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TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

MODULO 1- TRANSPORTE POR DUCTOS INTRODUCCIÓN •

ANTECEDENTES

•

OBJETIVOS DEL TRANSPORTE

Hidrocarburos Líquidos y gaseosos

•

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Físicas, Químicas y Particularidades

• •

GASODUCTOS OLEODUCTOS cálculos POLIDUCTOS

Manejo de gas natural- ecuaciones, cálculos Manejo de petróleo crudo- ecuaciones,

•

• •

•

SISTEMAS DE MEDICIÓN

SIMULACIÓN DE REDES DE FLUJO

Manejo de productos destilados del petróleo, cálculos Medición de gas natural, aplicaciones Medición de hidrocarburos líquidos,

Aplicaciones Aplicaciones

MODULO I TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS

INTRODUCCIÓN

Para satisfacer las necesidades de suministro de hidrocarburos a los centros de demanda del país, PEMEX se ha visto en la necesidad de construir nuevos ductos y rehabilitar las extensas redes en servicio, debido a que los centros de consumo son los de más abundante población, con mayor desarrollo industrial, y se localizan más distantes de las áreas de producción.

Los ductos, son un medio de conducción práctico para abastecer

a los centros de almacenamiento y distribución; además, si se operan y mantienen en forma eficiente no contaminan a la atmósfera ni modifican la ecología; contribuyen en gran medida a descongestionar el transporte terrestre, y garantizan el abastecimiento de combustibles, satisfaciendo la demanda al mínimo costo. El tendido de las líneas es subterráneo en una zanja de dimensiones específicas, salvando todos los obstáculos topográficos que condicionan su trazo (ríos, lagunas, pantanos, barrancos, canales, carreteras, vías de ferrocarril, etc.).

El sistema de ductos es vital al ofrecer un servicio eficiente, económico y oportuno, sus principales retos son mantener en óptimas condiciones la infraestructura y su funcionamiento, así como incrementar él número de líneas. Como referencia, a través de las redes de ductos en la actualidad se transportan diariamente hacia las refinerías para su proceso, alrededor de un millón y medio de barriles de crudo.

PRODUCCIÓN

Industria

Farmacéuticos y Fertilizantes Plantas de PEMEX Plásticos Comisión Federal De electricidad

ENERGÉTICO MATERIA PRIMA

Pinturas y Solventes

Transporte Aromáticos Uso Doméstico

Combustibles y Lubricantes

Fibras sintéticas

Fig.1- USOS DEL PETROLEO

OBJETIVOS DEL TRANSPORTE

Cuando los hidrocarburos fluyen del yacimiento en fase gaseosa, líquida o mixta, se presenta el problema de su transporte a través de sistemas de recolección, baterías de separación, sistemas de distribución y/o embarque, etc. De aquí, el energético será entregado para su transporte en la forma tradicional; ya sea por auto-tanque o tubería hacia proceso, en una refinería, complejo petroquímico, o una terminal de distribución.

La mezcla desde los pozos va hacía una línea colectora y de aquí a una batería de separación donde se lleva a cabo el proceso de separación del gas, el aceite y el agua que por lo general se obtienen juntos. En algunos casos tratándose de gas no asociado, podrá contener impurezas como ácido sulfhídrico o CO₂, dependiendo del tipo de yacimiento, por lo que deberá procesarse a través de una planta endulzadora, o de una planta extractora de gasolina natural.

El gas seco despojado de los ligeros, se usa como combustible en los equipos del campo, o en sistemas de bombeo neumático (recuperación mejorada). Si se dispone de grandes volúmenes, se envía a centros procesadores como plantas criogénicas y plantas de absorción; de aquí se envía a los sistemas troncales, redes de distribución industrial, plantas de C. F. E., uso doméstico, o se consume en las plantas de PEMEX.

10

11 8 7

9

8 6

6

12

5 13 1.- Llegada de los pozos 2.- Cabezal de distribución 3.- Línea de producción 4.- Carga a separadores 5.- Trenes de Separación 6.- Tanques de Medición 7.- Separador elevado 8.- Tanques de estabilización 9.- Tanque de Pruebas de producción 10.- Gas a compresoras 11.- Crudo a estación de bombeo 12.- Planta de tratamiento de agua 13,- Deshidratadora 14.- Sistema de calentamiento

4

3 2

Fig.2.- Batería de Separación de Gas y Líquidos

1

Líneas de recolección

VÁLVULA DE SEGURIDAD

MANÓMETRO DESCARGA DE GAS

SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA

ENTRADA DE FLUIDOS SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECUNDARIA

EXTRACTOR DE NIEBLA

CONTROLADOR DE NIVEL VÁLVULA DE CONTROL

DREN DE LIMPIEZA DESCARGA DE LÍQUIDO Y GAS

Fig 31 Diagrama típico de un separador horizontal de dos fases

Cd. Juárez

Datos 2003 1999

Monclova Escobedo

Exportación

Ramones REYNOSA Sta Catarina Culebra San Fernando Saltillo ChihuahuaTorreón

GOLFO DE MÉXICO

Monterrey C.Madero 48”

Fig.4 -RED NACIONAL RED NACIONAL DE DE GASODUCTOS GASODUCTOS

Poza Rica 18”

Cobos Punta de Piedra Est. Cempoala Veracruz

San Luis Potosí CPQ

Salamanca

Est. Lerdo Est. Chinameca Cárdenas 20” 48”

48” Matapionch e 30”

20” 36” Valtierrilla

Querétaro Santa Ana

CACTUS

R. Coatzacoalcos

48”

Est, 4 36”

Vta..de Carpio

Km.100

Guadalajara 24” Lázaro Cárdenas

Tierra Blanca Valle de México

NUEVO NUEVO PEMEX PEMEX

Estación 3 Cosoleacaque

LA VENTA

Estación 1 Villahermosa

CD. PEMEX

El crudo, después de haber pasado por la batería de separación es enviado por tubería hacia los centros de distribución de Dos Bocas, Cárdenas y Nuevo Teapa, así como para exportación en T.M. Pajaritos, Ver. y Puerto de Salina Cruz, Oax.. De Nuevo Teapa, Ver. se distribuye por oleoductos hacia las diferentes refinerías del país. También de las plantas de refinación provienen destilados del petróleo y con características específicas para su comercialización, transportándolos a través de tuberías (poliductos) hacía las terminales (41) de distribución; pueden ser gasolinas de diferentes características: Premium, Magna-sin, turbosina, kerosina, diesel, etc. A través de estos sistemas de transporte se maneja un energético muy importante, el gas licuado del petróleo (LPG), el cual puede proceder de un complejo petroquímico o de una refinería para el abastecimiento de gas doméstico a nivel nacional. PEMEX cuenta con una gran infraestructura de transporte de hidrocarburos, que requiere de constantes inversiones y la aplicación de nuevas tecnologías y la práctica constante de las recomendaciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental vigentes. Este medio ha disminuido el transporte por carretera, eliminando problemas de tráfico y riesgo de accidentes en las vías de comunicación; sin embargo, aún no es suficiente para abastecer a todos los centros de consumo.

195 CD. MADERO 171

235 CADEREYTA 185

24

24 20

Tres Hermano s 30

45 TUXPAN

Marfo/Antares Dtto.Veracrúz

POZA RICA

Exportación

24 30

Juandhó 12 14

PAJARITOS 24

24

20 24 24

14 12

1207 NUEVO TEAPA

30 24

Venta de Carpio

20

200 MINATITLÁN 200

320 TULA 240

FIG 5.- RED DE OLEODUCTOS

14

24

18 12

14

Exportación

30 48

235 SALAMANCA 195

CAPACIDAD DE SUMINISTRO

DIÁMETRO PG

330 SALINA CRUZ 230

80

POZA RICA 30”

SALINA CRUZ 30”

MINATITLAN 24”

VENTA DE CARPIO 30”

SALINA CRUZ 48” TANQUE DE 55 000

MEDICIÓN EN ALTA PRESIÓN

MINATITLANPAJRITOS VENTA DE CARPIO

SALINA CRUZ

POZA RICA CRUDOS

FOSA DE RECUPERADO

MAYA DESPUNTADO LIGERO TERCIARIO MEZCLAS RECUPERADO

MEDICIÓN EN BAJA PRESIÓN

MINATITLAN

DE TANQUES

SALINA CRUZ

V. DE CARPIO PAJARITOS

TERCIARIO DESPUNTADO

MAYA

POZA RICA

LIGERO

LIGERO DE C. DE B. CARDENAS

Fig.6.-Central de bombeo y distribución de crudo Nuevo Teapa, Ver.

ZACATECAS TUXPAN

16”

AGUASCALIENTES

12” 8”

8” POZA RICA

LEÓN

8” QUERETARO EL CASTILLO CFE

10”

18”

PACHUCA SN. JUANICO

14”

A.S.A.

8”

8” 10”

12”

8”

CELAYA

12”

8”

14”

16”

12” SALAMANCA

16”

!2” TULA

2000

12”

16”

AZCAPOTZALCO 12”

8”

8”

GUADALAJARA

8”

10”

16”

IRAPUATO

8”

BARRANCA DEL MUERTO

6”

6”

REFINERÍAS MORELIA

TERMINALES

AÑIL

TOLUCA

FIG. 7.- POLIDUCTOS ZONA CENTRO

CUERNAVACA

ZONA MARINA La explotación de los yacimientos marinos localizados a 80 Km. al Norte de Cd. del Carmen, Camp., inició en 1979 con el pozo Cantarell 1”A” localizado en la plataforma Akal “C”, y se sigue desarrollando la infraestructura para recuperación y el manejo inicial de las mezclas de hidrocarburos producidos. Se han desarrollado complejos de producción para separación, compresión y bombeo. La producción de los pozos de la zona se conduce a través de oleogasoductos a plataformas de producción, en donde el crudo una vez separado es bombeado para su envío a la Terminal Dos Bocas o a la Terminal Marítima de Cayo Arcas. El gas es comprimido y transportado a los complejos petroquímicos vía Atasta, Tab. para su tratamiento y proceso. En 2003 se contaba con lo siguiente: • 207 plataformas marinas fijas • 2053 Km. de tubería, distribuidos como sigue: 953 Km. oleoductos, 539 Km. de oleogasoductos, 480 Km. gasoductos y 81 Km. para otros servicios.

KU

36”

AKAL - ”J”

36” AKAL- “C”

36” 24” 36”

36”

DOS BOCAS

36”

36”

NOHOCH “A”

ABKATÜN “A” 36”

24”

POL “A”

36”

36”

ATASTA

48” 36” CUNDUACAN 36” 36”

CACTUS

36”

CD. PEMEX

COMPLEJO DE PLATAFORMAS PARA MANEJO DE LA PRODUCCIÓN MARINA

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR

GAS NATURAL

El gas natural está compuesto principalmente por hidrocarburos de la base parafínica, bióxido de carbono, nitrógeno y en ocasiones helio. En algunos campos contienen también sulfhídrico y compuestos orgánicos de azufre, y se han encontrado pozos que producen bióxido de carbono y nitrógeno completamente puros. El metano es el principal componente y en algunos casos prácticamente el único presente, alcanzando más del 90% del total. Las otras parafinas como etano, propano, isobutano, pentano e isopentano, hexanos, heptanos y posiblemente octanos. El gas natural, se clasifica de acuerdo con su contenido de vapores de hidrocarburos líquidos ligeros en la forma siguiente: • “Gas seco”, es el que contiene metano, etano, propano y huellas de butano, su densidad varía de 0.56 a 0.79; tiene menos de 100 gal. de gasolina por mmpcs. • “Gas pobre” o mediano, contiene de 100 a 300 gal. de gasolina por mmpcs.

Proceso Cuando el gas obtenido en las baterías de separación es “húmedo”, resulta económico procesarlo en una planta de absorción o complejo petroquímico con objeto de recuperar las gasolinas contenidas. Puede fluir a las plantas de proceso por su propia presión de separación, o por medio de compresoras, dependiendo de la distancia entre las baterías y la planta de proceso, así como de la presión de trabajo de esta. Proceso de compresión y enfriamiento

En la actualidad, los complejos petroquímicos, como Pajaritos, Cangrejera y Morelos, en el Sur del estado de Veracruz, separan gran cantidad de licuables del gas por medio de procesos criogénicos (alta expansión – turbo expansores - y bajas temperaturas), obteniendo gas natural seco, gasolinas y gas licuado del petróleo.

Proceso de adsorción Consiste en hacer pasar el gas húmedo a través de torres que contienen un sólido granulado adsorbente (alúmina activada, sílica gel, etc.) que acumula los hidrocarburos pesados en los poros del material y por la parte superior sale el gas seco. La adsorción es la acción de la penetración superficial de un fluido en un sólido. El adsorbente al estar en contacto con el gas se va saturando progresivamente, por lo que es necesario regenerar por calentamiento el material para que pueda recuperar los vapores de gasolina.

Proceso de absorción Consiste en poner en contacto el gas húmedo con aceite mineral en absorbedores en los que se hacen chocar corrientes contrarias del gas y el aceite. El gas seco sale de las torres por la parte superior, pasando a deshidratadores donde se elimina el agua. La corriente de aceite pobre, facilita la absorción de los licuables y al llegar al fondo de la torre, viene impregnado de las partículas de gasolina contenidas en el gas, denominándosele aceite rico. Este es calentado pasando a una columna de fraccionamiento, donde se desprenden los vapores de gasolina que salen por la parte superior, y pasan posteriormente a los condensadores. El producto obtenido es “gasolina cruda”, que después es estabilizada, extrayéndole los ligeros. El aceite del fondo es aceite pobre caliente, el cual es enfriado, y continúa hasta la parte superior de las torres de absorción para iniciar un nuevo ciclo.

Eliminación del azufre del gas natural “Proceso Girbotol” Cuando el gas natural tiene un alto contenido de ácido sulfhídrico (H₂S) o de bióxido de carbono (CO₂), deben eliminarse. El primero es altamente corrosivo y tóxico, y el segundo, disminuye el poder calorífico del gas.

Para eliminarlos, se envía el gas a una planta Girbotol cuya operación se basa en la propiedad de las aminas alifáticas de su gran afinidad con el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, a temperatura ambiente; a alta temperatura esta afinidad disminuye, siendo desprendidos ambos gases del gas húmedo.

Características y propiedades del gas natural Poder Calorífico El poder calorífico “bruto” del gas es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante de 1 p³ de gas medido a 60° F y 30” de Hg, con aire a la misma presión y temperatura del gas; cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión se condensa al estado líquido. El poder calorífico bruto del gas natural es aproximadamente 1020 BTU/ pie³. El poder calorífico “neto” del gas, es el número de BTU producidos por la combustión a presión constante, de 1 pie³ de gas medido a 60° F y 30” de Hg. con aire a la misma presión y temperatura, cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y cuando el agua formada por la combustión permanece en estado de vapor. Se determina por medio de un calorímetro, de un cromatógrafo, o se calcula partiendo de su análisis químico.

Temperatura de ignición Es la temperatura más baja, a la que se efectúa la combustión de una mezcla de aire y gas que se calienta gradualmente, por efecto de la velocidad de la reacción química independientemente de la fuente de calor externo. Límite de inflamabilidad Las mezclas gaseosas son inflamables en el aire, solamente entre dos límites extremos. El límite inferior representa el mínimo porcentaje de gas combustible, y el límite superior representa el máximo porcentaje de gas combustible en una mezcla con aire que puede ser inflamada y puede continuar quemándose.

Peso molecular El peso molecular se determina utilizando la ecuación: m = n M n = número de moles del componente de la mezcla M = porcentaje en volumen de los constituyentes de la mezcla Densidad relativa Es la relación del peso molecular del gas con respecto al peso molecular del aire. El peso molecular del aire es de alrededor de 28.959 . Si el peso molecular del gas es de 18, la densidad relativa del gas será: G = 18 / 28.959 = 0. 622 La densidad relativa del Metano es de 0.55 Viscosidad del gas La viscosidad se obtiene en función de las condiciones de presión y temperatura. Por ejemplo: el gas procedente de Cd. PEMEX, a una temperatura de 20° C y presión de 1 atmósfera, tiene una viscosidad de 0.0116 centipoises.

USOS DEL GAS NATURAL Su principal uso es como combustible doméstico e industrial: para generación de vapor, generación de potencia y procesos de calentamiento. • Se quema bajo un exceso de aire, resultando de esto una alta eficiencia. • Contiene muy poco o ningún residuo sólido, combustible limpio • El equipo de control satisface instantáneamente las demandas del vapor.

• En calderas enciende fácilmente y alcanza rápido su temperatura de operación • La operación es sencilla con sistemas de control adecuado y poco mantenimiento • Las pérdidas de producto son mínimas a menos que se produzcan fugas. Algunos usos especiales como la deshidratación de productos agrícolas por los gases de combustión, elaboración del cemento Pórtland, producción de cal, y como materia prima en la industria petroquímica.

LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS La mayoría de los principios del flujo de agua a través de tuberías, se han adecuado para solución de problemas de flujo de los petrolíferos debido a que sus propiedades difieren muy poco; sin embargo, las necesidades son diferentes a las del abastecimiento de agua y están basados en la aplicación de las leyes naturales del flujo de fluidos y las características de los efectos y propiedades de los líquidos en movimiento, tales como: Densidad relativa.- Es la relación entre la densidad de una sustancia con respecto al agua. Como referencia, densidad del agua 62.4 lb/pie³ Peso específico.- Es el peso de la unidad de volumen. Como la masa de un cuerpo se obtiene dividiendo su peso entre la aceleración de la gravedad; la densidad relativa y el peso específico están relacionados entre sí; ambos son numéricamente iguales. Módulo de elasticidad volumétrico.- Para fines prácticos, los líquidos suelen considerarse no compresibles, pero no así en los casos en que la intensidad de presión o su cambio sea considerable, como es el caso de los hidrocarburos.

Si la intensidad de presión de un volumen unitario de fluido se incrementa en una cantidad “dp”, y si el volumen se reduce en otra cantidad “dv”, entonces la relación dp/dv es el módulo de elasticidad unitario para cualquier volumen ” V ” de fluido, y aumenta en la medida que aumenta la intensidad de la presión.

dp E   dv    V   En los hidrocarburos líquidos, la compresibilidad se manifiesta en la formación de vapores por incrementos de temperatura y reducción en la presión. Como referencia, para el agua el módulo de elasticidad en condiciones de temperatura y presión normales (20°C y 1.033 kg/cm²), es de 21,000 Kg / cm². Presión de vapor.- Los líquidos se evaporan cuando la presión interna es mayor que la del medio en contacto inmediato con su superficie. Cuando este medio se encuentra confinado, las moléculas de vapor ejercen sobre él una presión parcial denominada “presión de vapor”. Depende de la actividad molecular de la sustancia, la cual está en función de la temperatura.

Viscosidad.- Es la propiedad que tienen los fluidos para resistir cualquier fuerza que tienda a producir su flujo. Se considera también como la fricción interna de los fluidos, es decir, la resistencia que oponen las partículas internas que se desplazan con distintas velocidades. Viscosidad cinemática.- Es la relación que existe entre la viscosidad absoluta de un fluido y su correspondiente densidad. Viscosidad cinemática (centistokes) = 0.22 (SSU) –180/SSU = 2.20 (SSF) –160 / SSF La unidad de viscosidad dinámica en el sistema CGS es el poise La unidad de viscosidad cinemática es el Stoke...1 cm²/seg. En el sistema inglés, la unidad de viscosidad es: 1pie²/seg sin denominación. La relación entre ambos sistemas, considera lo siguiente: Un fluido con viscosidad de 1lb-seg/pie² ; al convertir las libras a dinas y los pies a centímetros: 1lb-seg / pie² = ( 454 x 980) / (30.48 )² x 1 dina-seg /cm² = 479 ( poises) Para convertir poises a unidades inglesas, se divide entre 479, y viceversa. 1 pie²/ seg = (30.48)² x 1 cm² /seg = 929.03 (stokes)

Gravedad especifica en línea (γ) Es la gravedad especifica del líquido a la presión y temperatura de flujo en el conducto. Los Grados API. Son una escala expandida para medir la gravedad específica de los petrolíferos. La conversión entre la gravedad específica a 60/60F (γ) y grados API, puede ser realizada con la siguiente ecuación:

141.5  API   131.5 γ Vaporización El cambio del estado líquido al gaseoso es propio de todo líquido, y su intensidad es diferente para diversos líquidos y depende de las condiciones a las cuales se encuentre. Uno de los índices que caracterizan la vaporización es la temperatura de ebullición; a la presión atmosférica – nivel del mar- se puede modificar el punto de ebullición variando la presión ejercida sobre el líquido.

Presión Las moléculas de un líquido se encuentran en movimiento con dirección arbitraria, cada una es afectada por la fuerza gravitacional y tiende a desplazarse hacia el centro de la tierra. Cuando este movimiento es impedido por un recipiente, la fuerza provoca que las moléculas se empujen unas con otras en todas direcciones y contra la pared del contenedor. Este empuje es llamado presión y en cualquier punto es proporcional a la distancia vertical bajo la superficie del líquido. Los líquidos en un recipiente abierto son estáticos, como masa; la presión que ejercen es llamada hidrostática. Para los líquidos la altura estática es proporcional a sus propiedades. Conviene indicar en la aplicación de fórmulas el valor de la gravedad especifica y utilizarla para calcular la presión estática a cualquier profundidad. Esta propiedad de los líquidos es de las más importantes a considerar en la solución de problemas de flujo en tuberías; las ecuaciones tradicionales que se han desarrollado, tienen como objetivo principal la determinación de la caída de presión por unidad de longitud en el flujo de líquidos a través de una línea de conducción.

CARACTERÍSTICAS DEL ACEITE CRUDO Ligero Pesado .

Viscosidad a 100 ° F Peso específico a 20 °C

Sólidos en volumen Sal (cloruro de sodio Agua Poder calorífico Sílice Ácido en fase acuosa (H Cl) Ph Ca CO 3 Magnesio Hierro Azufre Análisis en fase acuosa (lavado de crudo)

14.38 st

0.871

0.80 % 26.7 Kg /1000 bls cero (deshidratación previa)

28.6 Kg / 1000 bls 4 ppm 7,09 6 ppm 40 ppm 11.95 Kg /1000 bls 3 ppm = 14.31 Kg /1000 bls

a 15.6°C 5366.84 cst; a 25°C 2142.3 cst 0.9794

a

12.98°

0.80 % 30 lbs / 1000 bls 0.3 % Neto 17989 Bruto 19625

7.2

Los parámetros de calidad de venta son: 2% de contenido de agua y 30 lbs de sal por cada 1000 barriles de crudo

GAS LICUADO DEL PETROLEO El GLP se obtiene durante el proceso de refinación de la gasolina, se denomina licuado del petróleo porque se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos, -se necesitan 273 litros de vapor para obtener un litro de líquido-. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta por ducto desde las refinerías a las terminales y de estas a los usuarios, ya sea por autotanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor (proceso inverso a la licuefacción) para poder ser utilizado como combustible. Los principales Gases que forman el Gas L. P. son el propano y butano, que se distinguen entre sí por su composición química, presión, punto de ebullición y poder calorífico . Un litro de gas licuado pesa aproximadamente ½ kg. El vapor se produce al abrir la válvula de cualquier quemador conectado a un cilindro o recipiente, ya que en ese momento tiende a escapar la presión, haciendo que hierva el líquido para formar más vapor. Si el consumo de gas se prolonga también continuará hirviendo el líquido, tomando calor necesario para ello del medio ambiente a través de las paredes metálicas del cilindro. De esta manera se va consumiendo el líquido, transformándose poco a poco en vapor hasta agotarse.

El gas licuado del petróleo GLP no tiene color, es transparente en su estado líquido. · No tiene olor cuando se produce y licua, pero se le agrega un “odorante” sustancia de olor penetrante para detectarlo cuando fugue. · No es tóxico, solo desplaza el oxígeno, por lo que no se debe respirar mucho tiempo. · Es muy inflamable, cuando escapa y se vaporiza se enciende violentamente con la menor flama · Excesivamente frío por pasar rápidamente del estado líquido a vapor, por lo cual al contacto con la piel producirá quemaduras · Es limpio, cuando se quema combinado con el aire no forma hollín, ni deja residuos · Económico, por su rendimiento comparado con otros combustibles · Más pesado que el aire, al escaparse tenderá a ocupar las partes mas bajas, como el piso, fosas y pozos; lo anterior representa situaciones de alto riesgo en caso de fugas.

CARACTERÍSTICAS

FÓRMULA Presión Amb

normal

a

temp.

PUNTO DE EBULLICIÓN

PODER CALORÍFICO

PESO ESPECÍFICO

PROPANO

BUTANO

C3H8

C4H10

9 Kg/Cm2

2 Kg/Cm2

- 42ºC

0ºC

11657 Cal/Kg

508 Gr/ L

11823 Cal/Kg

584 Gr./ L

POLIDUCTOS - CARACTERISTICAS DE LOS PETROLÍFEROS MANEJADOS DATOS GENERALES DE LA SUSTANCIA 1.- Nombre comercial: Diesel tradicional, diesel-sin 2.- Nombre Químico : Hidrocarburos semipesados 3.- Familia química. Hidrocarburos parafínicos 4.- Peso molecular: 236.533 gr/gr-mol

PROPIEDADES FÍSICAS Temperatura de ebullición 288-338 ° C Densidad relativa 0.841 Insoluble en agua No reactividad en el agua Estado físico líquido, color ámbar RIESGO DE FUEGO O EXPLOSIÓN DATOS DE REACTIVIDAD Punto de inflamación 38 - 52 °C Condición estable Temperatura de autoignición 210 °C Condiciones a evitar: altas temperaturas, Límites de Inflamabilidad: Superior 6 Inferior 1.3 fuentes de ignición Incompatibilidad: evitar ácidos inorgánicos fuertes (sulfhídrico y nítrico) Medio de extinción: agua, espuma, polvo químico No descomposición de componentes peligrosos Equipo de protección general: red de agua, No ocurre polimerización peligrosa hidrante; Personal: overol de algodón y botas de trabajo RIESGOS PARA LA SALUD Para combate de incendio: uso de espumas y Su ingestión puede producir neumonía, no provocar Equipo de Aire autónomo para respiración. vómito a las personas que lo ingieran, practicar Productos de la combustión: bióxido de carbono, lavado estomacal y óxidos de nitrógeno, monóxido bióxido de azufre de carbono, oxígeno. Al contacto con los ojos produce irritación resecamiento y probables quemaduras en la córnea por falta de lubricación Contacto con la piel: el contacto frecuente y prolongado produce dermatitis, lavarse con agua y jabón, vigilando la presión arterial y la temperatura del lesionado. La ropa contaminada deberá lavarse perfectamente.

DATOS GENERALES DE LA SUSTANCIA Nombre comercial: Gasolina MAGNA Nombre químico: octanos o alquinos Familia química: hidrocarburos combustibles Peso molecular: mayor de 100 gr/ gr-mol

DATOS DE REACTIVIDAD .Estable .Condiciones a Evitar: altas temperaturas, fuentes de ignición, fugas, derrames, lugares cerrados (sulfhídricos, nítricos) .Incompatibilidad: Evitar ácidos inorgánicos fuertes (sulfhídricos, nítricos) .Descomposición de componentes peligrosos

PROPIEDADES FÍSICAS

.No ocurre polimerización peligrosa

Temperatura de ebullición: 60 – 199 °C Presión de vapor: mm de Hg a 20 °C Densidad relativa 0.731 Estado físico líquido, color ámbar ligero Insoluble en el agua Ninguna reactividad en el agua RIESGO DE FUEGO O EXPLOSIÓN Punto de inflamación – 38 °C Límites de inflamabilidad: Superior 7.4, Inferior 1.4 Medio de extinción: Niebla de agua, espuma, gas Halón, CO 2, Polvo químico seco. Equipo de protección: mangueras, pantallas, chaquetones, ropa de algodón, botas, etc .Procedimiento de combate: Aislar el área con niebla de agua, controlar fuente de derrame.

RIESGOS PARA LA SALUD Ingestión accidental: produce nauseas, vómito, dolor abdominal, estado de schock; en ocasiones irregularidad cardiaca, neumonía. Si se presenta aspiración directa no debe inducirse el vómito porque al aspirar puede introducirse a los pulmones. Practicar lavado estomacal Si se produce paro respiratorio, dar respiración boca a boca hasta restablecer la respiración. Al contacto con los ojos puede causar hiperemia, dolor irritación y lagrimeo abundante, lavar con agua. Al contacto con la piel produce irritación llegando a resecar la piel, lavar con agua y jabón abundante. La inhalación prolongada provoca intoxicación, Trasladar al aire libre y dar respiración artificial.

GAS LICUADO PROPANO COMPOSICIÓN

RIESGOS PARA LA SALUD

C3H8 % EN VOLUMEN

Metano

0.06

Etano

1.35

Propano

72.32

Isobutano

9.85

Butano Normal

16.5

Butilenos Isopentano

0.2 0.12 100.0

Viscosidad a 20° C Gravedad específica

0.051 cp 0.55

Este producto es altamente peligroso, a diferencia del gas natural. El gas natural al ocurrir una fuga tiende a disiparse rápidamente por su baja densidad relativa con respecto al aire, en cambio el gas LP por su mayor densidad relativa, permanece en la superficie del suelo, en los sótanos y partes bajas de los edificios formando nubes de grandes dimensiones, que se desplazan íntegras con la corrientes de aire; y si a su paso encuentran una fuente de ignición (una chispa simplemente), se llegan a producir fuertes explosiones de terribles consecuencias. Por lo que su manejo debe atenderse bajo rigurosas condiciones de seguridad evitando situaciones de alto riesgo

GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL El cálculo de flujo de gas natural a través de tuberías, logra mayor exactitud al considerar nuevas variables, básicamente las propiedades de los gases y la diversidad en los materiales de construcción de las tuberías. Más adelante, el conocimiento de la viscosidad del gas a “altas presiones”, ha ampliado los criterios para los cálculos exactos. Nuevas investigaciones dieron por resultado una fórmula que incluye la fricción en función del Número de Reynolds, esta es ecuación de Panhandle, la cual como otras relacionadas se deriva de la Ecuación General de Flujo en gasoductos, debida a Johnson y Berwald de U.S Bureau of Mines. La ecuación original se expresa como sigue: Q = 38.77 To/Po [ (P₁ ² – P₂ ²) d⁵ ) / (G * T f * L f ) ] ½

(1)

Ecuación que considera lo siguiente:

• 1• 2• 3• 4-

El cambio de energía cinética es despreciable y puede estimarse como cero El flujo es isotérmico, no hay cambio en la temperatura El flujo es en tuberías horizontales No existe trabajo desarrollado por el gas

Panhandle estimó al factor de fricción “f“ como el principal, y llevó a cabo lo siguiente: Re = d .v. Dg / μ

Si : en la que:

Re v d Dg μ

Número de Reynolds velocidad de flujo diámetro de la tubería densidad del gas viscosidad del gas

----

(2)

( pies / seg ) ( pg ) ( Lbs-masa / pie ³ ) ( Lb / pie - seg )

Y mediante las transformaciones siguientes: d / 12 Para obtener el diámetro de la tubería en pies v/ 86,400 para tener la velocidad en pies /día

Ahora, si el gasto y también entonces

Q=vxA ; v = Q / A x 1 / 86, 400 A = π d² / 4 = 3.1416 d² / 4 = 0.7854 d² x 1 / 144 v = Q x 144 / ( 86,400 x 0.7854 d ² )

= 0.021221 Q / d ²

Si consideramos para el gas natural que Dg = 0.0766 G

( lb masa / pie ³)

en la que G es la densidad relativa del gas con respecto al aire. y si la viscosidad del gas la expresamos como: μ = 0.0116 c.p

y si 1 lb / pie – seg = 1488 c.p ;

entonces

μ = 0.0116 / 1488 = 7.779 x 10⁶

Si sustituimos ahora valores en la ecuación de Reynolds (2) , tendremos que:

Re = (d x 0.021221 x Q x 0.0766 xGx 10⁶ ) / 12 d² x 7.779 Re Re = 1.738 Q x G / d

......................(3)

Si consideramos ahora el “coeficiente de fricción” para tuberías lisas, de acuerdo a la teoría desarrollada por Nikuradis, tendremos que, si: 1 / f = 52 ( Q x G / d ) º•¹⁴⁶¹

............

(4)

Q = 38.77 (To /Po) [ ( P1 ² - P2 ² ) d ⁵ /G Tf L ) ]⅟² x [( 52 (QxG / d )º•¹⁴⁶¹ ]⅟² ... (5) Efectuando operaciones: Q = 435.87 [ T₀ / P₀ ] ¹•º⁷⁸⁸¹ x d ²•⁶¹⁸² x [ (P1² – P2 ² )º•⁸⁵³⁹ / G º•⁵³⁹⁴ x Tf x L ] . . .(6) Ecuación que expresa el gasto teórico en una tubería lisa considerando el factor de fricción de Nikuradis. Se introduce un factor adicional de eficiencia “ E “ expresado en ( %); que es la relación entre un flujo calculado para ciertas condiciones P y T y el flujo medido fisicamente, a esas mismas condiciones. Este factor varía entre 0.88 y 0.95; generalmente, para tuberías comerciales nuevas se considera un factor de 0.92. Finalmente, la ecuación de Panhandle para gasoductos horizontales, será:

Q = 435.87 [ T₀ / P₀ ]¹•º⁷⁸⁸¹ x d ²•⁶¹⁸² x[ P₁² – P₂ ² ] )º•⁸⁵³⁹ / G º•⁵³⁹⁴ xTf x L ] x E .....(7)

Unidades para aplicación de la ecuación de Panhandle     

    

Q Volumen de gas ( pies³/día); a condiciones base Po y To To temperatura base, en nuestro caso 20° C Po presión base, en nuestro caso 14,2234 lb/pg² d es el diámetro interior de la tubería en pg P1 presión al inicio del ducto en lb/pg²abs (descarga de estación) P2 presión al final del ducto en lb/pg²abs, llegada al siguiente punto (succión) G es la gravedad específica del gas (aire =1) sin unidades Tf es la temperatura media de flujo en ° R L longitud de la tubería en millas E eficiencia, expresada en porciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92

Asimismo, considerar para utilizar en las ecuaciones subsecuentes, lo siguiente: Pm = ⅔ [P₁ + P₂ – (P₁ + P₂)/ P₁-P₂] ; si P₁-P₂ > 50 lb/pg² y

Tm = ⅔ [ T₁ +T₂ – ( T₁+ T₂) T₁-T₂ ] ; si T₁ –T₂ > de 15°C

MODALIDADES DE APLICACIÓN DE LAS ECUACIONES PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro Q = 435.87 (T₀/P₀)¹•º⁷⁸⁸¹ d ²•⁶¹⁸² [(P₁² – P₂ ²)/L Zm] º•⁵³⁹⁴ (1/G) º•⁴⁶º⁶ (!/Tf) º•⁵³⁹⁴] E

PANHANDLE “B” Modificada, para diámetros mayores a 24” Q = 737 (T₀ / P₀)¹•º ² x d ²•⁵³ [ (P₁² – P₂ ²)/L Zm ]º•⁵¹ (1/ G) º•⁴⁹º¹¹ x (!/Tf)º•⁵¹ x E

WEYMOUTH, para ramales hasta de 12” Q = 433.49 (T₀/P₀) d ²•⁶⁶⁶¹ [(P₁² – P₂ ²)/L Zm] º•⁵ (1/G) º•⁵ (!/Tf) º•⁵] E

Líneas con diferencia de altura PANHANDLE “A” Q =435.87 (T₀ / P₀) ¹•º⁷⁸⁸¹ (P₁² – P₂ ²) – (0.0375G (H₂ - H₁) Pm² )/ Zm Tm º•⁵³⁹⁴ x d ²•⁶¹⁸² x E Gº•⁸⁵³⁹ Tm Zm L PANHANDLE “B” Q = 737 (T₀ / P₀)¹•º² x (P₁² – P₂ ²) - 0.0375G (H₂ - H₁) Pm² / Zm Tm º•⁵¹ x d ²•⁵³ x E Gº•⁹⁶¹ Tm Zm L H1 y H2 son las alturas inicial y final del ducto, y Pm, Tm, Zm, las condiciones medias

WEYMOUTH Q = 439 [ T₀ / P₀ ] x (P₁² – P₂ ²) - 0.375G (H₂ - H₁)Pm² / Zm Tm º•⁵¹ x d ²•⁶⁶⁷ x E G Tm Zm L Zm = 1 / Fpv ; para Pm y Tm Siendo Fpv el factor de supercompresibilidad del gas

CALCULOS EN GASODUCTOS Una vez seleccionada la ecuación a utilizar (Panhandle “A”, “B” , Weymouth, etc., se desarrollan los cálculos conforme a los datos del problema. En ductos de gran diámetro para manejo de volúmenes importantes de gas natural, es conveniente determinar varios diámetros para diferentes gastos ya que habrá que analizar que es lo más conveniente desde el punto de vista económico, en cuanto al material (acero) y las estaciones de compresión requeridas, para seleccionar posteriormente el diámetro óptimo. •Generalmente se utilizan compresores centrífugos de baja relación de compresión pero con capacidad suficiente para manejar grandes volúmenes de gas natural; estableciendo condiciones específicas de operación, como sigue: •Máxima presión de descarga, que se determina con la ec. de Barlow (P1) •Presión de llegada (P2), establecida al final del ducto según el proyecto. •Aplicando la ecuación indicada obtendremos los gastos para diferentes diámetros seleccionados entre los comerciales, proporcionados por el fabricante.

•

A continuación, se procede a determinar a que distancia será posible transportar el gas, despejando de la ecuación a “L”, con las limitantes establecidas de presión ₁ y presión ₂. Siendo P₁ la máxima presión de operación determinada con la ecuación de Barlow y P₂ la presión mínima de succión en la segunda estación para tener suficiente volumen disponible de gas en el compresor (600 lb/pg²)

•

El resultado nos indicará a que distancia del origen habrá que instalar la segunda estación de compresión.

•

Partiendo de esta punto, se repite el cálculo de “L” a partir de la segunda estación, con las presiónes límite y las alturas sobre el nivel del mar de acuerdo con el perfil topográfico del terreno H₁ y H₂ que correspondan.

•

Se determina la ubicación de la tercera estación de recompresión, y así sucesivamente; deberá llegar al final del ducto con una presión adecuada a las condiciones de operación mínimas establecidas, las cuales pueden ser: suministro a una red industrial (800 lb/pg²), suministro a una Planta de PEMEX (500 lb/pg²), a una Planta de la CFE (300 - 500 lb/pg²), o a una red de distribución doméstica (100-300 lb/pg²)).

OLEODUCTOS – MANEJO DE ACEITE CRUDO Para inducir movimiento a una corriente de crudo al ritmo deseado, hay que aplicar presión por medio de bombas desde uno de los extremos para crear la diferencia de presiones entre el punto de entrada y de salida de la tubería. Esta presión se consume en vencer las pérdidas por fricción, proporcionales a la distancia recorrida. Si la línea es muy larga se requerirá de bombeo adicional a intervalos determinados para restaurar la pérdida de presión. Además, si el producto es muy viscoso habrá que calentarlo previo a su transporte.

La capacidad de transporte de un oleoducto depende del diámetro, de la viscosidad del crudo y de la presión de bombeo de acuerdo al espesor de la tubería. Las bombas pueden ser del tipo reciprocante (de alta relación de presión); o centrífugas (relación de presión pequeña pero manejan grandes volúmenes), y pueden accionarse con motores a gas, diesel, turbosina, etc.,o motores eléctricos (de velocidad constante). En la actualidad para bombeo de grandes volúmenes de líquidos, se acopla a una bomba centrífuga un motor eléctrico o una turbina (gas, diesel, turbosina) en sistemas integrados en forma de paquete con todos sus aditamentos y servicios auxiliares.

Los diversos tipos de bombeo mas usuales son:

•Bombeo en circuito abierto.- En este tipo de operación el equipo de bombeo de cada estación, succiona el líquido de sus propios tanques y lo descarga al ducto principal. • Bombeo en circuito cerrado.- Se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente en forma continua, cuando el perfil del terreno es horizontal y la estaciones pueden ser operados en forma automática-remota como unidades independientes. • Bombeo con tanques de alivio o de compensación.- Normalmente se bombea de la descarga de una estación a la succión de la siguiente y cuando no es plano el perfil topográfico del ducto, conforme a la normatividad, se debe contar con una tanque de almacenamiento con capacidad cuando menos del 25 % del ritmo de bombeo del sistema para casos de emergencia, conectado a la succión y a la descarga de la estación. Además deberá contar con sistemas de relevo tanto en los cabezales de succión como en los cabezales de descarga d la estación.

Pérdidas de presión por fricción Las pérdidas de presión por fricción en tuberías de diámetro constante se han determinado experimentalmente utilizando diversos materiales. Lo que constituye la base de las fórmulas que se utilizan hoy en día. Darcy y Weisbach dedujeron la ecuación siguiente en unidades consistentes: (Δp / Δ L)f = f ℘ v² / 2gc d

............

(1)

En la que: f = factor de fricción ℘ = peso específico v = velocidad gc = aceleración crítica d = diámetro interior

Fanning estableció una ecuación similar obteniendo valores de “f” cuatro veces menores que los de Darcy, en razón de que consideró el radio hidráulico en lugar del diámetro del ducto. (Δp / Δ L)f = f ℘ v² / 2gc Rh .......... (2)

Siendo Rh =

π d²/4 πd

= d /4

El valor del factor de fricción “f” está en función de la rugosidad de la tubería “ε” y del número de Reynolds: f = f (ε, Nre ) El Nre es adimensional y s expresa como: Nre = d v ℘ /μ .........

(3)

La rugosidad es una característica de la pared interior de la tubería, constituida por pliegues y crestas unidas, formando una superficie homogénea que depende del material (acero). La determinación de la rugosidad se hace a partir de la relación entre el área con respecto a la longitud de superficie en contacto con el fluido, y: • suponer constantes las condiciones del fluido • mantener un gasto constante • considerar constantes la presión y temperatura a la entrada y a la salida del tubo • relacionar en forma directa la variación de la longitud con la rugosidad, de acuerdo a: h h ε = Σ Δp i / Σ Δ(p i /Ai) Li ......... (4) i =1 i =1

h

El numerador

Σ Δp i

= p e – ps

...........

(5)

i =1

pe

p1

p2

p3

p4

p5

ps

A3

A2

A4

A1 A

L1

L2

L3

A5

L4

L5

Esquema de rugosidades La rugosidad se expresa por la altura media () de los pliegues al considerar las características de flujo. Los valores más comunes de “ε”: Tubería estirada Tubería de producción o perforación Tubería de escurrimiento Tubería galvanizada

0.00006 pg 0.0006 0.0007 0.006

Para calcular ”f” es necesario determinar el regimen de flujo, ya sea laminar o turbulento.

Osborne Reynolds estableció un parámetro que determina el régimen de flujo, se le conoce como Número de Reynolds y distingue que: el flujo laminar se presenta cuando el Nre < 2300, y flujo turbulento cuando Nre > 3100. Para flujo laminar de una sola fase, el factor de fricción “f” depende exclusivamente del NRe y está dado por la expresión: F = 64 /NRe........

(6)

Para flujo turbulento, que es el que se presenta en la mayoría de los casos de manejo de hidrocarburos, el factor de fricción “f”, está dado por la ec. de Colebrook y White:

f = - 2 log [ε /3.715 d) + (2.514 / √f NRe]

¯²

........

(7)

Se observará que en la aplicación de la ecuación se requiere de un proceso iterativo para calcular “f”. Basándose en la ecuación anterior, Moody desarrolló un diagrama para determinar el factor de fricción en tubería comercial, destacando lo siguiente: a)- Para Nre < 2300 “f” depende exclusivamente de Nre b)- A partir de Nre >3100 se inicia la zona de transición, en la que “f” depende tanto de Nre como de la rugosidad relativa (ε/d) c)- La zona francamente turbulenta se inicia a diferentes valores de Nre, dependiendo del valor de ε/d. En esta zona “f” es independiente de Nre y varía únicamente con la rugosidad relativa. El valor de “f” para flujo turbulento se obtiene de la expresión: f = [ - 2 log (ε /3.715 d) ] ¯²

........

(8)

Cuando el flujo es crítico 2300< Nre