervidor termosifón horizontal, adicional a esto lograron

simular el proceso de fraccionamiento para verificar que estos estén operando dentro de

los rangos, cumplan con los criterios básicos de diseño y que los productos finales

salgan en las especificaciones correspondientes.

Rondón, E. 2013, realizo el desarrollo de la ingeniería conceptual de las facilidades de

superficies para la producción de crudo en las macollas E2, E3, E4 y F2, ubicadas en el

bloque Junín 4 de la faja petrolífera del Orinoco; debido a que el crudo proveniente de

los pozos es pesado realizo el diseño de una red de distribución de diluente (nafta)

haciendo más fácil el transporte y el almacenamiento del mismo, para esto genero un

diagrama de flujo de proceso preliminar, definió las propiedades de las corrientes (pozo y

diluentes), permitiéndose así generar el balance de materia y energía de cada una de las

macollas, luego en base a lo establecido en las guías de diseño y el uso de simuladores

de procesos realizo el diseño de los equipos requeridos. Por último realizo un estimado

de costo de la infraestructura involucrada.

Martínez, O. 2010, realizo el desarrollo de la ingeniería conceptual para el enfriamiento

de una corriente de gas a través de un tren de refrigeración mecánica existente; para

disminuir la temperatura de una corriente de gas adicional a la entrada de una planta de

extracción de líquidos. El diseño de baso en el dimensionamiento de equipos de

transferencia de calor, siguiendo las normas estándar de diseño y el manual de la GPSA.

Y por ultimo hizo una evaluación económica preliminar de los equipos adicionales.

Blanco, N. & Cedeño, C. 2013, realizaron el diseño preliminar de una planta de

almacenamiento y despacho de gas licuado de petróleo (GLP); para esto elaboraron un

diagrama de flujo de procesos a través del cual se podría visualizar como estaría

estructurada la planta en cuando a la cantidad y tipos de equipos a utilizar, de la misma

forma se mostraron los diagramas de tuberías e instrumentación de los equipos principales

de la planta tales como la esfera y tanque estacionario donde se muestran las diferentes

válvulas de seguridad y los diferentes tipos de controladores que intervienen en estos

dispositivos de almacenamiento. Por último, establecieron el pre-establecimiento de líneas

para la selección de equipos principales en cumplimiento con las normas PDVSA N°

90616.1.024 y IR-M-01.

2.2 El gas natural

Es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y

se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de

gas, puede encontrarse solo en yacimientos separados. La manera más común en que

se encuentra este combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa

impermeable. (PDVSA)

2.3 Características del gas natural

El gas natural extraído de los yacimientos, es un producto incoloro e inodoro, no toxico y

más ligero que el aire. Procede de la descomposición de los sedimentos de materia

orgánica atrapada entre estratos rocosos y es una mezcla de hidrocarburos ligeros en la

que el metano (CH4) se encuentra en grandes proporciones, acompañado de otros

hidrocarburos y gases cuya concentración depende de la localización del yacimiento. El

gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia, y por sus precios competitivos y su

eficiencia como combustible, permite alcanzar una economía prospera en el negocio. Por

ser el combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la lucha contra

la contaminación atmosférica, y es una alternativa energética que destacará en el siglo

XXI por su creciente participación en los mercados mundiales. (PDVSA)

2.4 Componentes del gas natural

No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la

composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos

de un mismo yacimiento pueden tener una composición diferente entre sí. También la

composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que

se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos

de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales. Cuando el gas

natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya

que pueden provocar daños al ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor

comercial del gas. El gas natural está formado por una mezcla de hidrocarburos en

estado gaseoso por los miembros más volátiles de la serie parafinita de hidrocarburos

(CnH

2n+2) desde Metano (CH

4 o C

1) hasta el heptano y componentes más pesados

(C7H

16

+

o C7

+

). Además, el gas natural puede contener componentes no hidrocarburos

(impurezas como el CO2, H

2S, N

2, He, vapor de agua y otros gases inertes). Otros

contaminantes son arenas y sales en estado sólido y parafinas y asfáltenos.

Generalmente contiene fracciones pesadas de propano y más pesados que generan

condensados a condiciones de presión y temperatura favorables.

Mediante su procesamiento y tratamiento las impurezas son eliminadas y se separa

el metano de los otros componentes: etano, propano, butanos, pentano y gasolina

natural. El gas natural tal como se obtiene en la salida de los yacimientos presenta

algunas características que dificultan su uso tanto domestico como industrial, siendo el

caso de que todo gas proveniente de los yacimientos está acompañado por una cantidad

importante de agua que suele estar en estado gaseoso junto con los componentes que

integran la mezcla de hidrocarburos. En la Tabla 2.1 se muestra los componentes del

gas natural. (DCG “Gas natural”, 2005)

Tabla 2.1. Componentes del Gas Natural (DCG “Gas natural”, 2005)

CLASE COMPONENTE FORMULA

Hidrocarburos

Metano CH4

Etano C2H6

Propano C3H8

i-Butano iC4H10

n-Butano nC4H10

i-Pentano iC5H12

n-Pentano nC5H12

Ciclopentano C5H10

Hexano y Pesados C6H14+

Gases Inertes

Nitrogeno, Helio N2, He

Argon, Hidrogeno Ar, H2

Oxigeno O2

Gases Acidos

Acido Sulfhídrico H2S

Dióxido de Carbono CO2

Compuesto de Azufre

Mercaptanos R-SH

Sulfuros R-S-R

Bisulfuros R-S-S-R

Otros Vapor de Agua -

2.5 Productos del gas natural

2.5.1 Gas metano (comercial)

El gas metano es un producto refinado, proveniente del procesamiento del gas natural,

compuesto en más de un 70% por el metano (CH4), además de etano, propano, butano

y otros en menor cuantía. El gas metano es separado de los líquidos y se comercializa

vía gasoductos. Entre los usos más comunes del gas metano está el de combustible

para la generación de electricidad, en la fabricación de aluminio, productos siderúrgicos,

cemento y materiales de construcción, papel, cartón, textiles, vidrio, alimentos, etc.

Además como combustible de uso domestico y comercial. También como insumo por la

industria petroquímica para la obtención de amoniaco, acido nítrico, urea, sulfato de

nitrato de amonio y fertilizantes, en las industrias usado para obtener el hidrogeno

requerido para la reducción del mineral de hierro en las plantas. (DCG “Gas natural”,

2005)

2.5.2 Gas natural licuado (GNL)

Es el gas residual formado por metano en estado líquido, esto se logra a menos -162°C y

presión atmosférica. Bajo estas condiciones el metano ocupa un volumen seiscientas

(600) veces menor que en forma gaseosa lo cual permite su transporte en barcos

especialmente acondicionados llamados metaneros. El gas natural licuado se regasifica

en los puertos de resección mediante la aplicación de calor en vaporizadores para su

posterior transporte hacia los centros de consumo industrial, comercial y domestico.

(PDVSA)

2.5.3 Gas natural comprimido (GNC)

Otra de las formas de comercialización es por vía de su almacenamiento, una vez

comprimido, en tanques especiales bajo presiones de alrededor de 3500 lb/pie2. Esta

modalidad permite transportar con mayor facilidad el gas y no requiere de sistemas de

revaporización, su mercado varía desde el uso automotriz hasta clientes industriales con

el uso de tanques estacionarios con consumos moderados y que no tengan accesos a

redes de gas. (PDVSA)

2.5.4 Gas licuado de petróleo (GLP)

El gas licuado del petróleo es una mezcla de hidrocarburos en estado líquido formados

esencialmente por dos componentes del gas natural, propano y butano, los cuales

permanecen en estado líquido a presiones moderadas y temperatura ambiente. El GLP

se almacena y transporta en estado líquido. Posee mayor poder calorífico que el GNL,

siendo sus vapores más pesados que el aire, por lo que tienden a acumularse en las

zonas más bajas, contrario a lo que ocurre con el gas natural o metano que es más

liviano que el aire. (PDVSA)

2.5.5 Fracciones licuables del gas natural

Las fracciones licuables del gas natural como son: etano, propano, butano y gasolinas

naturales en forma líquida, son condensados en plantas de fraccionamiento que están

formadas por torres de separación vertical, donde el producto de fondo de una torre es la

alimentación de la siguiente.

El proceso de fraccionamiento comienza con la torres desetanizadora que recibe una

mezcla de amplio rango de ebullición de etano, propano, butano y gasolinas naturales

donde el producto condensado es el etano, luego sigue la despropanizadora de donde

se extrae el propano, la torre siguiente es la desbutanizadora donde el producto tope son

los butanos que alimentan a la separadora de butanos y el producto de fondo son las

gasolinas naturales y finalmente se encuentra la fraccionadora de gasolina donde el

producto de tope es la gasolina y el producto de fondo es un corte de residuos pesados.

Estos productos son de gran utilidad en la industria petroquímica el etano y el

propano en la producción de etileno y propileno para la producción de plásticos y

resinas: los butanos, en la producción de metil-terbutil-eter. (PDVSA)

2.6 Características de combustión y llamas del gas natural

Las características de formación de llama permiten explicar el comportamiento de la

combustión de mezclas de gases combustibles aire en cuanto al encendido, el desarrollo

y la estabilidad de la combustión, lo cual resulta de particular importancia en las

aplicaciones industriales de gas natural.

2.6.1 Limites de inflamabilidad

En la tabla 2.2 se muestra los límites de inflamabilidad de mezclas gas - aire a 20° C y

presión atmosférica.

Tabla 2.2. Limites de inflamabilidad

COMPONENTE %VOLUMEN EN AIRE

Límite Inferior Límite Superior

Monóxido de Carbono (CO) 12.5 74

Hidrogeno (H2) 4.1 74

Metano (CH4) 5.3 14

Etileno (C2H4) 3 29

Etano (C2H6) 3.2 12.5

Propano (C3H8) 2.4 9.5

Butano (C4H10) 1.9 8.4

Pentano (C5H12) 1.4 7.8

Benceno (C6H6) 1.4 6.7

Gas Natural 4.8 13.5

En una atmósfera homogénea de gas metano en aire, solo se dan condiciones de

inflamabilidad si la proporción de metano se encuentra entre 5 y 15%.

El rango inflamable del gas natural (metano) resulta relativamente estrecho en

comparación con el de otros gases, por lo cual deberá controlarse el nivel de exceso de

aire para evitar problemas en el encendido.

La presencia de nitrógeno y vapor de agua en la zona de inflamación puede

restringir estos valores.

2.6.2 Temperatura de inflamación

En la tabla 2.3 se muestran las temperaturas de autoinflamación de algunos gases y

vapores determinados según Ensayo DIN 51794 a presión atmosférica.

Tabla 2.3. Temperaturas de autoinflamación

COMBUSTIBLE TEMPERATURA °C

Monóxido de Carbono (CO) 605

Hidrogeno (H2) 400

Metano (CH4) 537

Etano (C2H6) 515

Propano (C3H8) 450

nPentano (nC5H12) 260

iOctano (iC8H18) 210

Benceno (C6H6) 6.7

La temperatura de autoinflamación del gas natural resulta relativamente alta y se

explica por constituir el metano una molécula perfecta que requiere un esfuerzo notable

para disociarse antes de reaccionar y desencadenar la ignición.

2.7 Componentes para un sistema de recuperación de líquidos de una corriente de

gas natural

2.7.1 Separador

Son equipos usados para separar mezclas de dos o más fases, las cuales pueden están

formadas por: una fase vapor y una liquida; una fase vapor y una solida; dos fases

liquidas inmiscibles (aceite-agua); una fase vapor y dos liquidas o alguna otra

combinación de las anteriores. A un separador también se le conoce con el nombre de

depurador, decantador o deshidratador. Usualmente en la industria se requiere de algún

tipo de separación de fases, es por ello que los separadores juegan un papel muy

importante y por lo que un diseño apropiado es de suma importancia, debido a que estos

tipos de recipiente son normalmente los equipos iniciales en muchos procesos. (PDVSA

“Compresores, principios básicos”, 1996)

2.7.1.1 Principios de la separación

En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que

pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes

fuerzas o principios físicos.

Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separación física de

vapor, líquidos o sólidos son: el momentum o cantidad de movimiento, la fuerza de

gravedad y la coalescencia. Toda separación puede emplear uno o más de estos

principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes

densidades para que ocurra la separación.

2.7.1.2 Parámetros que intervienen en el diseño de un separador

A título de ejemplo, supóngase el diseño con un separador vertical. Además de lo que se

ha mencionado, anteriormente es necesario conocer lo siguiente:

Características y cantidad de gas que se producirá por el tope de la unidad.

Características y cantidad de líquido que maneja el separador.

Con estos parámetros se suelen calcular el diámetro del recipiente, con capacidad

para manejar la cantidad de gas que habrá de producirse en las peores condiciones. Ello

corresponde al fluido más liviano, a la presión más baja y a la más alta temperatura que

eventualmente pueda producirse durante la vida útil de la unidad.

Dependiendo del tipo de fluido que permanecerá en el fondo del recipiente,

teóricamente 30 segundos deberían ser suficientes para que la espuma que se forma por

agitación se reduzca al mínimo, de tal manera que ese lapso debería ser suficientes para

considerar que el gas se ha separado de los líquidos. En la práctica las normativas

vigentes aplican condiciones más seguras.

De acuerdo a prácticas de campo se considera que para relaciones de gas-liquido

menores a 800, el diseño del separador será horizontal.

Con la gravedad API o densidad de los fluidos, se selecciona un tiempo de retención

que deba tener el líquido, para garantizar la separación. Fluidos livianos (por encima de

40 °API) tendrán 1,5 minutos como tiempo de residencia; para aquellos por debajo de 25

°API o para los petróleos espumosos, indistintamente de su densidad, se reservan 5

minutos de tiempo de retención y, minuto y medio para los que están en el centro de la

clasificación (entre 25 y 40 °API). Al dividir el volumen retenido entre el área

correspondiente al diámetro seleccionado se tendrá la altura teórica que se debe

reservar para el almacenamiento de los líquidos. (Aguirre, 2009)

2.7.1.3 Dimensionamiento de la unidad de separación

Una vez que se conoce el diámetro del recipiente, se debe seleccionar el diámetro

comercial y calcular la longitud del equipo. Una serie de normas perfectamente

establecidas le sirven de guía al diseñador para seleccionar la altura de cada una de las

partes que configuran el recipiente: altura de la zona líquida, espacio entre el nivel de

líquido y la boquilla de entrada, diámetro de la boquilla de entrada de los fluidos, altura

entre el tope de la boquilla y el extractor de niebla, espacio libre requerido para instalar el

extractor de niebla y la zona inmediata superior hasta la costura del separador. Al sumar

estas longitudes se debe obtener una razón de esbeltez (altura / diámetro) que, de

acuerdo con las diferentes normas puede oscilar entre 2 y 6. Los constructores de

equipos utilizan razones de esbeltez que, en ocasiones, se salen de las normas.

2.7.1.4 Velocidad critica

La velocidad crítica es una velocidad de vapor calculada empíricamente que se utiliza

para asegurar que la velocidad superficial de vapor, a través del tambor separador, sea

lo suficientemente baja para prevenir un arrastre excesivo de líquido. Tal velocidad no

está relacionada con la velocidad sónica.

2.7.1.5 Clasificación y descripción de los separadores

Se clasifican de la siguiente manera:

2.7.1.5.1 Según su forma en:

Separadores cilíndricos:

Separadores verticales

Separadores horizontales

Separadores esféricos

Separadores de dos barriles

Los separadores cilíndricos pueden clasificarse según su orientación:

Separadores verticales

En estos equipos, la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase

liviana. Por consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede levemente la

velocidad de decantación de la fase pesada, no se producirá la separación de fases, a

menos que esta fase pesada coalesca en una gota más grande (ver figura 2.1). Entre

las ventajas y desventajas del separador vertical están:

Ventajas

Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es alta y/o cuando se

esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.

Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la

instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores.

Ocupa poco espacio horizontal

La capacidad de separación de la fase liviana no se afecta por variaciones en el nivel

de la fase pesada.

Facilidad en remoción de sólidos acumulados.

Desventajas

El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de

líquido, o separación líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes,

cuando se selecciona esta configuración.

Requieren mayor diámetro, que un tambor horizontal, para una capacidad dada de

gas.

Requieren de mucho espacio vertical para su instalación

Fundaciones más costosas cuando se comparan con tambores horizontales

equivalentes.

Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se

requieren grandes volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de tambores

verticales.

Figura 2.1. Separador Vertical

Separador horizontal

En estos equipos, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal

de flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana continua pueda viajar a una

velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua (hasta un

cierto límite), ver figura 2.2. Entre las ventajas y desventajas de este tipo de

separadores están:

Ventajas

Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor–líquido es baja.

Requieren de poco espacio vertical para su instalación.

Fundaciones más económicas que las de un tambor vertical equivalente.

Por lo general, son más económicos.

Requieren menor diámetro, que un tambor vertical, para una capacidad dada de gas.

Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, y

son capaces de separar líquido–líquido.

Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo de

espuma, si se forma.

Desventajas

Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana.

Ocupan mucho espacio horizontal.

Difícil remoción de sólidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente o añadir

internos como tuberías de lavado).

Figura 2.2. Separador Horizontal

2.7.1.5.2 Según su función

Las tres configuraciones de separadores (cilíndricos, esféricos y de dos barriles), están

disponibles para operación bifásica y trifásica. En las unidades bifásicas el gas es

separado del líquido con el gas y el líquido descargados de manera separada. En los

separadores trifásicos, el fluido es separado en petróleo, gas y agua, y son descargados

de manera separada. (Contreras, 2004)

2.7.1.5.3 Según la presión de operación

Los separadores de petróleo y gas pueden operar a presiones que van desde un alto

vacío hasta 4.000 o 5.000 psi. La mayoría de los separadores de gas y petróleo operan

en el rango de operación de 20 a 1.500 psi.

Los separadores pueden ser referidos como de baja, de media, o de alta presión.

Los separadores de baja presión usualmente operan a presiones que están en el rango

de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Los separadores de presión media usualmente

operan a una presión de 230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta

presión generalmente operan en un amplio rango de presión que va desde 750 a 1.500

psi. (Contreras, 2004)

2.7.1.5.4 Según su aplicación

Separador de prueba

Un separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo,

generalmente definido como un probador o verificador de pozo. Los separadores de

prueba pueden ser verticales, horizontales o esféricos, bifásicos o trifásicos;

permanentemente instalados o portátiles. Los separadores de prueba son equipados con

varios tipos de medidores para medir el petróleo, gas, y/o agua para pruebas de

potencial, de producción periódicas, de pozos marginales, entre otras pruebas.

(Contreras, 2004)

Separador de producción

Un separador de producción es utilizado para separar el fluido producido por un pozo, un

grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria o continua. Estos separadores

pueden ser verticales, horizontales o esféricos, bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño

va desde 12 pulgadas hasta 15 pie en diámetro, siendo común unidades que van desde

30 pulgadas hasta 10 pie en diámetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pie y

comúnmente de 10 a 40 pie de largo. (Contreras, 2004)

Separador de baja temperatura

Un separador de baja temperatura es aquel donde el fluido del pozo a alta presión es

introducido en el recipiente a través de un estrangulador o válvula reductora de presión

de tal manera que la temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo

de la temperatura del fluido del pozo. La temperatura más baja en el separador causa la

condensación de vapores que de otra manera saldrían del separador en estado de

vapor. Los líquidos recuperados requieren la estabilización para prevenir la evaporación

excesiva en los tanques de almacenamiento.

Separador de medición

La separación de los fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y la medición de los

líquidos es llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes comúnmente son referidos

como separadores de medición y están para operación bifásica y trifásica. Estas

unidades están en modelos especiales que los hacen adecuados para la medición

precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del líquido es normalmente

llevada a cabo por acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes dados en un

compartimiento de medición ubicado en la parte más baja del recipiente.

Separador elevado

Los separadores son instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanques o

sobre plataformas costa afuera de tal forma que el líquido pueda fluir desde el separador

hacia almacenamiento o a recipientes aguas abajo por gravedad, lo que permite operar

el separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de líquido

que minimiza la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistema de gas a

baja presión. (Contreras, 2004)

Separador por etapas

Cuando el fluido producido es pasado a través de varios separadores en serie, éstos son

referidos como separadores por etapa.

2.7.2 Intercambiadores de calor

El proceso de intercambio de calor entre dos fluidos que se encuentran a diferentes

temperaturas y separados por una pared solida, ocurre en muchas aplicaciones de la

ingeniería. El equipo que se debe usar para llevar a cabo dicho proceso se denomina

intercambiador de calor. Los rangos de temperatura, las fases de los fluidos, la cantidad

de energía térmica que se deberá transferir y la caída de presión permitida para los

fluidos caliente y frio, son algunas de las variables que determinan la configuración del

intercambiador de calor para una aplicación dada. (Karlekar, 1985)

Los intercambiadores de calor normalmente se clasifican de acuerdo con el arreglo

del flujo y el tipo de construcción. Existen diferentes configuraciones geométricas de flujo

posibles en un intercambiador de calor, las más importantes son las siguientes:

Según el arreglo de flujo se clasifican en:

Flujo paralelo: en este tipo de arreglo los fluidos frio y caliente entran por el mismo

extremo, fluyen en la misma dirección y salen por el extremo opuesto. (Ver figura 2.3)

Figura 2.3. Arreglo de flujo paralelo

Flujo a contraflujo o contracorriente: en este tipo de arreglo los fluidos entran por

extremos opuestos, fluyen por direcciones opuestas y salen finalmente por extremos

opuestos. (Ver figura 2.4)

Figura 2.4. Arreglo de flujo a contraflujo o contracorriente

Flujo cruzado: los fluidos se mueven perpendiculares entre sí. Esto quiere decir, que

una de las corrientes puede fluir por el interior del haz de tubos mientras que la otra lo

hace en una dirección generalmente perpendicular a este. Como consecuencia de esto,

se derivan dos configuraciones más, ya que se puede el caso de que ambas corrientes

estén sin mezclar. (Ver figura 2.5)

Figura 2.5. Dos corrientes en flujo cruzado, corrientes sin mezclar

Según el tipo de construcción:

Intercambiadores de tubo y coraza: constituyen la parte más importante de los

equipos de transferencia de calor sin combustión en las plantas de procesos químicos.

Es recomendado cuando se requieren grandes superficies para la transferencia de calor

en forma económica y practica. Consiste de un haz de tubos paralelos encerrados en un

estuche cilíndrico llamado coraza. Las formas específicas difieren con el número de

pasos de tubos y coraza, y el tipo más sencillo recibe el nombre de intercambiador de

calor de tubería doble. (Perry, 1992)

Figura 2.6. Intercambiador de tubo y coraza.

2.7.2.1 Partes de un intercambiador de tubo y coraza

La mayoría de los intercambiadores que utilizan agua de enfriamiento son del tipo tubo y

coraza, debido a su elevada área de transferencia, versatilidad operacional y costo.

Estas razones justifican el estudio de este tipo de intercambiador, a su vez, las

condiciones de diseño recomendadas por sus fabricantes. A continuación se describen

las partes más importantes de un intercambiador de tubo y coraza como lo son: la

coraza, los tubos, los deflectores, chapa de tubos y el haz tubular.

Corazas: son las estructuras cilíndricas en las que se instalan las otras piezas del

intercambiador. La disponibilidad de distintos diseños de coraza aumenta al máximo la

superficie eficaz de transferencia de calor. Las corazas están hechas de tuberías de

acero con diámetro nominal por encima de 30 hasta 60 cm, el diámetro exterior real y el

diámetro nominal de la tubería son los mismos. El espesor normal de las paredes para

corazas es de 0,95 cm que es satisfactorio para presiones de operación del lado de la

coraza hasta 20 kgf/cm2, sin embargo, se pueden lograr mayores espesores de pared

para mayores presiones. (Ondeo-Degrémont, 2000)

Tubos: son los conductores finos ubicados dentro de la coraza que transporta uno de

los dos medios de intercambio de calor. Los tubos de un intercambiador de calor también

se denominan tubos de condensador y no deben confundirse con tuberías de acero. El

diámetro exterior de los tubos de un intercambiador es el diámetro real dentro de una

tolerancia. Estos pueden ser distintas clases de metal como acero, cobre, admiralty,

metal Muntz, latón, cobre/níquel (70/30), bronce de aluminio, aluminio y acero inoxidable.

(Powell, 1992)

Deflectores: consisten en tabiques verticales que hacen que los fluidos cambien de

dirección al circular por la coraza de un intercambiador de calor. En algunos casos,

dependiendo del servicio, los deflectores también pueden ser horizontales o

longitudinales. Para inducir la turbulencia fuera de los tubos es habitual usar deflectores

que hagan que el líquido circule por la coraza perpendicularmente a los ejes de los

tubos. Esto produce una turbulencia considerable, incluso cuando circula una pequeña

cantidad de fluido por la coraza. (NALCO, 1980)

Chapa de tubos: es la pieza de metal ubicada en el externo de un haz de tubos que

sujeta los extremos de los tubos, e impide totalmente el paso de fluidos o gases excepto

por los tubos. (Contreras, 2010)

Haz de tubos: es un grupo montado de tubos y deflectores fabricados en forma de

conjuntos separados que se encuentran dentro de la coraza. Los cabezales de los

canales son los extremos de los intercambiares de calor (a veces forman parte de la

coraza misma y a veces están sujetos por medio de pernos al extremo de la coraza) que

tiene la función de dirigir el fluido del lado de los tubos hacia la tapa del equipo. Un

tabique o deflector de canales es simplemente un deflector con un corte instalado en el

canal de un intercambiador antes de que salga del mismo. El empleo de más de un

tabique o deflector de canales puede hacer que el medio del lado de los tubos haga una

serie de pasadas hacia arriba y hacia abajo del haz de tubos antes de salir del

intercambiador. Hay intercambiadores de hasta 8 a 10 pasos, por los más comunes son

los de 4 a 6 pasos. No siempre es posible tener un número igual de tubos por cada paso

aunque en los intercambiadores grandes de desproporción normalmente no es mayor al

5%. (Snoeyink. & Jenkis, 1987)

2.7.2.2 Análisis de los intercambiadores de calor

Para diseñar o predecir el rendimiento de un intercambiador de calor, es esencial

relacionar la transferencia de calor con cantidades tales como las temperaturas de

entrada y salida del fluido, el coeficiente global de transferencia de calor, y el área

superficial total para la transferencia de calor. (Incropera & Dewitt, 1999)

Figura 2.7. Representación de los fluidos caliente y frio de un intercambiador de

calor.

2.8 Flujo de fluidos en tuberías

El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la

conservación de la energía al flujo de fluidos en una tubería, el cual establece que la

energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado

como referencia, es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión

y la altura debida a la velocidad. (PDVSA)

(Ec. 2.1)

donde:

V: Velocidad del fluido

g: Constante de gravedad

ρ: Densidad del fluido

h: Altura geométrica

P: Presión

La fórmula de Darcy–Weisbach usada con los factores de fricción de Moody y un

valor preciso de rugosidad absoluta, se considera la expresión más fundamental para el

cálculo de pérdida de presión para el flujo de líquidos y gases en tuberías.

Ésta es una ecuación empírica que relaciona la pérdida de carga hidraúlica (o

pérdida de presión) debido a la fricción a lo largo de una tubería dada con la velocidad

media del flujo del fluido.

(Ec. 2.2)

dónde:

hf = pérdida de carga debida a la fricción (m).

f = factor de fricción de Darcy (adim).

L = longitud de la tubería (m).

D = diámetro de la tubería (m).

v = velocidad promedio del fluido (m/s).

g = aceleración de la gravedad: g = 9,81 m/s2

El uso de las fórmulas de Panhandle o Weymouth, para calcular la pérdida total de

presión de tubería para gases, es a la vez más conveniente y de igual precisión que la

fórmula de Darcy–Weisbach, para pérdidas de presión que excedan el diez por ciento de

la presión de entrada. (PDVSA)

g

V

D

Lfh f

2

2

constghPV

2

2

La ecuación de Weymouth contempla flujos completamente turbulentos y en

diámetros menores a 12”.

(Ec. 2.3)

donde:

Q = Tasa de Flujo, pies cúbicos por hora a Tb y Pb. (Pie3/h)

Tb = Temperatura base o de contrato (°R) normalmente 520 °R.

Pb = Presión base o de contrato, lpca.

P1 = Presión de entrada al sistema considerado, lpca.

P2 = Presión de salida del sistema, lpca.

d = Diámetro interno de la tubería (pulg).

γ = Gravedad especifica del gas (adimensional)

Tf = Temperatura promedio del gas en el sistema en condiciones de flujo (°R).

L = Longitud de la tubería, millas.

La ecuación de Panhandle presentada a continuación aplica satisfactoriamente en

tuberías comerciales de 6 a 24 pulgadas bajo números de Reynolds entre 5x106 a

14x106.

:

6182.2

5394.0

4606.0

2

2

2

1

07881.1

****

**87,435 DZLT

PPE

Pb

TbQ

p

(Ec. 2.4)

donde:

Q = Caudal, m3/día.

D = Diámetro, (cm).

P1 y P2 = Presión, Kg/cm2 (abs).

γ = Gravedad especifica del gas (adimensional)

Tf = Temperatura del fluido (°C)

L = Longitud (Km).

E = Eficiencia de tubería, factor de experiencia (Adim).

Z = Factor de Compresibilidad del Gas.

Pb y Tb = Presión Base y Temperatura Base respectivamente (°R)

2.9 Estimado de costos

Es un pronóstico de los costos que conforman un proyecto de alcance y estrategia de

ejecución definidos que respalda la toma de decisiones en cada una de las fases de un

proyecto, el cual varía desde una estimación preliminar basada en una información

gruesa de las dimensiones del proyecto propuesto, hasta una estimación detallada

basada en planos y especificaciones completos. Entre estos dos extremos de estimación

de inversión de capital, pueden existir muchas otras clases de estimaciones, cuya

exactitud varía de acuerdo con el grado de desarrollo del proyecto. (PDVSA, 1999)

Todas las plantas e instalaciones son diseñadas para adecuarse a las condiciones

normales de operación, pero deben ser capaces de soportar alteraciones previsibles,

aunque sean ocasionales, sin generar daños. La seguridad de una instalación de

proceso debe iniciarse en la fase de diseño, seleccionando los debidos componentes e

instalándolos bajo normas y con rigurosos controles de calidad.

Los beneficios de la estimación de costos se resumen a continuación:

Beneficios desde el punto de vista económico

Visión temprana de alcance, costo, beneficios del proyecto.

Visión de costo durante la ingeniería de diseño, lo que permite hacer cambios al

alcance original garantizado calidad.

Contratación de obras a precios más justos (ahorros).

Base para comprar reclamos de obras contratistas.

Beneficios desde el punto de vista de la planificación

Permite la planificación de desembolsos a mediano y largo plazo.

Permite estimar de forma más efectiva los fondos en el presupuesto de inversiones.

Beneficios desde el punto de vista de control

Herramienta fundamental para un seguimiento de costos y avances de obras.

De acuerdo al grado de avance de la ingeniería y al método empleado los estimados

se clasifican en:

2.9.1 Clase V

Sé ha determinado la necesidad de un bien y servicio y/o se ha iniciado su

conceptualización. Existe una definición global a "grosso modo" del proyecto y de sus

principales unidades de proceso, donde la información disponible se limita esencialmente

a trabajos de laboratorio, tamaño o capacidad propuesta, ubicación geográfica, etc. La

probabilidad de que los costos finales resulten, dentro de más o menos 10% del

estimado, es del 15%.

2.9.2 Clase IV

Estimado con ingeniería conceptual completada, y se ha avanzado en las

especificaciones del diseño básico. Se han concluido los estudios para la preselección el

tipo y tamaño de los equipos mayores, así como también se han preparado los

diagramas principales de flujo y los requerimientos de servicios profesionales. La

probabilidad de que los costos finales resulten, dentro de más o menos 10% del

estimado, es un 30%.

2.9.3 Clase III

Es un pronóstico realizado después que la "base del diseño" del proyecto se ha

completado el 60 % de la ingeniería básica. Se han concluido también los estudios para

seleccionar el tipo, tamaño y parámetros de diseño para las plantas de procesamiento y

otras unidades y se ha comenzado el trabajo de diseño de equipos básicos incluyendo

las especificaciones de diseño. La probabilidad de que los costos finales resulten, dentro

de más o menos 10% del estimado, es del 60%.

2.9.4 Clase II

Es un pronóstico basado en especificaciones de diseño completadas (ingeniería básica),

las cuales son de un alcance suficiente como para definir íntegramente el proyecto para

el diseño y la ingeniería de detalle subsiguiente. Los principales componentes de

equipos, edificios, requerimientos de almacenaje, entre otros, han sido completamente

especificados en lo referente a tamaño, detalles críticos de diseño, materiales de

construcción, distribución física, entre otros. La probabilidad de que los costos finales

resulten, dentro de más o menos 10% del estimado, es del 80%.

2.9.5 Clase I

Es un estimado para contratación de obras y/o servicio acompañado de un pronóstico de

desembolsos, y que es realizado cuando el avance de la ingeniería de detalle es tal que

se dispone del diseño completo de fundaciones, estructuras, despliegues de líneas y

tuberías y se conocen cómputos métricos de los materiales de construcción. La

probabilidad de que los costos finales resulten dentro de más o menos el 10% del

estimado es del 90%. (PDVSA, 1983)

2.9.6 Estructura del estimado de costos

Los estimados de costos están estructurados de la siguiente forma:

Costo de ingeniería

Costo de los honorarios profesionales y costos asociados para el desarrollo de las

ingenierías conceptual, básica y detalle y apoyo a la procura. Incluye costo de

supervisión y aseguramiento de calidad.

Costo de procura

Costo de los materiales, equipos mayores y menores necesarios para la ejecución del

proyecto, así como también los costos asociados tales como: seguros, fletes,

nacionalización, transporte nacional, inspección en talleres y representantes de

vendedores, entre otros.

Costo de construcción

Costos de todos los materiales suministrados por la contratista, equipos de construcción

y mano de obra requeridos para llevar a cabo la ejecución de la obra, incluyendo los

costos de administración y utilidad del contratista. Así mismo, incluye los costos de

supervisión de construcción y aseguramiento de calidad de la obra.

Costo de gestión

Costos asociados a la gerencia del proyecto, incluyen tanto los honorarios profesionales

como los gastos reembolsables.

Costo de arranque

Costos asociados a asistencia técnica para el arranque, cuadrillas de arranque, químicos

y entrenamiento al personal de operación.

2.10 Descripciones del programa de simulación

Los programas utilizados en Ingeniería y muchos simuladores de procesos, reflejan el

avance tecnológico que ha tenido en los últimos años, la ingeniería de sistemas, la

informática y la computación. Estos paquetes permiten resolver de una forma rápida y

sencilla, infinidad de cálculos que continuamente realiza el ingeniero de procesos para el

análisis, evaluación y diseños de muchos equipos, además de cálculos de las

propiedades fisicoquímicas y termodinámicas de las corrientes involucradas, que de otra

forma llevarían semanas enteras de trabajo, se obtienen fácilmente en pocos minutos.

(Luque. S & Vega. A, 2005)

2.10.1 Hysys

El programa Hysys es un simulador desarrollado por la empresa Hyprotech, que permite

predecir las propiedades de los fluidos en diferentes plantas de procesos, donde puede

estar involucrados gran variedad de equipos tales como separadores, intercambiadores

de calor, compresores, bombas, entre otros. El programa realiza los cálculos en estado

estacionario y permite predecir las propiedades termodinámicas y variables de acuerdo a

la composición química de los fluidos involucrados.

Una buena elección del método termodinámico a emplear en la simulación es de

suma importancia para obtener resultados correctos. Los métodos termodinámicos

usados son las ecuaciones de estado, las cuales son expresiones matemáticas que

relacionan la densidad, temperatura, presión y composición. De una ecuación de estado

se puede calcular tanto el equilibrio de los componentes como sus entalpias y entropías.

Dicho simulador funciona como una estructura modular no secuencial, lo cual permite

introducir la información de una manera fácil en el orden en que el usuario lo requiera,

haciéndolo de esta manera interactiva. Hysys tiene la ventaja que reconoce cuando tiene

suficiente para realizar un cálculo y es consciente de los grados de libertad; por eso

cuando no se puede realizar una operación, quiere decir que no se dispone de la mínima

información necesaria. Cuando se realiza un cambio en alguna corriente u operación,

Hysys recalcula el proceso automáticamente, lo cual permite que el usuario enfoque su

atención en el plan conceptual de su problema y dejar los cálculos al simulador, que es

para lo que fue diseñado originalmente.

El programa HYSYS es una extensión de un simulador denominado HYSIM

desarrollado por Hyprotech para simular procesos de gas natural, refino de petróleo,

petroquímica y combustibles sintéticos el cual estaba inicialmente desarrollado sólo para

llevar a cabo modelización en estado estacionario. Empleando HYSYS es posible llevar

a cabo una simulación en estado estacionario, posteriormente adicionar controladores y

activar el integrador para llevar a cabo una simulación dinámica. Es un simulador

completamente interactivo que se diferencia de otros simuladores (por ejemplo, ASPEN

PLUS, PRO/II o CHEMCAD) en dos aspectos característicos: interpreta interactivamente

los comandos, desde el momento en que éstos se introducen, mientras que la mayoría

de los simuladores comerciales requieren que se pulse la tecla “Run” una vez que se ha

finalizado la introducción de datos. Además, pese a que -al igual que otros programas de

simulación utiliza subrutinas o procedimientos para modelizar las unidades de proceso,

es capaz propagar la información hacia adelante o hacia atrás a través de una operación

unitaria. Esto hace que en muchos casos sean innecesarios cálculos iterativos. Cuando

se suministra cualquier información nueva, el programa determina automáticamente qué

nueva información puede calcularse. (Aguilar. J, 2006)

CAPITULO III

DESARROLLO DEL PROYECTO

Para la realización de este trabajo y así cumplir con los objetivos trazados se llevó a

cabo la siguiente metodología:

3.1 Diagrama de flujo del sistema para la remoción de posibles condensados de

una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas combustible.

Para elaborar este tipo de diagrama es necesario tomar en consideración lo estipulado

por las normas PDVSA N° L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de proceso”, PDVSA N°

L-TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso” las cuales explican de forma detallada los

pasos a seguir y los diferentes parámetros a considerar para su elaboración.

El diagrama representativo del sistema para la remoción de posibles condensados

de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas combustible se realizara

por medio del uso del programa Microsoft Office Visio 2007 el cual posee diferentes

categorías a seleccionar para la elaboración de todo tipo de diagramas de oficina,

diagramas de bases de datos, diagramas de flujo de programas, Diagramas de

Ingeniería entre otros.

En primer lugar el programa nos muestra una ventana en el que nos permite

seleccionar la categoría a utilizar, para este caso se selecciona la categoría de ingeniería

donde muestra los diferentes diagramas que nos ofrece el programa.

Se selecciona el diagrama de flujo de procesos que ofrece la categoría para

proceder a elaborar el diagrama.

Una vez que se ingresa a la sección de creación de diagrama, el programa muestra

una barra de herramientas que permite seleccionar los equipos que se pueden utilizar

para la elaboración del diagrama tales como intercambiadores, recipientes, válvulas,

accesorios y los canalizadores que nos permitirán realizar la interconexión entre los

equipos a utilizar.

Para el diseño de los equipos que se deben implementar para la remoción de

posibles condensados en una corriente de gas se requiere la caracterización de la

corriente. De acuerdo a los datos suministrados, la corriente de gas se encuentra a una

temperatura de 90 °F y una presión de 540 psig, un caudal 0,2033 MMPCSD de gas

natural y cuya composición se presenta en la tabla 3.1

Tabla 3.1. Composición de la corriente de Gas Natural de entrada al sistema

Composición Flujo Molar

(lbmol/hr)

%mol

N2 0,031 0,14

CO2 1,105 4,95

C1 17,789 79,71

C2 2,145 9,61

C3 0,732 3,28

i-C4 0,130 0,58

n-C4 0,212 0,95

i-C5 0,060 0,27

n-C5 0,049 0,22

C6 0,035 0,16

C7 0,020 0,09

C8 0,008 0,03

C9 0,001 0,01

C10+ 0,0002 0,00

H2S 0,000 0,00

H2O 0,000 0,00

Los valores de las propiedades fisicoquímicas del gas, las cuales se muestran en la tabla

3.2.

Tabla 3.2. Propiedades del Gas Natural de entrada al sistema

Propiedades Corriente de entrada

Temperatura (°F) 90

Presión (psig) 540

Flujo Molar (lbmol/hr) 22,32

Flujo Másico (lb/hr) 465,50

Flujo volumétrico del gas (MMscfd) 0,2033

Viscosidad (cP) 0,01

Densidad (lb/pie³) 2,22

Capacidad Calorífica (Btu/lb ⁰F) 0,54

Entalpia (MBtu/hr) -0,91

Peso Molecular (lb/lbmol) 20,86

Gravedad Específica 0,7201

Z 0,8849

Como medio de enfriamiento en el intercambiador de calor se encuentra disponible

una corriente de gas con una temperatura de 68 °F, una presión de 484 psig y un flujo

volumétrico de 1,8 MMPCSD. La composición de dicha corriente se presenta en la tabla

3.3

Tabla 3.3. Composición de la corriente de gas de enfriamiento

Composición %mol

N2 0,025945514

CO2 0,0532880950

C1 0,8228719689

C2 0,1181518810

C3 0,0028939228

i-C4 0,0000997904

n-C4 0,0000997904

i-C5 0,0000000000

n-C5 0,0000000000

C6 0,0000000000

C7 0,0000000000

C8 0,0000000000

C9 0,0000000000

C10+ 0,0000000000

H2S 0,0000000000

H2O 0,0000000000

3.2 Balances de materia y energía del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible empleando el simulador Hysys.

Los simuladores de procesos permiten la realización de balances rigurosos de materia y

energía para una amplia gama de procesos químicos y petroquímicos. Se utilizan en el

diseño de nuevos procesos, optimización de procesos existentes, evaluación del efecto

de cambios en las condiciones de operación.

Inicialmente en el simulador fue seleccionada como paquete termodinámico la

ecuación de estado Peng-Robinson

Se introdujo la corriente de entrada de Gas Natural y de gas de enfriamiento

utilizando valores de composición y condiciones de operación mostrados en las tablas

3.1, 3.2 y 3.3 respectivamente

Se realizó el diagrama de la simulación conectando las corrientes de entrada y

salida las cuales se ubicaron de acuerdo al diagrama de flujo de proceso.

Una vez introducido los datos necesarios se obtienen los valores de las

propiedades y condiciones de las corrientes salientes e intermedias del proceso cuyos

resultados se muestran en la tabla 4.1

Figura 3.1. Diagrama del sistema para la remoción de posibles condensados de una

corriente de gas natural

3.3 Diseño de los equipos necesarios del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible

3.3.1 Dimensionamiento de las tuberías de proceso

Para dimensionar las tuberías del proceso, se utiliza el flujo del fluido correspondiente a

las condiciones de diseño.

Todas las tuberías se dimensionan considerando la velocidad máxima permitida

desde el punto de vista de vibración, ruido y erosión. Para cumplir con éstos

requerimientos se utilizan criterios de diseño PDVSA, los cuáles se basan en las

ecuaciones fundamentales de flujo de fluidos (ecuaciones 2.1, 2.2, 2.3, y 2.4) y facilitan

la metodología que se va a llevar a cabo.

El espesor estándar más común para tuberías es el derivado del American

Petroleum Institute (API), dónde las tuberías se clasifican según el espesor de pared de

tubería, llamado Schedule. Estos están relacionados con la presión nominal de la tubería

y son un total de once, comenzando por 5 y seguido de 10, 20, 30, 40, 60, 80, 100, 120,

140 y 160. Para tuberías de diámetro nominal de 6 pulgadas y menores, el Schedule 40

(denominado a veces ‘standard weight’) es el más ligero. Además este cubre la gama

completa de medidas nominales desde ½ hasta 24 pulgadas, lo que representa una fácil

disponibilidad a la hora de seleccionar el diámetro nominal.

Para evitar que ocurra taponamiento por ensuciamiento ante la posible presencia de

sólidos suspendidos en el flujo que transita por las tuberías, el diámetro nominal elegido

para dichas tuberías no debe ser menor a 2 pulgadas.

Los cálculos de las tuberías de líquido y gas del proceso se sustentan en los

flujos mostrados en la tabla 3.4.

Tabla 3.4 Flujos de las corrientes del proceso

3.3.1.1 Cálculos para el dimensionamiento de la tubería de líquido

El dimensionamiento de la tubería de descarga de condensado del separador se efectúa

principalmente a partir de la velocidad del flujo, por tal motivo se aplicaron los criterios de

diseño para la caída de presión y velocidad de acuerdo a la norma PDVSA 90616.1.0.24

“Dimensionamiento de tuberías de procesos” que se muestran en las tablas 3.5 y 3.6

respectivamente.

Tabla 3.5 Caídas de presiones recomendadas para tuberías de líquido (PDVSA

90616.1.0.24 Dimensionamiento de tuberías de procesos)

Servicio Perdida friccional de

carga hidrostática (pie

de líquido/ 100 pie de

tubería)

Notas

Agua 1-2

Hidrocarburo 1-3

Bomba centrifuga Verifique el

NPSH: 6 pie/s

velocidad

máxima

Succión 1-3

Descarga 2-4

Flujo Volumétrico

MMscfd Bpd

Gas Natural de

entrada

0,2033 -

Corriente al

Separador

0,2031 0,0903

Gas Natural hacia

combustión

0,2031 -

Condensado - 0,0903

Tabla 3.6 Criterios de velocidad (PDVSA 90616.1.0.24 Dimensionamiento de tuberías de

procesos)

Criterios de velocidad para hidrocarburos líquidos

Diámetro nominal (pulg)

2 o menor 3 a 10 10 a 20

Descripción Velocidad (pie/s)

Succión de bomba 1,5 a 2,5 2 a 4 3 a 6

Cabezal de descarga (largo) 2,5 a 3,5 3 a 5 4 a 7

Conexiones de descarga (corta) 4 a 9 5 a 12 8 a 15

Drenajes 3 a 4 3 a 5 -

Diámetro de línea de condensado

Se efectúa el cálculo de diámetro preliminar aplicando los criterios para

dimensionamiento de líneas de líquidos y la ecuación de continuidad la cual se

muestra a continuación:

(Ec. 3.1)

dónde:

Dmin=diámetro mínimo de la tubería en pulg.

Q= caudal de líquido en pie3/s.

V = velocidad del fluido en pie/s.

Los diámetros nominales de las tuberías seleccionadas son iguales al

inmediato superior calculado y que sea comercial.

De acuerdo a la tabla 3.4 el caudal de líquido es de 0,0903 bpd (5,9x10-6

pie3/s). De

la tabla 3.6 se define que la velocidad permitida en líneas con diámetros igual o menor a

2 pulgadas para hidrocarburos líquidos, debe estar en un rango de 2,5 a 3,5 pie/s para

cabezal de descarga largo.

De acuerdo a la Ec. 3.1 el diámetro mínimo es:

Dmin=0,0014 pie= 0,0168 pulg

El diámetro nominal que cumple con el mínimo requerido es la tubería de 2 pulgadas

“Schedule” 40 (DI= 2,07)

Una vez obtenido el diámetro de la tubería se calcula la velocidad del fluido, la cual

se despeja de la ecuación 3.1 quedando de la siguiente manera:

(Ec. 3.2)

Utilizando la Ec. 3.2 se calcula la velocidad del fluido

3.3.1.2 Cálculo para el dimensionamiento de las tuberías de gas

Se considera como criterios de diseño que las velocidades del gas no superen la

velocidad de erosión de las tuberías.

La velocidad máxima en las tuberías no debe superar el 80 % de la

velocidad de erosión, dada por la siguiente ecuación:

(Ec. 3.3)

Dónde:

Ve= velocidad de erosión en pie/s.

ρ= densidad del fluido en lb/pie3

De acuerdo a la norma PDVSA L-TP 1.5 “Cálculo hidráulico de tuberías”, los

criterios hidráulicos para gases y vapores (no vapor de agua) son los siguientes:

Tabla 3.7. Criterios de caída de presión por unidad de longitud para gases y vapores

Tipo de servicio

P (psi/100 pie)

Nivel de presión, psig

P > 500 ≤2

200 < P ≤500 ≤1,5

150 < P ≤200 ≤0,6

50 < P ≤150 ≤0,3

0 < P ≤50 ≤0,15

Subatmosférica ≤0,1

Gas dentro de los límites de batería ≤0,5

Diámetro de línea de Gas Natural de Entrada

Para el cálculo de la tubería de gas se debe llevar el flujo de gas a las

condiciones de operación con la siguiente ecuación:

(Ec.3.4)

dónde:

Qop= caudal de gas en pie3/s.

T= temperatura de operación en °R.

Z= factor de compresibilidad de los gases adimensional.

P= presión de operación en psia.

Qg= flujo volumétrico del gas en MMscfd

Se sustituye los valores de la tabla 3.2, arrojando el siguiente valor:

Para obtener la velocidad máxima se calcula el 80% de la velocidad de erosión con

la ecuación 3.3 sustituyendo los valores de la tabla 3.2 dando el siguiente resultado:

Una vez obtenido la velocidad y el caudal de gas se calcula el diámetro de la

tubería con la ecuación análoga a la 3.1 pero en este caso para el gas.

Dmin=0,037 pie= 0,444 pulg

El diámetro nominal que cumple con el mínimo requerido es la tubería de 2 pulgadas

“Schedule” 40 (DI= 2,07)

Una vez obtenido el diámetro de la tubería se calcula la velocidad del fluido, con la

ecuación 3.2

El cálculo de la tubería de Gas Natural hacia el sistema de combustión fue realizado

con la misma metodología sustituyendo los datos de la tabla 4.1.

Los resultados arrojados se muestran en la tabla 4.2

3.3.1.3 Cálculo para el dimensionamiento de la tubería de flujo multifásico

Los criterios dados por separado para las fases líquidas y vapor se pueden

aplicar al flujo bifásico en tuberías horizontales, como se indica a continuación:

Para flujos donde el líquido es dominante (Rl ≥ 0,7) se pueden usar los criterios

dados para líneas de líquido.

Para flujos donde el gas es dominante (Rl ≤ 0,0001) se pueden usar los

criterios dados para líneas de gas.

Para flujos bifásicos con valores intermedios de Rl se deben satisfacer los criterios

tanto del vapor como del líquido.

Rl se define como la resistencia real del líquido dentro de la tubería, y está dado por

la expresión:

(Ec. 3.5)

Dónde:

Ql= flujo volumétrico del líquido en bpd.

Qg= flujo volumétrico del gas en bpd.

Para el cálculo RI se debe llevar el flujo volumétrico del gas de la corriente al

separador a bpd con la siguiente ecuación:

(Ec.3.6)

Dónde:

Q= flujo volumétrico de la fase gas en bpd

Qop= caudal de la fase gas en pie3/s.

El caudal de la fase gas en pie3/s se calcula con la ecuación 3.4, sustituyendo de

valores de la fase gas de la corriente al separador mostrados en la tabla 4.1, obteniendo

el siguiente valor:

Una vez obtenido caudal de la fase gas en pie3/s se obtiene el flujo volumétrico de la

fase gas en bpd con la ecuación 3.6

Con el flujo volumétrico de la fase gas obtenido y el flujo volumétrico de la fase

líquida de la corriente al separador mostrado en la tabla 4.1, se determina la resistencia

real del líquido con la ecuación 3.5, alcanzando el siguiente resultado:

Según el valor de Rl arrojado, el flujo de la fase gas en la corriente al separador es

dominante, por lo tanto el dimensionamiento de dicha tubería seguirá la metodología de

las tuberías de gas.

Los resultados obtenidos se muestran en la tabla 4.2

3.3.2 Dimensionamiento del separador vertical

El dimensionamiento del separador, es un procedimiento de ensayo y error el cuál

se realizó bajo normas PDVSA. El fluido opera bajo las características mostradas en la

tabla 3.8

Tabla 3.8 Datos necesarios para el dimensionamiento del separador

Propiedades

Presión (psia) 544,7

Temperatura (°R) 530

Densidad del gas (lb/pie³) 2,315

Densidad del condensado (lb/pie³) 38,72

Densidad de la mezcla (lb/pie³) 2,319

Gravedad especifica del condensado 0,6202

Flujo volumétrico del condensado

(bpd)

0,0903

Flujo volumétrico del gas (MMscfd) 0,2031

Flujo másico del condensado (lb/s) 2,3x10-4

Flujo másico del gas (lb/s) 0,129

Z 0,8704

3.3.2.1 Diámetro del separador

Como primer paso para determinar el diámetro del separador se debe determinar el flujo

volumétrico a condiciones operacionales del gas con la ecuación 3.4 y del condensado

despejando la ecuación 3.6 obteniendo los siguientes resultados.

Para el gas:

Para el condensado:

Seguidamente debe estimarse la velocidad del gas (Vg) utilizando la siguiente

ecuación:

(Ec. 3.7)

dónde:

K= constante de Souders Brown (eliminador de niebla) en pie/s.

ρl= densidad del condensado en lb/pie³.

ρg= densidad del gas en lb/pie³

La constante de Sounders Brown se determina aplicando el siguiente criterio:

dónde:

Wl= Flujo másico del condensador en

Wg= Flujo másico del gas en lb/s

Sustituyendo los términos de flujo másico mostrados en la tabla 3.8

Como 0,1 el valor del factor K a utilizar es 0,35

Introduciendo los valores en la ecuación 3.7

Una vez obtenida la velocidad del gas se procede a calcular el diámetro del

separador haciendo uso de la siguiente ecuación:

(Ec. 3.8)

Sustituyendo los términos en la ecuación 3.8

Diámetro mínimo es igual a 3 pulgadas.

El diámetro comercial para el separador que cumple con el diámetro mínimo

requerido es de 12 pulgadas.

3.3.2.2 Diámetro de las boquillas del separador

Para el cálculo de las boquillas se utiliza la siguiente ecuación:

(Ec. 3.9)

dónde:

DB=diámetro de la boquilla en pie

VB= velocidad en la boquilla (pie/s)

Q= caudal del fluido (pie³/s)

Con la finalidad de tener un régimen de flujo adecuado, para el cálculo de la

velocidad del flujo que circula por la boquilla se utiliza la siguiente relación:

(Ec. 3.10)

dónde:

ρ= densidad del fluido en lb/pie³

Cálculo de la boquilla de entrada

El flujo que circula por la boquilla de entrada comprende gas y condensado, por lo tanto

en las ecuaciones 3.9 y 3.10 se utilizaran las propiedades de la mezcla.

Introduciendo la densidad de la mezcla mostrada en la tabla 3.8 en la ecuación 3.10

se determina la velocidad en la boquilla de entrada.

El caudal de la mezcla viene dado por la siguiente ecuación:

(Ec. 3.11)

dónde:

Qm= caudal de la mezcla en pie3/s.

Qopc= caudal de condensado en pie3/s.

Qopg= caudal de gas en pie3/s.

Sustituyendo en la ecuación 3.11

Una vez obtenido el caudal de la mezcla se sustituyen los valores en la ecuación 3.9

El diámetro comercial que cumple con el mínimo requerido para la boquilla de entrada es

de 2 pulgadas

Cálculo de la boquilla de salida de gas

El flujo que circula por la boquilla comprende solo gas, por lo tanto en las ecuaciones 3.9

y 3.10 se utilizaran las propiedades del gas.

Introduciendo la densidad del gas mostrada en la tabla 3.8 en la ecuación 3.10 se

determina la velocidad en la boquilla de salida de gas.

Se sustituyen los valores en la ecuación 3.9

El diámetro comercial que cumple con el mínimo requerido para la boquilla de salida

de gas es de 2 pulgadas

Cálculo de la boquilla de salida de condensado

Para la velocidad de la boquilla de salida de condensado el valor se escoge de un rango

de 3 a 3,3 pie/s, para evitar que se origine erosión y/o deposición.

El valor seleccionado fue 3,15 y se introduce en la ecuación 3.9

El diámetro comercial que cumple con el mínimo requerido para la boquilla de salida de

condensado es de 2 pulgadas.

3.3.2.3 Altura del separador

La altura total del separador se calcula con la siguiente ecuación:

(Ec. 3.12)

dónde:

ht= Altura del separador (pulg)

h1= Distancia entre la línea tangente superior y el demister (pulg)

h2= Altura del demister o extractor de niebla (pulg)

h3= Distancia entre el demister y la boquilla de entrada (pulg)

h4= Diámetro de la boquilla de entrada (pulg)

h5= Distancia entre la boquilla de entrada y el nivel de liquido (pulg)

h6= Nivel de líquido (pulg)

Cálculo de h1

Se hace uso de la siguiente ecuación para el cálculo de la distancia h1:

(Ec. 3.13)

dónde:

dsep= Diámetro comercial del separador (pulg)

dBG= Diámetro comercial de la boquilla de salida de gas (pulg)

h0= Distancia de la boquilla de salida de gas a la línea tangente superior (pulg)

La distancia h0 se determina con la siguiente relación:

(Ec. 3.14)

Sustituyendo el valor en la ecuación 3.14

Una vez obtenido h0 se introducen los valores en la ecuación 3.13

Cálculo de h2

La altura del extractor de niebla tiene un valor de 6 pulgadas, por lo tanto la distancia h2

tendrá siempre el mismo valor.

Cálculo de h3

La distancia h3 es el 60% del diámetro del separador y se obtiene con la ecuación a

continuación

(Ec. 3.15)

Sustituyendo el valor en la ecuación 3.15

El valor mínimo permitido para la distancia h3 es de 36 pulgadas, por lo tanto no se

utiliza el valor calculado.

Cálculo de h4

La distancia h4 representa el diámetro de la boquilla de entrada cuyo valor es 2

pulgadas.

Cálculo de h5

La distancia h5 es el 30% del diámetro del separador y se obtiene con la ecuación a

continuación

(Ec. 3.16)

Sustituyendo el valor en la ecuación 3.16

El valor mínimo permitido para la distancia h5 es de 24 pulgadas, por lo tanto no se

utiliza el valor calculado.

Cálculo de h6

Se hace uso de la siguiente ecuación para el cálculo de la distancia h6:

(Ec. 3.17)

dónde:

Vl= Volumen de retención de líquido en pie3

Al= Área ocupada de líquido en el recipiente en pie2

El volumen de retención de líquido se determina utilizando la siguiente ecuación:

(Ec. 3.18)

dónde:

Tr= tiempo de retención de líquido en min

Qopc= caudal de condensado en pie3/s.

El tiempo de retención de líquido se elige según la norma API 12J y se muestran en

la tabla 3.9

Tabla 3.9 Tiempo de retención en función de los grados API (API Specification

12J, 1989)

⁰API Minutos

>40 1-2

25 – 40 3

<25 5

Para obtener los grados API del condensado se utiliza la siguiente ecuación:

(Ec.3.18)

dónde:

γL= Gravedad específica del condensado (adim)

Introduciendo el valor mostrado en la tabla 3.8 en la ecuación 3.18 se obtiene:

Para el valor API arrojado el tiempo de retención seleccionado según la norma API

12J es de 1,5 min, el cual se introduce en la ecuación 3.18 obteniendo lo siguiente:

El área ocupada de líquido se determina utilizando la siguiente ecuación:

(Ec. 3.19)

dónde:

dsep= Diámetro comercial del separador (pie)

Introduciendo el diámetro en la ecuación 3.19 se obtiene:

Sustituyendo los términos en la ecuación 3.17

Finalmente una vez obtenidos las distancias h1-6, se introducen en la ecuación 3.12

para determinar la altura del separador

Por último se tiene como criterio de diseño la relación de esbeltez del separador.

Según PDVSA para separadores verticales está en un rango de 3 a 5, por lo tanto éste

fue el rango seleccionado.

La relación de esbeltez para el separador se calcula con la siguiente ecuación

(Ec. 3.20)

dónde:

L/D = Relación de Esbeltez

dsep= Diámetro comercial del separador (pulg)

ht= Altura del separador (pulg)

Sustituyendo los valores en la ecuación 3.20

La relación de esbeltez obtenida no cumple con el rango de diseño seleccionado, por

lo tanto se debe reemplazar el diámetro comercial con el inmediato superior y realizar

nuevamente los cálculos de las distancias h0, h1, h3, h5 y h6 hasta que se cumpla con el

criterio. Los resultados de las iteraciones se muestran en la tabla 3.10

Tabla 3.10 Iteraciones de la Relación de esbeltez

dsep

(pulg)

h0(pulg) h1(pulg) h3(pulg) h5(pulg) A

(pie2)

h6(pulg) ht(pulg) L/D

12 3 2 36 24 0,7854 8,11x10-3

70,1 5,8

16 4 3 36 24 1,3963 4,56x10-3

71 4,4

3.3.3 Dimensionamiento del intercambiador de calor

Utilizando el programa de simulación Hysys se determinaron las propiedades físicas de

las corrientes de entrada y salida del intercambiador, del lado de los tubos y del lado de

la coraza, y se presentan en la tabla 3.11.

Tabla 3.11 Condiciones de operación y propiedades físicas de los fluidos en el

intercambiador.

Lado Tubos Lado Carcaza

Entrada Salida Promedio Entrada Salida Promedio

Temperatura (°F) 90 70 80 68 69,78 68,89

Peso Molecular 20,86 20,86 20,86 19,31 19,31 19,31

Densidad (lb/pie3) 2,217 2,319 2,268 1,891 1,840 1,8655

Cond. térmica

(BTU/h.pie2°F)

0,0199 0,0191 0,0195 0,0192 0,0192 0,0192

Capacidad Calorífica

(Btu/lb ⁰F)

0,5418 0,5435 0,5427 0,5337 0,5321 0,5329

Viscosidad (cP) 0,0125 0,0122 0,0124 0,0119 0,0119 0,0119

Flujo Másico Lb/hr 465,50 3816,8

Gravedad Específica 0,7201 0,7193 0,7197 0,6667

Coeficiente de

transferencia de calor

total

1,156 BTU/h pie2°F

3.3.3.1 Cálculo del calor perdido por el gas en el intercambiador de calor

Para realizar el cálculo del calor perdido se empleó la siguiente ecuación.

(Ec. 3.21)

Dónde:

Q: calor perdido (Btu/h)

mg: masa del gas natural (lb/h)

cp: capacidad calorífica (Btu/lb.°F)

T1: temperatura de entrada de la carcaza del intercambiador (°F)

T2: temperatura de salida de la carcaza del intercambiador (°F)

Se usan las propiedades físicas promedio del gas, encontradas en la tabla 3.11 y se

sustituye en la ecuación 3.21. Para un flujo de gas de 465,50 lb/h:

= 𝑚 𝐶 ( 1 2)

3.3.3.2 Cálculo de la media logarítmica de la diferencia de temperaturas (LMTD)

El intercambiador a diseñar es (1-2), es decir, constata de un paso por la coraza y dos

pasos por los tubos. Se asumió este tipo de intercambiador por ser uno de los más

empleados en este tipo de sistemas

La media logarítmica de la diferencia de temperaturas se determina usando la

siguiente ecuación:

(Ec. 3.22)

Donde:

(Ec. 3.23)

Para realizar el cálculo del factor de corrección (Ft) mediante el uso de la figura A.1

(ver anexo A), es necesario calcular los factores R y P.

(Ec. 3.24)

(Ec. 3.25)

Donde:

t1 y t2 representan las temperaturas de entrada y salida del tubo del intercambiador

respectivamente.

Entonces para el cálculo de DTMe se introducen los valores de temperaturas en la

ecuación 3.23:

= 1 2

2 1

= 2 1

1 1

Para determinar el factor de corrección Ft se utilizan las ecuaciones 3.24 y 3.25 para

calcular los parámetros R y P:

Con estos dos valores se lee de la figura A.1. (Ver anexo A) correspondiente a un

intercambiador (1-2) y se lee el factor Ft.

Introduciendo el valor de Ft y DTMe en la ecuación. 3.22

3.3.3.3 Cálculo de la superficie requerida

El área de transferencia de calor en el intercambiador se determina mediante el uso de la

siguiente ecuación:

(Ec.3.26)

Donde los valores Q y LMTD en la ecuación se obtuvieron anteriormente. Por lo

tanto para obtener el área de transferencia de calor (Ax), se necesita evaluar solamente

el coeficiente de transferencia de calor total U.

3.3.3.4 Calculo del coeficiente de transferencia de calor total

Para realizar este cálculo se necesita realizar una serie de iteraciones partiendo de un

coeficiente de transferencia de calor total supuesto obtenido mediante el simulador

𝑥 =

HYSYS, el cual se encuentra en los valores de la tabla 3.11. El valor en la tabla es de

1,156 BTU/h pie2°F y luego de un proceso de iteraciones, se llegó a un valor de:

Sustituyendo los valores correspondientes de la media logarítmica y el calor en la

ecuación 3.26 se obtiene el área de transferencia de calor:

𝑥

𝑥

3.3.3.5 Longitud requerida para la transferencia de calor

De acuerdo a las bibliografías se decide utilizar tubos de acero al carbono BWG 18 de 1

pulg de diámetro. Se sabe que:

(Ec. 3.27)

En donde a partir de la ecuación 3.27, despejando L:

(Ec. 3.28)

Sustituyendo valores correspondientes en la ecuación 3.28 se tiene una longitud

total de:

3.3.3.6 Números de tubos del intercambiador

=

12

La selección de la longitud de los tubos es afectada por la disponibilidad y el costo del

mismo, los tubos de 20 pie de longitud es la medida comúnmente preferida en las

industrias petroleras, petroquímicas y carboníferas nacional (IPPCN).

(Ec.3.29)

Utilizando la ecuación 3.29 y sustituyendo los valores correspondientes se tiene:

Aproximando el valor obtenido se tiene:

3.3.3.7 Cálculo del coeficiente de transferencia de calor convectivo en los tubos

3.3.3.7.1 Cálculo del área de flujo en los tubos

Para realizar este cálculo utiliza la ecuación:

(Ec. 3.30)

Donde el área de flujo de cada tubo (At) es de 0,639 pulg2 para tubos de BWG 18 de

1 pulg de diámetro externo según la figura A.2 (ver anexo A). Sustituyendo los valores

correspondientes en la ecuación 3.30 se obtiene que:

3.3.3.7.2 Cálculo de la velocidad másica en los tubos

Se utilizó la siguiente ecuación:

(Ec. 3.31)

= 𝑞

á

=

144

𝐺 =𝑚

Sustituyendo los valores respectivos en la ecuación 3.31.

𝐺

𝐺

3.3.3.7.3 Cálculo del número de Reynolds

El número de Reynolds para el lado de los tubos se determinó usando esta ecuación:

(Ec. 3.32)

Para realizar los cálculos se transforma la viscosidad promedio del gas de cP de la

tabla 3.11 a lb/hpie y el diámetro interno se transforma a pie.

Para modelo de tubos BWG 18 de 1 pulg de diámetro externo, se tiene un diámetro

interno de 0,902 pulg según la figura A.2 (Ver anexo A). Sustituyendo los valores

correspondientes en la ecuación 3.32 se tiene:

3.3.3.7.4 Coeficiente de transferencia de calor convectivo en los tubos

Se tiene la siguiente ecuación:

= 𝐺

µ

(Ec. 3.33)

El factor de transferencia de calor JHt se lee de la figura A.3 (ver anexo A), utilizando

el número de Reynolds e interceptando en la gráfica, se obtiene un valor de:

El valor del factor φg para gases, vapores de hidrocarburos y agua es 1. Estos

valores y los valores promedio de las propiedades físicas del gas tomadas de la tabla

3.11 se sustituyen en la ecuación 3.33:

3.3.3.8 Cálculo del coeficiente de transferencia de calor convectivo en la carcaza

3.3.3.8.1 Diámetro de la carcaza

Para el diseño de un intercambiador de 67 tubos de 1 pulg de diámetro con arreglo

triangular, con un espaciamiento de 1 1/4 pulg y 2 pasos del gas por los tubos. Utilizando

la figura A.4 (ver anexo A) e interpolando se obtiene un diámetro de la carcaza de 13,25

pulgadas.

3.3.3.8.2 Cálculo del área de flujo en la carcaza

El área de flujo en la carcaza se determinó con la ecuación:

(Ec. 3.34)

Para el cálculo del factor C’ se utilizó la Ec.

𝐶 (Ec. 3.35)

= 𝐻 ∅

( 𝐶 µ

)

13

= 𝐶′

144

El espaciado de deflectores (B), utilizado para mantener una buena distribución de

flujo, y se fijó como el 32% del diámetro interno de la carcaza, el cual se muestra en la

ecuación.

(Ec. 3.36)

Donde Pt se determinó usando la figura A.5 (ver anexo A) para un arreglo triangular

y diámetro del tubo igual a 1 pulgada

Sustituyendo los valores correspondientes en la ecuación 3.35:

𝐶

𝐶

El espaciado de deflectores se determinó con la ecuación 3.36

Sustituyendo los valores correspondientes en la ecuación 3.34 se tiene:

3.3.3.8.3 Cálculo de la velocidad másica en la carcaza

Para el cálculo de la velocidad másica en la carcaza se utilizó la ecuación:

(Ec. 3.37)

𝐺 =𝑚𝑤

= 4 (

12 0,86 1

2 2

412

)

Mediante el uso del simulador, se puede observar en la tabla 3.11 que la cantidad de

gas que circula por la carcaza es de 3816,8 lb/h.

Utilizando la ecuación 3.37 y sustituyendo los valores correspondiente se tiene:

𝐺

𝐺

3.3.3.8.4 Cálculo del número de Reynolds

De igual manera se utilizó la ecuación 3.32, pero en este caso se usa el diámetro

equivalente, el cual se obtiene con la siguiente ecuación:

(Ec. 3.38)

Donde:

RH= área de flujo/perímetro húmedo

(Ec. 3.39)

Sustituyendo la ecuación 3.39 en la ecuación 3.38 se tiene:

(Ec. 3.40)

Se sustituyen los valores correspondientes en la ecuación 3.40 y se obtiene:

𝐻 =

12 0,86 1

2 2

412

Convirtiendo este valor a pies se tiene:

De igual forma que para el lado de los tubos, se transforma la viscosidad promedio

del gas de cP a lb/hpie:

Sustituyendo los valores correspondientes en la ecuación 3.32:

3.3.3.8.5 Coeficiente de transferencia de calor convectivo en la carcaza

Se utiliza la siguiente ecuación:

(Ec. 3.41)

El factor de transferencia de calor para la carcasa (JHs) se lee de la figura A.6 (ver

anexo A), utilizando el número de Reynolds e interceptando en la figura se tiene:

El valor del factor φw según la figura para hidrocarburos líquidos es 0.96. Estos

valores, junto con los promedios de las propiedades físicas del gas, tomadas de la tabla

3.11 se sustituyen en la ecuación 3.41

= 𝐻 ∅ 𝑘

(𝐶 µ

𝑘)

13

3.3.3.8.6 Corrección del coeficiente de transferencia de calor convectivo en los

tubos

Para realizar el cálculo de la corrección del coeficiente de transferencia de calor

convectivo en los tubos se usa la siguiente ecuación:

(Ec. 3.42)

Sustituyendo tenemos en la ecuación 3.42 tenemos:

3.3.3.8.7 Cálculo del coeficiente de transferencia de calor total limpio

Para determinar el coeficiente de transferencia de calor limpio se utiliza la ecuación:

(Ec. 3.43)

Sustituyendo los valores correspondientes en la ecuación 3.43 se tiene:

El coeficiente de transferencia de calor total calculado es parecido al supuesto, lo

que implica que el área de transferencia de calor calculada es la correcta, entonces se

prosigue a calcular la caída de presión en el intercambiador de calor.

=

=

+

3.3.3.9 Caída de presión en el intercambiador de calor

La caída de presión en un intercambiador de calor es producto de tres tipos de perdidas:

las perdidas por fricción debido al fluido, las pérdidas debido a cambios en la dirección

del flujo y las pérdidas causadas por la expansión y contracción en las entradas y salidas

de las boquillas y tubos.

La caída de presión máxima permitida en el lado de los tubos es 10 lb/pulg² y en la

carcaza hasta 20 lb/pulg²

3.3.3.9.1 Caída de presión en el lado de la carcaza

La caída de presión en la carcaza se determina con la ecuación:

(Ec. 3.44)

Para calcular el número de cruces del fluido en la carcaza se utilizó la ecuación

(Ec.3.45)

De la tabla 3.11 se tiene el valor de la gravedad específica del gas:

El factor de fricción leído de la figura A.7 (ver anexo A), utilizando el número de

Reynolds arroja un valor de:

Con la ecuación 3.45 el número de cruces del fluido en la carcaza es:

Sustituyendo los valores en la ecuación 3.44 se tiene:

∆ = 𝐺

2 ( + 1)

5,22 1010 ∅

+ 1 = 12

∆

∆

3.3.3.9.2 Caída de presión en los tubos

La caída de presión total del lado de los tubos se calculó con la ecuación:

(Ec. 3.46)

La gravedad específica del gas del lado tubo se tiene en la tabla:

El factor de fricción para el lado de los tubos se lee de la figura A.8 (ver anexo A):

Los factores Y y B se leen de la figura A.9 (ver anexo A) utilizando la velocidad

másica en los tubos:

Sustituyendo valores en la ecuación 3.46 se obtiene:

∆

∆

Las caídas de presión calculadas en los tubos y en la carcaza son menores a las

permitidas, por lo que se establece que es un diseño aceptable.

∆ =

∅+

3.4 Estimación de costos de materiales y equipos

Esta etapa comprendió la elaboración del estimado de costo según la clase, magnitud,

características, alcance del proyecto. La metodología consiste en una estimación

preliminar, la cual solo se basara en el costo de materiales y equipos mayores del

proyecto.

3.4.1 Estimación de costos del intercambiador de calor

La estimación del costo del intercambiador de calor se realiza mediante el Método de

Guthrie, el cual consiste en lo siguiente:

3.4.1.1 Costo base

Primeramente se determina un costo base utilizando la Fig.B.1 (ver anexo B). Para un

área calculada de 347,287 pie2 se tiene un costo para el año 1968 de:

Cb= 4300 $

3.4.1.2 Ajuste del costo

El costo base por efecto de la geometría requerida para el equipo y el material de

construcción se ajusta utilizando la siguiente ecuación:

𝐶 𝐶 (Ec. 3.47)

dónde:

Cfob= costo base ajustado ($)

Cb= costo base de Guthrie ($)

Fp= factor de corrección de presión

Fd= factor de corrección por geometría

Fm= factor de corrección por material de construcción

De la figura B.2, los factores de ajuste de acuerdo al tipo de intercambiador y a la

presión de diseño son:

Para intercambiador de calor de cabezal flotante, Fd= 1

Para presiones entre 800 psia, Fp= 0,52

De la Fig.B.3 (ver anexo B), el factor de ajuste para el tipo de material de la carcaza

y los tubos es:

Para la carcaza y los tubos de acero al carbono, Fm= 1

Sustituyendo estos valores en la ecuación 3.47:

𝐶

3.4.1.3 Costo del módulo

Viene dado por la siguiente ecuación:

𝐶 𝐶 (Ec. 3.48)

dónde:

Cmd= costo de modulo ($)

Fmd= factor de modulo

Para intercambiadores de calor, de la Fig. B.4 (ver anexo B):

Fmd= 3,39

Sustituyendo los valores en la ecuación 3.48:

𝐶

3.4.1.4 Ajuste del costo del módulo

Viene dado por la siguiente ecuación:

𝐶 𝐶 𝐶 𝐶 (Ec. 3.49)

Dónde:

Cmda= costo de modulo ajustado ($)

Sustituyendo los valores de los costos del modulo, costo base y costo base ajustado

en ecuación 3.49 se tiene:

𝐶

3.4.1.5 Costo actual

Para determinar el costo actual del equipo se utilizan los índices de costos para el año

1968 y el actual.

Se calcula con la ecuación a continuación:

𝐶 𝐶

(Ec. 3.50)

dónde:

Ca= costo actual ($)

Ia= índice de costo para el año 1968

Ip= índice de costo para el año actual

Los índices de costos obtenidos de la revista Chemical Engineering son:

Ip= 113,7 (para el año 1968)

Ia= 567,3 (para el año 2013)

Sustituyendo los valores correspondientes en la ecuación (3.50):

𝐶

3.4.1.6 Costo total del equipo

Finalmente para obtener el Costo total del equipo, se añade un 15% de contingencia

(recomendado por Guthrie) al costo actual.

Se determina a partir de la siguiente ecuación:

𝐶 𝐶 (Ec. 3.51)

dónde:

Ct= costo total del equipo ($)

Introduciendo el término en la ecuación 3.51:

𝐶

3.4.2 Estimación de costos del separador

De igual forma que el intercambiador de calor la estimación del costo del separador se

realiza mediante el Método de Guthrie

3.4.2.1 Costo base

Se determina un costo base utilizando la Fig.B.5 (ver anexo B). Para un recipiente

vertical con un diámetro de 1,3 pie y una longitud de 5,9 pie se tiene un costo para el año

1968 de:

Cb= 500 $

3.4.2.2 Ajuste del costo

El costo base para el equipo por efecto de la presión y el material de construcción se

ajusta utilizando la siguiente ecuación:

𝐶 𝐶 (Ec. 3.52)

dónde:

Cfob= costo base ajustado ($)

Cb= costo base de Guthrie ($)

Fp= factor de corrección de presión

Fm= factor de corrección por material de construcción

De la figura B.6, el factor de ajuste de acuerdo a la presión de diseño es:

Para una presión de 600 psia, Fp= 1,60

De la Fig.B.7 (ver anexo B), el factor de ajuste para el tipo de material de

recubrimiento es:

Acero al carbono, Fm= 1

Sustituyendo estos valores en la ecuación 3.52:

𝐶

3.4.2.3 Costo del módulo

Se determina con la ecuación 3.48

Para recipientes verticales, de la Fig. B.4 (ver anexo B):

Fmd= 4,34

Sustituyendo los valores en la ecuación 3.48

𝐶

3.4.2.4 Ajuste del costo del módulo

Viene dado por la siguiente ecuación 3.49

Sustituyendo los valores de los costos del modulo, costo base y costo base ajustada

en dicha ecuación se tiene:

𝐶

3.4.2.5 Costo actual

Se calcula con la ecuación 3.50.

Sustituyendo índices de costo de la revista Chemical Engineering el costo de modulo

ajustado correspondiente en la ecuación

𝐶

3.4.2.6 Costo total del equipo

Utilizando la ecuación 3.51 se introduce el término correspondiente y se tiene:

𝐶

Para completar estimación de costos se determinó los costos de las tuberías de proceso

mediante ofertas presentadas por empresas de procura. En la tabla 3.47 que se muestra

a continuación se presentan los precios unitarios de dichas tuberías y el costo total

calculado para los equipos mayores.

Tabla. 3.12 Especificación de costos de materiales y equipos del proyecto

Descripción Unidad Cantidad Precio Unitario ($)

Total (BsF)

Intercambiador de Calor

Unidad 1 96470,6872 607.765,3294

Separador Unidad 1 14172,5211 89.286,8829

Tuberías

Tubería Ø 2” STD

m 4 45,0302 1.134,7619

Costo total (BsF) 698.186,9742

Costo total ($) 110.823,3292

CAPÍTULO IV

DISCUSIÓN DE RESULTADOS, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 Discusión de Resultados

4.1.1 Diagrama de flujo del sistema para la remoción de posibles condensados de

una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas combustible.

Los diagramas de flujos de procesos son una representación grafica del proceso. Estos

diagramas utilizan símbolos con significados definidos que representan los pasos del

algoritmo, y el flujo de ejecución mediante flechas que conectan los puntos de inicio y de

fin de proceso. El uso de este tipo de diagramas favorece la comprensión del proceso al

mostrarlo como un dibujo. Un buen diagrama de flujo reemplaza varias páginas de texto.

El diagrama debe incluir los números y nombres de identificación del equipo, las

presiones y temperaturas, flujo másico/volumétricos de las corrientes seleccionadas del

proceso.

Se empleó la simbología típica que se utiliza para nombrar ciertos equipos,

identificación de los equipos según la primera letra de Tag, tabla de balances e

identificación de las corrientes y las características de los diferentes equipos utilizados

los cuales son colocados en la parte superior de dicho diagrama, tal como lo establecen

las normas PDVSA N° L-TP 1.1 “Preparación de Diagramas de proceso”, PDVSA N° L-

TP 1.2 “Simbología para Planos de Proceso”.

85

Figura 4.1 Diagrama de flujo del sistema de para la remoción de posibles condensados de una corriente de gas natural

destinada a un sistema de gas combustible.

86

4.1.2 Balances de materia y energía del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible empleando el simulador Hysys.

El sistema propuesto para la remoción de posibles condensado en una corriente de gas

natural fue simulado con el software Hysys 3.2. Con la información suministrada se

evidenció que mediante el enfriamiento de dicha corriente se presenta la formación de

los condensados. Por lo tanto a partir de los valores recopilados del simulador se

procedió al dimensionamiento de los equipos requeridos en el sistema.

A continuación se presentan los resultados arrojados por el simulador Hysys del

balance de masa y energía

Tabla 4.1. Propiedades de las corrientes del proceso

Propiedades Unidad Corriente al

Separador

GN hacia

combustión

Temperatura °F 70 70

Presión Psig 535 535

Peso Molecular lb/lbmol 20,86 20,83

Densidad lb/pie³ 2,319 2,315

Fase

Vapor

Fase

Líquida

Flujo volumétrico

del gas

MMscfd 0,2031 - 0,2031

BPD - 0,0903 -

Densidad de cada

fase

lb/pie³ 2,315 38,72 -

Flujo Másico lb/hr 464,7 0,8262 464,7

Capacidad

Calorífica

Btu/lb⁰F 0,5435 0,5390 0,5435

Viscosidad cP 0,0122 0,2347 0,0122

Gravedad

Específica

0,7193 0,6202 0,7193

Z 0,8704 0,1710 0,8704

87

Tabla 4.1. Propiedades de las corrientes del proceso (continuación)

4.1.3 Diseño de los equipos necesarios del sistema para la remoción de posibles

condensados de una corriente de gas natural destinada a un sistema de gas

combustible

4.1.3.1. Dimensionamiento de las tuberías de proceso

Para la tubería de condensado se obtuvo un diámetro mínimo de 0,0168 por lo tanto el

diámetro nominal utilizado fue de 2 pulgadas cuyo diámetro interno se muestra en la

tabla 4.2 y permite que el fluido transite sin ningún inconveniente ya que es mayor al

diámetro requerido.

Propiedades Unidad Condensado Entrada Gas

Enfriamiento

Salida Gas

enfriamiento

Temperatura °F 70 68 69,78

Presión Psig 530 484 474

Peso Molecular lb/lbmol 68,45 19,31 19,31

Densidad lb/pie³ 38,72 1,891 1,840

Flujo

volumétrico del

gas

MMscfd - 1,8 1,8

BPD 0,0903 - -

Densidad de

cada fase

lb/pie³ - - -

Flujo Másico lb/hr 0,8262 3816,8 3816,8

Capacidad

Calorífica

Btu/lb⁰F 0,5390 0,5337 0,5321

Viscosidad cP 0,2347 0,0119 0,0119

Gravedad

Específica

0,6202 0,6667 0,6667

Z 0,1710 0,8995 0,9025

88

De igual manera para las tuberías de gas se determinó un diámetro mínimo, estos

valores se presentan en la tabla 4.2. Por lo tanto el diámetro nominal seleccionado fue

de 2 pulgadas garantizando el paso del fluido de manera estable ya que la velocidad en

dichas tuberías cumple con el criterio de velocidad máxima permitida que no permite que

ocurran problemas de erosión ni de arrastre.

Se comprobó que en la tubería multifásica predomina el flujo de gas, y siguiendo los

cálculos para tuberías de gas el diámetro nominal seleccionado fue de 2 pulgadas

cumpliendo así con los criterios para este tipo de tuberías.

Las especificaciones de las tuberías diseñadas se presentan a continuación en la

tabla 4.2

Tabla 4.2. Parámetros hidráulicos de las tuberías

Condensado GN

entrada

GN hacia

combustión

Corriente al

Separador

Caudal (pie³/s) 5,9x10-6

0,0583 0,0557 0,0557

Diámetro según la norma PDVSA (pulg)

2 o menor - - -

Velocidad según PDVSA (pie/s)

2,5 a 3,5 ≤ V. erosional

≤ V. erosional

≤ V. erosional

Diámetro mín interno requerido (pulg)

0,0168 0,444 0,456 0,456

Diámetro nominal (pulg)

2 2 2 2

Diámetro interno (pulg)

2,07 2,07 2,07 2,07

Velocidad del fluido (pie/s)

0,0003 2,67 2,55 2,55

4.1.3.2. Dimensionamiento del separador vertical

El separador fue diseñado con la finalidad de obtener un flujo de gas sin la presencia del

condensado producido, (0,0903 bpd de líquido y 0,2031 MMscfd de gas), con un tiempo

de retención de líquido de 1,5 minutos. El diseño del separador fue vertical, ya que se

89

recomienda este tipo de separador para corrientes gas-liquido cuando la relación es alta

(>800RGP).

Para poder manejar la corriente proveniente del intercambiador de calor el separador

debe poseer un diámetro comercial de 12 pulgadas y una longitud de 70,01 pulgadas,

dimensiones con las cuales la velocidad del gas será menor a la velocidad crítica,

evitando así que ocurra arrastre de líquido.

Sin embargo para que se cumpla la relación L/D, que se encuentra entre 3 y 5, se

seleccionó un diámetro comercial de 16 pulgadas obteniendo una longitud costura-

costura de 71 pulgadas.

El diámetro comercial seleccionado para las boquillas de alimentación, salida de gas

y salida de líquido fue de 2 pulgadas el cual es mayor a los diámetros mínimos

requeridos para cada una de ellas mostrados en la tabla 4.3.

Las especificaciones del separador diseñado se presentan a continuación en la tabla

4.3

Tabla 4.3. Especificaciones de diseño del separador

Diámetro mínimo requerido (pulg)

Separador 3

Boquilla de alimentación 0,0051

Boquilla de salida de gas 0,51

Boquilla de salida de líquido 0,01

Diámetro comercial (pulg)

Separador 16

Boquilla de alimentación 2

Boquilla de salida de gas 2

Boquilla de salida de líquido 2

Longitud costura-costura (pulg) 71

Relación L/D 4,4

90

4.3.1.3 Dimensionamiento del intercambiador de calor

El intercambiador fue diseñado siguiendo las normas estándares de diseño, el cual se

realiza mediante una serie de cálculos bajo un proceso iterativo. Al realizar los cálculos

térmicos en el intercambiador se obtiene que el calor transferido de 5052,54 BTU/h, el

área de transferencia de calor requerida es de 347,287 pie2 para una longitud de

1326,54 pie, como se observa en la Tabla 4.4.

Se requieren 67 tubos en el interior de la carcaza del intercambiador ya que la

longitud estandarizada para los tubos en los intercambiadores de calor es 20 pie según

las industrias petroleras, petroquímica y carboníferas nacional (IPPCN), con un

espaciamiento de 11/4 pulgadas y 2 pasos por los tubos, debido a que el factor de

ensuciamiento es prácticamente nulo se puede utilizar el arreglo triangular de 60° que

permite una mayor transferencia de calor por pie2, que un arreglo en cuadro.

La caída de presión en un intercambiador de calor es producto de tres tipos de

perdidas: las perdidas por fricción debido al fluido, las pérdidas debido a cambios en la

dirección del flujo y las pérdidas causadas por la expansión y contracción en las entradas

y salidas de las boquillas y tubos, por lo que la potencia de bombeo y la razón de

transferencia de calor están muy relacionadas, ya que controla las velocidades de flujo y,

por lo tanto, la razón de flujo de masa y los coeficientes de transferencia de calor

convectivo, por lo que para un coeficiente de transferencia de calor limpio de 2,075

(BTU/h pie2ºF) la caída de presión tanto en la coraza como en los tubos no excede la

permitida logrando tener un diseño aceptable.

Tabla 4.4. Especificaciones de diseño del intercambiador

Calor transferido (BTU/h) 5052,54

Área de transferencia de calor (pie2

) 347,287

Temperatura de entrada del gas lado tubo(°F) 90

Temperatura de salida del gas lado tubo (°F) 70

Temperatura de entrada del gas lado coraza (°F) 68

Temperatura de salida del gas lado coraza (°F) 69,78

Longitud requerida (pie) 1326,54

91

Longitud estándar (pie) 20

Numero de tubos 67

Diámetro externo de los tubos (pulg) 1

Diámetro interno de la carcaza (pulg) 13,25

Coef.transf de calor total (BTU/h pie2

⁰F) 2,0754

Numero de pasos por los tubos 2

Área de flujo en los tubos (pie2

) 0,149

Área de flujo en la carcaza (pie2

) 0,078

Velocidad másica en los tubos (lb/h pie2

) 3124,16

Velocidad másica en la carcaza (lb/h pie2

) 48933,333

Coef.convec en los tubos (BTU/h pie2

ºF) 5,4089

Coef.convec en la carcaza (BTU/h pie2

ºF) 3,612

Coef.transf.de calor limpio (BTU/h pie2

ºF) 2,075

Caída de presión en los tubos (psi) 1,612

Caída de presión en la carcaza (psi) 1,651

4.1.4 Estimado de costos de materiales y equipos

Para la elaboración del estimado de costo de materiales y equipos se realizó una hoja de

cálculo, en el cual se incluye la lista preliminar de materiales y equipos y el precio para

cada renglón. Se tomaron como base los análisis de precios unitarios de obras similares

a este proyecto y cotizaciones de diferentes empresas para el caso de las tuberías.

El separador y el intercambiador de calor son seleccionados como equipos mayores

por lo que la estimación de costo se realizo utilizando el método de Guthrie,

obteniéndose como resultado que el intercambiador tendría un costo de 607.765,3294

Bs. y el separador tendría un costo de 89.286,8829 Bs.

Para el diseño preliminar de un sistema para la remoción de posibles condensados

de una corriente de gas natural destinada a gas combustible el costo obtenido de

procura a un dólar preferencial de 6,3 Bs es de 698.186,9742 Bs.

92

4.2 Conclusiones

1. El diagrama de flujo de proceso elaborado del sistema para la remoción de

posibles condensados de una corriente de gas natural incluye solo el diseño

general.

2. La información relativa a los balances de masa y energía desarrollados con

el simulador Hysys fue satisfactoria para el dimensionamiento óptimo de los

equipos.

3. El diámetro nominal seleccionado en la tuberías de proceso para la línea de gas

de alimentación, la corriente multifásica hacia el separador, el gas hacia el

sistema de combustión y la línea de condensado es de 2 pulgadas.

4. El separador tiene como dimensiones un diámetro interno 16 pulg, longitud entre

costura de 71 pulg y boquillas de entrada, salida de gas y salida de líquido de 2

pulg.

5. En el intercambiador el calor transferido es de 5052,54 BTU/h y el área de

transferencia de calor requerida es de 347,287 pie2 para una longitud de 1326,54

pie.

6. Los costos asociados a este proyecto suman un total de 698.186,9742 Bs,

correspondiente a procura.

7. En la línea de tubería de gas de alimentación se obtuvo una velocidad de 2,67

pie/s y un diámetro mínimo de 0,444 pulg.

8. En la línea de tubería de gas hacia el separador se obtuvo una velocidad de 2,55

pie/s y un diámetro mínimo de 0,456 pulg.

9. En la línea de tubería de gas hacia el sistema de combustión se obtuvo una

velocidad de 2,55 pie/s y un diámetro mínimo de 0,456 pulg.

93

10. En la línea de tubería de condensado se obtuvo una velocidad de 0,0003 pie/s y

un diámetro mínimo de 0,0168 pulg.

11. El coeficiente de transferencia de calor limpio del intercambiador es de 2,075

(BTU/h pie2ºF)

12. La caída de presión calculada en los tubos fue 1,612 psi y en la carcaza fue de

1,651 psi.

94

4.3 Recomendaciones

Ejecutar el proyecto en un corto lapso de tiempo con el fin de evitar el incremento de

los costos de los materiales y equipos a utilizar.

Dimensionar y seleccionar las válvulas y accesorios necesarios para el control

adecuado del proceso.

.En la ejecución de proyectos similares realizar estudios más avanzados del gas

natural de entrada para considerar el reemplazo del intercambiador de calor para el

enfriamiento por una válvula de estrangulamiento del fluido.

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Manual de Ingenieria de Diseño Volumen 15 Procedimiento de Ingenieria. PDVSA Nº

L-TP 1.1 Titulada "Preparacion de Diagramas de Proceso". (2009).

Martínez, O. (2010). Desarrollo de la ingeniería conceptual para el enfriamiento de

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Documento N-MDC/02/k/02. (1996).

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PDVSA “Petróleos de Venezuela”, Disponible: http//www.pdvsa.com/gasnat.com

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de Ingeniería Química. Universidad de Oriente, Núcleo de Anzoátegui, Venezuela.

Snoeyink, V. & Jenkis, D. (1987). “Química del agua”. Editorial LIMUSA. México.

ANEXOS

Anexos A figuras necesarias para realización de cálculos del intercambiador

A.1 Grafico la determinación del factor de corrección Ft

A.2 Características de los tubos de intercambiadores de calor

A.3 Grafico para la determinación del Factor jh para el lado tubo en sistema internacional.

A.4 Configuraciones comerciales de carcasa y tubos, 1 pase por carcasa, n pases de tubos (conteo de tubos).

A.5 Dimensiones típicas de tubos de intercambiadores.

A.6 Grafico para la determinación Factor Jh lado coraza en sistema internacional

A.7 Grafico para la determinación del Factor de fricción del lado coraza

A.8 Grafico para la determinación del Factor de fricción del lado tubo

A.9 Grafico para la determinación de los factores B y Y

Anexos B figuras necesarias para los cálculos de los costos del proyecto

B.1 Gráfico para determinar el costo base de intercambiadores de calor

B.2 Tabla de factores de ajuste de acuerdo a la presión y geometría del intercambiador

B.3 Tabla de factores de ajuste de acuerdo al material de construcción del intercambiador

B.4 Tabla de factores de módulo

B.5 Gráfico para determinar el costo base de recipientes de proceso

B.6 Tabla de factores de ajuste de acuerdo a la presión del recipiente de proceso

B.7 Tabla de factores de ajuste de acuerdo al material del recipiente de proceso

Figura A.1 Grafico la determinación del factor de corrección Ft

Figura A.2 Características de los tubos de intercambiadores de calor

Figura A.3 Grafico para la determinación del Factor jh para el lado tubo en

sistema internacional.

Figura A.4 Configuraciones comerciales de carcasa y tubos, 1 pase por carcasa,

n pases de tubos (conteo de tubos).

Figura A.5 Tabla de dimensiones típicas de tubos de intercambiadores.

Figura A.6 Grafico para la determinación Factor Jh lado coraza en sistema

internacional

Figura A.7 Grafico para la determinación del Factor de fricción del lado coraza

Figura A.8 Grafico para la determinación del Factor de fricción del lado tubo

Figura A.9 Grafico para la determinación de los factores B y Y

B.1 Gráfico para determinar el costo base de intercambiadores de calor

B.2 Tabla de factores de ajuste de acuerdo a la presión y geometría del intercambiador

B.3 Tabla de factores de ajuste de acuerdo al material de construcción del intercambiador

B.4 Tabla de factores de módulo

B.5 Gráfico para determinar el costo base de recipientes de proceso

B.6 Tabla de factores de ajuste de acuerdo a la presión del recipiente de proceso

B.7 Tabla de factores de ajuste de acuerdo al material del recipiente de proceso

Universidad de Oriente

Núcleo de Anzoátegui

Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas

Áreas Especiales de Grado

INFORME TÉCNICO

DETERMINACIÓN DE LA INFLUENCIA DE LAS PROPIEDADES DE LOS

HIDROCARBUROS EN LOS RIESGOS INHERENTES EN LAS PLANTAS DE

RECEPCIÓN, ALMACENAMIENTO Y REGASIFICACIÓN DEL GAS NATURAL

LICUADO (GNL)

Barcelona, Junio de 2014

Realizado Por:

Espinoza, Ana C.I: 21.079.365

Sánchez, Franny C.I: 19.184.587

Ramírez, Kenny C.I: 18.512.545

Profesora:

Avendaño, Isvelia

Capitulo I: Introducción

1.1 Planteamiento del Problema

El Gas Natural constituye una de las principales fuentes de energía limpia y es

utilizado en centros urbanos y como materia prima en distintas industrias, por lo tanto

este debe ser transportado desde el yacimiento de producción hasta los centros de

consumo.

La conversión de gas natural a gas natural licuado (GNL), facilita el almacén y

transporte del mismo a través de grandes distancias que separan a las regiones

consumidoras de las regiones productoras.

Para la operación y el manejo adecuado del GNL desde su recepción hacia los

puntos de consumo se constituyen un conjunto de instalaciones y equipos

conformando las plantas de recepción, almacenamiento y gasificación, las cuales

conllevan un riesgo característico debido a la naturaleza del gas.

Existen ciertos riesgos asociados con las operaciones cotidianas en cualquier

tipo de industria, así como riesgos definidos relacionados con la construcción de

instalaciones. Por ende es importante comprender las propiedades del GNL y las

condiciones que deben existir para que ocurran daños específicos en dichas

instalaciones con el fin de aplicar criterios estrictos en el diseño de los equipos

involucrados y la óptima operación de los mismos, así como también las medidas de

seguridad adecuadas para mitigar posibles accidentes.

Capitulo I: Introducción

1.2 Objetivos

Objetivo General

Determinar la influencia de las propiedades de los hidrocarburos en los riesgos

inherentes en las plantas de recepción, almacenamiento y regasificación del gas

natural licuado (GNL)

Objetivos Específicos

1. Caracterizar el gas natural licuado (GNL)

2. Identificar los tipos de riesgos asociados con el gas natural licuado (GNL)

3. Detallar las instalaciones de plantas de recepción, almacenamiento y

regasificación del gas natural licuado.

4. Indicar las propiedades y condiciones que conduzcan a una perturbación en las

plantas de recepción, almacenamiento y regasificación del gas natural licuado

(GNL).

Capitulo II: Desarrollo

2.1 Gas Natural

Es una mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos

que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de

cantidad son el metano (CH4), etano (C2H6), propano (C3H8), butanos (C4H10),

pentanos (C5H12), y hexano (C6H14). Cuando se extrae de los pozos, generalmente

contiene ácido sulfhídrico (H2S), mercaptanos, Dióxido de carbono (CO2) y vapor de

agua como impurezas.

Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas mediante el uso

de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes

distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano,

pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano.

2.2 Gas Natural Licuado

El componente principal del gas natural licuado (GNL) es el metano, generalmente un

mínimo del 90%.

El proceso de licuefacción requiere de un tratamiento inicial al flujo de gas natural

para remover impurezas como el agua, nitrógeno, anhídrido carbónico, sulfhídrico y

otros compuestos del azufre. Al remover dichas impurezas, no se pueden formar

sólidos cuando se refrigera el gas. En ese momento el producto satisface las

especificaciones de calidad para los usuarios finales de GNL.

El gas natural previamente tratado se licua a una temperatura de

aproximadamente -256˚F (-160˚C) y queda listo para ser almacenado o transportado.

El GNL solo ocupa 1/600 parte del volumen que se requiere para una cantidad

comparable de gas natural a temperatura ambiente y presión atmosférica normal.

Dado que el GNL es un líquido extremadamente frío resultado de la refrigeración, no

se almacena bajo presión. La percepción equivocada común es que el GNL es una

sustancia bajo presión, y esto ha contribuido a la creencia de que es una sustancia

peligrosa.

Capitulo II: Desarrollo

Bajo condiciones de presión atmosférica normal, el GNL es un líquido

criogénico claro, no corrosivo y no tóxico. Es inodoro, de hecho para poder detectar

derrames de gas natural provenientes de los calentadores de agua y otros equipos de

gas natural, se le deben añadir odorantes al metano antes de que el GNL sea

entregado a los distribuidores locales de gas. El gas natural (metano) no es toxico, sin

embargo, al igual que cualquier otro material gaseoso que no sea el aire o el oxígeno,

el gas natural vaporizado de GNL puede causar asfixia debido a la falta de oxigeno

cuando se extiende en forma concentrada en áreas cerradas y sin ventilación.

La densidad de GNL es de aproximadamente 3.9 libras por galón, comparado

con la densidad del agua, que es de aproximadamente 8.3 libras por galón. Por tanto,

debido a que es más liviano que el agua, al derramarse sobre el agua, éste flota y se

vaporiza rápidamente.

El nivel de inflamabilidad es el rango entre las concentraciones mínimas y

máximas de vapor (porcentaje por volumen) en el cual el aire y los vapores de GNL

forman una mezcla inflamable que puede alcanzar el punto de ignición. Los límites

superiores e inferiores de inflamabilidad del metano, el componente dominante del

vapor de GNL, son del 5 y 15 % por volumen respectivamente. Cuando la

concentración del fluido excede su límite superior de inflamabilidad, no podrá

quemarse debido a que no hay suficiente oxígeno y cuando la concentración del fluido

es menor que el límite inferior de inflamabilidad, no podrá quemarse debido a que no

hay suficiente metano

La temperatura de auto ignición es la temperatura más baja en la que el vapor

de gas inflamable puede arder de forma espontánea sin necesidad de una fuente de

ignición después de varios minutos de exposición a una fuente de calor. La

temperatura de auto ignición queda por arriba de los 1000˚F (540˚C) en cuanto a los

vapores del metano derivados de GNL y una mezcla de combustible y aire de

aproximadamente el 10% de metano en el aire a presión atmosférica.

Capitulo II: Desarrollo

Tabla 1. Propiedades del Gas Natural Licuado (GNL)

2.3 Cadena de Valor de GNL

Producción de gas natural: proceso de exploración y producción de gas natural

para su entrega a una planta procesadora.

Licuefacción: conversión de gas natural a un estado líquido para su transporte

por medio de buques tanque.

Transportación: envío de GNL en buques especializados para su entrega a los

mercados.

Regasificación: conversión de GNL a su fase gaseosa y el paso del líquido

criogénico por los vaporizadores.

Distribución y entrega de gas natural a través del sistema de ductos de gas del

país y su distribución a los usuarios finales.

Capitulo II: Desarrollo

Figura 1. Cadena de Valor de GNL

2.4 Tipos de Riesgos Asociados con el GNL

2.4.1 Explosión

Puede ocurrir una explosión cuando una sustancia cambia de estado químico

rápidamente, es decir, cuando prenda fuego o cuando en su estado presurizado haya

derrames que no se puedan controlar, y para que ocurra un derrame incontrolable

debe existir una falla estructural, por ejemplo, una perforación en el contenedor o una

rotura dentro del contenedor. Los tanques de GNL almacenan el líquido a

temperaturas muy bajas de aproximadamente -256˚ (-160˚C) y por tanto, no requiere

presión para mantener su condición líquida. Los sistemas sofisticados de contención

no permiten que el líquido entre en contacto con fuentes de ignición. Debido a que el

GNL se almacena a presión atmosférica, o sea sin presión, no podría ocurrir una

explosión inmediata si se llegara a perforar el contenedor.

2.4.2 Nubes de Vapor

Al dejar el contenedor de temperatura controlada, el GNL comienza a calentarse y

regresa a su estado gaseoso. Inicialmente el gas es más frío y más pesado que el aire

que lo rodea, y esto crea una neblina o nube de vapor sobre el líquido liberado.

Conforme se calienta el gas, se mezcla con el aire y comienza a dispersarse.

La nube de vapor prenderá fuego únicamente si se encuentra con una fuente de

ignición mientras guarda su concentración dentro del rango de inflamabilidad.

Capitulo II: Desarrollo

2.4.3 Líquido Congelante

De llegar a liberarse el GNL, el contacto humano directo con el líquido criogénico

congelaría el punto de contacto. Por tanto, los sistemas de contención que rodean los

tanques de almacenamiento de GNL son diseñados para contener hasta el 110 por

ciento del contenido del tanque, y los sistemas de contención separan al tanque de

otros equipos. Asimismo, antes de entrar en áreas de riesgo potencial, todo el

personal de la instalación debe utilizar guantes, máscaras y demás ropa de seguridad

para protegerse del líquido congelado. Como resultado, cualquier riesgo potencial

quedaría restringido dentro de los límites de la instalación y no afectaría a las

comunidades vecinas.

2.4.4 Rollover

Cuando múltiples suministros de diferentes densidades de GNL se cargan a un

tanque, inicialmente no se mezclan, por lo contrario se acomodan en capas o estratos

inestables dentro del tanque. Después de un tiempo estos estratos podrían cambiar

de posición espontáneamente para tratar de estabilizar el líquido en el tanque.

Cuando la capa inferior de GNL se calienta como consecuencia del

calentamiento normal cambia de densidad hasta hacerse más liviana que la primera

capa. En ese momento ocurre el fenómeno de “rollover”. El volumen del líquido y la

regasificación repentina de GNL podrían ser tan grandes como para no poder

liberarse a través de las válvulas de escape de un tanque normal. El exceso de

presión podría resultar en roturas u otras fallas estructurales del tanque.

2.4.5 Fase de Transición Acelerada

Debido a que es menos denso que el agua, al ser liberado sobre el agua, el GNL flota

y se vaporiza. Si se liberan grandes volúmenes de GNL sobre el agua podría

vaporizarse muy rápidamente, causando así una fase de transición acelerada (RPT

por sus siglas en inglés). La temperatura del agua y la presencia de una sustancia que

no sea el metano también podrían causar un posible RPT, mismo que ocurre

únicamente cuando se mezcla el GNL con el agua. Los RPT varían en intensidad,

desde un pequeño “pop” hasta ráfagas importantes con potencial para dañar

Capitulo II: Desarrollo

estructuras ligeras. Otros líquidos que cuentan con grandes diferencias de

temperatura y puntos de ebullición pueden crear incidentes similares cuando se

mezclan entre sí.

2.5 Instalaciones en plantas de recepción, almacenamiento y regasificación

Un terminal receptor y de regasificación típico de GNL en tierra consisten de

instalaciones marítimas (1), instalaciones de recepción y de almacenamiento (2) e

instalaciones para la regasificación del GNL (3).

Figura 2. Terminal Típica de Recepción de GNL/Planta de Regasificación

2.5.1 Instalaciones Marítimas.

Las instalaciones de muelle son diseñadas para el atraque y descarga de los buques

de GNL. Los remolcadores proporcionan asistencia durante el atraque. Los muelles

son diseñados para recibir buques de GNL de tamaños específicos.

2.5.2 Instalación de Recepción y Almacenaje de GNL.

Una vez que el buque de GNL se encuentre atracado en el muelle y se hayan

conectado las tuberías de descarga, las bombas del buque transfieren el GNL a los

tanques de almacenamiento de GNL en tierra.

Capitulo II: Desarrollo

Dependiendo del volumen de la carga, la maniobra de descarga toma

aproximadamente 12 horas. Los tanques de doble pared almacenan el GNL bajo

presión atmosférica. El GNL es un fluido criogénico, y no se almacena a alta presión.

Por tanto, una explosión causada por alta presión no es un riesgo potencial. Tanto a

las instalaciones de licuefacción como a las de regasificación cuentan con el mismo

diseño.

2.5.2.1 Tipos de Tanques de Almacenamiento de GNL

El GNL típicamente se almacena bajo presión atmosférica en tanques de doble pared.

El tanque de almacenamiento es un tanque dentro de otro tanque con aislantes entre

las paredes de ambos tanques.

Figura 3. Diseño Conceptual de los Tanques de Almacenamiento

2.5.2.1.1 Tanques sobre tierra

Los tanques sobre tierra han sido los de mayor aceptación y los que más se utilizan

para almacenar el GNL principalmente porque, comparados con los tanques

subterráneos, su construcción es menos costosa y su mantenimiento es más fácil.

Existen más de 200 tanques sobre tierra en el mundo, variando en tamaño desde

45,000 barriles a 1,000,000 de barriles (7,000 m3 a 160,000 m

3).

Capitulo II: Desarrollo

2.5.2.1.2 Tanque de Almacenamiento de GNL Subterráneo

Los tanques subterráneos se entierran completamente bajo tierra y tienen capas de

concreto. Este diseño no sólo minimiza los riesgos, sino que permite embellecer el

paisaje para mejorar los aspectos estéticos en el área.

Figura 4. Tanque de GNL Subterráneo: el tanque T-2 en la estación Fukukita de

la Saibu Gas Co., Ltd.

2.5.2.1.3 Tanque de almacenamiento de GNL en Pozo.

El tanque cuenta con una cubierta metálica doble, un tanque interno y otro externo. El

tanque interno está compuesto de metal de alta resistencia a bajas temperaturas.

Aislante adicional de materiales térmicos y gas nitrógeno seco llena el espacio

intermedio entre los tanques internos y externos.

Figura 5. Tanque de Almacenamiento de GNL en Pozo

Capitulo II: Desarrollo

2.5.3 Instalaciones de Regasificación de GNL

Cada tanque de almacenamiento de GNL contiene bombas para transferir el GNL a

los vaporizadores. Se puede usar el aire del medio ambiente, agua de mar a

aproximadamente 59˚F (15˚C) u otros medios como el agua caliente para permitir la

conversión de GNL frío (por medio de un intercambiador térmico) a gas. Los tipos de

vaporizadores más comúnmente usados son: el Tablero Abierto (ORV) y el de

combustión sumergida (SCV).

Otros tipos de vaporizadores incluyen el intercambiador de cubierta y tubo

(STV), el vaporizador de doble tubo (DTV), los vaporizadores de placa (PFV) y de aire

(AFV)

El vaporizador de Tablero Abierto (ORV) utiliza el agua de mar como fuente de

calor. El agua de mar corre hacia abajo sobre la superficie externa del intercambiador

térmico que es de aluminio o de acero inoxidable. Los ORV tienen las siguientes

características:

• Construcción sencilla y mantenimiento fácil;

• Alta confiabilidad y seguridad

Los Vaporizadores de Combustión Sumergidos (SCV) utilizan agua calentada

por un mechero sumergido que vaporiza el GNL dentro de un tubo inoxidable de

intercambio térmico. El Vaporizador de Combustión Sumergido tiene las siguientes

características:

• Bajo costo de instalación;

• Arranque rápido;

• Permite fluctuaciones de carga.

Capitulo II: Desarrollo

2.6 Riesgos en las plantas de recepción, almacenamiento y regasificación del

gas natural licuado (GNL)

Figura 6. Riesgo asociados a las instalaciones recepción, almacenamiento y

regasificación de GNL

Escenario 1: Fuga en el colector de descarga de buques al tanque de

almacenamiento de GNL

Escenario 2: Disparo de las PSV por sobrepresión en el tanque de almacenamiento

de GNL

Escenario 3: Fuga en el colector de las bombas primarias

Escenario 4: Fuga en la línea de fondo del relicuador

Escenario 5: Fuga en el colector de descarga de las bombas de envío

Escenario 6: Fuga en la línea de salida de los compresores de gas de boíl-off

Escenario 7: Fuga de gas natural en el colector de gas de envío

Escenario 8: Rotura/desconexión del brazo de descarga de GNL en el pantalán

Capitulo II: Desarrollo

2.7 Seguridad en la industria de GNL

Se logra por medio de cuatro elementos que proporcionan múltiples capas de

protección, tanto en relación con la seguridad de los trabajadores de la industria de

GNL como la seguridad de las poblaciones vecinas a las instalaciones de GNL.

La Contención Primaria es el primero y el más importante de los requisitos con

respecto a la contención de GNL. Esta primera capa de protección requiere el uso de

materiales apropiados para las instalaciones de GNL, el diseño de ingeniería

apropiada para los tanques de almacenamiento en tierra y en los buques tanque de

GNL, así como en otras partes.

La Contención Secundaria asegura que cuando ocurran derrames en una

instalación de GNL en tierra, éstos podrán contenerse y aislarse totalmente del

público.

Los Sistemas de Seguridad ofrecen una tercera capa de protección. El objetivo

es el de minimizar la frecuencia y el volumen de las fugas de GNL, tanto en tierra

como costa afuera, previniendo así los daños por riesgos asociados tales como

incendios. Por último incluir una distancia de separación entre las instalaciones en

tierra, las poblaciones y otras áreas públicas, así como zonas de seguridad que

rodeen los buques tanque de GNL.

2.7.1 Sistemas de Seguridad

Todas las instalaciones de GNL son diseñadas para cumplir con los requerimientos de

contención de derrames. Cuentan con sistemas de seguridad capaces de detectar

derrames de GNL por medio de un número de detectores de gas (para el metano),

detectores ultravioleta o infrarrojo de incendio, detectores de humo o productos de

combustión, detectores de temperaturas bajas y otros detectores que miden los

niveles de GNL y las presiones de su vapor.

Los sistemas de televisión de circuito cerrado vigilan todos los sitios críticos de

las instalaciones de GNL. Los sistemas de paro en emergencias se activan al detectar

un derrame o vapor de gas.

Capitulo II: Desarrollo

Los censores de detección de incendios activan una alarma, y el proceso de

paro comienza de inmediato, dispersando espuma química seca y/o agua desde los

sistemas de combate al incendio. De existir una fuente de ignición, se crea una laguna

de fuego en el punto de liberación de GNL líquido. Cuando el vapor de GNL se quema

despide muy poco humo y se evapora rápidamente a consecuencia de las flamas y el

calor del entorno. Si el derrame de GNL no prende fuego por un tiempo, entonces se

puede formar una nube de vapor, misma que al prenderse regresa a su fuente. La

velocidad de la quema depende de ciertas condiciones, como el volumen de la

liberación y las condiciones climatológicas.

Los buques de GNL cuentan con diseños especiales de doble casco, y este

diseño proporciona protección óptima para guardar la integridad de la carga en casos

de colisión o encallamiento, y también cuentan con un lastre aparte. Además del

diseño del casco, los buques de GNL están previstos con equipo de seguridad que

facilita el manejo del buque, así como el manejo del sistema de carga. Las

características del equipo de seguridad para el manejo del buque incluyen sistemas

sofisticados de radar y posicionamiento que permiten que la tripulación supervise la

posición del buque, el tráfico y los riesgos próximos al buque.

El sistema global de socorro marítimo automáticamente transmite señales

cuando ocurre una emergencia a bordo que requiera de asistencia externa. Las

características de seguridad del sistema de carga incluyen un paquete de

instrumentación para parar el sistema con seguridad cuando éste opere fuera de los

parámetros predeterminados. Asimismo, los buques poseen sistemas de detección de

gas e incendios y sistemas para purgar el nitrógeno.

Los buques de GNL utilizan medidores de velocidad de acercamiento al

atracadero, asegurando así que no se exceda la velocidad de impacto prescrita para

las defensas de los atracaderos, y cuando se encuentran atracados, una línea

automática de atraque proporciona líneas individuales de carga que guardan la

seguridad durante ese proceso. Al conectarse con el sistema en tierra, los sistemas

de instrumentos y de transferencia de GNL de costa a buque actúan como un solo

sistema, permitiendo paros de emergencia del sistema completo desde el buque y

desde la costa.

Capitulo II: Desarrollo

Con respecto a las normas ambientales, todas las instalaciones de GNL están

sujetas a los reglamentos en materia de aire, agua y otras protecciones a la salud y el

medio ambiente. Las propuestas para nuevas instalaciones de GNL deben incorporar

estudios ambientales que ayuden a determinar el impacto general de la instalación y

sus operaciones.

2.8 Normas de seguridad

Para poder certificar la seguridad en diseño, construcción y operación y

mantenimiento es necesario el apego al reglamento, los códigos y prácticas de

operación logrando que las probabilidades de accidentes relacionados con algún

riesgo sean extremadamente bajas.

2.8.1 Códigos y normas de diseño

UNE-EN 1473. Instalaciones y equipos para gas natural. Diseño de las instalaciones

terrestres

UNE-EN 1474. Instalaciones y equipos para gas natural licuado. Diseño y ensayo de

los brazos de carga descarga.

UNE-EN 1160. Instalaciones y equipos para gas natural licuado. Características

generales del gas natural licuado.

UNE-EN 1532. Instalaciones y equipos para gas natural licuado. Interfaz entre buque

y tierra.

NFPA-59 A. Norma para la producción, almacenamiento y manipulación de GNL.

Capitulo III: Discusión de Resultados

Los riesgos potenciales que más preocupan a los operadores de instalaciones de

GNL surgen de las propiedades básicas de gas natural.

Debido a las características del GNL, los riesgos potenciales asociados con el mismo

incluyen la radiación de calor asociado con un incendio de GNL y la exposición directa

de la piel o de un equipo a una sustancia criogénica.

En su forma líquida el riesgo de que el GNL explote dentro de los tanques de

almacenamiento no es probable debido a que se almacena -260°F y a presión

atmosférica. No puede haber explosión sin presión, confinamiento o nubes de vapor

altamente obstruidas.

Aunque el GNL presenta pocos peligros siempre que se contenga en tanques

de almacenamiento, ductos y equipos diseñados para soportar la condición criogénica

de GNL, siempre habrá la posibilidad que se presenten los escenarios que conduzcan

a situaciones de alto riesgo asociados directamente a las instalaciones de recepción,

almacenamiento y regasificación. Dentro de estos escenarios la posibilidad de

derrame o fuga constituye la más alarmante, ya que el GNL cuando se derrama sobre

la tierra o el agua éste se calienta, se eleva y se dispersa en la atmósfera debido a

que por naturaleza es un gas más liviano que el aire. Sin embargo los posibles

vapores derivados de GNL que resulten de un derrame incontrolable pueden ser

peligrosos al punto de causar un incendio solo si se encuentra dentro de los límites de

las propiedades claves de GNL y sus vapores, el rango de inflamabilidad y el contacto

con fuentes de ignición.

De igual manera, de no manejarse adecuadamente conforme a los sistemas de

seguridad, al regresar a su fase de gas durante el proceso de regasificación, los

vapores emitidos por el GNL pueden ser inflamables y explosivos, pero sólo bajo las

condiciones que ya son bien conocidas.

Los riesgos y peligros asociados con el GNL y las instalaciones industriales de

GNL son manejables debido principalmente a que la seguridad del GNL se encuentra

en las propiedades del mismo, las tecnologías y prácticas de operación desarrolladas

en base al conocimiento de dichas propiedades, así como en los requerimientos

regulatorios, por lo tanto las consecuencias de la mayoría de los riesgos de incidentes

potenciales pueden ser contenidas en el propio sitio y manejarse antes de causar

daños significativos.

Capitulo IV: Conclusiones

1. El GNL debido a sus propiedades físicas y químicas, es tan seguro como

otros combustibles disponibles actualmente.

2. Las propiedades del GNL permiten establecer normas precisas para el

diseño adecuado de las instalaciones de recepción, almacenamiento y

regasificación.

3. La probabilidad de ocurrencia de un accidente serio en una planta de

recepción, almacenamiento y regasificación es baja.

4. Las zonas más sensibles a accidentes en las instalaciones de recepción,

almacenamiento y regasificación son los sitios de conexión.

Universidad de Oriente

Núcleo de Anzoátegui

Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas

Áreas Especiales de Grado

INFORME TÉCNICO

ESTUDIO DEL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE SUSPERVISIÓN Y

CONTROL AUTOMATIZADO INDUSTRIAL (SCADA) EN EL TRANSPORTE Y

DISTRIBUCIÓN DE GAS METANO DESTINADO A LA VENTA EN VENEZUELA.

Barcelona, Junio de 2014

Realizado Por:

Espinoza, Ana C.I: 21.079.365

Sánchez, Franny C.I: 19.184.587

Ramírez, Kenny C.I: 18.512.545

Profesora:

Avendaño, Isvelia

Capitulo I: Introducción

1.1 Planteamiento del Problema

Hoy en día, podemos contar con los sistemas de automatización industrial cuyo

objetivo principal consiste en gobernar la actividad y la evolución de los procesos sin

la intervención continua de un operador humano. Es por ello que el sistema de

automatización industrial denominado SCADA, permite supervisar y controlar, las

distintas variables que se encuentran en un proceso o planta determinada.

Actualmente un tercio de la producción de de gas es destinada a venta para el

sector industrial no petrolero, el sector comercial y el residencial, de hecho, la

demanda de este combustible se ha incrementado progresivamente en los últimos

años y es por ello que PDVSA GAS viene desarrollando diversos proyectos para

ampliar su red de distribución y transporte de gas natural con la finalidad de masificar

su uso y reducir el consumo de otros combustibles derivados del petróleo; conforme

se ha incrementado, la empresa se ha visto en la necesidad de implementar medidas

para optimizar la infraestructura existente y dentro de estas medidas de optimización

se encuentra la revisión de ciertos aspectos que permiten monitorear parámetros tan

importantes como la presión, temperatura, caudal, dispositivos de seguridad, entre

otros.

El sistema de control utilizado por PDVSA Gas es el SISUGAS (Sistema de

Supervisión de la Red de Gas), basado en un sistema SCADA (Sistema de Control y

Adquisición de Datos). Los criterios de control más importantes de este sistema son la

presión, la temperatura, el flujo y la calidad del gas entregado a los clientes. De igual

forma, este sistema incluye un plan de mantenimiento tanto preventivo, para

garantizar la integridad del sistema a lo largo del tiempo, como correctivo en caso de

incidentes que puedan comprometer la seguridad del mismo o del medio que lo rodea.

En el presente trabajo se realizara un breve estudio del funcionamiento de un

sistema de supervisión y control automatizado industrial SCADA, su aplicación en la

distribución y venta gas metano en Venezuela. He allí la importancia de que éste sea

revisado periódicamente para corroborar su óptimo funcionamiento de acuerdo a las

necesidades actuales.

Capitulo I: Introducción

1.2. Objetivos

Objetivo General

Estudiar el funcionamiento del sistema de supervisión y control automatizado

industrial (SCADA) en el transporte y distribución de gas metano destinado a la venta

en Venezuela.

Objetivos Específicos

1. Conocer el sistema de control supervisión y adquisición de datos (SCADA).

2. Describir el sistema de transporte y distribución de gas metano destinado a la venta

en Venezuela.

3. Identificar las variables críticas e instrumentos de control asociados al

funcionamiento del sistema de transporte y distribución de gas metano en Venezuela.

Capitulo II: Marco Teórico

2.1 Sistemas de control

Un sistema de control puede describirse como un conjunto de componentes o bloques

que se encargan de controlar una condición, o sea, una salida variable, a través, de

elementos de control y procesos. Un sistema de control está asociado a la presencia

de una serie de elementos que se encargan de modificar la entrada de un sistema,

para obtener un resultado predefinido.

2.1.1 Clasificación de los sistemas de control según su comportamiento

2.1.1.1 Sistemas de control de lazo abierto.

Es aquel sistema en el que la acción de control está muy relacionada con la entrada,

pero su efecto es independiente de la salida. Estos sistemas se caracterizan por tener

la capacidad para poder establecer una relación entre la entrada y la salida con el fin

de lograr la exactitud deseada y por no tener problemas de inestabilidad.

2.1.1.2 Sistemas de control de lazo cerrado.

Se caracterizan por la existencia de medidores de las variables de salida y permiten

corregir las deficiencias de los sistemas de lazo abierto. En estos sistemas la acción

de control es muy dependiente de la salida. La acción de control se calcula en función

del error medido entre la variable controlada y la consigna deseada. Las

perturbaciones, aunque sean desconocidas son consideradas indirectamente

mediante sus efectos sobre la variable de salida. La mayoría de los sistemas de

control que se desarrollan en la actualidad son de lazo cerrado.

Una ventaja del sistema de control en lazo cerrado es la estabilidad, esta

propiedad puede conducir a corregir errores que producen oscilaciones de amplitud

constante o cambiante. Cabe destacar que para los sistemas en los que se conocen

con anticipación las entradas y en los cuales no hay perturbaciones, es aconsejable

emplear un control de lazo abierto. Los sistemas de control de lazo cerrado tienen

ventaja cuando se presentan perturbaciones impredecibles y/o variaciones

impredecibles en los componentes del sistema.

Capitulo II: Marco Teórico

La valoración de la energía de salida determina en forma parcial el costo, el

peso y el tamaño de un sistema de control. La cantidad de componentes usados en

un sistema de control de lazo cerrado es mayor que la que se emplea para un sistema

de control equivalente de lazo abierto. Por tanto, el sistema de control en lazo cerrado

suele tener costos y requerimiento de potencia más elevados. Para disminuir la

energía requerida por un sistema se emplea un control de lazo abierto cuando puede

aplicarse; por lo general una combinación adecuada de controles de lazo abierto y de

lazo cerrado es menos costosa y ofrecerá un desempeño satisfactorio del sistema en

general.

2.2 Variables de control

Cada sistema y subsistema contiene un proceso interno que se desarrolla sobre la

base de acción, interacción y reacción de distintos elementos que deben conocerse

necesariamente. Dado que dicho proceso es dinámico, suele denominarse como

variable a cada elemento que compone o existe dentro de los sistemas y subsistemas.

No todas las variables tienen el mismo comportamiento sino que por el contrario,

según el proceso y las características del mismo, asumen comportamientos diferentes

dentro del mismo proceso de acuerdo al momento y las circunstancias que las rodean.

Para el análisis del comportamiento de las variables de sistemas, es necesario tomar

en consideración los siguientes aspectos:

Variable: es una característica (magnitud, vector o número) que puede ser

medida, adoptando diferentes valores en cada uno de los casos de un estudio.

Parámetro: es cuando una variable no tiene cambios ante alguna circunstancia

específica, no quiere decir que la variable es estática ni mucho menos, ya que

sólo permanece inactiva o estática frente a una situación determinada.

Operadores: son las variables que activan a las demás y logran influir

decisivamente en el proceso para que este se ponga en marcha. Se puede

decir que estas variables actúan como líderes de las restantes y por

consiguiente son privilegiadas respecto a las demás variables.

Capitulo II: Marco Teórico

Retroalimentación: la retroalimentación se produce cuando las salidas del

sistema o la influencia de las salidas de los sistemas en el contexto, vuelven a

ingresar al sistema como recurso o información. Es una característica

importante de los sistemas de control de lazo cerrado. Representa una relación

secuencial de causas y efectos entre las variables del sistema; dependiendo

de la acción correctiva que tome el sistema, éste puede apoyar o no una

decisión, cuando en el sistema se produce un retorno se dice que hay una

retroalimentación negativa; si el sistema apoya la decisión inicial se dice que

hay una retroalimentación positiva.

Capitulo III: Desarrollo

3.1 Conocer el sistema de control supervisión y adquisición de datos (SCADA).

3.1.1 Sistema SCADA

SCADA es el acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (control y

adquisición de datos de supervisión). Los sistemas SCADA utilizan computadoras y

tecnologías de comunicación para automatizar el monitoreo y control de procesos

industriales. Estos sistemas son partes integrales de la mayoría de los ambientes

industriales complejos o geográficamente muy dispersos, ya que pueden recoger la

información de una gran cantidad de fuentes muy rápidamente, y la presentan a un

operador en una forma amigable. Los sistemas SCADA mejoran la eficacia del

proceso de monitoreo y control proporcionando la información oportuna para poder

tomar decisiones operacionales apropiadas.

Un sistema industrial de mediciones y control, consiste en una computadora

principal o master (comunmente llamada Estación Principal, Master, Terminal Unit o

MTU); donde, una o más unidades de control obtienen datos de campo provenientes

de estaciones remotas; y una colección de software estándar y/o a medida, usado

para monitorear y controlar remotamente los dispositivos de campo. Los sistemas

SCADA contemporáneos exhiben predominantemente características de control a

lazo abierto y utilizan comunicaciones que en su mayoría son interurbanas, aunque

algunos elementos de control a lazo cerrado y/o de comunicaciones de corta distancia

pueden también estar presentes.

Para alcanzar un nivel aceptable de tolerancia de fallas con estos sistemas, es

común tener ordenadores SCADA redundantes operando en paralelo en el centro

primario del control, y un sistema de reserva del mismo situado en un área

geográficamente distante. Esta arquitectura proporciona la transferencia automática

de la responsabilidad del control de cualquier ordenador que pueda llegar a ser

inasequible por cualquier razón, a una computadora de reserva en línea, sin

interrupción significativa de las operaciones.

Capitulo III: Desarrollo

La incorporación de un SCADA en un proceso industrial permite al usuario

conocer el estado de las instalaciones bajo su responsabilidad y coordinar

eficazmente las labores de producción y mantenimiento en el campo, supervisando y

controlando operaciones críticas y proporcionando los recursos para recibir la

información en forma dinámica y en tiempo real.

Dentro de las funciones básicas realizadas por un sistema SCADA están las

siguientes:

Recabar, almacenar y mostrar información, en forma continua y confiable,

correspondiente a la señalización de campo: estados de dispositivos,

mediciones, alarmas, entre otros.

Ejecutar acciones de control iniciadas por el operador, tales como: abrir o

cerrar válvulas, arrancar o parar bombas, entre otros.

Alertar al operador de cambios detectados en la planta, tanto aquellos que no

se consideren normales (alarmas) como cambios que se produzcan en la

operación diaria de la planta (eventos). Estos cambios son almacenados en el

sistema para su posterior análisis.

Aplicaciones en general, basadas en la información obtenida por el sistema,

tales como: reportes, gráficos de tendencia, historia de variables, cálculos,

predicciones, detección de fugas, entre otros.

3.1.2 Filosofía Operacional del SCADA

En vez de confiar en la intervención del operador o en la automatización de la

estación maestra, los RTU pueden ahora ser requeridos para operar ellos mismos,

realizando su propio control sobre todo por temas de seguridad. El software de la

estación maestra requiere hacer más análisis de datos antes de ser presentados a los

operadores, incluyendo análisis históricos y análisis asociados con los requerimientos

de la industria particular. Los requerimientos de seguridad están siendo aplicados en

los sistemas como un todo, incluso el software de la estación maestra debe

implementar los estándares más fuertes de seguridad en ciertos mercados, ya que

para algunas instalaciones, los costos que pueden derivar de los fallos de un sistema

Capitulo III: Desarrollo

de control es extremadamente alto, incluso puede haber riesgo de daños al personal o

a terceros.

El hardware del sistema SCADA es generalmente lo suficientemente robusto

para resistir condiciones de temperatura, humedad, vibración y voltajes extremos pero

en estas instalaciones es común aumentar la fiabilidad mediante hardware redundante

y varios canales de comunicación. Una parte que falla puede ser fácilmente

identificada y su funcionalidad puede ser automáticamente desarrollada por un

hardware de respaldo (backup). Si una parte que falla puede ser reemplazada sin

interrumpir el proceso. La confianza en cada sistema puede ser calculado

estadísticamente y este estado es el significado de tiempo medio entre fallos, el cual

es una variable que acumula tiempos entre fallas. El resultado calculado significa que

el tiempo medio entre fallos de sistemas de alta fiabilidad puede ser de siglos.

Para evaluar si un sistema SCADA es necesario para manejar una instalación

dada, el proceso a controlar debe cumplir las siguientes características:

a. El número de variables del proceso que se necesita monitorear es alto.

b. El proceso está geográficamente distribuido. Esta condición no es limitativa, ya que

puede instalarse un SCADA para la supervisión y control de un proceso concentrado

en una localidad.

c. Las información del proceso se necesita en el momento en que los cambios se

producen en el mismo, o en otras palabras, la información se requiere en tiempo

real.

d. La necesidad de optimizar y facilitar las operaciones de la planta, así como la toma

de decisiones, tanto gerenciales como operativas.

e. Los beneficios obtenidos en el proceso justifican la inversión en un sistema SCADA.

Estos beneficios pueden reflejarse como aumento de la efectividad de la

producción y de los niveles de seguridad.

f. La complejidad y velocidad del proceso permiten que la mayoría de las acciones de

control sean iniciadas por un operador. En caso contrario, se requerirá de un

sistema de control automático, el cual lo puede constituir un sistema de control.

Capitulo III: Desarrollo

3.1.3 Infraestructura y medios de comunicación de un SCADA

Los sistemas SCADA tienen tradicionalmente una combinación de radios y señales

directas seriales o conexiones de módem para conocer los requerimientos de

comunicaciones, incluso Ethernet e IP sobre SONET (fibra óptica) es también

frecuentemente usada en sitios muy grandes como ferrocarriles y estaciones de

energía eléctrica. Es más, los métodos de conexión entre sistemas puede incluso que

sea a través de comunicación wireless (por ejemplo para enviar la señal a una

computadora portátil, PDA o a un teléfono móvil), sin tener que emplear cables.

3.1.4 Arquitectura del hardware

La arquitectura del hardware del sistema de control es totalmente distribuida.

Consistirá en nodos llamados unidades de control locales (LCU) con capacidad de

proceso en tiempo real conectados directamente a dispositivos físicos. Estas

conexiones serán capaces de usar un conjunto variado de buses de control (como por

ejemplo: CAN bus, GPIB, Bitbus). Los nodos de alto nivel llevarán a cabo funciones

de coordinación y ofrecerán servicios críticos al resto de los nodos (envío de eventos,

monitorización, planificación, entre otros). Ambas, LCU y las unidades de

coordinación, serán conectadas por medio de uno o más nodos, para formar la

llamada red de control. Esta arquitectura permitirá una configuración dinámica del

tráfico del tal forma que cada nodo tendrá un ancho de banda adecuado a sus

necesidades. En las circunstancias en las que el ancho de banda es muy grande,

serán usados otros interfaces como SCI o Fiber Channel, sin embargo, cuando el

ancho de banda no sea problema, se podrían usar interfaces más baratos como

Ethernet o Fast-Ethernet.

El "centro" de SCADA consiste típicamente en una colección de computadoras

conectadas vía LAN (o LAN redundante). Cada máquina realiza una tarea

especializada. La responsabilidad de la colección de datos básicamente puede residir

en una de ellas (con un sistema espejo), las visualizaciones pueden ser manejadas

por una segunda computadora, y así sucesivamente.

Una función asignada típicamente a una computadora separada es la interfaz a

la red de comunicaciones. Ésta manejará toda la interconexión especializada a los

Capitulo III: Desarrollo

canales de comunicaciones, y en muchos casos realizará la conversión del protocolo

de modo que el sistema principal pueda contar con datos entrantes en un formato

estándar.

El flujo de la información en los sistemas SCADA es como se describe a

continuación: el fenómeno físico lo constituye la variable que deseamos medir.

Dependiendo del proceso, la naturaleza del fenómeno es muy diversa: presión,

temperatura, flujo, potencia, intensidad de corriente, voltaje, pH, densidad, etc. Este

fenómeno debe traducirse a una variable que sea inteligible para el sistema SCADA,

es decir, en una variable eléctrica. Para ello, se utilizan los sensores o transductores.

Los sensores o transductores convierten las variaciones del fenómeno físico en

variaciones proporcionales de una variable eléctrica. Las variables eléctricas más

utilizadas son: voltaje, corriente, carga, resistencia o capacitancia. Una vez

acondicionada la señal, la misma se convierte en un valor digital equivalente en el

bloque de conversión de datos, generalmente esta función es llevada a cabo por un

circuito de conversión analógico/digital. El computador almacena esta información, la

cual es utilizada para su análisis y para la toma de decisiones, simultáneamente se

muestra la información al usuario del sistema, en tiempo real. Basado en la

información, el operador puede tomar la decisión de realizar una acción de control

sobre el proceso. El operador indica al computador la acción a realizar, y de nuevo

debe convertirse la información digital a una señal eléctrica que será transmitida,

procesada y finalmente ejecutada.

3.1.5 Arquitectura del software

La arquitectura del sistema de control consistirá en un conjunto altamente integrado

de sistemas distribuidos por medio de redes en una organización jerárquica. Esta

jerarquía será organizada siguiendo el modelo cliente-servidor. El sistema de control

operará en tiempo real (real time), con una jerarquía de niveles de control y

comunicaciones entre procesos. Habrá un gran número de puntos de control y por lo

tanto, de procesos para controlarlos. Al igual que en otros dominios (aviación,

telecomunicaciones, multimedia), garantía de tiempo real es necesaria en el sistema

de control de las redes de comunicación, en los sistemas operativos y en los

Capitulo III: Desarrollo

componentes subyacentes, con el objetivo de satisfacer la calidad de servicio

requerida.

3.1.5.1 Protocolos de comunicación

Un protocolo es un conjunto de reglas de comunicaciones entre dispositivos (como

por ejemplo: computadoras, teléfonos, enrutadores, switchs, etc). Los protocolos

gobiernan el formato, sincronización, secuencia y control de errores. Los progresos

recientes han considerado la aparición de un número apreciable de protocolos

"abiertos". IEC870/5, DNP3, MMS son algunos de éstos.

En la actualidad, los mejores protocolos son los multicapa completamente

"encapsulados", y los sistemas SCADA que utilizan éstos pueden confiar en ellos para

garantizar la salida de un mensaje y el arribo a destino. Un número de compañías

ofrece los códigos fuente de estos protocolos, y otras ofrecen conjuntos de datos de

prueba para testear la implementación del mismo. Por medio de estos progresos está

llegando a ser factible, por lo menos a este nivel, considerar la interoperabilidad del

equipamiento de diversos fabricantes.

SCADA tiende a utilizar la mayoría de las redes de comunicación disponibles.

Los sistemas SCADA basados en transmisión radial son probablemente los más

comunes. Éstos evolucionaron con el tiempo, y lo más básico es el uso de FSK

(frequency shift keying - codificación por conmutación de frecuencia) sobre canales de

radio analógicos. Esto significa que aquellos 0 y 1 son representados por dos diversas

frecuencias (1.800 y 2.100 hertzios son comunes). Estas frecuencias se pueden

sintetizar y enviar sobre una radio de audio normal. Velocidades de hasta 1.200

baudios son posibles.

También son frecuentes los servicios basados en satélites. Hay muchos de

éstos, pero la mayoría son muy costosos, pero hay situaciones donde no hay

alternativas. No obstante, existe un servicio basado en satélites que es económico: los

sistemas VSAT (Very Small Aperture Terminal). Con VSAT, se alquila un segmento

del espacio (64k o más), y los datos se envían de un sitio remoto a un hub vía satélite.

Existen dos tipos de hubs (concentradores), el primero es un sistema proporcionado

típicamente por un proveedor de servicios de VSAT, la ventaja es un costo fijo para

los datos aunque su implementación puede tener un costo elevado. El otro tipo de

Capitulo III: Desarrollo

sistema utiliza un hub pequeño (los clásicos de LAN estructuradas) que se puede

instalar con el Master. Este es más económico, pero la administración del hub es

responsabilidad exclusiva del propietario de SCADA. La interfaz a cualquier tipo de

sistema de VSAT implica el uso de protocolos utilizados por el sistema de VSAT,

quizás TCP/IP. Otro de los protocolos de comunicaciones es el Modbus, desarrollado

para el uso de las conexiones por cable. Aunque los proyectos procuran con

frecuencia utilizar Modbus sobre radio, éste está trayendo problemas,

fundamentalmente con los temporizadores. En cualquier caso, Modbus es incompleto

como un protocolo para SCADA, y existen alternativas mejores tales como DNP3.

Modbus tiene su campo de aplicación en comunicaciones con PLC's sobre una

conexión por cable.

3.2 Describir el sistema de transporte y distribución de gas metano destinado a

la venta en Venezuela.

El gas seco o gas metano proveniente del distrito gas Anaco es enviado en primer

lugar a la Estación Principal Anaco (EPA), desde donde se distribuye hacia los

principales centros de consumo, incluyendo las plantas y refinerías de la empresa

estatal petrolera (PDVSA), y a los clientes de PDVSA Gas en las regiones del centro,

occidente y oriente del país.

La red nacional de gasoductos operada por PDVSA-Gas está integrada por

varios sistemas formados por tuberías de recolección y tuberías para transporte y

distribución cuyos diámetros varían entre 4 y 36 pulgadas, con una longitud que

supera los 5.700 km y una capacidad de transmisión de aproximadamente 2.200

MMPCD.

La red nacional de transporte y distribución de gas, comprende dos regiones:

La región Centro – Oriente, que satisface el 78% de la demanda nacional y está

integrada por los sistemas: Anaco – Jose – Puerto La Cruz, Anaco – Puerto Ordaz,

Anaco – Barquisimeto, La Toscana – San Vicente; y la región Occidente, que suple el

22% de la demanda y está conformado por los sistemas: Ulé – Amuay (ICO Fase I),

Morón – Rio Seco (ICO Fase II) y el gasoducto transoceánico: Ballenas – Maracaibo,

que atraviesa territorio colombiano y territorio venezolano.

Capitulo III: Desarrollo

3.3 Identificar las variables críticas e instrumentos de control asociados al

funcionamiento del sistema de transporte y distribución de gas metano en

Venezuela.

3.3.1 Identificación de las variables críticas e instrumentos de control.

Para el desarrollo de este objetivo, se recopiló toda la información concerniente al

sistema de control utilizado por PDVSA Gas para monitorear la red de transmisión de

gas y los instrumentos que permiten medir las variables críticas a fin de manipularlas,

bien sea de manera automática o manual, hasta obtener el resultado deseado. A

continuación se describe dicho sistema y los instrumentos más importantes que

intervienen en el transporte y distribución del gas metano.

3.3.1.1 Sistema de Supervisión de Gas (SISUGAS)

El sistema de supervisión y control de la red de gasoductos que se maneja

actualmente en PDVSA Gas está basado en la tecnología SCADA, es un sistema

supervisor centralizado, conformado por una estación maestra ubicada en Caracas

(Distrito Capital), la cual está integrada a una sala de control, encargada de

monitorear las operaciones y procesos, a través del análisis de toda la información

recibida vía enlace de comunicaciones desde las estaciones remotas. Como medida

de seguridad, existen dos estaciones espejo (una en Anaco y otra en Buena Vista),

pero en la actualidad estas estaciones no están registrando los datos en tiempo real.

En la figura 1 se muestra un esquema general de la arquitectura del

SISUGAS, dividido en tres bloques; el primer bloque constituye el punto de

concentración y procesamiento de toda la información proveniente de campo,

información intercambiada entre la central y las remotas, mediante medios de

comunicación (segundo bloque) previstos para tal fin. El tercer bloque está constituido

por las estaciones remotas, las cuales recolectan la información de toda la

instrumentación conectada al proceso para enviarla a la estación central cada vez que

lo requiera. El computador central recibe la información de campo y la procesa

adecuadamente, lo cual incluye cálculos, flujos instantáneos, volúmenes transmitidos

y gas empacado. Toda esta información se refleja en reportes horarios, diarios y

mensuales, impreso anteriormente o cada vez que lo requiera el operador. Todas las

Capitulo III: Desarrollo

variables procesadas tienen valores límites predefinidos, de forma tal que, en caso de

anormalidad en el comportamiento de alguna de estas variables, la programación

asociada genera mensajes de alerta al operador para que tome la acción pertinente.

Algunas de estas acciones pueden tomarse a través del sistema de computación,

tales como cambios de punto de ajuste de equipos que así lo requieran y emisión de

comandos.

Figura 1 Arquitectura del SISUGAS

A continuación, en las figuras 1.1-a y 1.1-b, se pueden apreciar algunas de las

pantallas arrojadas por el sistema. En la primera imagen se observa el mapa general

con las estaciones que se encuentran en línea marcadas en color verde y las que no

lo están en color gris. En la segunda imagen se muestran un diagrama de flujo con

algunas variables, como: presión, flujo, contenido de CO2, entre otros.

Capitulo III: Desarrollo

Figura 1.1-a Pantalla General del SISUGAS

Figura 1.2-b Pantalla General del SISUGAS

Capitulo III: Desarrollo

El departamento Despacho de Gas, tanto en Caracas como en Anaco, es

atendido continuamente por un Analista de Gas. Trabajan las 24 horas del día en tres

turnos, durante el turno diurno, en días hábiles regulares, el despacho además de

contar con los operadores también es atendido por un Supervisor. Es responsabilidad

del Despacho Central mantener la transmisión de los sistemas en forma balanceada,

lo cual significa que el volumen de gas recibido debe ser similar al entregado a los

usuarios del servicio. Así mismo se debe aprovechar las horas de bajo consumo para

empacar gas en las líneas, manteniendo el sistema dentro de los valores máximos

permitidos.

El sistema de supervisión, utiliza unidades remotas digitales para recolectar

información proveniente de la instrumentación de campo y transmitirlas a la estación

central, a través del sistema de comunicación. Además se dispone de un programa

que permite simular el comportamiento de la red, pudiendo así predecir tendencias del

sistema de transmisión de gas, hacer balances y definir según ciertas condiciones de

operación, un ejemplo de ello son las tendencias de presión que se muestran en la

figura 1.2.

Figura 1.2 Pantalla de Reporte del SISUGAS

Capitulo III: Desarrollo

La salida de los equipos de campo pueden ser de dos tipos: Analógica

(presión, temperatura, entre otras) o discretas (algunas señales de estado que indican

posición de válvulas abierta-cerrada), paso de unidades de limpieza interna de

gasoductos (pasó - no pasó), condición de suministro de energía eléctrica a la remota

(normal-falla).

La base de datos del Despacho Central, incluye los puntos de calibración y

establecimiento de alarmas. Estos valores aparecen en las tablas de la sección de

datos. Los puntos de calibración para las presiones reguladas de los clientes

principales sin características de control remoto o telemetría, también están incluidos

en las tablas. Si un valor de medición está fuera de un rango permisible, se activará

una alarma en la pantalla del despacho y la impresora de alarma imprimirá el nombre

de la estación en cuestión, el valor, el tipo de alarma y la hora en que ocurrió la falla.

Alguno de los casos generales que se pueden presentar son:

Alarma de alta presión en sección regulada: Se revisa el punto de control

remoto, si tiene variación respecto al ajuste establecido, se envía un comando

a objeto de verificar el funcionamiento del control electrónico, en caso negativo

se notificará al personal de operaciones.

Alarma de baja presión en sección no regulada: Igual a la anterior, se debe

verificar la presión aguas arriba y una posible falla en el suministro de gas,

procediendo a aumentar el punto de ajuste y chequear la respuesta del

regulador, esta operación la realiza el personal de operaciones del área

afectada.

Alarma de alta presión en línea de transmisión: Se revisa las condiciones

de presión en la estación y la presión de entrega. Si la condición alcanza el

máximo permitido, se indica al personal del área operacional sobre la

necesidad de disminuir la presión de entrega.

Alarma de baja presión en línea de transmisión: Se verifica la situación en

la fuente de suministro, de ser normal las condiciones, se notificará al personal

de operaciones del área a objeto de que realicen inspecciones en el sector que

ha sido afectado, con el fin de detectar y corregir la anormalidad.

Capitulo III: Desarrollo

3.3.1.2 Variables críticas de control

Las principales variables que se monitorean en el sistema de transporte y distribución

de gas metano a nivel nacional tenemos: la presión, la temperatura, el flujo y la

composición o calidad del gas. Este monitoreo se hace con la finalidad de evitar

posibles fallas o irregularidades en el sistema, así como también cumplir con las

normas y leyes que rigen el negocio de los hidrocarburos.

3.3.1.2.1 Presión.

Es La variable más importante en el sistema de distribución y transporte de gas; de

hecho, antes de diseñar un gasoducto o una red de tuberías es necesario conocer los

limites de presión máxima de trabajo para poder seleccionar el espesor o calibre de la

tubería a utilizar, materiales de construcción, forma en que esta manufacturada la

tubería, entre otras; todo ello con la finalidad de prevenir problemas en las

instalaciones como los estallidos producto de que el espesor del tubo no soporta la

presión suministrada, es decir la presión de operación supera la presión de diseño.

3.3.1.2.2 Temperatura.

Es otra de las variables que se controlan en el sistema, ya que el incremento o la

disminución de la misma puede ocasionar ciertos problemas operacionales, tales

como la formación de hidratos y la condensación de líquidos en la tubería.

3.3.1.2.3 Composición.

La calidad del gas es sumamente importante puesto que forma parte de los

requerimientos de los clientes y porque la presencia de componentes no deseados

también puede generar problemas operacionales como corrosión, obstrucciones,

fallas de los equipos, entre otros.

3.3.1.2.4 Flujo.

Esta variable es monitoreada constantemente debido a que también forma parte de

los requerimientos de los clientes y porque varía en función de la producción. Si los

valores del flujo no se mantienen dentro del rango previsto se presentan fallas en los

Capitulo III: Desarrollo

equipos compresores, las calderas y demás maquinarias que están diseñados para

trabajar con un determinado volumen de gas.

3.3.1.2.5 Mantenimiento.

Este parámetro es administrado por el sistema de control dado que las diversas

situaciones que impliquen una disminución de la presión o interrupción del flujo

requieren ser monitoreadas. De manera que el sistema está en la capacidad de

procesar información que puede conducir a la implementación de algún plan de

servicio preventivo o correctivo, como por ejemplo la limpieza de las tuberías

mediante el paso de herramientas internas (PIG), la revisión de la protección catódica

que se utiliza para minimizar los efectos de la corrosión y el reemplazo de cualquier

dispositivo de medición o control que pudiera estar proporcionando datos

incongruentes.

3.3.2 Aplicación del sistema SCADA en el transporte y distribución de gas

metano destinado a la venta en Venezuela.

3.3.2.1 Instrumentos de control del sistema

A lo largo de toda red de transporte y distribución de gas, existen diversos dispositivos

que cumplen las funciones de medir y controlar las variables críticas descritas

anteriormente; En la tabla 1, se muestran los principales equipos e instrumentos

empleados en el sistema actual.

Tabla 1 Instrumentos de medición y control de la red de transporte y distribución de

gas.

Capitulo III: Desarrollo

Tabla 1 Instrumentos de medición y control de la red de transporte y distribución de

gas. (Continuación)

Capitulo III: Desarrollo

Tabla 1 Instrumentos de medición y control de la red de transporte y

distribución de gas. (Continuación)

Capitulo III: Desarrollo

Tabla 1 Instrumentos de medición y control de la red de transporte y

distribución de gas. (Continuación)

Capitulo III: Desarrollo

Tabla 1 Instrumentos de medición y control de la red de transporte y

distribución de gas. (Continuación)

Otros dispositivos que forman parte del sistema de control son los

transductores y los transmisores, los cuales se encargan de captar las variables del

proceso y transmitirlas a distancia a instrumentos indicadores o controladores; la

función primordial de estos dispositivos es tomar cualquier señal para convertirla en

una señal estándar adecuada para el instrumento receptor. En general, los

transductores están integrados en los instrumentos que se utilizan en las mediciones

de temperatura, presión, nivel, flujo, velocidad, corriente, potencia, entre otros.

Existen varios tipos de señales de transmisión: neumáticas, electrónicas,

digitales, hidráulicas y telemétricas. Las más empleadas en la industria son las tres

primeras, las señales hidráulicas se utilizan ocasionalmente cuando se necesita una

gran potencia y las señales telemétricas se emplean cuando hay una distancia de

varios kilómetros entre el transmisor y el receptor como es el caso del SISUGAS.

Capitulo IV: Discusión de Resultados

4.1 Análisis de resultados.

4.1.1 Sistema de control supervisión y adquisición de datos (SCADA).

Un sistema SCADA es una aplicación o conjunto de aplicaciones software

especialmente diseñada para funcionar sobre ordenadores de control de producción,

con acceso a la planta mediante la comunicación digital con los instrumentos y

actuadores, e interfaz gráfica de alto nivel con el usuario (pantallas táctiles, ratones o

cursores, lápices ópticos, etc.). Aunque inicialmente solo era un programa que

permitía la supervisión y adquisición de datos en procesos de control, en los últimos

tiempos han ido surgiendo una serie de productos hardware y buses especialmente

diseñados o adaptados para éste tipo de sistemas. La interconexión de los sistemas

SCADA también es propia, se realiza una interfaz del PC a la planta centralizada,

cerrando el lazo sobre el ordenador principal de supervisión.

Sistemas de control hay muchos y muy variados y todos, bien aplicados,

ofrecen soluciones óptimas en entornos industriales. Lo que hace de los sistemas

SCADA una herramienta diferenciativa es la característica de control supervisado. En

consecuencia, supervisamos el control de la planta y no solamente monitorizamos las

variables que en un momento determinado están actuando sobre la planta; esto es,

podemos actuar y variar las variables de control en tiempo real, algo que pocos

sistemas permiten con la facilidad intuitiva que dan los sistemas SCADA.

4.1.2 Sistema de transporte y distribución de gas metano destinado a la venta en

Venezuela y sus variables críticas.

Para conocer el sistema de transporte y distribución de gas metano en Venezuela se

identificaron cada uno de los gasoductos que lo componen en las diferentes regiones

del país (Oriente, Centro y Occidente), así como también el tramo perteneciente al

gasoducto transoceánico que llega hasta el país vecino (Colombia). Con la

descripción de estos gasoductos se pudo constatar que el sistema es bastante

extenso y que comprende un gran número de subtramos de diferentes diámetros y

longitudes, debido a la diversidad topográfica que atraviesan y a lo distante que se

encuentran los clientes de la principal fuente de producción, que actualmente está en

Capitulo IV: Discusión de Resultados

Anaco, razón por la cual se encuentran instaladas 3 plantas compresoras a lo largo

del sistema.

4.1.2.1 Variables críticas e instrumentos de control asociados al funcionamiento

del sistema.

Para identificar las variables críticas del sistema en estudio, fue necesario conocer el

sistema de control que se encarga de supervisar dichas variables. En las entrevistas

realizadas al personal que labora en la sala maestra de control de PDVSA Gas se

obtuvo información que permitió visualizar el modo en que este sistema recopila y

procesa los datos provenientes de las estaciones remotas. Se conoció que la

plataforma trabaja bajo la filosofía del SCADA, recibe valores de presión, temperatura,

flujo, empaque de las líneas, composición del gas, estado de ciertas válvulas (abiertas

o cerradas) y otros parámetros de seguridad de las estaciones de telemetría que

están localizadas en diversos puntos de la red de transporte de gas; de la gran gama

de datos que maneja el sistema, la presión es la variable más crítica, obviamente por

ser un criterio de diseño en las tuberías y en los equipos, y porque constituye la causa

más probable de accidentes catastróficos.

La transmisión de datos se efectúa vía radio, cables de fibra óptica y satélites, por

medio de protocolos de comunicación que permiten codificar y decodificar la

información. Los datos recibidos son analizados por el software del SISUGAS y

presentados a los operadores en forma de pantallas; dependiendo de los resultados,

estos deciden las acciones a tomar, cabe destacar que para que este esquema sea

eficiente, es necesaria que la información sea recibida de manera oportuna, lo cual no

siempre sucede. En cuanto a los instrumentos de control asociados al sistema, la

variedad también es muy amplia y por razones obvias, en este trabajo sólo se

describen los más relevantes, entre los cuales destacan los medidores de presión y

las válvulas de alivio, que son los más importantes a la hora de prevenir incidentes en

las tuberías. También se pudo observar que, de acuerdo a lo reportado por el

SISUGAS, muchos de los instrumentos están dañados o descalibrados, en algunos

casos por falta de mantenimiento, en otros porque ya cumplieron su tiempo de vida

útil o simplemente porque están ausentes.

Capitulo V: Conclusiones y Recomendaciones

5.1 Conclusiones

El objetivo principal de la automatización industrial consiste en gobernar la

actividad y la evolución de los procesos sin la intervención continua de un

operador humano.

La principal características de los sistemas SCADA es el control

supervisado.

El sistema de transporte y distribución de gas metano en Venezuela es

bastante complejo debido a su gran magnitud (aproximadamente 5.700 Km de

tubería).

Las variables críticas asociadas al sistema de control son: la presión, la

temperatura, el flujo y el mantenimiento de los equipos e instrumentos.

El óptimo funcionamiento del SCADA como sistema de control está sujeto a

diferentes factores, como: el uso de las tecnologías adecuadas, el cumplimento

de los planes de mantenimiento de la infraestructura, la capacitación del personal

que lo opera, entre otros. Algunos de estos factores presentan fallas en el

SISUGAS y ameritan una evaluación más profunda.

Capitulo V: Conclusiones y Recomendaciones

5.2 Recomendaciones

Diseñar un plan de supervisión y control de las operaciones de manejo de

gas en Venezuela, que involucre al ente regulador (ENAGAS) a fin de que se

verifique el cumplimiento de las normas en cada una de las etapas que conforman

el negocio del gas.

Evaluar los programas de mantenimiento de los equipos e instrumentos

asociados a la red de transporte y distribución de gas metano, con el objeto de

verificar su cumplimiento y adaptarlos a los requerimientos actuales del sistema.

Reforzar y actualizar la infraestructura de la red de gas, procurando el

reemplazo de los equipos obsoletos o que se encuentran fuera de servicio, así

como los medios de comunicación y los protocolos del SCADA.

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

ÁREAS ESPECIALES DE GRADO

INGENIERÍA DE YACIMIENTOS DE GAS

INFORME TÉCNICO

DETERMINACIÓN DE LAS RESERVAS GAS Y LÍQUIDO EN YACIMIENTOS DE

GAS CONDENSADO MEDIANTE EL MÉTODO DE HAVLENA Y ODEH

Realizado por:

Br. Espinoza, Ana. C.I: 21.079.365

Br. Ramírez, Kenny. C.I: 18.512.545

Br. Sánchez, Franny. C.I: 19.184.587

Profesor;

Uricare, Jairo

Barcelona, Junio de 2014

Capítulo I: Introducción

1.1 Planteamiento del Problema

Gran parte de la energía empleada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus

derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, en especial el gas

condensado el cual se encuentra en los yacimientos de gas condensado. Para la

utilización de este gas primero se debe realizar la explotación del mismo y esto lleva a

tener en cuentas varias consideraciones la primera de ellas es conocer exactamente

que volumen de gas existe originalmente en ese yacimiento y cuanto de ese volumen

se puede producir realmente, es decir cuál es el factor de recobro de dicho

yacimiento.

Para obtener el volumen gas condensado original en sitio (GCOES) se requiere

información obtenida de los pozos perforados. Existen varios métodos utilizados como

la estimación volumétrica, sin embargo la veracidad de esta dependerá de los valores

ponderados utilizados para producirlas, tampoco los resultados volumétricos

obtenidos para GCOES indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el

yacimiento de gas. Para saber exactamente cuáles son los mecanismos se emplea la

Ecuación de Balance de Materiales (EBM), la cual se ha desarrollado en base al

balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance

molecular para diferentes tipos de yacimientos. La ecuación de balance de materiales

de Schilthuis ha sido considerada por muchos ingenieros únicamente como de interés

histórico. Es por tanto interesante mencionar que a finales de 1963 Havlena y Odeh

presentaron dos interesantes papers que describían una técnica de interpretación de

la EBM como una ecuación lineal, el primero de ellos describía la técnica y el segundo

ilustraba la aplicación y casos históricos de yacimientos, demostrando que en

diferentes casos la EBM puede ser interpretada como una función lineal, haciendo

mucho más fácil su entendimiento y aplicación.

En el siguiente trabajo se mostrará como la técnica de Havlena y Odeh es usada

para determinar el GCOES, las reservas de gas y de líquido, la intrusión de agua

mediante la ecuación de balance de materiales, la solución simultánea de la ecuación

de Van Everdingen y Hurts y la ecuación de Pote mediante el diseño de una hoja de

cálculo en Microsoft Excel 2007.

Capítulo I: Introducción

1.2 OBJETIVOS

Objetivo General

Determinar las reservas de gas y líquido en yacimientos de gas condensado

mediante el método de Havlena y Odeh.

Objetivos Específicos

1 Reconocer el tipo de acuífero asociado a un yacimiento de gas condensado

mediante el grafico de Cole.

2 Determinar la intrusión de agua en un yacimiento de gas condensado mediante la

solución de la ecuación de Van Everdingen y Hurst.

3 Determinar la intrusión de agua en un yacimiento de gas condensado mediante la

ecuación de Pote.

4 Describir la técnica de Havlena y Odeh para yacimientos de gas condensado con

empuje hidráulico.

Capitulo II: Desarrollo

2.1 Gráfico de Cole.

El gráfico de Cole es una herramienta utilizada para distinguir en una forma cualitativa

la presencia de un acuífero asociado a un yacimiento de gas y la intensidad de dicho

acuífero. Parte de la ecuación de balance de materiales, Y que después de cierto

arreglo se obtiene lo siguiente:

Et

WeG

Et

F (Ec. 2.1)

Dónde:

F: Fluidos producidos

Et: Mecanismos de producción

G: Gas original en sitio

We: Intrusión de agua

Cole propone graficar el término del primer miembro F/Et en el eje de las

ordenadas y la producción acumulada Gp, en el eje de las abscisas tal y como se

muestra en la figura 2.1.

Figura 2.1. Gráfico de Cole

La gráfica mostrada en la figura 1, puede ser interpretada de la siguiente manera:

Si el yacimiento es volumétrico la intrusión de agua (We=0), se obtiene una

línea recta horizontal, donde el intercepto en el eje de las abscisas, es igual al

gas original en sitio (GOES).

Si existe la presencia de un acuífero débil asociado al yacimiento, se obtiene

una curva con pendiente negativa.

Cuando el acuífero es moderado la curva muestra inicialmente una pendiente

positiva y al final una pendiente negativa.

Si el acuífero es fuerte (infinito) la curva muestra una pendiente positiva todo el

tiempo. Al final se puede observar un comportamiento lineal.

Capitulo II: Desarrollo

2.3 Ecuación de Van Everdingen y Hurts

Estudios del mecanismo de intrusión de agua dentro de un yacimiento han mostrado

que en general es un proceso transitorio (no continuo o estabilizado). Sin embargo

cuando la actividad del acuífero es poca (acuíferos pequeños, rd<2), la tasa de flujo

de agua es pequeño y se puede considerar que el influjo de agua es continuo y sigue

la ecuación de estado estacionario de Shilthuis.

Para yacimientos de gas con empuje activo de agua, el uso de la ecuación de

Shiltius no arroja resultados confiables para predecir el comportamiento del

yacimiento y es necesario considerar flujo transitorio ya que cuando ocurre una

caidade presión, el agua expandida no se mueve dentro del yacimiento a la misma

tasa de drenaje del gas.

Van Everdingen y Hurts desarrollaron un método matemático para calcular la

entrada de agua a un yacimiento considerando flujo radial transitorio.

Ecuaciones:

La intrusión de agua provocada por una sola caída de presión ΔP durante un

tiempo t viene dada por:

𝐶 ∆ (Ec.2.2)

Dónde:

We: intrusión de agua, By

C: constante del acuífero By/lpc

ΔP: Caída de presión a un tiempo t, lpc

Qtd: influjo adimensional a un tiempo t

Para yacimientos circulares completamente rodeados por un acuífero:

𝐶 𝐶 (Ec. 2.3)

Para yacimientos radiales no circulares:

𝐶 𝐶 (Ec.2.4)

Dónde:

ɸ: porosidad, fracción

Ce= Cw+Cf: compresibilidad efectiva del acuífero, lpc-1

RR: radio del yacimiento, pies

h: espesor del acuífero, pies

f: fracción del perímetro del yacimiento en contacto con el acuífero.

Van Everdingen y Hurts presentaron tablas para calcular Qtd en función de td y rD

para acuíferos finitos e infinitos.

Capitulo II: Desarrollo

(Ec.2.5)

(Ec.2.6)

Dónde:

tD: tiempo adimensional

rD: radio adimensional

K: permeabilidad del acuífero, md

µw: viscosidad del agua a condiciones de yacimiento, cp

t: tiempo, días

rA: radio del acuífero, pies

rR: radio del yacimiento, pies

Bird y Cols de la Exxon realizaron un ajuste matemático de las tablas de Van

Everdingen y Hurts que puede ser programado fácilmente. El ajuste tiene la siguiente

forma para valores de rD<100:

(Ec.2.7)

(Ec.2.8)

(Ec.2.9)

(Ec.2.10)

(Ec.2.11)

(Ec.2.12)

Para calcular la intrusión de agua correspondiente a una declinación continua de

presión en el CAG (contacto agua-gas) es necesario dividir la declinación continua en

una serie escalonada de caídas de presión como se observa en la figura 2.2. La

intrusión de agua correspondiente a cada ΔP se puede calcular por medio de la

ecuación 2 y el acumulado través de los diferentes intervalos de caída de presión, se

puede estimar aplicando el principio de superposición en tiempo. Las presiones

Capitulo II: Desarrollo

promedios correspondientes a los intervalos de tiempo se calculan como se muestra

en la figura 2.3 y las caídas de presión que ocurren a los tiempos 0, t1, t2,… se

muestran en la figura 2.4.

Figura 2.2 Ajuste de la distribución continúa de presión en el contacto

agua-gas a través de una distribución escalonada de presión

Figura 2.3. Presiones promedios

Capitulo II: Desarrollo

Figura 2.4. Caídas de presiones

De esta manera para calcular el volumen de agua acumulada que entra al

yacimiento, We, durante un tiempo t (Correspondiente al final del intervalo n) se aplica

el principio de superposición en la forma siguiente:

𝐶 (Ec.2.13)

2.4 Ecuación Pote

Si el acuífero es pequeño, en buena comunicación con la zona de gas y las

permeabilidades son altas, puede representarse con el modelo de “acuífero Pote”.

Este tipo de modelo puede aplicarse en yacimientos de alta permeabilidad, fallados,

donde las zonas de petróleo y/o gas están en contacto con pequeños acuíferos como

es el caso de muchos yacimientos del Oriente de Venezuela y de la Costa del Golfo.

En estos casos, una pequeña caída de presión ΔP es transmitida instantáneamente a

todo el acuífero y genera una instrucción de agua, We, por expansión del agua del

acuífero.

𝐶𝑤 𝐶 (Ec.2.14)

Dónde:

W: volumen de agua original en el acuífero, By

Las unidades de las demás variables fueron definidas anteriormente.

Capitulo II: Desarrollo

2.5 Método de Havlena y Odeh para yacimiento de gas condensado con

intrusión de agua.

La ecuación de balance de materiales para un yacimiento de gas condensado con

empuje hidráulico es como se mostró anteriormente:

(Ec.2. 15)

Donde G representa el gas condensado original en sitio, y B2f y B2fi vienen dados

por las siguientes expresiones:

P

TfZfB

20054,02

Pi

TfiZfiB

20054,02

(Ec.2.16)

Donde Z2f representa el factor de compresibilidad bifásico.

La técnica de Havlena y Odeh escribe de la siguiente manera:

(Ec.2.17)

Donde el volumen de fluidos producidos F viene dado bajo la siguiente expresión:

(Ec.2.18)

Y el término Egc para el caso de gas condensado es representado por la siguiente

ecuación:

)22( fiBfBEgc (Ec.2.19)

El término de Gpt se calcula de la siguiente manera:

𝐺 𝐺

(Ec.2.20)

Donde:

9,5º

6084

APIMc

WePPiSwi

CfSwiCwfiBGfiBfBGBwWpfBGpt

)(

1

)()2()22()()2(

WeEfwEgcGF )(

)()2( BwWpfBGptF

Capitulo II: Desarrollo

APIc

º5,131

5,141

En este caso el gráfico de Cole consiste en graficar lo siguiente:

vsGptEfwEgc

F

Y la técnica de Havlena y Odeh define el gráfico de la siguiente manera:

EfwEgc

Wevs

EfwEgc

F

La cual representa una línea recta cuyo intercepto con el eje “y” representará el gas

condensado original en sitio (GCOES).

Finalmente al obtener el Gcoes se puede obtener el Coes y Goes con las siguientes

relaciones:

𝐶

(Ec.2. 21)

𝐺 𝐺 𝐶 (Ec.2.22)

Donde:

(Ec.2.23)

Capitulo III: Discusión de resultados

3.1 Reconocer el tipo de acuífero asociado a un yacimiento de gas condensado

mediante el grafico de Cole.

En la figura 3.1 se muestra el diseño de la hoja de Excel donde se introducen los

datos necesarios (datos P.V.T y data de producción) y automáticamente irá

generando los parámetros necesario para el cálculo de la intrusión de agua

realizando el gráfico de Cole, el grafico de Pote y la solución simultanea de la

ecuación de Van Everdingen y Hurts; seguidamente realizará la determinación de las

reservas de gas y líquido para yacimientos de gas condensado mediante el método de

Havlena y Odeh; en la figuras 3.1.1 se observan todos los parámetros que el

programa calcula para la obtención de todos los gráficos y en la figura 3.1.2 se

observa la hoja donde se muestra el grafico de Cole en la misma se puede determinar

mediante el botón “tendencia o tipo de acuífero” el tipo de acuífero presente en el

yacimiento de gas condensado es decir si este es débil, moderado o fuerte. En la

figura 3.1.3 se puede observar la validación de este método con un problema de

estudio del libro Gonzalo Rojas de la página 296 donde el acuífero asociado es de tipo

de débil.

Figura 3.1 Hoja de intrusión de datos para el cálculo de las reservas de gas y

líquido en un yacimiento de gas condensado.

Capitulo III: Discusión de resultados

Figura 3.1.1 Tabla de valores para realizar el grafico de Cole

Figura 3.1.2 Grafico de Cole

Figura 3.1.3 Grafico de Cole del Problema de estudio del Gonzalo Rojas

Capitulo III: Discusión de resultados

3.2 Determinar la intrusión de agua en un yacimiento de gas condensado

mediante la solución simultanea de la ecuación de Van Everdingen y Hurst.

En la Figura 3.2 se muestra el diseño de la hoja de cálculo de Excel para la

determinación de la intrusión de agua mediante la solución de la ecuación de Van

Everdingen y Hurst para luego determinar las reservas de gas y líquido por el método

de Havlena y Odeh y. La hoja extrapolará datos de la hoja de “intrusión de datos” y se

tendrá que introducir los datos faltantes necesarios. Tal como lo establecen los

fundamentos teóricos, el método de Van Everdingen y Hurst considera la geometría

del acuífero asociado al yacimiento, según los datos que se dispongan del problema

la hoja diseñada realizará los cálculos en función de los datos disponibles. En la figura

3.2.1 se muestra la solución de la ecuación de Van Everdingen Hurts para un

problema de estudio del libro de Gonzalo Rojas de la página 217 donde se calcula

una intrusión de agua de 26,51 MM BY para el tercer intervalo de tiempo

obteniéndose los mismos resultados con el programa.

Figura 3.2 Método de Van Everdingen Hurts

Capitulo III: Discusión de resultados

Figura 3.2.1 Método de Van Everdingen Hurts aplicado al problema de estudio

del libro de Gonzalo Rojas.

3.3 Determinar la intrusión de agua en un yacimiento de gas condensado

mediante la ecuación de Pote.

Para un problema de estudio con un acuífero tipo débil se pudo conocer la intrusión

de agua mediante el método del “Acuífero Pote”, una vez más de acuerdo a los datos

disponibles la hoja efectuará los cálculos necesarios considerando que este método

solo puede aplicarse a yacimientos de altas permeabilidades y con un acuífero

asociado de tendencia débil. En la figura 3.3 se muestra la construcción del grafico de

Pote para un acuífero débil de un yacimiento de gas condensado.

Figura 3.3 Grafico de Pote para un yacimiento de gas condensado.

Capitulo III: Discusión de resultados

3.4 Describir la técnica de Havlena y Odeh para yacimientos de gas condensado

con empuje hidráulico.

Una vez calculada la intrusión de agua para cada uno de los tiempos dados mediante

los diferentes métodos la hoja automáticamente procede a realizar el grafico de

Havlena y Odeh para yacimientos de gas condensado y de este modo calcular el gas

condensado original en sitio (GCOES) y las reservas de gas y liquido como se

muestran en las figuras 3.4 y 3.4.1. En las figuras 3.4.2 y 3.4.3 se muestran los

resultados que arroja la hoja de cálculo al estudiar un problema presentado en el libro

de Gonzalo Rojas en la página 296 donde el GCOES estimado es de 120 MMMPCN,

la hoja arroja un resultado de 140 MMMPCN teniendo una pequeña diferencia, sin

embargo este resultado es considerado favorable ya que estas diferencias son debido

al comportamiento inestable del acuífero lo que dificulta una correcta extrapolación

por parte del programa, para ello se debe solo tomar en cuenta los puntos en el

grafico que más se alineen.

Figura 3.4 Método de Havlena y Odeh

Figura 3.4.1 Reservas de Gas y Líquido para un yacimiento de Gas condensado

Capitulo III: Discusión de resultados

Figura 3.4.2 Grafico de Havlena y Odeh del problema de estudio del libro de

Gonzalo Rojas.

Figura 3.4.3 GCOES y reservas de gas y liquido del problema de estudio del

libro de Gonzalo Rojas.

Capitulo IV: Conclusiones

1 El gráfico de Cole permite determinar en forma cualitativa la presencia de un acuífero

asociado a un yacimiento de gas condensado además de distinguir la tendencia y la

intensidad del mismo.

2 El método de Van Everdingen y Hurts permite determinar la intrusión de agua cuando

el acuífero es de tipo fuerte.

3 El método de “Acuífero de Pote” es adecuado para yacimientos con acuíferos

asociados de tipo débil.

4 El método de Havlena y Odeh puede ser aplicado a yacimientos de gas condensado

con empuje hidráulico.