Informe de Pasantia Gas

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales

Coordinación de Ingeniería Mecánica

ACTUALIZACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A

Informe de Pasantía realizada en la Empresa PDVSA GAS

Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Mecánico

Realizado por:

Hernán Cardozo

Tutor Académico:

Dr. Carlos Graciano

Tutor Industrial:

Ing. Jesús Larez

Sartenejas, Octubre de 2008

ii

RESUMEN

El proyecto Gas Anaco de Petróleos de Venezuela GAS (PDVSA GAS) busca incrementar

la producción del gas para satisfacer la demanda interna. Dicho incremento en la

producción, trae como consecuencia directa la revisión, diseño, adecuación y construcción

de facilidades. El presente informe de pasantía, denominado “Actualización de la Planta

Compresora Aguasay 5A”, tuvo como objetivo fundamental adecuar la succión de la

Planta de 200 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad actual instalada.

Para ello, se realizo un profundo análisis dentro del marco de la Ingeniería de Detalle de

dicha planta para poder realizar la actualización en la succión de forma satisfactoria.

Resulto necesario entender toda la normativa de PDVSA GAS, así como códigos y normas

internacionales (API, ASME, etc) de manera de llevar a cabo eficazmente todos los

procedimientos y cálculos involucrados con dicha actualización; siempre tomando en

cuenta todas las especificaciones generales de diseño de PDVSA GAS. Se determinaron

los parámetros necesarios para evaluar el desempeño de la Empresa Contratista en lo que

respecta a todas las partidas mecánicas a desarrollar una vez que sea ejecutado el proyecto.

De igual forma se realizaron los cálculos relacionados con el espesor de diámetros de

tuberías basados en Normas ASME y de PDVSA, de manera de lograr la selección

acertada de las tuberías necesarias para realizar la adecuación de la succión. Seguidamente

se procedió a calcular y seleccionar dos equipos de bombeo necesarios para poder

trasportar el condensado generado actualmente a partir de los depuradores y slug catchers

de la Planta; la decisión acerca de que tipo de bomba seleccionar estuvo basada en las

características teóricas de cada tipo de bombas y en el Manual de Ingeniería de PDVSA

GAS. Finalmente se calculo la lista de materiales necesarios una vez que el proyecto entre

en fase de ejecución. Cabe destacar que se obtuvieron resultados satisfactorios ya que

todos los cálculos y suposiciones hechas cumplen con toda la normativa (ASME,

COVENIN, API, PDVSA) necesaria para entrar próximamente en la fase de construcción,

además de seleccionar materiales con dimensiones comerciales y disponibles actualmente.

De igual forma se podría afirma que PDVSA GAS tuvo un gran beneficio, ya que una vez

ejecutada esta obra, no solo aumentará su capacidad de producción actual sino que también

ayudara a abastecer la demanda interna que hasta la fecha es deficiente.

Palabras clave: compresión de gas, tuberías, bombas, ingeniería de detalle.

iii

DEDICATORIA

En primer lugar a Dios y a mi abuela Raquel Gomez por siempre iluminarme y guiarme

hacia el camino del bien.

A mis padres y hermana por siempre brindarme todo el apoyo necesario y darme fuerzas

para no desmayar y seguir adelante.

iv

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar a mis Padres, familiares y amigos que me brindaron un apoyo

incondicional en todo momento y sobretodo en el area de metodologia para la correcta

elaboracion y redaccion de proyectos.

Al Ingeniero Jesus Larez , mi tutor industrial, por todo su apoyo y orientacion hacia el

buen desenvolvimiento de todo el desarrollo del Proyecto. De igual forma doy las gracias

por ese gran apoyo inicial que fue el que me ayudo a adaptarme y a integrarme con el resto

del equipo de trabajo.

Al Ingeniero Eddie Chavier por siempre estar ahi brindandome su ayuda y su apoyo en

todo lo relacionado a Permisologia.

Al Ingeniero Carlos Espinoza, por siempre estar dispuesto a aclarar cualquier tipo de dudas

y por brindarme toda la informacion necesaria para la realizacion del Proyecto.

Por ultimo, pero no menos importante, al Dr. Carlos Graciano, mi tutor academico, por

siempre orientarme hacia la correcta elaboracion del Informe Final y por siempre estar alli

cuando lo necesite. Tambien quisiera agradecer por su paciencia brindada y por su buena

voluntad en todo momento.

v

ÍNDICE GENERAL

Contenido p. Portada…………………………………………………………………… i Resumen…………………………………………………………………. ii Dedicatoria………………………………………………………………. iii Agradecimientos…………………………………………………………. iv Índice General…………………………………………………………… v Índice de tablas………………………………………………… ………. viii Indice de Figuras………………………………………………………… ix Glosario………………………………………………………………….. xi Capítulo I Introducción……….…………………………………………. 1 1.1 Consideraciones generales…………………………………………... 1 1.2 Justificación del proyecto……………………………………………. 2 1.3 Objetivos………………………………………….………………..... 4 1.3.1 Objetivo General………………………….……………………. 4 1.3.2 Objetivos Específicos………………………………..…………. 4 1.4 Descripción de la Empresa…………………………………………... 5 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO…………………………………….. 7 2.1 El Gas Natural……………………………………………………….. 7 2.2 Gas Metano………………………………………………………….. 12 2.2.1 Utilización del gas metano en Venezuela……………………… 12 2.3 Calidad del Gas Natural……………………………………............... 12 2.4 Etapas de procesamiento del gas…………………………………….. 14 2.5 Turbina de gas……………………………………………………….. 15 2.5.1 Definición………………………………………………………. 15 2.5.2 Compresor……………………………………………………… 15 2.6 Bombas………………………………………………………………. 16 2.6.1 Definición………………………………………………………. 16 2.6.2 Clasificación de las bombas……………………………………. 16 2.6.2.1 Bombas rotodinámicas………………….......................... 16 2.6.2.2 Bombas de desplazamiento positivo……………………. 16 2.6.3 Clasificación de las Bombas rotodinámicas……………………. 17 2.6.3.1 Bomba Centrifuga……………………………………… 18 2.6.3.4 Curva de la bomba……………………………………… 19 2.7 Separadores Líquido Vapor……………….......................................... 21 CAPÍTULO III MARCO REFERENCIAL…………….……………….. 22 3.1 Planta Compresora Aguasay 5A………………….…………………. 22 3.1.1 Definición de una planta compresora…………...……………… 22 3.1.2 Descripción de las instalaciones existentes ……………………. 23 CAPÍTULO IV SELECCIÓN DE TUBERÍAS......................................... 30 4.1 Introducción......................................................................................... 30 4.2 Normas………………………………………………….…………… 31 4.3 Condiciones Ambientales y de Operación de la Planta……………… 32 4.3.1 Condiciones ambientales………...……………………………... 32 4.3.2 Condiciones de Operación de la planta…………………...……. 33 4.4 Premisas de diseño……………………………………...................... 34 4.5 Selección de espesores de pared para tuberías …………………… 35 4.5.1 Diseño de los espesores de pared……………………...……….. 35

vi

4.5.2 Cálculo y selección de espesores para las líneas de gas natural de 60 psig (Succión de la planta)……………………………………...…

36

4.5.3 Cálculo y selección de espesores de pared para las líneas de líquido del sistema de drenaje de Líquidos del SE-007………………….

39

4.5.4 Resultados……………………………………………………… 40 CAPÍTULO V SELECCIÓN DE EQUIPO DE BOMBEO…………...... 42 5.1 Introducción…………………………………………………………. 42 5.2 Normas y Documentos………………………………………………. 42 5.3 Premisas y criterios………………………………………………….. 44 5.3.1 Premisas de Selección del Tipo de Bomba……………….......... 44 5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga…………………… 44 5.3.3 Datos de entrada………………………………………………... 46 5.4 Cálculos y resultados………………………………………………… 47 5.4.1 Teorías y cálculos preliminares………………………………… 47 5.4.2 Cálculos………………………………………………………… 47 5.5 Resultados………………………………………………………... 57 CAPÍTULO VI PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONTRATISTA…………………………………………………………

58

6.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos………………………………..

58

6.2 Cuadrilla de apoyo al arranque………………………………………. 59 6.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores……………………… 60 6.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea……………….. 60 6.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada…………… 61 6.6 Suministro e instalación de las bombas centrifugas…………………. 62 6.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes……….. 63 6.8 Gammagrafia………………………………………………………… 64 6.9 Instalación de válvulas bridadas……………………………………... 65 6.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios………………………... 65 6.11 Prueba hidrostática…………………………………………………. 66 6.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes……………….. 66 6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16”………………………………………………

67

6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas………………. 67 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES…………………………. 68 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………... 70 ANEXOS………………………………………………………………… 73 ANEXO A Espesores comerciales fabricados para las tuberías………………………………...…………………………………

74

ANEXO B Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3……………………………………………………………..

75

ANEXO C Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)………… 76 ANEXO D Factor de Junta Longitudinal segun ASME B31.3.................. 77 ANEXO E Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal segun ASME B31.4 para tuberias API 5L.............................

78

AN ANEXO F Cómputos métricos……………………………………………. AN ANEXO G Lista de materiales mecánicos....................................................

79 91

ANEXO H Ejemplos de Cálculos de Tuberías………………………….. 96 ANEXO I Planos Colector y Equipo de Bombeo……………………….. 98 ANEXO J Tablas CRANE………………………………………………. 99

vii

ANEXO K Otras Figuras………………………………………………... 106

viii

ÍNDICE DE TABLAS

Contenido p. Tabla 1. Componentes del gas natural…………………………………... 8 Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición……. 8 Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural según su composición……………………………………………………………...

9

Tabla 4. Condiciones Ambientales Presentes en la Planta………………. 32 Tabla 5. Líneas de succión de gas 60 psig y descarga 1000/1200 psig….. 33 Tabla 6. Para las líneas de líquido del sistema de drenaje de líquidos…... 33 Tabla 7. Presión de operación y de diseño para las nuevas tuberías de gas 60 psig y venteo……………………………………………………...

38

Tabla 8. Diámetros de las tuberías para cada línea de gas y venteo…….. 38 Tabla 9. Esfuerzo de Fluencia, Según la Norma ASME B31.3, Clasificación API 5L……………………………………………………..

39

Tabla 10. Coeficiente de Temperatura y Factor de Junta Longitudinal…. 39 Tabla 11. Datos de presión de operación y de diseño para las Nuevas Tuberías…………………………………………………………………..

40

Tabla 12. Resultados de Espesores (t), Presión Interna Máxima (Pi) y Presión de Prueba (Pt)……………………………………………………

41

Tabla 13. Premisas de Selección de tipo de Bomba……………………... 44 Tabla 14. Datos de entrada para selección de Bomba……….…………... 46 Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la Bomba …………....... 46 Tabla 16. Accesorios de tubería de succión de la Bomba.…………......... 46 Tabla 17. Perdidas Secundarias en la Descarga…………………………. 49 Tabla 18. Perdidas Secundarias en la Succion…………………………... 53 Tabla 19. Resultados de equipo de bombeo…...………………………… 57

ix

INDICE DEFIGURAS

Contenido p. Figura 1. Plano General de la Planta…………………………………….. 2 Figura 2. Diagrama de succión y descarga de unidades compresoras…... 3 Figura 3. Organigrama PDVSA GAS…………………………………… 6 Figura 4. Clasificación de los componentes del gas natural…………….. 10 Figura 5. Bomba Centrifuga 21 Figura 6. Slug-Catchers 24 Figura 7. Turbocompresor TC-200 25 Figura 8. Tres etapas de compresión del Turbocompresor 26 Figura 9. Sistema de Gas Combustible 26 Figura 10. Motocompresores Alquilados 27 Figura 11. Depuradores 28 Figura 12. Mechurrio o Flame 28 Figura 13. Recipiente Colector 29 Figura 14. Cortes y Detalles colector, tuberías y Bombas………………. 99

Fig Figura 15. Instalación Tuberías y Bombas………………………………. Fig Figura 16. Tuberías Actuales de Succión Fi r Figura 17. Sistema Neumático Actual FfF Figura 18. Líneas a distintas presiones F Figura 19. Visión General de la Planta F Figura 20. Sistema contra incendios F Figura 21. Lugar a instalar Bombas Centrifugas

99 106 106 107 107 108 108

x

GLOSARIO

Cold-tap: Una conexión a una tubería existente fuera de servicio, despresurizada y

venteada.

Hot-tap: Cualquier nueva conexión a una tubería existente en servicio, mediante soldadura

o perforación de la misma.

Manga Termocontráctil: recubrimiento empleado para encamisar las tuberías con la

particularidad de que este posee cualidades aislantes.

Servicio inflamable: Aquel fluido que, bajo condiciones normales, se encuentra en forma

de gas o produce gases que pueden incendiarse y continuar ardiendo en el aire.

Stoppling: Aparato empleado para aislar o seccionar una sección de tubería para efectuar

reparaciones o modificaciones sin despresurizar o poner fuera de servicio toda la línea,

mediante elementos mecánicos a través de conexiones efectuadas mediante hot-tap.

Sustancias peligrosas: Incluyen sin limitarse, las sustancias explosivas, combustibles,

tóxicas o corrosivas.

Tie-in: Una nueva conexión a cualquier tubería existente o equipo, la cual se realiza en

campo.

Tubería enterrada: cualquier línea de conexión que se encuentra inmersa en algún medio

como externo como por ejemplo ríos, lagos, etc.

Tubería Aérea: se refiere a cualquier línea de conexión que no se encuentre sumergida.

Weldolet: es un accesorio cuya función es similar al tee, es decir, para conectar un ramal

perpendicularmente a un colector. Su particularidad es que el diámetro nominal del ramal

pueden ser menor que el del colector y viene autoreforzado; es usado cuando hay

restricciones de tamaño de tees o cuando se van a manejar servicios de alta presión.

Accesorios similares: sockolet, threadolet.

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1.1 Consideraciones generales

El proceso de la industria del gas, comprende una serie de etapas interdependientes

que implican su producción, separación, tratamiento, extracción de líquidos,

compresión y fraccionamiento para que el éste pueda ser utilizado en el sector

industrial y doméstico. La compresión de gas en términos generales, consiste en el

proceso mediante el cual se le aumenta la presión al gas metano seco para

posteriormente ser enviado a sistemas de transporte y distribución. De esta manera, se

facilita su transportación y distribución a través de un sistema de líneas de tuberías. El

presente trabajo de pasantía consiste en el proceso de compresión del gas,

específicamente en el proyecto denominado “Actualización de la Planta Compresora

Aguasay 5A”.

La Planta Compresora Aguasay forma parte del Proyecto de Gas Anaco (Estado

Anzoátegui), específicamente en la planta compresora denominada 5A, debido a que

esta localidad forma parte de un conjunto de plantas denominadas Complejo Aguasay

Carasito, desarrollado por Petróleos de Venezuela, S.A, GAS (PDVSA, GAS) en el

Estado Monagas.

En el marco de la Ingeniería de Detalle, la cual se enfoca hacia la adecuación de las

especificaciones y condiciones necesarias para que se lleve a cabo un proceso, la

pasantía tuvo como principal objetivo el desarrollo de las etapas de diseño y

planificación del Proyecto “Aguasay 5A”, bajo la supervisión de la Gerencia de

Ingeniería y Construcción de PDVSA GAS ANACO. Esto con el propósito de

establecer los lineamientos bajo los cuales se podrá adecuar la succión de la planta de

250 psig a 60 psig para el manejo de la capacidad instalada actual. El diseño y

planificación del proyecto comprendió determinar el procedimiento de evaluación de

la contratista, con el objeto de derivar los parámetros necesarios para medir el

2

desempeño de la contratista que ejecutará el proyecto, bajo las especificaciones de

diseño de PDVSA GAS, estandarizadas con anterioridad. Así mismo, se llevó a cabo

la selección de tuberías, con el objeto de establecer los requerimientos para los

espesores, selección de materiales y accesorios a emplearse en la fabricación y

construcción de todos los tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el

desarrollo del proyecto. Se determinaron los cómputos métricos que se ajustan a los

requerimientos del proyecto y se seleccionó los equipos de bombeo.

1.2 Justificación del proyecto

La Planta Compresora Aguasay 5-A consta de cinco (5) motocompresores alquilados

a una compañía privada y un (1) turbocompresor propiedad de PDVSA (ver Figura 1)

para de esta manera manejar una capacidad de 43 millones de pies cúbicos estándar

diario (MMPCED) de Gas.

Figura 1. Plano General de la Planta

En lo que respecta a los compresores alquilados por parte de PDVSA, puede decirse

que los mismos tienen una succión requerida a 60 psig para posteriormente lograr una

descarga efectiva alrededor de los 1200 psig. Por otra parte, se encuentra el

3

turbocompresor propiedad de PDVSA el cual cuenta con una succión múltiple de 60

psig y de 200/250 psig, y una descarga efectiva cercana a los 1200 psig; se requiere

una succión a 60 psig y simultáneamente otra a 200/250 psig para que pueda

funcionar bajo las especificaciones estándares de diseño. En tal sentido, cabe resaltar

que actualmente no es posible contar con una línea de presión a 200 psig para la

succión del turbocompresor. Lo que actualmente se está llevando a cabo es

simplemente realimentar a dicha succión con la presión de descarga (1200 psig) y

bajarle la presión a través de la incorporación de válvulas hasta alcanzar los 200/250

psig requeridos en una de las líneas de succión del mismo. Este mecanismo adoptado

no resulta lo más provechoso ya que parte de la descarga de la planta es utilizada para

accionar al turbocompresor. Por ello, debe buscarse una solución real y práctica ante

este problema, como lo es la adecuación de la succión de la planta a 60 psig. En la

Figura 2 se puede observar un diagrama en donde se evidencia lo anteriomente

mencionado.

Figura 2. Diagrama de Succión y Descarga de unidades compresoras

1200 psig

60 psig

Turbocompresor

200/250 psig 60 psig

60 psig

Turbocompresor

1200 psig

Actualmente

Motocom

presores

Modificado

60 psig

Motocom

presores

4

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Actualización de la succión de la Planta Compresora Aguasay 5A, a 60 psig para el

manejo de la capacidad instalada actual.

1.3.2 Objetivos Específicos

- Analizar el proceso de compresión de gas y las especificaciones de diseño

preestablecidas por PDVSA GAS, Normas CONVENIN y normas estandarizadas

internacionalmente como ASME B31.3, ASME B31.8, ASME B31.4, API RP1102 y

API SPEC 5L.

- Determinar el alcance, medición y forma de pago de todas las partidas

pertenecientes a la disciplina mecánica que conforman el proyecto, con el objeto de

derivar los parámetros para evaluar el desempeño de la contratista seleccionada.

- Determinar los requerimientos para el cálculo de espesores y selección de materiales

de las tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y construcción de todos los

tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el desarrollo del proyecto.

- Determinar los cómputos métricos de las partidas mecánicas que forman parte del

proyecto y se ajustan a los requerimientos.

- Evaluación de la instalación de placa orificio de restricción en línea de succión de

16” de diámetro, aguas abajo de la válvula de bloqueo (identificada con el número

026) de dicha línea, con la finalidad de controlar el flujo a la entrada del depurador V-

204.

- Evaluación de la instalación de disco ciego de 4” de diámetro, en la línea de drenaje

de líquidos a 250 psig, para desviar los líquidos hacia el cabezal de recolección de

líquidos de 60 psig; esto en vista de que el líquido a 250 psig pasará a manejar 60

psig.

5

- Selección y cálculo de equipos de bombeo: dos bombas con todos sus accesorios e

instrumentación para descarga de tanque colector de condensado SE-007 y bombeo

de líquidos a la estación de flujo Aguasay Principal.

1.4 Descripción de la Empresa

PDVSA Gas es la principal empresa filial de Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA),

ésta se dedica principalmente a la exploración y explotación de gas no asociado, la

extracción y el fraccionamiento de Líquidos del Gas Natural (LGN) y al transporte,

distribución y comercialización de Metano. Debido a su carácter de filial medular,

posee presencia en casi todo el país. Actualmente se encuentran integradas al Distrito

de producción Anaco y de los procesos de Extracción y Fraccionamiento LGN

Oriente y la integración de los procesos de Producción de Gas Libre (Bloque E Sur

del Lago) y de Extracción y Fraccionamiento y LGN de Occidente y de las

operaciones de transporte y distribución de gas de Occidente por resolución de la

Junta Directiva de PDVSA. Aunque actualmente lo que se producen son 6300

millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, se pretende aumentar

significativamente esta cifra a 11500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para

el año 2012 (Pulido, 2003).

Para el caso que nos ocupa, resulta imperativo destacar a PDVSA Gas Anaco, lugar

donde se llevó a cabo el desarrollo del presente proyecto. El Distrito Gas Anaco,

como su nombre lo indica, está ubicado en la ciudad de Anaco, Estado Anzoátegui;

específicamente en un área de la ciudad denominada Campo Norte. La misma

produce de manera sustentable 1650 MMPCD para abastecer el mercado interno

afirma Luis Pulido (2003), Gerente Distrito Gas Anaco. De los 1650 MMPCD, 30%

es distribuido, vía gasoducto, a las principales generadoras de electricidad que

garantizan gran parte del servicio eléctrico del país. Otro 25% está destinado a

complejos siderúrgicos y mineros en Guayana y el 45% restante es destinado a las

distribuidoras de gas doméstico y a los clientes industriales. Se estima aumentar la

6

producción a 2400 MMPCD tras una inversión de mil millones de dólares a siete años

(Pulido, 2003).

Por otra parte resulta de vital importancia mencionar a la Planta Compresora Aguasay

5-A, lugar donde en los próximos meses se ejecutará el proyecto desarrollado en esta

pasantía. Dicha planta compresora se encuentra ubicada en el Municipio Aguasay

(Estado Monagas) y regida bajo el Distrito de Gas Anaco (Estado Anzoátegui).

PDVSA GAS se encuentra organizacionalmente estructurada por un (01) Presidente y

cuatro (04) directores que se encuentran apoyados por un órgano denominado

Secretaria de la Presidencia. Dichos directores tiene bajo su mando a quince (15)

Gerencias Generales dirigidas cada una por un Gerente y cuyos nombres se presentan

a continuación: Transmisión y Distribución (TYD), Prevención y Control de Perdidas

(PCP), Gasificación, Gas Metano, Recursos Humanos (RRHH), Administración

Pública (AAPP), Sistemas (AiT), Servicios Logísticos, Consultoría Jurídica,

Planificación, Evaluación Empresarial, Ingeniería de Proyectos, Mantenimiento,

Auditoria Fiscal y Construcción.

En la figura 3 se presenta el Organigrama General de PDVSA Gas Anaco,

específicamente la Superintendencia de Ingeniería y Construcción adscrita a la

Gerencia de Construcción dentro del cual se desarrolló el presente proyecto.

Figura 3. Organigrama PDVSA GAS

7

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 El Gas Natural

El gas natural constituye una mezcla de hidrocarburos parafínicos, que posee el

metano como uno de sus principales componentes, así como en menor proporción

incluye etano, propano, butano, pentano y otros compuestos pesados. Además, el gas

natural se compone de contaminantes no hidrocarburos, como el vapor de agua,

sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y gases inertes como el nitrógeno y el helio.

Origen

El origen del gas natural reside en la transformación y acumulación progresiva de

materia orgánica resultante de la descomposición de animales, vegetales y

microorganismos, durante millones de años bajo la acción de fuerzas mecánicas,

químicas, bacteriológicas, altas presiones y temperaturas, por efecto del asentamiento

de las capas de sedimentos que la contiene.

Composición del gas natural

El gas natural como fuente de energía ha cobrado especial importancia en los últimos

años. Su composición comprende diversos hidrocarburos parafínicos de bajo peso

molecular, especialmente por metano y en menor proporción por hidrocarburos más

pesados y de mayor impurezas, tales como dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2),

helio (He), argón (Ar), sulfuro de hidrógeno (H2S), vapor de agua (H2O), en estado

gaseoso, los cuales reducen el poder calorífico del mismo (Ver Tabla 1).

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Tabla 1. Componentes del gas natural

COMPONENTE FÓRMULA QUÍMICA % MOLAR

Metano CH4 55.00-98.00

Etano C2H6 0.10-20.00

Propano C3H8 0.05-12.00

n-butano C4H10 0.05-3.00

Iso-butano C4H10 0.02-2.00

n-pentano C5H12 0.01-0.80

Iso-pentano C5H12 0.01-0.80

Hexano C6H14 0.01-0.50

Heptano y mas pesados C7 0.01-0.40

Nitrógeno N2 0.10-0.50

Dióxido de Carbono CO2 0.20-30.00

Oxigeno O2 0.09-0.30

Sulfuro de Hidrogeno H2S Trazos-28.00 Helio He Trazos-4.00

Fuente: Mortimer (1983)

Se destaca que para cumplir con los estándares de calidad, en función de los

diferentes usos del gas, una vez extraído éste debe someterse a un tratamiento por

medio de procesos adecuados, de acuerdo a su clasificación (Ver Tabla 2).

Tabla 2. Clasificación del gas natural de acuerdo a su composición

Según la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S)

Según la presencia de hidrocarburos pesados (C3+)

- Gas dulce, es aquel que no contiene sulfuro de hidrógeno. - Gas agrio, es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno y por lo tanto es muy corrosivo.

- Gas rico (no procesado), es aquel que tiene un alto contenido de propano y más pesados, del cual pueden obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos.

- Gas pobre (procesado), es aquel que está formado prácticamente por metano.

Fuente: Mortimer (1983)

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Tabla 3. Procesos a los que se somete el gas natural de acuerdo a su composición

COMPONENTE PROCESO H2O Proceso Deshidratación

CO2 + H2S Endulzamiento Pentano y más pesados (C5+) Plantas de Gasolina

Propanos + Butanos Planta de GLP (Gas Licuado Petróleo) Etano Procesos Petroquímicos

Metano Plantas de Gas Natural Licuado Fuente: Mortimer (1983)

Específicamente, de acuerdo al Tabla 3, según su composición el gas recibe diversos

tratamiento, como puede observarse en el cuadro presentado anteriormente. Cuando

el componente con mayor prevalencia es el agua, el gas es sometido a un proceso de

deshidratación, cuando el mayor componente es el CO2 y H2S, a un proceso de

endulzamiento, mientras que cuando el metano constituye el componente principal, se

le somete a los procesos de una planta de gas natural licuado.

Principales usos de gas natural

De acuerdo a sus componentes, el gas puede ser utilizado como combustible y

materia prima, o constituir según su composición, un diluente y/o contaminante.

Como combustible, se emplea en los sectores de las industrias básicas, como el

siderúrgico, petroquímico, eléctrico, aluminio, cemento, manufacturero, doméstico,

comercial y automotor. Como materia prima, el gas es utilizado en los procesos de

reducción de mineral del hierro en las plantas siderúrgicas, en los procesos

petroquímicos, en la fabricación de plásticos, amoníaco, ácido nítrico, urea, sulfuro y

nitrato de amonio y otros fertilizantes, así como para la producción de metanol y otros

productos químicos.

10

Figura 4. Clasificación de los componentes del gas natural

Inyección de gas

La inyección de yacimientos de petróleo comprende el proceso mediante el cual

desde la superficie se impulsa con energía adicional para que el yacimiento continúe

produciendo eficazmente, debido a que su energía natural, en términos de la presión

interna del mismo, ha sido agotada. Esto se logra a través de la inyección a pozos

(pozos inyectores). La inyección de gas no sólo cumple con el objetivo de mayor

extracción de crudos, sino que también es parte de la utilización y conservación del

gas como recurso.

Manejo del gas natural

El gas natural se encuentra en estructuras geológicas denominadas yacimientos, los

cuales pueden clasificarse en tres tipos:

- Yacimientos de gas asociado: el gas acompaña al petróleo, el cual representa el

producto principal de la mezcla.

11

- Yacimientos de condensado: el gas se encuentra mezclado con hidrocarburos

líquidos livianos, y se le conoce con el nombre de gas húmedo.

- Yacimientos de gas seco o gas libre: es el gas mismo.

El gas proveniente de los yacimientos de gas condensado y asociado se llama gas rico

ya que contiene hidrocarburos condensables de alto poder calorífico y de amplio uso

como combustible y como insumo petroquímico.

Ventajas del Gas Natural

La principal ventaja que ofrece el gas en comparación con otras fuentes de energía es

que permite obtener la misma cantidad de energía a menor costo. Como combustible

posibilita una combustión completa en los procesos industriales, ofreciendo además

las siguientes ventajas:

- Limpieza: el gas y sus procesos industriales implicados no generan hollín ni

suciedad. Por lo tanto, los equipos involucrados requieren un mantenimiento mínimo.

- Compresibilidad: puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de

consumo final. Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en

función a la presión-temperatura que se le desee imponer.

- Alto contenido energético: tiene un elevado poder calorífico.

- Adaptabilidad: puede ser transportado por sistemas de tubería que permiten

transmitir volúmenes constantes a presiones específicas.

- Fácil manejo: su distribución a los clientes puede ser de entrega directa y continua a

los equipos donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin

requerimientos de almacenaje en sitio.

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2.2 Gas Metano

Se denomina gas metano al producto refinado, proveniente del procesamiento del gas

natural, compuesto en más de 70% de metano (CH4) y con otros componentes tales

como: etano, propano, butano y otros en menor cuantía.

2.2.1 Utilización del gas metano en Venezuela

Venezuela como país productor de petróleo ha incrementado recientemente la

producción de gas, contando con cuantiosas reservas de gas natural que le otorgan

una posición privilegiada en el escenario mundial, al ocupar el séptimo lugar en el

mundo y el primero en Latinoamérica con mayor volumen de reservas probadas. La

tendencia del negocio del gas se encuentra en aumento, reflejando una importante

alternativa energética.

En el mercado interno, el gas metano es utilizado como combustible en la generación

de vapor y electricidad, en la fabricación de aluminio, productos siderúrgicos,

cementeros y materiales de construcción, así como en las industrias de papel, carbón,

textil, vidrios, alimentos, etcétera, además como combustible de uso doméstico,

comercial y automotor. También es utilizado como insumo en la industria

petroquímica, para la obtención de amoníaco y fertilizantes. En el sector siderúrgico

se utiliza, en la producción de hidrógeno, el cual se usa para la reducción del hierro y

en el sector petrolero se emplea en los programas de inyección en los yacimientos con

el propósito de recuperar crudo, así como para conservarlos para usos futuros; otra

aplicación es como materia prima en procesos de desulfuración con el fin de mejorar

la calidad del petróleo.

2.3 Calidad del Gas Natural

Cuando se hace referencia a la calidad de gas a ventas debe interpretarse la expresión

como los rangos de composición y otras características (como poder calorífico,

gravedad específica, GPM, etcétera) que se requieren para transportar el gas a través

de gasoductos con fines de suministro al consumo interno, con una mínima

13

frecuencia en problemas operacionales en tuberías y equipos conexos, tanto para el

sistema de transmisión y distribución de PDVSA GAS como para las instalaciones

pertenecientes a los clientes. El gas destinado a ventas debe tener la composición

dentro de lo parámetros establecidos como específicos en cada uno de sus

componentes, para evitar problemas como:

- Corrosión/erosión en las tuberías y otras instalaciones de los sistemas de

transmisión y distribución de gas.

- Condensación de hidrocarburos y agua en las tuberías.

- Problemas operacionales en las instalaciones de los consumidores, tales como

contaminación de catalizadores en plantas de procesos por compuestos azufrados o

hidrocarburos pesados, presencia de líquidos en sistemas diseñados para manejar gas,

aumento de los costos operacionales, entre otros.

Sin embargo, el gas transportado con fines de suministro al consumo interno (ya sea

para uso como combustible o como insumo para diversos procesos) puede originarse

de diversas fuentes, lo cual significa que las características pueden variar

dependiendo del tipo de gas, esto es, gas natural, gases efluentes de procesos de

refinación, gas sintético (de carbón), líquidos del gas natural (LGN) regasificados,

etcétera.

La calidad del gas se puede establecer a través de una serie de parámetros y criterios

cuya aplicación está normalizada en algunos países como Francia y Alemania. En el

caso de Estados Unidos se establece a través de especificaciones incluidas en

contratos que limitan rangos de composición y condiciones del gas transportado y

destinado a ventas. En Venezuela, PDVSA GAS ha establecido las bases y

especificaciones de diseño de instalaciones de gas con base en los criterios de calidad

adoptados por la industria del gas en Estados Unidos. No obstante, se destaca que

estos criterios no tienen carácter estricto de normas o estándares, ya que son producto

14

de los contratos comerciales con clientes y experiencia en los fundamentos

operacionales y no de estudios específicos orientados a establecerlos.

2.4 Etapas de procesamiento del gas

Producción: En el subsuelo el gas puede encontrase como Gas Asociado, es decir,

disuelto o en la capa gasífera en los yacimientos de condensado o como Gas No

Asociado, ubicado en yacimientos de gas libre. Esta etapa consiste en transportar el

gas desde los yacimientos en el subsuelo hasta la superficie a través de pozos

productores

Separación: Una vez ubicado el gas natural en la superficie, este es sometido a un

proceso de separación de líquidos que es llevado a cabo en unos recipientes a presión

denominados separadores. Estos líquidos pueden ser petróleo, condensado y agua.

Cuando se trata de gas libre, no es necesario llevar a cabo esta etapa.

Tratamiento: A lo largo de esta fase se eliminan las impurezas que trae el gas natural,

como agua (a través de productos químicos que absorban la humedad), dióxido de

carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S; a través de plantas de

endulzamiento). Posteriormente, estas impurezas se recuperan y pueden ser

comercializadas con otros fines.

Extracción de líquidos: Esta fase consiste en tratar el gas natural libre de impurezas

para así separar el gas metano (CH4) del líquido del Gas Natural (LGN) compuesto

por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.

Compresión: Proceso mediante el cual se le aumenta la presión al Gas Metano Seco

para posteriormente ser enviado a sistemas de transporte y distribución para su

utilización en el sector industrial y domestico.

Fraccionamiento: Los Líquidos del Gas Natural (LGN) provenientes de la fase de

extracción de líquidos son enviados a la plantas de fraccionamiento. Aquí se obtiene

por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta

15

residual, los cuales posteriormente son almacenados en forma refrigerada y

presurizada en recipientes esféricos.

2.5 Turbina de gas

2.5.1 Definición

La turbina de gas como todos los motores térmicos, es una herramienta que ha

servido para el desarrollo de tecnologías aplicadas al mejoramiento de la calidad de

vida y de los intereses propios de las naciones industrializadas.

La turbina de gas es una turbomáquina térmica motora, y por tanto esencialmente es

una bomba rotodinámica que trabaja a la inversa. La turbina de gas aprovecha la

compresibilidad de los fluidos gaseosos para generar trabajo mediante un proceso de

expansión.

En su forma más simple es conocida como turbina de gas de ciclo simple y es

representada termodinámicamente por el ciclo de Brayton de aire estándar, en el cual

se distinguen los procesos de compresión, combustión y expansión.

El gas o aire atmosférico es el fluido de trabajo de la turbina de gas, éste cede su

energía almacenada a la turbina mediante un proceso de expansión. Sin embargo,

previamente el fluido de trabajo ha tenido que pasar por un proceso de compresión.

La expansión y compresión de los gases es un comportamiento que sólo poseen los

fluidos compresibles y es fundamental para el funcionamiento de las turbinas de gas.

La turbina de gas entra en la clasificación de turbomáquina térmica motora por que

trabaja con fluidos compresibles y la energía para realizar el trabajo neto es cedida

por el fluido de trabajo.

2.5.2 Compresor

El compresor constituye el elemento mecánico que proporciona el suministro

continuo de gas a presión para que se dé el proceso de expansión en la rueda turbina y

en particular en la realización eficiente del proceso de combustión.

16

El compresor es una turbomáquina generadora que entrega energía al fluido, por lo

tanto requiere de la adición de un trabajo para su funcionamiento. El compresor

utilizado en las turbinas de gas es del tipo dinámico, este tipo de compresor consta de

un rotor que imparte movimiento a la masa de gas y un estator que convierte la

energía cinética del fluido en presión.

Según los requerimiento de diseño de la turbina de gas el compresor dinámico puede

ser de tipo centrífugo o axial y de una o varias etapas de compresión.

2.6 Bombas

2.6.1 Definición

Una bomba es una máquina que absorbe energía mecánica y restituye al líquido que

la atraviesa energía hidráulica. Las bombas se emplean para impulsar toda clase de

líquidos (agua, aceites de lubricación, combustibles, ácidos; líquidos alimenticios).

2.6.2 Clasificación de las bombas

Las bombas se clasifican en bombas rotodinámicas y bombas de desplazamiento

positivo.

2.6.2.1 Bombas rotodinámicas

Todas las bombas que son turbomáquinas pertenecen a este grupo. Estas son siempre

rotativas. Su funcionamiento se basa en la ecuación de Euler y su órgano transmisor

de energía se llama rodete. Se denominan bombas rotodinámicas porque su

movimiento es rotativo y la dinámica de la corriente juega un papel esencial en la

transmisión de la energía.

2.6.2.2 Bombas de desplazamiento positivo

A este grupo pertenecen no sólo las bombas alternativas, sino las bombas rotativas

llamadas rotoestáticas, ya que son rotativas pero la dinámica de la corriente no juega

un papel esencial en la transmisión de la energía. El principio de desplazamiento

17

positivo consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del

volumen de una cámara. En la máquina de desplazamiento positivo, el elemento que

origina el intercambio de energía, puede tener movimiento alternativo (embolo) o

movimiento rotatorio (rotor; rotoestatica). En las maquinas de desplazamiento

positivo tanto reciprocantes como rotatorias siempre hay una cámara que aumenta de

volumen (succión) y disminuye de volumen (impulsión) por lo que también se le

llama maquinas volumétricas. El funcionamiento no se basa en la ecuación de Euler

como en las turbomáquinas.

Uno de las diferencias fundamentales es que el intercambio de energía del fluido se

efectúa siempre con variación de presión a diferencia de las turbomáquinas en las que

el intercambio de energía se realiza con variación de energía cinética.

Las bombas de desplazamiento positivo se emplean casi exclusivamente en las

transmisiones y controles quedando prácticamente eliminadas las turbmáquinas de

esta área. Las bombas de desplazamiento positivo y en especial las de embolo

prácticamente no tienen límites de presiones se construyen hasta para presiones

mayores a 15 000 lb/plg2 sin embargo, las bombas rotatorias con excepción de las de

tornillo no son adecuadas para presiones mayores de 500 lb/plg2.

2.6.3 Clasificación de las Bombas rotodinámicas

Las bombas rotodinámicas se clasifican de acuerdo a la dirección del flujo (bombas

de flujo radial, de flujo axial y de flujo radioaxial), según la posición del eje (bombas

de eje horizontal, de eje vertical y de eje inclinado), según la presión engendrada

(bombas de baja presión, de media presión y de alta presión), según el número de

flujos en la bomba (de simple aspiración o de un flujo y de doble aspiración, o de dos

flujos) y según el número de rodetes (de escalonamiento o de varios

escalonamientos).

18

2.6.3.1 Bomba Centrífuga

La característica principal de la bomba centrífuga es la de convertir la energía de una

fuente de movimiento (el motor) primero en velocidad (o energía cinética) y después

en energía de presión. El rol de una bomba es el aporte de energía al líquido

bombeado (energía transformada luego en caudal y altura de elevación), según las

características constructivas de la bomba misma y en relación con las necesidades

específicas de la instalación. El funcionamiento es simple: dichas bombas usan el

efecto centrífugo para mover el líquido y aumentar su presión. Dentro de una cámara

hermética dotada de entrada y salida (voluta) gira una rueda con paleta denominada

rodete. El rodete es el elemento rodante de la bomba que convierte la energía del

motor en energía cinética (la parte estática de la bomba, o sea la voluta, convierte, en

cambio, la energía cinética en energía de presión). El rodete está, a su vez, fijado al

eje bomba, ensamblado directamente al eje de transmisión del motor o acoplado a él

por medio de acoplado rígido.

Cuando entra líquido dentro del cuerpo de la bomba, el rodete (alimentado por el

motor) proyecta el fluido a la zona externa del cuerpo-bomba debido a la fuerza

centrífuga producida por la velocidad del rodete: el líquido, de esta manera, almacena

una energía (potencial) que se transformará en caudal y altura de elevación. Este

movimiento centrífugo provoca, al mismo tiempo, una depresión capaz de aspirar el

fluido que se debe bombear. Conectando después la bomba con la tubería de

descarga, el líquido se encanalará fácilmente, llegando fuera de la bomba. Las

bombas centrifugas pueden poseer uno o más rodetes (multiestadio) caracterizadas

por la suma de presiones emanadas de cada rodete.

Las ventajas de las bombas centrífugas son:

- Aseguran un tamaño reducido, un servicio relativamente silencioso y un fácil

accionamiento.

19

- Presentan una fácil adaptación a todos los problemas del tratamiento de líquidos ya

que, por medio de adaptaciones a las determinadas condiciones de uso, es capaz de

responder a las exigencias de las instalaciones destinadas.

- Manejan mayor velocidad que las maquinas de desplazamiento positivo

(específicamente las de embolo).

Entre las desventajas se encuentran:

- Las bombas centrífugas por su modo de operar, sólo pueden generar presiones de

salida limitadas, está claro, la presión la genera la fuerza centrífuga, por lo que su

máximo valor dependerá de ésta, la que a su vez depende de la velocidad de giro y

del diámetro del impelente, de manera que a mayor velocidad y diámetro, mayor

presión final.

- Como la velocidad de giro y el diámetro del impelente no pueden aumentarse

indefinidamente sin que peligre su integridad física, entonces estas bombas, no

pueden generar presiones muy altas como lo hacen las de desplazamiento positivo.

- Otra característica que las distingue, es que el caudal bombeado depende de la

presión de salida, de forma que a mayor presión menos caudal.

2.6.3.4 Curva de la bomba

Las prestaciones de una bomba centrífuga se pueden evidenciar gráficamente por

medio de una curva característica que, normalmente, tiene datos relativos a la altura

geodésica total, a la potencia efectiva del motor (BHP), a la eficiencia, al NPSHr y al

nivel positivo, informaciones indicadas en relación con la capacidad de la bomba.

Cada bomba centrífuga se caracteriza por su particular curva característica, que es la

relación entre su caudal y su altura de elevación. Esta representación gráfica, o sea, la

transposición de esta relación en un gráfico cartesiano, es la mejor manera para

conocer qué caudal se puede obtener a una determinada altura de elevación y

viceversa.

20

Está claro que, para modificar esta representación, contribuyen otros elementos como

la velocidad, la potencia del motor o el diámetro del rodete. Hay que considerar,

además, que las prestaciones de una bomba no se pueden conocer sin saber todos los

detalles del sistema en el que tendrá que funcionar. La curva de prestaciones de cada

bomba cambia en el momento que cambia la velocidad y se explica con las siguientes

leyes:

1. La calidad del líquido trasladado cambia en relación con la velocidad

2. La altura de elevación varía en relación con el cuadrado de la velocidad

3. La potencia consumida varía en relación con el cubo de la velocidad

La cantidad de líquido bombeado y la potencia absorbida son, aproximadamente,

proporcionales. La descarga de una bomba centrífuga con velocidad constante puede

variar de cero caudal (todo cerrado o válvula cerrada), hasta un máximo que depende

del proyecto y de las condiciones de trabajo. La potencia absorbida por la bomba

puede localizarse en el punto donde la curva de la potencia se encuentra con la curva

de la bomba en el punto de trabajo. Pero esto no indica todavía la medida requerida

del motor. Existen distintas maneras para determinar la potencia de los motores de

alimentación de la bomba:

- Se puede elegir el motor adecuado a la velocidad de accionamiento (el mejor

método y el menos costoso cuando las condiciones de trabajo de la bomba no

cambian tanto).

- Se puede leer la potencia al final de la curva (la solución más frecuente que

garantiza una potencia adecuada en casi todas las condiciones de ejercicio).

- Se puede leer la potencia que corresponde al punto de trabajo sumando el

010% (sistema usado generalmente sólo en las refinerías o en otras

aplicaciones donde no hay variaciones en las características de la instalación).

21

Figura 5. Bomba Centrífuga

2.7 Separadores Líquido Vapor

El Separador Liquido Vapor constituye uno de los equipos de mayor relevancia

dentro del proceso de compresión de Gas; dichos equipos son los que garantizaran, en

la medida de lo posible, la corriente esté libre de líquido. Por separador se entiende un

recipiente, dispuesto bien sea vertical u horizontalmente, empleado para dividir una

corriente bifásica en dos corrientes monofásicas (líquido y vapor) aceptablemente

libre una de la otra. Según su disposición existen dos tipos principales de separadores,

los horizontales y los verticales. Los primeros son técnicamente conocidos como

“slug catchers” y son empleados para manejar corrientes que presentan alto contenido

de líquido en intervalos irregulares. Éstos son colocados, generalmente, aguas debajo

de los cabezales de succión de la planta. Por otra parte, tenemos a los separadores

dispuestos verticalmente mejor conocidos como depuradores. Estos son empleados

para manejar corrientes con bajo contenido de líquido y, generalmente, se colocan en

las líneas de succión de los compresores.

22

CAPÍTULO III

MARCO REFERENCIAL

3.1 Planta Compresora Aguasay 5A

3.1.1Definición de una planta compresora

En términos generales, una planta compresora típica se estructura por una o más

unidades compresoras, que se encuentran accionadas por un motor de combustión

interna (gas combustible para el caso que nos ocupa). Por lo general, estas unidades

se encuentran instaladas en edificios especialmente diseñados para protegerlas y

brindarle un espacio exclusivo a las tareas de operación y su mantenimiento.

Específicamente, en Aguasay 5A, el turbocompresor es accionado con gas

combustible.

Las unidades compresoras poseen diversas etapas y su arreglo, generalmente es

paralelo, de forma que cada etapa pueda operar de manera independiente. En el caso

de que se empleen compresores reciprocantes se hace necesario colocar botellas de

succión y descarga debido a la naturaleza pulsante de su forma de operar. Estos

equipos pueden ocasionar problemas de vibración a tal punto que pueden causar la

destrucción de equipos, líneas y demás instalaciones.

En una misma planta compresora se pueden recibir simultáneamente corrientes de gas

a distintas presiones, las cuales son medidas tanto en la entrada como en la conexión

del quemador. Posteriormente, son depuradas pasando los respectivos cabezales de

succión donde son distribuidos hacia las distintas unidades. El gas comprimido que

abandona los cilindros compresores es enviado hacia los enfriadores respectivos de

cada unidad, desde donde el gas enfriado pasa al cabezal de descarga respectivo.

En el proceso de enfriamiento de la corriente de gas, debido a que una porción de sus

componentes pesados se condensan, quedando en suspensión en el seno de la

23

corriente, se hace necesario hacer circular el gas antes de ser enviado al cabezal de

succión de la próxima etapa, utilizándose un depurador de interetapa donde se le

remueve el líquido condensado.

Al alcanzar el nivel de presión establecido, la corriente es medida nuevamente, y

posiblemente enfriada y depurada.

Para el caso de plantas conformadas con turbocompresores o equipos dinámicos, no

resulta necesario las botellas de succión y descarga.

3.1.2 Descripción de las instalaciones existentes

La Planta Compresora Aguasay 5A tiene una capacidad instalada de 42 MMPCED de

gas a 60 psig. El flujo de gas proveniente de las distintas estaciones del Campo, entra

a la planta por medio de un cabezal de 16” de diámetro y posteriormente pasa por el

slug-catcher V-204 para remover los líquidos presentes en la corriente. La línea de

gas a la salida de este equipo, se conecta al cabezal de succión de 20” de diámetro

que alimenta el turbocompresor TC-200, por una línea de 10” de diámetro y los

motocomprensores alquilados a través de una línea de 16” de diámetro.

La planta cuenta con una línea de succión de 200 psig de 12” de diámetro la cual se

conecta al slug-catcher V-205 (ver Figura 6.), para extraerle los líquidos presentes en

la corriente de entrada. La salida de gas del equipo de 12” de diámetro se conecta al

cabezal de succión 16” de diámetro que opera a un nivel de 250 psig, incorporándose

a la segunda etapa de compresión del turbocompresor TC- 200.

24

Figura 6. Slug- Catchers

La planta cuenta con un sistema de compresión basado en el turbocompresor TC-200

(ver Figura 7) que opera en tres etapas (Ver Figura 8). En primer lugar, el flujo

proveniente del cabezal de succión de 20” de diámetro entra a través de una línea de

10” de diámetro en el depurador V-200 que opera a 60 psig con la finalidad de

eliminar los líquidos. Posteriormente, el gas se dirige hacia la succión de la primera

etapa de compresión a través de una línea de 8” de diámetro, donde se eleva la

presión del gas hasta 250 psig y una temperatura de 250 º F aproximadamente,

continuando hacia el enfriador de baja presión E-200 en el cual se baja la temperatura

del fluido hasta 130 ºF.

Seguidamente, el gas se une con la corriente de 200 psig que viene de campo (que

pasa previamente por el enfriador E-201) para alimentar al depurador V-202 que

opera a 250 psig donde se eliminan los condensados que se pudieron formar por el

cambio de temperatura.

25

Figura 7. Turbocompresor TC-200

A la salida del depurador, el gas se dirige hacia el cabezal de succión de 250 psig de

16” de diámetro. La corriente de gas llega a la segunda etapa de compresión a 250

psig y es llevado hasta una presión de 450 psig y una temperatura de 250 ºF,

aproximadamente.

Dicho gas es enviado al enfriador de media E- 201 donde disminuye su temperatura a

100 ºF para posteriormente ser removidos los posibles condensados en el depurador

V-202 que trabaja a un nivel de presión de 450 psig.

En la tercera etapa de compresión, el gas es llevado de 450 psig hasta 1200 psig y una

temperatura de 250 ºF. Finalmente, es enviado al enfriador de alta presión E-203 y

posteriormente al depurador V-203 que trabaja a un nivel de 1200 psig, donde, una

vez que el gas ha sido despojado de los condensados ingresa al cabezal de descarga

final de 1200 psig de 12ª de diámetro, el cual sirve para colectar la descarga del

turbocompresor TC-200 y de los motocompresores alquilados y cuya salida se

incorpora al sistema de transmisión Trocal de 26” Jusepín- San Joaquín.

26

Figura 8. Tres etapas de compresión del Turbocompresor

Por otra parte, la planta cuenta con un sistema de gas combustible (ver Figura 9)

conformado por el depurador de gas combustible DP-200 y el filtro de gas

combustible F-002. Dicho sistema es alimentado por una corriente de gas proveniente

de la interconexión de la línea de 200 psig a la salida del slug- catcher V-205 (dicho

gas proviene de la línea gasoducto 36”) y un ramal de la descarga de 1200 psig. La

salida del depurador de 6” de diámetro se conecta al filtro de gas combustible. El

sistema sirve para suministrar gas a los dos (2) cabezales de gas combustible de 6” de

diámetro correspondientes al turbocompresor TC-200 y a la compresión alquilada.

Figura 9. Sistema de Gas Combustible

27

La planta cuenta con una batería de cinco (5) motocompresores alquilados, de los

cuales cuatro (4) se encuentran operativos. Estos compresores, propiedad de la

empresa Hanover, cuentan con un cabezal de succión de 16” de diámetro a 60 psig,

que se conecta al cabezal general de succión de 20” de diámetro. Este arreglo de

motocompresores cuenta con un cabezal de descarga a 1200 psig de 6” de diámetro

que se conecta con el cabezal general de descarga de 12” de diámetro.(Ver Figura 10)

Figura 10. Motocompresores Alquilados

El cabezal de gas combustible de 6” de diámetro y 180 psig aproximadamente que

alimenta a los motocompresores proviene de una línea directa que se conecta al filtro

de gas combustible F-002. El venteo de los motocompresores se descarga en un

cabezal de 8” de diámetro que se conecta al cabezal general de venteo de 26” de

diámetro. Los líquidos provenientes de los motocompresores convergen a un cabezal

de 2” de diámetro que se conecta con el cabezal general de drenaje cerrado de 8” de

diámetro. El gas de arranque para los motocompresores fue sustituido por aire de

arranque, cuyo cabezal es de 20” de diámetro. Este cabezal de aire suministra un

ramal de aire de instrumento de 2” de diámetro que circula a toda la planta,

incluyendo el panel de ignición del mechurrio ubicado en el área del despojador de

líquidos SE-004.

Los líquidos generados en los slug-catchers y en los depuradores inter-etapa (Ver

Figura 11), son enviados a un cabezal de drenaje cerrado de 8” de diámetro. El mismo

es conducido posteriormente hasta un recipiente de condensado SE-007 a través de

28

una línea de 6” de diámetro. Adicionalmente, el equipo es alimentado por los

condensados producidos en el despojador de líquidos SE-004. La disposición final de

los líquidos contempla originalmente las bombas de condensado P-006/7, las cuales

actualmente no se encuentran instaladas y cuya función es enviar los líquidos a una

estación de flujo. Además, el sistema cuenta con una línea que envía los líquidos

directamente a fosa.

Figura 11. Depuradores

El sistema de alivio y venteo de la planta está conformado por el despojador de

líquidos SE-004, el mechurrio MCH-001 (Ver Figura 12) y dos (2) estacas de venteo

para alta y baja presión.

Figura 12. Mechurrio o Flame

29

El despojador de líquidos SE-004 es alimentado principalmente por una línea de 20”

de diámetro proveniente de los sistemas de desvío operacional y por sobrepresión

asociados a los slug catchers de 60 y 200 psig. Además, ingresa al equipo una línea

de 6” de diámetro que maneja los gases producidos en el recipiente de condensado

SE-007 (Ver Figura 13). La salida de SE-004 se dirige hacia el mechurrio MCH-001.

Figura 13. Recipiente Colector

A la estaca de alta presión VT-001 se envía el gas proveniente de una línea de 24” de

diámetro que se deriva del cabezal de venteo general. Por su parte, la estaca de venteo

de baja presión VT- 002 maneja el gas proveniente del cabezal de baja presión de 10”

de diámetro.

30

CAPÍTULO IV

SELECCIÓN DE TUBERÍAS

4.1 Introducción

La Planta Compresora Aguasay 5A perteneciente al Campo Aguasay - Carisito, para

el momento del inicio de la pasantía, tiene una capacidad instalada de 43 MMPCED

en el nivel de 60psig – 6 compresores alquilados que manejan 5 MMPCED cada uno

y 13 MMPCED manejados por el TC – 200 propio y 3 MMPCED en el nivel de 200

psig (Segunda etapa de la turbina propia).

En el Proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”, se evaluaron las

instalaciones existentes para verificar su disponibilidad de capacidad para manejo de

42 MMPCED de gas natural en el nivel 60 psig y un posible crecimiento a futuro de

12 MMPCED, así como la verificación de las condiciones de manejo de la

producción de los sistemas auxiliares; Alivio, venteo, sistemas de depuración de

líquidos, sistema de gas combustible y sistema de drenaje cerrado.

En el presente apartado se exponen los requerimientos para el cálculo de espesores y

selección de materiales de las tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y

construcción de todos los tramos de tuberías de procesos y servicios incluidas en el

desarrollo del proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”. Se destaca

que esta especificación contempla los requerimientos mínimos para los cálculos de

espesores de tuberías y accesorios a emplearse en la fabricación y construcción del

proyecto “Adecuación Planta Compresora Aguasay 5A”.

Lo establecido para el cálculo de los espesores de pared en las tuberías y accesorios,

está de acuerdo con las normas ASME B31.3 Process Piping (2006), ASME B31.8

Gas Transmission and Distribution Piping System (2004), ASME B31.4 Pipeline

Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid (2006) y

31

COVENIN 3567:2000 Clasificación de Áreas por las que atraviesan gasoductos, por

densidad poblacional.

4.2 Normas

Los códigos, normas y especificaciones que sirvieron de referencia para los cálculos

general de tuberías se conforman por las siguientes:

* American Society of Mechanical Engineers (ASME)

B31.3 Process Piping (2006): normas para tuberías que se encuentran en refinerías

petroleras, plantas químicas, farmacéuticas, textileras, semiconductoras, criogénicas,

y cualquier planta de procesos.

B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping System (2004): normas para líneas

asociadas al transporte de productos gaseosos entre fuente y terminales, considerando

estaciones de compresión, control y medición.

B31.4 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid

(2006): normas para tuberías relacionadas al transporte de productos líquidos entre

plantas y terminales, tomando en cuenta estaciones de bombeo, control y medición.

* American Petroleum Institute (API)

RP1102 Steel Pipeline Crossing Railroads and Highways (2007)

Spec 5L Specification for Line Pipe (2004)

* Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN)

3567:2000 Clasificación de Áreas por las que Atraviesan Gasoductos, por

Densidad Poblacional.

32

* Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)

PDVSA H-221 Materiales de Turbias.

PDVSA MDP-01-DP-01 Temperatura y Presión de Diseño .

HB-CS1S01 Piping Material Specification Class150, Carbon Stell

0.0625”.

PDVSA H-202 Piping Material Specification – Line Class Index.

PDVSA H-251 Process and Utility Piping Desing Requeriments.

4.3 Condiciones Ambientales y de Operación de la Planta Compresora Aguasay

5A.

4.3.1 Condiciones ambientales

Tabla 4. Condiciones Ambientales Presentes en la Planta

Variables Condiciones

Temperatura Máxima (°F) 94,46

Temperatura Mínima (°F) 61,70

Temperatura Promedio (°F) 80,42

Tipo de Clima Cálido LLuvioso

Presión Barométrica (psia) 14.7

Pluviosidad Máxima (l/seg/ha) 600

Meses de Lluvia Junio - Noviembre

Humedad Relativa Promedia % 73

Dirección del Viento (Este – Oeste) 85 KPH Fuente: PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IM11601

33

4.3.2 Condiciones de Operación de la planta.

En la Tabla 2 y Tabla 3 se indican las condiciones de operación de la planta

compresora Aguasay 5A, con respecto a las líneas de succión y las líneas de líquido

del sistema de drenaje de líquidos.

Tabla 5. Líneas de succión de gas 60 psig y descarga 1000/1200 psig.

PARAMETROS UNIDAD DATOS(MIN/MAX)

Flujo Volumétrico de Gas MMPCED 36 (*) / 50 (**)

Presión de Succión psig 56 / 68

Presión de Descarga psig 1000 / 1200

Temperatura de Succión °F 80 /90

Temperatura de Descarga °F 240 / 260 Fuente: PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IP11601 y Diagrama de

tubería e instrumentación S06A5-22990-DP-20801

Tabla 6. Para las líneas de líquido del sistema de drenaje de líquidos.

Línea Temperatura del Fluido (°F)

Presión en las Tuberías (psig)

Línea de drenaje de líquidos 8”-TD-001-1CS1 90 45,6

Línea de drenaje de líquidos del SE-007 3”-TD-001/004-1CS1)

90 49,7

Línea de drenaje de líquidos del SE-007 4”-TD-001/002-1CS1

90 45,6

Fuente: PDVSA GAS Documento Cálculos Hidráulicos” S06A5-22990-BP-14201 y memoria de

cálculo equipo de bombeo S06A5-22990-DM-61901.

34

4.4 Premisas de diseño

A continuación se indican las premisas para el diseño de las nuevas instalaciones en

la Planta Compresora Aguasay 5A, tomando como referencia documentos de PDVSA

GAS con respecto a “Bases y Criterios de Diseño”

- Para el cálculo de los espesores de pared de las tuberías de gas natural se utiliza la

fórmula de presión de diseño de la norma ASME B31.3.

- Para el cálculo de los espesores de pared de las tuberías de condensado y petróleo

(Sistema de drenaje de líquidos) se utilizan las fórmulas de presión de diseño de la

norma ASME B31.4.

- La especificación de las tuberías de 20”, 16”, 12”, 4”, 3”, 2”, 1” y ¾” es API 5L

Gr. B, sin costura.

- El material de las tuberías se seleccionara de acuerdo a lo indicado en las Normas

PDVSA HB-202, PDVSA H-221 y PDVSA HB – 1CS1S01

- El margen por corrosión es 0,125”.

- La temperatura de diseño será igual a la máxima temperatura de operación más 50

°F.

- La presión de diseño será el mayor valor de los siguientes casos:

- Si la presión de operación esta entre 0 y 1000 psig, la presión de diseño es la

mayor entre los siguientes casos:

- Máxima presión de operación * 1.1

- Máxima presión de operación + 25 psig.

- Si la presión de operación es mayor a 1000 psig, la presión de diseño es la

mayor entre los siguientes casos:

- Máxima presión de operación * 1.1

35

- Máxima presión de operación + 100 psig.

- Para tuberías a la descarga de una bomba la presión de diseño será igual a

la presión de descarga de la bomba.

- La presión de prueba es 1,25 veces la presión de diseño, como se indica a

continuación: dP*1,25Pt =

4.5 Selección de espesores de pared para tuberías de acuerdo a las Normas

ASME B31.3 y Norma ASME B31.4.

4.5.1 Cálculo de los espesores de pared.

El cálculo de los espesores de pared de una tubería a ser utilizada para el transporte

de gas natural, requiere conocer la presión de diseño, diámetro nominal de la línea a

usar en el transporte, características y especificaciones propias del acero utilizado

para su manufactura y de factores correctores como el relacionado con la

clasificación de áreas según las construcciones existentes a lo largo del corredor de la

tubería, el tipo de junta longitudinal de la tubería y la temperatura máxima del flujo

esperada durante la operación, todo según el código ASME B31.3

Para el cálculo de estas variables se utilizan la presión y temperatura de operación

máximas obtenidas del documento “Bases y Criterios de Diseño” de PDVSA GAS,

así como “Cálculos Hidráulicos”, diagrama de tubería e instrumentación y “Memoria

de Cálculo Equipo de Bombeo”. Por otro lado para el cálculo de los espesores de

pared de una tubería a ser utilizada para el transporte de los hidrocarburos líquidos y

otros líquidos, se requiere conocer la presión de diseño, diámetro nominal de la línea

a usar, características y especificaciones propias del acero utilizado para su

manufactura, factores correctores como el relacionado con el factor de diseño el tipo

de junta longitudinal de la tubería y la temperatura máxima del flujo esperada durante

la operación, todo según el código ASME B31.4.

36

4.5.2 Cálculo y selección de espesores para las líneas de gas natural de 60 psig

(Succión de la planta).

Según el Código ASME B31.3, el cálculo de espesores de pared para líneas de flujo

de gas natural, se realiza mediante la siguiente expresión:

Donde:

t: Espesor del tubo requerido por presión interna, (pulg).

tm: Espesor de Pared que satisface la presión interna y corrosión (pulg)

T: Espesor de Pared que satisface la presión interna, corrosión y tolerancia de

fabricación, (pulg)

Pd: Presión de Diseño interna (psig)

St: Esfuerzo de Fluencia (psi)

D: Diámetro Externo de la Línea (pulg)

E: Factor de Junta, según tipo de Unión longitudinal.

Y: Factor de reducción por efecto de Temperatura.

CA: Sobre espesor por corrosión (0.125 pulg)

( )1Y)*P E*(S*2

DPt

t

d

+=

(2) CA tt m +=

( )2 CA tt m +=

37

El detalle de cada parámetro, descritos en la relación anterior, es el siguiente:

*_ Espesor de Pared (T):

Este valor corresponde al espesor de pared de la tubería mínimo necesario para lograr

la presión de diseño deseada, tal que permita realizar pruebas de presión a niveles que

no excedan el esfuerzo de fluencia mínimo especificado de la tubería. Algunos de los

espesores comerciales fabricados según API 5L paras las tuberías de 20”, 16”, 12” y

6” son los indicados en el Apéndice A.

*_ Presión de Diseño (Pd):

Para presiones de operación entre 0 y 1000 psig la presión de diseño será el mayor

valor entre:

- La presión máxima de operación más 10%

- La presión máxima de operación más 25 psig.

- En ningún caso la presión de diseño será menor de 50 psig.

Luego de especificado el valor de la presión de diseño, se toma éste como la máxima

presión que puede soportar internamente la tubería (Esfuerzo de fluencia mínimo

especificado) y es corregido por factores de seguridad relativos a la clasificación de

áreas, tipo de unión longitudinal de la tubería y efectos por altas temperaturas del gas.

En la Tabla 4 se indican las presiones de diseño para cada una de las nuevas líneas de

tuberías de gas a 60 psig, basados en los criterios de diseño presentados en el

documento Bases y Criterios de Diseño de PDVSA (S0518512IA1IP11601)

38

Tabla 7. Presión de operación y de diseño para las nuevas tuberías de gas 60 psig y venteo.

*_ Diámetro Externo (D):

Este valor es característica constructiva de la línea y se ofrece en valores comerciales.

A continuación se indican los diámetros resultantes de las simulaciones.

Tabla 8. Diámetros de las tuberías para cada línea de gas y venteo.

Diámetro Nominal / N° de línea Diámetro Externo (D)

20” ( 20”-GG-001/003-1CS1) 20”

16” (16”-GG-001-1CS1) 16”

12” (12”-GG-001/002-1CS1) 12 ¾”

Fuente: Crane (1992)

*_ Esfuerzo de Fluencia; (St)

Los valores de “St” son una característica de los materiales y están estipulados en las

especificaciones bajo las cuales se fabrica la tubería. La norma API 5L especifica

materiales de alta resistencia para ser utilizadas en la producción de tuberías para

gasoductos y cumplen con las siguientes especificaciones:

N° de línea Po (psig) / To (°F)

Po +10% (psig)

Po + 25 psig (psig)

Pd (psig) Temperatura de diseño (°F)

20”-GG-001-1CS1 20”-GG-002-1CS1

68 / 90 74,8 93 93 140

16”-GG-001-1CS1 68 / 90 74,8 93 93 140

12”-GG-002-1CS1 68 / 90 74,8 93 93 140

39

Tabla 9. Esfuerzo de Fluencia, Según la Norma ASME B31.3,

Clasificación API 5L

Grado de la Tubería Esfuerzo de Fluencia (Psi)

A 16.000

B 20.000

Para el servicio previsto, se ha seleccionado el grado B para las tuberías de diámetro

20”, 16”, 12” y 6” de diámetro respectivamente, cuyo valor de resistencia al esfuerzo

de fluencia es de 20.000 psi como muestra la tabla 7 “Esfuerzo de fluencia, según

clasificación API 5L”, de ASME B31.3 (Ver Anexo B).

Segun la norma ASME B31.3 (Ver Anexos C y D):

Tabla 10.Coeficiente de Temperatura y Factor de Junta Longitudinal

Coeficiente de Temperatura (Y) Factor de Junta Longitudinal (E)

0.4 0.85

4.5.3 Cálculo y selección de espesores de pared para las líneas de líquido del

sistema de drenaje de Líquidos del SE-007

En la Tabla 7, se indican las presiones de diseño para cada una de las nuevas tuberías

del sistema de drenaje de líquidos del SE-007.

40

Tabla 11. Datos de presión de operación y de diseño para las líneas nuevas

N° de línea Po (psig) To (°F) Td (°F) Pd (psig)

4”-TD-001-1CS1 0,5 90 140 50

3”-TD-001-1CS1 3”-TD-002-1CS1 3”-TD-003-1CS1

47,92 90 140 50

- Según el código ASME B31.4 en su par. 404.1.1 y 404.1.2, el cálculo de espesores

de pared en líneas que transporten líquidos hidrocarburo u otros líquidos, se realiza

mediante las siguientes expresiones:

Donde:

S = 0,72 x E x esfuerzo de fluencia especifico del material.

E= Factor de junta longitudinal.

tN = Espesor nominal de pared corregido con el sobrespesor de corrosión .

A = 0,125” (sobreespesor por corrosión).

Sólo para el caso de las líneas: 4”-TD-001-1CS1, 3”-TD-001-1CS1, 3”-TD-002-

1CS1, y 3”-TD-003-1CS1.

4.5.6 Resultados

En la siguiente tabla, se presentan los resultados del cálculo de espesor de pared,

presiones de prueba (Pt), especificación de la línea y clase para cada tubería, de

( )42S

DPt d=

( )5Att N +=

41

acuerdo al código ASME B31.3 “Process Piping” y ASME B31.4 “Pipeline

Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquid”.

Los cálculos de espesores se realizaron para las líneas de diámetro 20”, 16”, 12”, 4”

Y 3” para el material API 5L y Grado B.

Tabla 12. Resultados de Espesores (t), Presión Interna Máxima (Pi) y Presión de Prueba (Pt).

Diámetro Nominal (pulg.) / Línea

Diámetro Externo (pulg.)

Espesor Calculado

(pulg.)

Espesor nominal (pulg.)

Especificación de la Línea

Clase Presión de Prueba (Pt)

(pulg)

20”-GG-001-1CS1 20”-GG-002-1CS1

20” 0,205 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25

16”-GG-001-1CS1 16” 0,193 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25

12”-GG-002-1CS1 12 3/4” 0,182 0,375(STD) 1CS1S01 150 116.25

4”-TD-001-1CS1 4 1/2” 0,129 0,237(STD) 1CS1S01 150 62.5

3”-TD-001-1CS1 3”-TD-002-1CS1 3”-

TD-003-1CS1 3”-TD-004-1CS1

3 ½” 0,1285 0,216(STD) 1CS1S01 150 62.5

Ver ANEXO H para ejemplos de cálculos de esta sección.

42

CAPÍTULO V

SELECCIÓN DE EQUIPOS DE BOMBEO

5.1 Introducción

En este capítulo se define la Altura Neta Positiva de Succión Disponible (NPSHD),

potencia mecánica y potencia del motor eléctrico de las bombas (centrifuga

horizontal) de descarga de líquido del tanque colector de condensado SE-007, así

como también las premisas técnicas consideradas para realizar dichos cálculos. Estas

bombas son parte del sistema de drenaje cerrado de líquidos de la Planta Compresora

Aguasay 5A, estos líquidos son enviados desde el tanque colector de condensado SE-

007 a la estación Aguasay Principal, la cual se encuentra ubicada a 60 Km. de la

población de Anaco, limita al norte con el campo Carisito, al sur con los campos

Mata y Zumo, al este con los campos Acema-100 y 200 y al oeste con el campo Mata

Central.

5.2 Normas

* API (American Petroleum Institute)

STD 610, Tenth Edition Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and

Natural Gas Industries, 2004.

* Petróleo de Venezuela S.A. (PDVSA)

Centrifugal Pumps (MID Vol. 14)

NPSH

Tipos de Bombas

43

Determinación de la Altura de Succión Neta Positiva

Flujos de Fluidos; Introducción

Cálculos en Servicios de Bombeo

Características de Comportamiento de las Bombas

Centrifugas

Sellada de Ejes

Dimensionamiento de Tuberías de Procesos

* Otros documentos de referencia de PDVSA

Bases y Criterios de Diseño, Disciplina Procesos

Bases y Criterios de Diseño, Disciplina Mecánica

Diagrama de Tuberías e Instrumentación, Disciplina

Procesos

Plano de Implantación

Plano de Cortes y Detalles

Plano de Ubicación General de Equipos

44

5.3 Premisas y criterios

5.3.1 Premisas de Selección del Tipo de Bomba

Tabla 13. Premisas de Selección del Tipo de Bomba

Condición Bomba Desplazamiento Positivo Bomba Centrifuga

Caudal de Diseño (60 GPM) Suministran menores caudales Suministran mayores caudales

Mantenimiento Tienen mayores requerimientos de mantenimiento

Tienen menores requerimientos de

mantenimiento

Servicio Agua e Hidrocarburos Livianos. Muy utilizada Muy utilizada

Presión (0 @ 49.7 psig) No utilizada Muy utilizada

Costo de inversión inicial Mediano Alto

Características operacionales El caudal no depende de la presión del sistema

El caudal si depende de la presión del sistema

Principio de Funcionamiento Desplazamiento Forzado de un volumen

Desarrollo de Alta velocidad del líquido

convirtiéndola en presión.

Eficiencia Mayores eficiencia Menores eficiencia

Fuente: McNaughton (1987)

Según esta matriz de evaluación se recomienda usar Bombas Tipo Centrífuga en el

bombeo del agua e hidrocarburos livianos. Las siguientes premisas se asumen, para el

cálculo, en las condiciones de trabajo más críticas para las bombas:

5.3.2 Premisas de Cálculos de Bomba Centrifuga

El cálculo de las bombas centrifugas para el bombeo de liquido desde el tanque

colector de condensado SE-007 hasta la estación de flujo Aguasay Principal, obedece

45

a las siguientes premisas para el cálculo, las condiciones de trabajo más críticas para

las bombas existentes:

- El sistema de bombeo está diseñado con un total de dos bombas de las cuales una en

operación y otra en reserva, instalada en paralelo.

- El flujo máximo se calcula según los volúmenes de producción de líquido que se

generan en el proceso de compresión y en los separadores (slug-catcher), según los

documentos y normas de PDVSA “Bases y Criterios de Diseño”, de lo cual se deriva

lo siguiente:

a) Para cada bomba el caudal de agua e hidrocarburo es de 50 GPM más 20% de

sobrediseño, de esta forma el caudal total de diseño es 60 GPM el cual será manejado

por cada bomba.

b) Se considera la presión atmosférica 14,7 psig.

c) Se considera que el nivel mas bajo de liquido en el tanque de condensado SE-007

esta a 0.85 m de distancia alejado de la línea de centro de la bomba.

d) Se considera la columna estática en el tanque de la succión de 0.85 metros.

e) Se considera que las bombas tienen una velocidad de giro de 1750 RPM.

f) Según Norma PDVSA del Manual de Ingeniería de Diseño se toma como máxima

velocidad de flujo en tuberías 3,5 ft/s en descarga y 2,5 ft/s en la succión.

g) Según norma PDVSA “Dimensionamiento de Tuberías de Procesos” del Manual

de Ingeniería de Diseño se considerá unas pérdidas por fricción en el rango de 1 a 3 ft

por cada 100 ft en la tubería de succión, y en la descarga de 2 a 4 ft por cada 100 ft,

con velocidad máxima de 6 ft/s.

46

5.3.3 Datos de entrada

La siguiente tabla muestra los principales parámetros de procesos en situación actual,

como datos de entrada y accesorios:

Tabla 14. Datos de entrada para Selección de Bomba

Fluido Agua mas Hidrocarburos

Caudal Total (Q) 0.00317 m3/s

Caudal de Diseño por Bomba (Qd) 13.69 m3/h

Viscosidad Dinámica (μ) 0.00063 Kg/ s*m

Densidad (ρ) 853.52 Kg/m3

Temperatura de Operación (T) 90 °F

Presión de Vapor 0.018 Psia

Presión en línea de descarga 8”-TD-001-1CS1 30 Psig

Fuente: PDVSA Base y criterios de diseño y PDVSA Cálculos Hidráulicos

Tabla 15. Accesorios de tubería de descarga de la bomba

Item Ф (Pulgadas) Cantidad Codo 90 3 5 unidades Tee Recta 3 1 unidad Válvula Check 3 2 unidades Válvula Compuerta 3 2 unidades Longitud recta de tubería 3 65208.00 mm

Tabla 16.Accesorios de tubería de succión de la bomba.

Item Ф (Pulgadas) Cantidad Tee Recta 6 2 unidades Válvula Check 4 1 unidad Válvula Compuerta 4 1 unidad Longitud recta de tubería 6 2200 mm Longitud recta de tubería 4 1850 mm

47

5.4 Cálculos y resultados

5.4.1 Teorías y cálculos preliminares.

Para el cálculo de la potencia de la bomba y el motor así como el NPSHd de las

bombas, primeramente se calcula la altura de bombeo de la misma. Aplicando la

ecuación de Bernoulli.

(6)

Donde:

(P2 - P1) / γ: Diferencia de presiones entre las superficies del líquido de la aspiración

y punto de interconexión de la línea de de0scarga de la bomba (Ø 3”) con línea de Ø

8”.

(Z2 - Z1): Diferencia de cota entre el punto de succión y el punto mas alto de la linea

de descarga de la bomba.

hfsuccion: Perdidas en tubería de succión.

hfdescarga: Perdidas en tubería de descarga.

5.4.2 Cálculos

* Cálculo de las pérdidas en tubería de descarga

hf descarga = hfpd + hfsd (7)

hf descarga : Pérdidas en la descarga.

hfsd : Pérdidas secundarias por accesorios.

HB = (P2 - P1) + (Z2 - Z1) + hfsuccion + hfdescarga

γ

48

hfpd : Pérdidas primarias por longitud de tramo recto.

Cálculo de la velocidad

V = Qd / A (8)

V: Velocidad en la descarga. (m / s)

Qd: Caudal de diseño. (m3 / s )

A: Área de la tubería a usar. (m2)

A = πd2 / 4 = 0.00477 m2

V = 0.7975 m / s = 2.62 ft/s

De acuerdo a los resultados obtenidos, la velocidad calculada cumple con la norma

PDVSA del manual de ingeniería de diseño, ya que se encuentra por debajo de la

velocidad máxima permitida que es 6 FT/S.

* Cálculo del número de Reynolds:

Fluido: Agua e hidrocarburos a T = 90 °F = 305.37 °K

Re = ρ*V*d / μ (9)

Donde:

Re: Número de Reynolds.

μ: viscosidad del fluido (Kg. / s*m)

ρ: Densidad del fluido ( Kg. / m3)

V: velocidad (m/s)

49

d: diámetro de tubería (m)

Re = 8.4178* 104 Flujo Turbulento

Pérdidas primarias por longitud de tramo recto:

*_ Calculamos el factor de fricción f:

Material: Acero comercial con base en ASME B36.1.

Ver ANEXO J de la rugosidad relativa para un diámetro interno de tuberia de 77.9

mm es ε/d = 0.00059 entonces:

f = 0.0225

hfpd = f*L*V2 / 2*d*g (10)

hfpd = 0.715 m.

Pérdidas secundarias por accesorios:

En la Tabla 17 se puede observar las perdidas secundarias para los distintos

accesorios de la descarga.

Tabla 17. Pérdidas Secundarias en la descarga

Accesorio k hfs (m) hfst (m) Codo 90° 0.294 0.01195 0.0598 Tee Recta 0.42 0.0171 0.0171

Válvula Check 1.05 0.0427 0.0854 Válvula Compuerta 0.168 0.00683 0.0137

∑ hfsd 0.176 hfpd 0.715 Hfdescarga 0.891

50

Donde:

K = Factor adimensional* ft (Ver ANEXO J) (11)

ft = f (Factor de fricción)

hfs = K x V2

2g (12)

hfst = hfs * # de accesorios (13)

hfdesacarga = hfst + hfpd (14)

Entonces por cada 100 ft de tubería es de 1.35 ft.

Por consiguiente, de acuerdo a estos resultados, las pérdida generadas están dentro lo

permitido por la norma de PDVSA del Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se

encuentra por debajo de las perdidas permitida que están entre 2 y 4 ft de liquido/100

ft de tubería en la descarga.

Cálculo de las pérdidas en tubería de succión.

hf succión = hfpd + hfsd (15)

hf succión: Pérdidas en la succión.

hfpd : Pérdidas primarias por longitud de tramo recto.

hfsd : Pérdidas secundarias por accesorios.

51

* Pérdidas primarias por longitud de tramo recto:

Velocidad de succión.

V = Qd / A

V: Velocidad en la succión. (m / s)

Qd: Caudal manejado por el sistema. m3 / s

A: Área de la tubería a usar. (m2)

Tramo de 6”. Diámetro Interno: 154.1 mm

A = πd2 / 4 = 0.0187 m2

V = 0.66 ft/s

Tramo de 4”. Diámetro Interno: 102.4 mm

A = πd2 / 4, = 0.00823 m2

V = 1.52 ft/s

Los resultados de las velocidades calculadas cumplen con la norma PDVSA del

Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se encuentra por debajo de la velocidad

máxima permitida que es 6 ft/s.

Cálculo del número de Reynolds.

Fluido: fluido T = 90°F

Re = ρ*V*d / μ

52

Re: Numero de Reynolds.

μ: viscosidad del fluido (Kgm / s*m)

ρ: Densidad del fluido ( Kg. / m3)

V: velocidad (m/s)

d: diámetro de tubería (m)

Para la Tubería de 6”

Re = 42471,04 Flujo turbulento.

Cálculo del factor de fricción f = f( Re, ε/d )

ε: Rugosidad absoluta y depende del material de la tubería.

d: Diámetro de la tubería.

ε/d : Rugosidad relativa.

(Ver ANEXO J.)

Material: Acero comercial.

ε/d = 0.00078

f = 0.0235

hfpd = 0.0043 m.

Para la tubería de 4”

Re = 64131.17 Flujo turbulento.

53

Se calcula el factor de fricción f = f( Re, ε/d )

ε: Rugosidad absoluta y depende del material de la tubería.

d: Diámetro de la tubería.

ε/d: Rugosidad relativa.

(Ver ANEXO J)

Material: Acero comercial.

ε/d = 0.00042

f = 0.022

hfpd = 0.0059 m.

Perdidas secundarias por accesorios.

En la Tabla 18 se puede observar las perdidas secundarias para los accesorios de la

succión.

Tabla 18. Perdidas Secundarias en la Succión.

Accesorio k hfs (m) hfst (m) Codo 90° 0.705 0.0166 0.0166

Válvula Compuerta 0.176 0.000371 0.0004 ∑ hfsd 0.0170 hfpd 0.0102 Hfdescarga 0.0272

Entonces por cada 100 ft es de 0.21 ft.

54

Por lo tanto, las pérdidas generadas están dentro lo permitido por la norma PDVSA

del Manual de Ingeniería de Diseño, ya que se encuentra por debajo de las perdidas

permitida que están entre 1 y 3 ft de liquido/100 ft de tubería en la succión.

Diferencia de cotas.

Z 2 - Z 1 = 1m = 3.28 ft.

Diferencia de Presión.

P2 - P1

ρ*g (16)

P1: Presión en la superficie del liquido en KOD = 14.7 psia =101353,93 Pa

P2: Presión en tubería de descarga de 8”-TD-001-1CS1= 30 psig = 44.7 psia =

308196,674 Pa.

P2 - P1 = 24,699 m

ρ*g

Altura de bombeo (HB).

HB = 27.618m = 88,58 ft.

Potencia requerida de la bomba. (Pb)

*_ Potencia teórica o Hidraulica (Ph).

Ph = ρ Q HB = ((1d(17)

55

6116 x103

Ph = 0,87543 KW = 875.43 w = 1,174 HP

Potencia al freno (Pmec).

La eficiencia de la bomba es:

ηB = 75%

Pmec = γ Q HB (18)

ηB

Pmec = 1,565 HP

Potencia del Motor Eléctrico (PM).

Debido a las fluctuaciones de flujo previsibles en la instalación, varia también el

punto de trabajo de la bomba que, en determinadas circunstancias implica el aumento

de la potencia absorbida por la bomba, por lo que al seleccionar la potencia nominal

del motor se prevén un incremento del 20% ya que la potencia mecánica es menor a

7,5 KW.

Luego ηM = 80% (Eficiencia del motor eléctrico)

PM = 1,9566 HP

De la norma PDVSA GA-201 ya que la potencia del motor esta por debajo de 25 HP

se toma un factor de servicio de 1.25, por lo tanto la potencia del motor (PM) es.

PM = 1,9566 Hp x 1.25 = 2,445 HP.

56

El motor comercial seleccionado es de 5 HP

Cálculo del NPSHd (Cabezal neto de succión positiva disponible)

Referencia de McNaughtom (1987)

NPSHd = 2.31*(Ps –Pv) + Z - hfsucción (19)

Sp*gr

Z = 2.8 ft

Sp*gr: Densidad relativa = 0.85356

Pv = 0.018 psig

Ps =14.7 psia

hfsuccion = 0.09ft

NPSHd = 2.8522 ft = 0.87m

57

5.5 Resultados

Tabla 19. Resultados de Equipo de Bombeo

Caudal a manejar: 50 GPM

Caudal de Diseño: 60 GPM

Altura de bombeo: 35,75 m

Presión de Descarga 32,75 psig

Diferencial de Presión 32,25 psig

Potencia Hidráulica de la bomba: 1,174 HP

Potencia al freno: 1,566 HP

Potencia Teórica del Motor : 2,445 HP

Potencia Comercial del Motor : 5 HP

NPSHd ( Cabezal neto de succión positiva disponible) 0.87m = 2.8522 ft

RPM 1750

Tipo de Bomba Centrifuga Horizontal

58

CAPÍTULO VI

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN DE LA CONTRATISTA

En el presente apartado se exponen las distintas partidas mecánicas consideradas en el

proyecto para especificar los estándares a través de los cuales se evaluará el

desempeño de la contratista y comprenden la partida de manipulación, transporte,

descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos,

cuadrilla de apoyo al arranque, suministro de cuadrilla para trabajos menores,

fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea, fabricación, soldadura e

instalación de tubería enterrada, suministro e instalación de las bombas centrifugas p-

200a y p-200b, interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes,

gammagrafía, instalación de válvulas bridadas, desmantelamiento de tuberías y

accesorios, prueba hidrostática, pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes,

transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea

de 16” y el revestimiento de las juntas para tuberías enterradas.

Es importante destacar que todas las actividades contempladas en las partidas por la

empresa contratista, se encuentran bajo las normas y regulación de PDVSA GAS en

documentos específicos y que escapa a los objetivos del presente trabajo presentar

dicha documentación. Se destaca que cada una de las partidas se determinaron de

acuerdo a un proceso de detección de necesidades llevado a cabo conjuntamente con

la Gerencia de Ingeniería y Construcción, en función al tipo de adecuación a realizar

y en el marco de los estándares de PDVSA.

6.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de

tuberías, materiales, accesorios y equipos

Esta partida comprende la mano de obra, materiales, herramientas, equipos y los

servicios necesarios e incidentales para la carga, descarga, transporte y

almacenamiento de las tuberías, válvulas, accesorios de tuberías, conexiones, entre

59

otros, que sean necesarios para la instalación de la bomba centrifuga y línea de

tuberías (succión, alivio y venteo) de acuerdo con las especificaciones de PDVSA.

En el proyecto, se parte de que PDVSA GAS suministra a empresa contratista la lista

de materiales de construcción (bombas, válvulas, tuberías, conexiones, etc.) y esta

última proporciona la carga, transporte y descarga de estos materiales desde los

almacenes de PDVSA, ubicados en Anaco, Morichal, San Tomé, Punta de Mata,

Buena Vista hasta la Planta Compresora Aguasay 5A. Se destaca que las actividades

y funciones llevadas a cabo por la empresa contratista, se enmarcan dentro de los

requerimientos mínimos de seguridad en carretera que exige el MINFRA y las

normas COVENIN así como bajo el procedimiento de trabajo para la carga, descarga

y manipulación de los materiales basado en las instrucciones y reglas convenidas con

PDVSA GAS, preservando el estado correcto de las tuberías.

Esta partida se mide y cancela por suma global (SG). PDVSA GAS lleva a cabo

pagos progresivos parciales de acuerdo a la cantidad de materiales efectivamente

transportados, manipulados y colocados en su posición final. Se pagará según el

monto ofertado por la empresa contratista previo al cumplimiento satisfactorio del

alcance descrito. El pago incluye los gastos de materiales, equipos y mano de obra,

para ejecutar satisfactoriamente el trabajo.

6.2 Cuadrilla de apoyo al arranque

La partida cuadrilla de apoyo y arranque comprende el suministro de materiales,

equipos, herramientas, mano de obra, personal técnico, supervisión y todos los

servicios necesarios e incidentales para realizar el arranque de las instalaciones con

una cuadrilla formada, como mínimo, por el personal provisto con equipos y

herramientas certificadas, entre los que se encuentran tres (03) ingenieros mecánicos,

tres (03) obreros, dos (02) instrumentistas, dos (02) ayudantes de instrumentista.

Esta partida se mide y se paga por día de labor realizada.

60

6.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores

Esta partida implica el suministro de mano de obra, materiales, equipos, herramientas,

supervisión y los servicios necesarios e incidentales para realizar algunos trabajos

menores, donde la empresa contratista se encarga de suministrar cuadrillas

conformadas de soldadura y de producción, las cuales son exigidas por PDVSA con

dos días de anticipación.

Esta partida se mide y se paga por día de labor realizada, según el monto ofertado por

la empresa contratista, previo el cumplimiento satisfactorio del alcance y aprobado

por PDVSA GAS.

6.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea

La partida de fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea comprende las

actividades necesarias para la realizar los trabajos de instalación de tuberías aéreas,

como son:

- Suministro de toda la mano de obra, materiales consumibles, equipo, herramientas y

supervisión.

- Tendido, instalación, alineación, corte, biselado, prefabricación y fabricación.

- Limpieza interior previa a la instalación.

- Preparación y limpieza de los biseles.

- Soldadura de la tubería.

- Limpieza con chorro de arena hasta alcanzar metal blanco.

- Suministro y aplicación de pintura de fondo y acabado

- Identificación de la tubería.

- Las pruebas para el control de la calidad, incluyen inspección con líquidos

penetrantes, medición del perfil de anclaje, película seca y prueba de adherencia.

61

- La instalación de codos, tees, bridas, reducciones y cualquier otro accesorio en

tuberías mayores o iguales a 3” de extremos biselados, requerido con sus respectivas

pruebas de control de calidad.

- La instalación de accesorios integralmente reforzados “weldolet”, sockolets,

threadolets, niples y válvulas de compuerta para la instalación de instrumentos, tal

como se indica en los planos aprobados para construcción del proyecto.

- La instalación de codos, tees, bridas, válvulas y cualquier otro accesorio de enchufe

soldado incluye la prueba de líquidos penetrantes.

Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería superficial instalada

sobre soportes metálicos y/o soportes de concreto, de acuerdo con los requisitos

indicados en el alcance y los planos aprobados para construcción y aprobado por

PDVSA.

6.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada

La fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada comprende las siguientes

actividades:

- Suministro de toda la mano de obra, materiales (electrodos, oxigeno, acetileno,

cepillos y todos los consumibles de la actividad), equipos, herramientas y

supervisión.

- Los servicios necesarios e incidentales, para efectuar el tendido y alineación de la

tubería revestida para ajustarla al fondo de la zanja.

- Corte, biselado, prefabricación y fabricación.

- Limpieza interior previa al tendido.

- Preparación y limpieza de los biseles.

62

- Comprende además el suministro de mano de obra, supervisión, vehículos, equipos,

materiales y servicios necesarios e incidentales para efectuar la soldadura de las

tuberías.

- Suministro y pruebas de control de calidad.

- La instalación de codos, tees, reducciones y cualquier otro accesorio requerido con

sus respectivas pruebas de control de calidad, según especificación PDVSA.

- La reparación del revestimiento dañado por el manejo y la colocación de la tubería

en la zanja y el suministro de los materiales necesarios para esto.

Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería soldada, aprobada e

instalada en la zanja, de acuerdo con los requisitos preestablecidos.

6.6 Suministro e instalación de las bombas centrifugas P-200A y P-200B

Comprende toda la mano de obra, materiales, equipos, herramientas y actividades

relacionadas con el transporte, carga, montaje, instalación, nivelación, alineación,

suministro de las bombas, fijación y la puesta en funcionamiento de las bombas P-

200A y P-200B, así como todos los servicios necesarios e incidentales para efectuar

la manipulación, izaje y colocación sobre las bases de fijación (soportes) de las

bombas. Incluye alineación, nivelación y conexiones, según las especificaciones y

planos aprobados para construcción.

La empresa contratista debe suministrar las bombas tomando como referencia los

documentos de PDVSA, incluyéndose también se incluye la carga y transporte de las

bombas, desde el punto de compra hasta la Planta Compresora Aguasay 5A. Para las

actividades de carga, descarga e instalación de los equipos, la empresa contratista

debe suministrar una grúa de capacidad suficiente para levantar, instalar y nivelar los

equipos; personal y operador certificado para la ejecución del trabajo, además de

verificar que los equipos estén en el nivel correcto y modificar a su propio costo todo

63

el montaje que no haya sido realizado de acuerdo a los planos aprobados para

construcción del proyecto.

Esta partida se mide y se paga por unidad (UND) de bomba suministrada e instalada,

según el monto ofertado por la empresa contratista, previo cumplimiento satisfactorio

del alcance de la misma y de acuerdo con las normas, especificaciones y

procedimientos de trabajo aprobados por PDVSA GAS.

6.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes

Implica el suministro de materiales, equipos, herramientas, mano de obra,

supervisión, inspección y todos los servicios necesarios e incidentales para la

ejecución de los cortes en frío indicados en los planos aprobados por PDVSA GAS

para la construcción, en los tramos de tuberías que se sacarán fuera de servicio; y los

empalmes con las nuevas instalaciones que entrarán en operación.

Esta subpartida se mide y se paga por unidad (UND) de cortes y empalme soldados

constituida por un (1) corte y un (1) empalme como una sola operación y según

cantidad indicada en los cómputos métricos ejecutado de acuerdo con los requisitos

señalados en el alcance y aprobado por PDVSA GAS.

La partida empalmes bridados comprende la supervisión, inspección y todos los

servicios necesarios e incidentales para la ejecución de las conexiones con bridas a

tuberías y/o equipos existentes y los empalmes con las nuevas instalaciones que

entrarán en operación, indicados en los planos aprobados por PDVSA GAS para la

construcción.

Esta sub-partida se mide y se paga por unidad (UND) de empalme bridado y según

cantidad indicada en los cómputos métricos, ejecutado de acuerdo con los requisitos

señalados en el alcance y aprobado por PDVSA GAS.

64

6.8 Gammagrafía

El trabajo requerido bajo esta especificación incluye el suministro de mano de obra,

supervisión, vehículos, equipos, materiales, fiscalización y los servicios necesarios e

incidentales para efectuar radiografías de las soldaduras de juntas de tuberías y

accesorios de diferentes diámetros y espesores en toda la extensión de la línea, y

cualquier conexión donde lo indique el representante de PDVSA GAS.

El trabajo requerido debe ser realizado por una empresa especializada en el área de

radiografía industrial y autorizada por el Ministerio de Energía y Petróleo, la cual será

contratada directamente por la empresa contratista y aprobado por PDVSA.

En el caso de que la empresa contratista produzca una junta soldada defectuosa

(rechazada), PDVSA comunicará a la contratista, para que se proceda con las

reparaciones pertinentes. Además se incluye en estos trabajos el suministro de

películas y/o placas, fuente gammagráfica, números y letras de plomos, colimadaores,

printer, penetrómetros, químicos, etc. Se destaca que a parte de lo estipulado en el

manual de ingeniería de diseño de PDVSA GAS se deben cumplir con las

regulaciones venezolanas para material radioactivo (Decreto Ley N° 682, Decreto N°

2210, Decreto N° 2211 de la Ley Penal del Ambiente, símbolos básicos para las

radiaciones ionizantes COVENIN 96-80, radioactividad, aparatos y fuentes exentas

de notificación registro y concesión de licencia COVENIN 2240-87, transporte de

bultos y equipos que contengan material radioactivo COVENIN 2026-87, protección

radiológica definiciones COVENIN 2256-87, vigilancia radiológica requisitos

COVENIN 2258-87 y límites anuales de dosis equivalentes COVENIN 2259-87).

Esta partida se mide y se paga por junta (JTA) de inspección gammagrafica realizada

y de acuerdo con los requisitos indicados en el alcance e indicadas en los cómputos

métricos mecánicos y aprobados por PDVSA.

65

6.9 Instalación de válvulas bridadas

Comprende toda la mano de obra, materiales, equipos, herramientas, supervisión e

inspección, los servicios necesarios e incidentales para la manipulación, instalación,

alineación, montaje de empacaduras y apernamiento de cualquier tipo de válvula

(compuerta, globo, bola, retención, etc., incluyendo el bridado de las válvulas a las

tuberías y a los equipos), así como el suministro y colocación de grasa lubricante y

pintura a las válvulas bridadas, instaladas de acuerdo a la especificaciones de PDVSA

GAS y los procedimientos de trabajo elaborados por la empresa contratista aprobados

por PDVSA GAS.

Esta partida se mide y se paga por Unidad (UND) de válvula bridada instalada según

diámetro y de acuerdo con los requerimientos indicados anteriormente.

6.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios

Esta partida comprende el suministro de equipos, personal, materiales, supervisión,

inspección y preparación del sitio y la carga, movilización de tuberías y accesorios de

diferentes diámetros según plano de desmantelamiento del proyecto. De igual

manera, se contempla todo lo referente al desmontaje de las válvulas, tuberías,

accesorios, equipos y demás elementos de conexión al sistema, según los planos de

desmantelamiento y los procedimientos de trabajo elaborado por la empresa

contratista y aprobados por PDVSA GAS.

Se destaca que la empresa contratista es responsable del suministro de todo el

material (oxigeno, grasa, cepillo de alambre, electrodos, acetileno, solventes y otros

consumibles), herramientas, grúas, andamios y demás equipos para el izamiento y

manipulación de todo lo concerniente al desmontaje, así como el suministro de

balones de obturación y los materiales requeridos para la fabricación de panquecas y

su instalación.

El alcance también incluye el desmantelamiento de soportes tipo: “H”, Cristo,

durmientes de concreto y de perfiles, el saneamiento y la limpieza del área, la

66

recuperación de las tuberías, que se encuentren fuera de servicio, una vez realizadas

las interconexiones con los tramos nuevos de tuberías, incluyendo sus accesorios

conexos. El suministro de equipos y todo el material necesario para desalojar y

transportar el liquido presente en las tuberías y/o equipos a desmantelar, la carga,

transporte y bote de escombros y material de desecho y de los materiales recuperados

o chatarras producto del desmantelamiento desde La Planta Compresora Aguasay 5A

hasta los almacenes o sitio que indique PDVSA GAS.

Esta partida se mide y se paga por Metro Lineal (ML) y diámetro de tubería

desmantelada con sus accesorios y completamente desincorporado, recuperada y

aprobado por PDVSA GAS.

6.11 Prueba hidrostática.

La partida prueba hidrostática comprende el suministro por parte de la empresa

contratista de materiales, equipos (bomba, manómetros válvulas de seguridad, entre

otros), herramientas, instrumentación, mano de obra, agua, supervisión y todos los

servicios necesarios e incidentales para realizar la prueba hidrostática en las tuberías

y arreglos mecánicos indicados por PDVSA GAS. La empresa debe antes de empezar

el trabajo presentar un procedimiento que debe de ser aprobado por PDVSA GAS y

adicionalmente deberá realizar todo el trabajo necesario para realizar la prueba

hidrostática y limpieza de la tubería, procurando por su propia cuenta todos los

permisos para la obtención, uso y eliminación de agua para la limpieza y prueba

hidrostática.

Esta partida se mide y se paga por metro lineal (ML) de tubería probada

hidrostáticamente y aprobado por el representante de PDVSA.

6.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberías existentes

Esta partida comprende el suministro de la mano de obra, pintura, materiales, equipos

y herramientas necesarios e incidentales para realizar el pintado de las tuberías

67

existentes en la instalación, que sean indicados por PDVSA GAS. Se incluye los

accesorios, válvulas, tees, codos, reducciones, bridas.

Esta partida se medirá y pagará por metro cuadrado (M2), de tuberías y accesorios

pintados, previo al cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma.

6. 13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de

diámetro en línea de 16”

Esta partida comprende el suministro de la mano de obra, pintura, materiales, equipos

y herramientas necesarios e incidentales para el transporte e instalación de placa

orificio indicada por PDVSA GAS.

Esta partida se mide y se paga por unidad (UND) de placa instalada, previo al

cumplimiento satisfactorio del alcance de la misma, y aprobado por PDVSA.

6.14 Revestimiento de las juntas para tuberías enterradas

Esta partida comprende el suministro por parte de la empresa contratista de

materiales, equipos, herramientas, mano de obra, supervisión, mangas

termocontráctiles y todos los servicios necesarios y emergentes para la correcta

instalación de cada junta de tuberías enterrada, con sus respectivas pruebas de control

de calidad y según especificaciones PDVSA GAS.

Esta partida se medirá y se pagará por unidad (UND) de junta de tubería revestida y

aprobada por PDVSA GAS.

68

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La Ingeniería de detalle ofrece un campo de desempeño profesional al ingeniero

mecánico, al exigir la especificación de las condiciones necesarias para la operación,

adecuación e instalación de tuberías, turbinas y compresores y diversos accesorios

mecánicos, que en el caso del presente proyecto “Adecuación de la Planta

Compresora Aguasay 5A”, en PDVSA GAS se destinaron al proceso de compresión

del gas. Se resalta que si bien dentro de la formación universitaria, la Ingeniería de

Detalle no constituye un aspecto de la formación troncal, en la práctica representa una

vital disciplina para el correcto funcionamiento de diferentes estructuras y procesos.

En primer lugar, resulta conveniente mencionar que los resultados obtenidos a lo

largo del Proyecto desarrollado son realmente satisfactorios; se obtuvieron resultados

validos ya que se siguió con rigor la normativa recomendada para cada caso de

estudio. Se aplicaron normas internacionales como la ASME B31.3, ASME B31.4 y

ASME B31.4, también cuidando aplicar las normativa desarrollada por PDVSA

GAS; normativa basada en estándares de calidad internacionales y en la practica y la

experiencia de dicha Empresa a lo largo de sus años de servicio.

Específicamente en referencia al proyecto de la Planta Compresora AGUASAY 5A,

se destaca que se llevo a cabo una serie de adaptaciones que, una vez que se haya

ejecutado, se logrará obtener un mayor beneficio de dicha Planta; esto se traduce en

un aumento de su capacidad actual, lo que representa una mejora signifiticativa tanto

desde el punto de vista comercial para PDVSA como en lo que respecta a una mejora

en la calidad de vida de la población en general.

Otro aspecto de gran relevancia viene a ser lo que respecta a la instalación de los dos

equipos de bombeo ya que el condensado de dicha planta ya no será derramado en

una fosa improvisada en las adyacencias de la Planta, sino que será desviado a la

69

Planta Compresora Aguasay Principal. Esto trae como reacción inmediata una mejora

tanto al medio ambiente como a la población adyacente a la Planta.

Así mismo, se puede mencionar que se logró obtener un procedimiento efectivo y real

de evaluación de todas las partidas mecánicas a desarrollar por parte de la Empresa

Contratista; esto resulta de gran beneficio tanto para PDVSA GAS como para la

Empresa Contratista ya que deja evidenciado de una manera formal como se evaluara

el desempeño de la contratista, cual será su alcance y como ésta será remunerada en

relación al trabajo realizado.

Finalmente, se resalta la importancia de la interacción y trabajo simultáneo en equipo

de diversas áreas o disciplinas interdependientes como instrumentación, mecánica y

procesos para el correcto desarrollo de un proyecto de ingeniería.

Como recomendaciones se destacan los siguientes aspectos:

Para la Empresa:

- Analizar la posibilidad de incorporar Análisis de Flexibilidad de tuberías en

PDVSA GAS a través de software computacionales como Caesar II.

- Exponer a los pasantes bases teóricas de las principales normas/manuales a emplear

por la Empresa a lo largo del proyecto a desarrollar.

- Mejorar, en la medida de lo posible, el proceso de captación de pasantes (captación

anticipada) en el marco del tiempo de respuesta para la aceptación/negación de

pasantía.

Para la Universidad Simón Bolívar:

- Reforzar la Metodología de Investigación a lo largo de toda la Carrera, de manera

de que el Tutor Académico puede ejercer su función con mayor facilidad.

70

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2004). B31.8 Gas

Transmission and Distribution Piping System.

• American Society of Mechanical Engineers (ASME) (2006). B31.4 Pipeline

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• Comisión Venezolana de Normas Industriales (COVENIN). 3567:2000

Clasificación de Áreas por las que Atraviesan Gasoductos, por Densidad

Poblacional.

• Crane, J. (1992). Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías. México: McGraw Hill.

• Mataix, C. (2006). Mecánica de fluidos y máquinas hidráulicas. México:

Alfaomega.

• McNaughton, K.J. (1987) Bombas: Selección uso y mantenimiento. México: McGraw-Hill.

• Mortimer, C. (1983). Química. México: Editorial Iberoamericana.

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Tuberías.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA MDP-01-DP-01

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71

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) PDVSA H-202 Piping Material

Specification – Line Class Index.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA H-251 Process and Utility

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• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Bases y Criterios de Diseño S0518512IA1IP11601.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA GAS Documento Diagrama de tubería e instrumentación (Disciplina de Procesos) S06A5-22990-DP-20801

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). NORMA PDVSA 90616-1-024 DEL

MANUAL DE INGENIERÍA DE DISE NORMA PDVSA 90616-1-024

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, GA–201 Centrifugal Pumps

(MID Vol. 14)

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP-02-P-04 NPSH

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP -02-P-05 Tipos de

Bombas.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA 90616-1-023. Determinación

de la Altura de Succión Neta Positiva

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–FF–01

Flujos de Fluidos; Introducción.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–06 Cálculos en

Servicios de Bombeo.

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–07

Características de Comportamiento de las Bombas Centrifugas.

72

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, MDP–02–P–09 Sellada de

Ejes

• Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). PDVSA, 90616-1-024

Dimensionamiento de Tuberías de Procesos.

• Pulido, L. (2003) [en línea] PDVSA Gas Anaco produce 1650 millones de pies cúbicos de gas diario. Documento recuperado en: http://www.pdv.com/index.php?tpl=interface.sp/design/salaprensa/readnew.tpl.html&newsid_obj_id=1415&newsid_temas=1 [2008, 10 de septiembre]

• White, F. (2003). Mecánica de fluidos. Madrid: McGraw Hill.

73

ANEXOS

74

ANEXO A

ESPESORES COMERCIALES FABRICADOS PARA LAS TUBERÍAS

TABLA A1.I- ESPESORES COMERCIALES DE LÍNEAS PARA 20”, 16”, 12”, 6”, 4” Y 3” SEGÚN ASME 36.10.

Diámetro Nominal Diámetro Externo (pulg) Espesor Mínimo Comercial (Pulg)

20” 20

0.250

0.375 (STD)

0.500

16” 16

0.312

0.375(STD)

0.500

12” 12 ¾

0.330

0.375(STD)

0.406

6” 6 5/8

0.288

0.322(STD)

0.406

4” 4 ½

0.120

0.237(STD)

0.337

3” 3 ½

0.120

0.216(STD)

0.300

75

ANEXO B

Esfuerzos de Fluencia (St) para Tuberías API 5L Según ASME B31.3

76

ANEXO C.

Factor de reducción por efecto de Temperatura (Y)

77

ANEXO D

Factor de Junta Longitudinal Según ASME B31.3

78

ANEXO E

Esfuerzos de fluencia permisible y factor de junta longitudinal según

ASME B31.4, para tuberías API 5L.

79

ANEXO F

CÓMPUTOS MÉTRICOS

ITEM DESCRIPCIÓN UND CANT P.U. TOTAL

M.1 Manipulación, transporte, descarga, almacenamiento y reintegro de tuberías, materiales, accesorios y equipos.

SG 1,00

M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque DÍA 3,00

M.3 Suministro de cuadrilla para trabajos menores

M.3.1 Cuadrilla de soldadura DÍA 6,00

M.3.2 Cuadrilla de producción DÍA 6,00

M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería aérea

M.4.1 Tubería Ø 20”, Sch(STD) Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.

ML 31

M.4.2 Tubería Ø 16”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.

ML 3

M.4.3 Tubería Ø 12”, Sch(STD) Extremos Biselados, API 5L Gr. B, con costura.

ML 2

M.4.4 Tubería Ø 4”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura.

ML 2

M.4.5 Tubería Ø 3”, Sch(STD), Extremos Biselados, API Gr. B, con costura

ML 26

80


M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada

M.5.1 Tubería Ø 3” ML 48

M.6 Suministro e instalación de bombas centrifuga P-200A y P-200B. UND 2

M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes.

M.7.1 Cortes y empalmes soldados

M.7.1.1 Corte y empalme en tubería de 20” (TIE-IN Nº 013) UND 1

M.7.1.2 Corte y empalme en tubería de 16” (TIE-IN Nº(s) 007, 009, 014) UND 3

M.7.1.3 Corte y empalme en tubería de 12” (TIE-IN Nº(s) 006, 010) UND 2

M.7.1.4 Corte y empalme en tubería de 3” (TIE-IN Nº(s) 003 y 004) UND 2

M.7.1.5 Empalme de ramal soldado de 3” a tubería de8” (TIE-IN Nº 005) UND 1

M.7.2 Empalmes bridados

M.7.2.1 Conexión a brida existente en tubería de 36”(TIE-IN Nº 008) UND 1

M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4”, en bridaexistente de 4” de diámetro. (TIE-INS Nº(s012 y 015)

UND 2

81


M.7.2.3 Conexión a brida existente en tubería de 4”(TIE-INS Nº(s) 001, 002) UND 2

M.8 Gammagrafia

M.8.1 Tubería Ø 36" JTA 2







M.8.8 Tubería Ø 1/2" JTA 5

M.9 Instalación de válvulas bridadas.

M.9.1 Válvula de Compuerta, Ø3”, RF, 150# UND 4

M.9.2 Válvula de Retención, Ø3”, RF, 150# UND 3

M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios




82



M.11 Prueba hidrostática

M.11.1 Tubería Ø 20" ML 31





M.11.6 Tubería Ø 1/2" ML 1

M.12 Pintura de equipos, accesorios y tuberíasexistentes.

M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 y tuberías.

M2 30

M.13 Transporte, instalación y montaje de orificiode restricción de 8” de diámetro, en línea de16” (tie-ins N° 009)

UND 1

M.14 Fabricación, soldadura e instalación de carreto de tubería Ø 36” UND 1

M.15 Revestimiento de Juntas para tuberíasenterradas (instalación de mangatermocontráctiles)

M.15.1 Tubería Ø 3” UND 9,00

83

MEMORIA DE CÁLCULOS DE COMPUTOS MÉTRICOS DISCIPLINA Revisión

MECÁNICA B 08

CÓDIGO Y NOMBRE DEL PROYECTO

"ADECUACIÓN DE LA PLANTA COMPRESORA AGUASAY 5A"

CÓDIGO DOCUMENTO PDVSA

S06A5-22990-DM-90401

M.1 Manipulación, transporte, carga, descarga, almacenamiento y reintegro de tubos, materiales, accesorios y válvulas Esta partida se medirá y pagará por Suma Global (SG)= 1,0 M.2 Cuadrilla de apoyo al arranque Esta partida se medirá y pagará por Día= 3,0 M.3 Suministro de Cuadrilla para Trabajos Menores Esta partida se medirá y pagará por Día M.3.1 Cuadrilla de Soldadura DÍA 6 M.3.2 Cuadrilla de Producción DÍA 6 M.4 Fabricación, soldadura e instalación de tubería superficial Estimado [ml] + 10% = Total [m]

84

Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.4.1 Tubería 20" 28,00 + 2,8 = 31 ml M.4.2 Tubería 16" 2,71 + 0,3 = 3 ml M.4.3 Tubería 12" 1,20 + 0,1 = 2 ml M.4.4 Tubería 4" 1,50 + 0,2 = 2 ml M.4.5 Tubería 3" 23,27 + 2,3 = 26 ml M.4.6 Tubería 1/2" 0,20 + 0 = 1 ml M.5 Fabricación, soldadura e instalación de tubería enterrada Estimado [ml] + 10% = Total [m] Estimado [ml] : Suma total de las cantidad tomada de los planos 10% : Porcentaje adicional Total [ml] : Cantidad total de material aproximada a su entero superior mas cercano M.5.1 Tubería 3"

85

42,86 + 4,3 = 48 ml M.6 Suministr e instalación de bombas centrifuga P-006 y P-007

Cantidad total de bombas a instalar [UND]

UND M.7 Interconexión con tuberías, accesorios y equipos existentes M.7.1 Cortes y empalmes soldados

M.7.1.1 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 20" Cantidad= 1 UND M.7.1.2 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 16"

Cantidad= 3 UND M.7.1.3 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 12" Cantidad= 2 UND M.7.1.4 Cortes y Empalmes Soldados,Tubería 3" Cantidad= 2 UND M.7.1.5 Empalme de Ramal Soldado de 3" a Tubería de 8". Cantidad= 1 UND M.7.2 Empalmes bridadas

M.7.2.1 Conexión a Brida Existente en Tubería de 36" Cantidad= 1 UND M.7.2.2 Instalación de disco ciego de 4" en brida existente de 4" de diametro.

=

86

Cantidad= 2 UND

M.7.2.3 Conexión a Brida Existente en Tubería de 4" Cantidad= 2 UND

M.8

Gammagrafia JI = (LTE / 12) * 0.10 + (LTA / 12) + 2 * A JI - Juntas a inspeccionar [und]: Es la cantidad de juntas a inspeccionar ya sea en Planta o en Campo, se De ser en planta se inspeccionan el 100%.

De ser en Campo y Localidad tipo 1se inspecciona un 10% de las juntas

LTE - Longitud total de la tuberia a enterrada [m] : Longitud tomada de la partida M.4

LTA - Longitud total de la tuberia aerea [m] : Longitud tomada de la partida M.5 LTT - Longitud del tramo de tuberia [m] : 30 m A - Accesorios : Cantidad de accesorios estimada por diametro M.8.1 Tubería 36" A: 1 JI = (0 / 12) * 0.10 + (0,9 / 12) + 2 * 1 = 2 M.8.2 Tubería 20" A: 7 JI = (0 / 12) * 0.10 + (30 / 12) + 2 * 7 = 17 M.8.3 Tubería 16" A: 4

87

JI = (0 / 12) * 0.10 + (3 / 12) + 2 * 4 = 9 M.8.4 Tubería 12" A: 1 JI = (0 / 12) * 0.10 + (1 / 12) + 2 * 1 = 5 M.8.5 Tubería 4" A: 2 JI = (0 / 12) * 0.10 + (1,4 / 12) + 2 * 2 = 5 M.8.6 Tubería 3" A: 14 JI = (50 / 12) * 0.10 + (23/ 12) + 2 * 14= 34 M.8.7 Tubería 2" A: 4 JI = (0 / 12) * 0.10 + (0 / 12) + 2 * 1 = 2 M.8.8 Tubería 1/2"

A: 4

JI = (0 / 12) * 0.10 + (1 / 12) + 2 * 4 = 5

M.9 Instalación de válvulas bridadas [Cantidad]: und Cantidad tomada de los Planos para mayor detalle ver Documento S06A5-22990-A0401 Lista de Materiales. M.9.1 Válvula de compuerta 3"-150# Cantidad= 4 und

88

M.9.2 Válvula de retención 3"-150# Cantidad= 3 und M.10 Desmantelamiento de tuberías y accesorios M.10.1 Diámetro 16" Longitud a desmantelar 11ML M.10.2 Tubería 12" Longitud a realizar la prueba 19 M M.10.3 Tubería 4" Longitud a realizar la prueba 11 M M.10.4 Tubería 3" Longitud a realizar la prueba 4 M M.11 Prueba hidrostática Esta cantidad es igual a la longitud de tuberia aerea y enterrada instalada

M.13.1

Tubería 20"

Longitud a realizar la prueba 31 ML M.13.2 Tubería 16" Longitud a realizar la prueba 3 ML

89

M.13.3

Tubería 12"

Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.4 Tubería 6" Longitud a realizar la prueba 12 ML

M.13.5

Tubería 4"

Longitud a realizar la prueba 2 ML M.13.6 Tubería 3" L ongitud a realizar la prueba 74 ML M.13.7 Tubería 1/2"

L ongitud a realizar la prueba 1 ML

M.12 Pintura de equipos existentes y tuberías nuevas M.12.1 Tanque recolector de condensado SE-007 30 M2

M.13 Transporte, instalación y montaje de orificio de restricción de 8” de diámetro en línea de 16” (tie-ins N° 009)

Cantidad= 1 und M.14 Fabricación e instalación de carretos de tubería.

M.16.1

Tubería 36"

90

Cantidad= 1 und

M.15 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (instalación de manga termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und

M.15

Transporte, instalación y montaje de placa de restricción de 16” de diámetro.

Cantidad= 1 und M.16 Fabricación e Instalación de Carretos de Tubería. M.16.1 Tubería 26" Cantidad= 1 und M.17 Revestimiento de juntas para tuberías enterradas (Instalación de Manga Termocontráctiles) M.17.1 Tubería 3" Cantidad= 9 und

91

ANEXO G

LISTA DE MATERIALES MECÁNICOS

ITEM DESCRIPCION UNID. CANT. SUMINISTRO

PDVSA CONT.

1 TUBERÍA DE LÍNEA, API 5L GR. B, SIN COSTURA,EXTREMOS BISELADOS. LONGITUD NOMINAL 12 M.NIVEL DE ESPECIFICACIÓN PSL1.

1.1 Ø Nominal 20”, Ø Externo 20”, e= 0,375” ML 31 X

1.2 Ø Nominal 16”, Ø Externo 16”, e= 0,375” ML 3 X

1.3 Ø Nominal 12”, Ø Externo 12,75”, e= 0,375” ML 2 X



2 VÁLVULA DE RETENCION, BRIDADA, RF CUERPO A-216, GR WCB, GUARNICIÓN 13 CR, ACABADO DEBRIDAS 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN API 600

..

2.1 Ø 3", 150# UND 3 X

3

VALVULA, DE COMPUERTA, DISEÑO DE LOS EXTREMOSBRIDADOS CARA SALIENTE, MATERIAL DEL CUERPOACERO AL CARBONO, NORMA Y GRADO DEL CUERPOASTM A 216 WCB, CLASE 150, TIPO DE BONETEAPERNADO, TIPO DE PASO COMPLETO, NORMA YGRADO DEL ASIENTO ASTM A 182 F6, ACCIONAMIENTOVOLANTE, NORMA DE FABRICACION API 6D. NORMA DEFABRICACIÓN DE LA BRIDA ASME B16.5

3.1 Ø 3", 150# UND 4 X

4 VÁLVULA DE COMPUERTA CLASE 800, ROSCA NPTF(AMBOS EXTREMOS), CUERPO A-105, GUARNICIÓN 13%CR, SEGÚN API 602

4.1 Ø 1/2", 800# UND 4 X

92


PDVSA CONT.

5 NIPLE SIN COSTURA, L= 100 MM, MATERIAL ASTM A-106GR. B, UN (1) EXTREMOS ROSCADOS NPTM Y UNEXTREMO PLANO, SEGÚN ASME B36.10

5.1. Ø NOMINAL 1/2 SCH80 UND 4 X

6 TAPON ROSCADO, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105, TIPO DE CABEZAHEXAGONAL, TIPO DE ROSCA MACHO NPT, , NORMA DEFABRICACION ASME B16.11, ACABADO PINTURAANTICORROSIVA.

6.1 DIAMETRO NOMINAL Ø 1” 3000# UND 2 X

7 TAPON MACHO, ASTM A 105, NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.11, CABEZA HEXAGONAL

7.1 DIAMETRO NOMINAL Ø ½” 3000# UND 4 X

8 SOCKOLET, MATERIAL ASTM A-105, NORMA DEFABRICACIÓN MSS-SP-97.

8.1 Ø DE TUBERÍA 4”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X

8.2 Ø DE TUBERÍA 3”, Ø DE SALIDA ½” , CLASE 3000# UND 4 X

9 WELDOLET, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMA YGRADO ASTM A 105, SCHEDULE DE TUBERIA 40,SCHEDULE DE SALIDA 40, NORMA DE FABRICACIONMSS - SP - 97

9.1 Ø DE TUBERÍA 8”, Ø DE SALIDA 3” UND 1 X

10

BRIDA, TIPO CUELLO PARA SOLDAR (WN), MATERIAL ASTM A-105, CARA RESALTADA (RF), RUGOSIDAD 125-250 uin. NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5

10.1 Ø 20” -150#, STD UND 2 X

10.2 Ø 4” -150#, STD UND 2 X

10.3 Ø 3” -150#, STD UND 13 X

10.4 Ø 2” -150#, STD UND 2 X

93


PDVSA CONT.

11

BRIDA, CUELLO PARA SOLDAR, MATERIAL ACEROAL CARBONO, NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001,TIPO DE CARA SALIENTE, CLASE 150,SCHEDULE/ESPESOR DE PARED STD/0,375 in,ACABADO DE LA CARA 125 A 250 uin, NORMA DEFABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTOPINTURA ANTICORROSIVA.

11.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36” UND 2 X

12 BRIDA CIEGA, MATERIAL ASTM A-105, CARARESALTADA (RF), ACABADO DE LA CARA 125 A250 uin, NORMA DE FABRICACIÓN ASME B16.5

12.1 Ø 16", 150# UND 1 X

12.2 Ø 12", 150# UND 1 X

13

BRIDA, CIEGA, MATERIAL ACERO AL CARBONO,NORMA Y GRADO ASTM A 105-2001, TIPO DE CARASALIENTE, CLASE 150, ACABADO DE LA CARA 125A 250 uin, NORMA DE FABRICACION MSS SP-44-2001, RECUBRIMIENTO BARNIZADO.

13.1 DIAMETRO NOMINAL TUBERIA Ø 36" UND 1 X

14 CODO 45° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9

14.1 Ø 20”, Ø STD UND 3 X

14.2 Ø 3”, STD UND 2 X

15 CODO 90° RL, ASTM A 234 WPB, S/C, BW, NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9

15.1 Ø 16”, Ø STD UND 3 X

15.2 Ø 12”, Ø STD UND 1 X

15.3 Ø 3”, STD UND 10 X

16 TEE RECTA, MATERIAL ASTM A 234 WPB, S/C,EXTREMOS BISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW),NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9

94


PDVSA CONT.

16.1 Ø 20”, STD UND 1 X

16.1 Ø 16”, STD UND 1 X

16.1 Ø 3”, STD UND 2 X

17 TEE REDUCTORA, ASTM A 234 WPB, S/C, EXTREMOSBISELADOS PARA SOLDAR A TOPE (BW), NORMA DEFABRICACIÓN: ASME B 16.9

17.1 Ø 36” x 20”, STD UND 1 X

17.1 Ø 20” x 16”, STD UND 1 X

17.1 Ø 20” x 12”, STD UND 1 X

18 REDUCCION CONCÉNTRIA, ASTM A 234 WPB, S/C, BW,NORMA DE FABRICACIÓN: ASME B 16.9

18.1 Ø 4” x 3”, SCH STD UND 2 X

18.1 Ø 3” x 2”, SCH STD UND 2 X

19

EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 316L, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA ASME B16.20, CLASEDE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDA CARASALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA ASME B16.5.

19.1 DIAMETRO NOM.DE LA BRIDA Ø 20", 150# UND 3 X





95


PDVSA CONT.

20

EMPACADURA, ESPIROMETALICA PARA BRIDAS,ESTILO CON ANILLO EXTERNO, MATERIAL DEL FLEJEACERO INOXIDABLE 304, MATERIAL DE RELLENOGRAFITO PURO, ESPESOR DEL RELLENO 0,175 in,MATERIAL DEL ANILLO EXTERIOR ACERO ALCARBONO, ESPESOR DEL ANILLO EXTERIOR 0,125 in,NORM.FAB.DE LA EMPACADURA MSS SP-44-2001,CLASE DE LA BRIDA 150, TIPO CARA DE LA BRIDACARA SALIENTE, NORMA FAB.DE LA BRIDA MSS SP-44-2001


21

ESPARRAGO, MATERIAL ACERO AL CARBONO, NORMAY GRADO ASTM A 193 B7, TIPO DE ROSCA UNC CLASE2B, TIPO DE TUERCA HEXAGONAL, NUMERO DETUERCAS 2, NORMA Y GRADO DE LA TUERCA ASTM A194 GR 2H, ACABADO NATURAL, NORMA DEFABRICACION DEL ESPARRAGO ASME B18.21, NORMAFABRICACION DE LA TUERCA ASME B18.2.2.

21.1 Ø 1 1/2"x 9” UND 64 X

21.2 Ø 1 1/8"x 7” UND 40 X

21.3 Ø 5/8"x 4” UND 80 X

21.4 Ø 1/2"x 2 ½” UND 12 X

21.5 Ø 1"x 6 1/2” UND 18 X

21 DISCO CIEGO, PARA BRIDA CON CARA RESALTADA,ACERO AL CARBONO, ASTM A516 GR. 70, Ø NOMINALDE LA BRIDA 4", 150# DIMENSIONES SEGÚN API 590

UND 2 X

22 MANGAS TERMOCONTRÁCTILES PARA TUBERÍA DE 3”CON TEMPERATURA DE OPERACIÓN DE HASTA 65 °C

UND 9 X

23

BOMBA CENTRIFUGA, CON MOTOR ELÉCTRICO SEGÚNNORMA ASME B73.1. CON LAS CARACTERÍSTICASINDICADAS EN LOS DOCUMENTOS S06A5-22990-DM-C0401 (HOJA DE DATOS EQUIPO DE BOMBEO) Y S06A5-22990-DM-84301 (ESPECIFICACIONES PARA PROCURADE BOMBAS CENTRIFUGAS), CON SUS RESPECTIVOSFILTROS Y.

UND 2 X

96

ANEXO H

* Ejemplo del cálculo de espesor de pared para las tuberías de gas natural.

Línea de 20”-GG-001-1CS1

D = 20”

Pd = 93 psig.

St = 20.000 Lb/pulg.

Y = 0,4

E = 0,85

CA = 0,125”

Temperatura de diseño = 140 °F

Entonces el espesor de diseño es 0,205 pulg. Se seleccionara una tubería con un

espesor comercial mayor al de diseño el cual es 0,375 pulg, que corresponde a una

denominación STD según ASME B36.10 como se indica en el Anexo A.

Cálculo de Presión de Prueba (Pt):

psig. 116,2593*25,1P*1,25Pt d ===

"054,0)4,0*9385,0*000.20(*2

20*93Y)*P E*(S*2

DPt

t

d =+

=+

=

0,179"0,125"0,054"CAtt m =+=+=

"205,0875,0

"179,00,875

tT m ===

97

* Ejemplos de cálculo de espesores para las tuberías del drenaje de liquido de la

planta.

A objeto de presentar un ejemplo de los cálculos de espesores realizados para el

proyecto, se establecen los datos iniciales siguientes:

Cálculo Línea de 4” de Diámetro. Según ASME B31.4: 4”-TD-001-1CS1 (Línea de

líquido)

Material API Gr B; Esfuerzo de fluencia = 35.000 psi (Anexo E)

D = 4 ½”

Pd = 50 psig

A = 0,125 pulg

E = 1 (Según la tabla 402.4.3 de la norma ASME B34.3 Anexo E)

Cálculo de Espesor (t):

S = 0.72*1*35.000 psi = 25.200 psi

Espesor de pared comercial seleccionado es 0.237 pulg.

Cálculo de Presión de Prueba (Pt)

Para el cálculo de espesores de pared, para las líneas de líquido 3”-TD-001-1CS1, 3”-

TD-002-1CS1 y 3”-TD-003-1CS1, se realizan igual.

pulg 0,0044625.200*2

4,5*50t == pulg0,1290,1250,00446t N =+=

98

ANEXO I

Planos Colector y Equipo de Bombeo

Figura 14. Cortes y Detalles Colector, Tuberías y Bombas (Seccion A-A)

Figura 15. Instalacion Tuberías y bombas (Seccion B-B)

99

ANEXO J

Tablas CRANE

100

101

102

103

104

105

ANEXO K

Otras Figuras

Figura 16. Tuberías actuales de succión

Figura 17. Sistema Neumático Actual

106

Figura 18. Líneas a distintas presiones.

Figura 19. Visión General de la Planta

107

Figura 20. Sistema Contra Incendios

Figura 21. Lugar a Instalar Bombas Centrifugas

Informe de Pasantia Gas

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