Gasoducto Senkata Tiwanaku

DOCENTE: Ing. Alejandro Calvimontes

TRABAJO PRÁCTICO

DISEÑO DEL GASODUCTO SENKATA – TIWANAKU

NOMRE:

Wendy Paola Vargas Ramos

CODIGO:

SEMESTRE:

FECHA DE ENTREGA:

DISEÑO DEL GASODUCTO SENKATA-TIWANAKU 1. OBJETIVO GENERAL

Construir un gasoducto Senkata – Tiwanaku para un beneficio optimo a los pobladores y así poderlos abastecer de derivados de petróleo

2. INTRODUCCION

Los ductos que son utilizados para transportar gas natural, poseen datos de sus características de diseño, de las cuales la presión que pueden soportar los ductos y las capacidades nominales o máximas para las que fueron construidas, son parámetros muy importantes que deben ser controlados cuando se encuentran en operación.

Estos parámetros contribuyen a conocer, la operación de transporte de un gasoducto desde el punto de despacho de gas natural pasando por los compresores que son utilizados hasta un punto de descarga, cuando un gasoducto llega a operar por encima de su capacidad máxima, es probable que ocasione problemas de oferta, para cubrir la demanda actual o en un futuro de la población que utiliza esta energía en sus labores cotidianos.

1. PLANTEAMINETO DEL PROBLEMA:

¿Sera factible técnica - económicamente suministrar gas natural a la población de Tiwanaku por medio virtual con el fin de satisfacer la demanda de los pobladores? 1.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA

El proyecto de GASODUCTO VIRTUAL PARA SUMINISTRA GAS NATURAL DESDE SENKATA HASTA TIWANAKU, surge como una posible respuesta al problema de servicios básicos que afecta a la población de TIKANAKU

Debido a que la población de TIKANAKU no cuenta con suministro de gas natural, estos pobladores deben recurrir a energías alternativas como el uso de la leña, kerosene y alcohol, que además de ser altamente contaminantes generan

problemas en la salud reduciendo la expectativa de vida de los pobladores. Además que en muchos casos parte de las viviendas de estos municipios no cuentan con energía eléctrica atentando contra los servicios básicos que debe tener cada boliviano.

1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA:

Existiendo deficiencia de energía, altos niveles de contaminación y falta de suministro de gas natural en la población de TIKANAKU, se requiere el uso de la tecnología con el propósito de mejorar la calidad de vida y el rendimiento en su producción, que disminuye el efecto medio ambiental y la gran necesidad de dicha población, de contar con energía para la industria, agroindustria y particularmente para el progreso y desarrollo de esta región.

2. OBJETIVOS:

2.1. OBJETIVO GENERAL

 Diseñar un gasoducto virtual para suministrar GAS NATURAL desde SENKATA a la población de TIKANAKU.

2.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Determinar la ubicación de la planta de compresión en SENKATA.

 Determinar la ubicación de la planta de descompresión en TIWANAKU

 Determinar la facilidad técnica – económica para el diseño del gasoducto virtual en la población de TIKANAKU.

 Analizar la posibilidad de incluir en el proyecto el tendido de redes a la población de TIWANAKU.

3. JUSTIFICACION DEL TEMA 3.1. JUSTIFICACION TÉCNICA

La tecnología a ser empleada en el proyecto se adecua y se adapta a las condiciones reales de las variables geográficas y físicas de la región como son: presión atmosférica, temperatura, condiciones, distancia de estaciones,

condiciones de transporte, condiciones de almacenamiento, aspectos normativos del sistema de transporte del gas natural comprimido (GNC) .

3.2. JUSTIFICACIÓN OPERACIONAL

el proyecto en cuestión , demostrara su viabilidad tecnológica para la aplicación, tomando en cuenta que en otros países se ha utilizado los mismos instrumentos, es asi que su aplicación estará garantizada.

3.3. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA

En la actualidad la sustitución de gas envasado (GLP) y otros combustibles por gas natural, resulta en la reducción en el presupuesto del hogar, esto quiere decir menor presupuesto por consumo de gas, además se podrá constatar la medición exacta de lo consumido mensualmente, ajustando el consumo a las posibilidades de cada familia, junto a la posibilidad de abandonar el servicio una vez utilizado mediante una factura mensual.

4. ALCANCE

4.1. ALCANCE TEMÁTICO Transporte y almacenaje

Gasoducto

Gasoducto Virual (GV)

Gasoducto Virtual Senkata – Caranavi

La presente investigación está delimitada en el área de trasporte específicamente en un gasoducto virtual para suministrar gas natural desde la planta de Senkata hasta Tiwanaku.

4.2. ALCANCE GEOGRÁFICO

Básicamente el proyecto pretende cubrir la población de Senkata ubicado en la ciudad de La Paz 4.2.1. SENKATA País : Bolivia Departamento : La Paz Ciudad : El alto Provincia : Murillo Coordenadas UTM : 19K 589753,98 m E 8172995,59 m S Elevación : 4066 m. 4.2.2. TIWANAKU País : Bolivia Departamento : La Paz Ciudad : El alto Provincia : Ingavi

Coordenadas UTM : 16°33′17.25″S; 68°40′24.40″O Elevación : 3844 m

5. MARCO TEÓRICO

El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables, formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95% y suele contener otros gases como nitrógeno, CO2, H2S, helio y mercaptanos. Existen casos que el gas natural contiene hasta 49% de CO2. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer unas reservas energéticas muy superiores a las actuales de gas natural.

Puede obtenerse también con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras, vegetales - gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de alpechines, etc.). El gas obtenido así se llama biogás.

La composición del gas natural varía según el yacimiento:

Componentes energéticos del gas natural antes de ser procesado.

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Internet.

Tabla 2. 1. Características del gas natural. Características del gas natural Nombre comercial: gas natural

Nombre químico: metano y más pesados Peso molecular: 16

Estado físico: gaseoso, incoloro e inodoro Temperatura de ignición: 530oF

Poder calorífico: 9460 Kcal/mpc @68oF y 14.22 lb/pg2

Odorizacion: adición de ciertos compuestos sensibles al olfato llamados mercaptanos

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Internet.

El gas natural se transporta y distribuye principalmente a través de gasoductos y como gas natural licuado en los llamados buques metaneros y camiones criogénicos, asimismo se puede transportar en cilindros de alta presión (como gas natural comprimido). Es medido en metros cúbicos (a una presión de 75000 Pascal y una temperatura de 15oC) o en pies cúbicos (misma presión y temperatura). Normalmente, la producción de gas a partir de los pozos y los repartos a las centrales eléctricas se miden en millares o en millones de pies cúbicos (Mcf y MMcf). Los recursos y las reservas son calculados en trillones de pies cúbicos (Tcf).

5.1. UTILIDADES DEL GAS NATURAL

El gas seco o gas natural comercial se utiliza como: 1) Combustible en:

a) Transporte (autobuses y taxis)

b) Hogares (calentadores de agua, estufas, calefacción)

c) Comercios (aire acondicionado, calentadores de agua, hornos)

2) Generación de energía eléctrica por medio de plantas de ciclo combinado, esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural y el vapor que producen los gases de escape para generar electricidad de manera complementaria.

3) Materia prima en la elaboración de productos petroquímicos ya que de forma relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol, para fabricar diversos tipos de plásticos y fertilizantes

5.2. CONSIDERACIONES EN LA CONSTRUCCION DE GASODUCTOS

Se debe realizar una serie de estudios ambientales que parten del conocimiento de las áreas afectadas y sus características desde los puntos de vista físicos, bióticos y socioeconómicos¡.

Este estudio previo, permite determinar cuáles son los impactos potenciales que pueden presentarse, así como seleccionar los métodos constructivos y de manejo más convenientes a aplicar.

5.3. TEORIA DE TRAZO DEL PERFIL LONGITUDINAL

El trazo debe ser lo más directo posible, considerando la topografía de los lugares por los que pasara el ducto

El trazo se lo determino tomando en cuenta la ruta más próxima al mercado, considerando la infraestructura vial existente (el camino carretero que une las capitales de los departamentos afectados), medios logísticos tanto para el traslado del material y personal durante la construcción del poliducto, además del mantenimiento que debe hacerse durante la operación de la línea, lo cual favorecerá a los pobladores asentados cerca de la ruta del poliducto. Se aprovechara los estudios realizados para la construcción del camino carretero, lo cual implica los cruces fluviales, los riesgos de movimiento de tierras debido a derrumbes y riesgos geológicos varios.

El perfil longitudinal es la representación gráfica de distancias y alturas por las que atravesara el poliducto. Este perfil, denominado perfil topográfico, es la base para la realización del diseño hidráulico.

5.4. PROTECCION DE LA TUBERIA 5.4.1. PROTECCIÓN ANTICORROSIVA

La corrosión se define como la destrucción o deterioro químico o electroquímico de un metal o material con el medio que lo rodea, por lo tanto es un proceso natural normal.

Los problemas de corrosión son de suma importancia en la construcción de cualquier ducto, este problema puede dar lugar a muchos problemas, como perdida de vías o desastres económicos por la tubería por la destrucción del ducto.

La corrosión de la tubería puede darse debido a la falta de una adecuada

protección anticorrosiva, pudiendo la tubería oxidarse por el debilitamiento de la misma al disminuir su espesor.

En principio, la corrosión produce óxidos que protegen al metal por su efecto aislador, pero esos óxidos se desprenden por su distinto coeficiente de dilatación con relación al metal y se originan nuevas corrientes con sus consiguientes efectos corrosivos.

Lo más efectivo para evitar estos problemas es el revestimiento. El revestimiento externo incluirá una de las varias alternativas de recubrimiento anticorrosivo externo incluirá una de las varias alternativas de recubrimiento anticorrosivo reforzado por un sistema de protección catódica. El recubrimiento debe cumplir ciertas condiciones para ser más efectivo, esas condiciones son:

 Resistencia al daño mecánico durante la instalación y operación normal del ducto.

 Impermeabilidad.

 Alta resistencia eléctrica.

 No ser biodegradables.

 Elevada capacidad de adherencia sobre la superficie de la estructura. La protección anticorrosiva se realiza con los revestimientos anticorrosivos donde los materiales utilizados han mejorado sustancialmente con el tiempo, permitiendo así obtener menores densidades de corriente de protección y por ende menores costos en su implementación.

Los materiales que se utilizan para revestir cañerías son: los revestimientos de base asfáltica, cintas plásticas, polietileno extruido (que es el que mejor desempeño está mostrando por su resistencia), termocontraibles y pinturas Epoxi 5.4.2. PROTECCIÓN CATÓDICA.

Se debe realizar algunas consideraciones para el diseño, tales como:

 Propiedades del medio en contacto con la estructura (temperatura, PH, hidrodinámica, conductividad).

 Tipo y características del revestimiento.  Existencia de corrientes vagabundas.

 Presencia de otras estructuras cercanas o involucradas.  Condiciones geológicas del área.

 Necesidad de corriente de protección.  Peligro de incendio y/o explosión.  Disponibilidad de energía.

Para la protección catódica se pueden utilizar los sistemas de protección con ánodos galvánicos, los sistemas de protección por corriente impresa y los dispersores de corriente impresa, que se describirán a continuación. 5.4.3. SISTEMA DE PROTECCIÓN CON ÁNODOS GALVÁNICOS

Los sistemas se basan en la diferencia de potencial electroquímico entre el material menos noble (más negativo o anódico) y el metal a proteger.

Esto ocurre con el zinc, aluminio y magnesio respecto al hierro y con ellos el hierro respecto al cobre

Las principales ventajas de los ánodos galvánicos son las siguientes:  No necesita suministro de energía exterior.

 Mínimo costo de mantenimiento después de instalado.

 Raramente causa problemas de inferencia en estructuras vecinas. Las principales desventajas son:

 Limitación de potencial disponible.  Corriente de salida pequeña limitada.  Limitaciones por la resistividad del terreno.

 No es aplicable para la protección de cañerías de gran diámetro, desnudas o pobremente revestidas

5.5. MARCO NORMATIVO

5.5.1. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

Las especificaciones técnicas para la construcción y operación del sistema de transportación consisten en reglas, normas y códigos conforme a lo siguiente:

 Regulaciones de seguridad operativas y de construcción - Estados Unidos de América.

 Códigos de seguridad de operaciones y construcción - Internacional.  Especificaciones de fabricación de gasoductos.

 Especificaciones de fabricación de las válvulas de gasoducto.  Calificaciones y procedimientos de soldadura.

 Especificación de los ajustes de soldadura.  Recubrimiento de fusión epóxica.

 Estándares de medición - Medida del orificio.  Estándares de medición - Medida de la turbina.  Estándares de medición - Medición electrónica.  Estándares gubernamentales y reglamento.

ASME B31.8- EDICION 1995, Código de Presión del Gasoducto.

ASME B31.8 es un Código de Seguridad reconocido internacionalmente. El mismo cubre el diseño, construcción, prueba, operación y mantenimiento de los sistemas de conducción, normas que engloban a lo que se refieren los Sistemas de Transmisión, Ampliación y Distribución de Gas, también son utilizadas en algunos casos relacionados al transporte de hidrocarburos líquidos por ductos. Este código es el documento original utilizado para la creación del CFR 49, Parte 192. La Oficina Estadounidense de Seguridad de Gasoductos es un miembro activo del comité ASME B31.8.

API 1104, EDICION 17. Edición, Soldadura de Gasoductos e Instalaciones relacionadas.

Esta norma específica los requerimientos e instrucciones para desarrollar y calificar las especificaciones y calificación de soldaduras, grado de soldaduras, bisagras soldadas de diseño de unión, prueba y producción de soldaduras, reparación y remoción de defectos en las soldaduras, estándares de aceptación para las pruebas de no destrucción de soldaduras, y procedimientos para no destrucción de pruebas.

Esta norma se incorpora por referencia a la 49 CFR parte 192 Regulaciones de Seguridad del Gasoducto y en la ASME B31.8 Transportación y Distribución de Gas en los Sistemas del Gasoducto.

API SL (SPEC 5L) Especificaciones para la Tubería.

Esta especificación para la tubería trata sobre el proceso de fabricación de la tubería, acantonamiento y fleje (de acero) para la tubería, propiedades químicas y pruebas del material de la tubería, pruebas y propiedades mecánicas del material de la tubería, prueba hidrostática de la tubería en el taller de fabricación de tubos, y las dimensiones, pesos y largos de la tubería, incluyendo tablas métricas.

Esta norma se incorpora por referencia a la 49 CFR Parte 192 Regulaciones de Seguridad del Gasoducto y en la ASME B31.8 Transportación y Distribución de Gas en los Sistemas del Gasoducto.

6. MARCO PRÀCTICO

El presente estudio de ingeniería fue realizado en todo el tramo, tanto dimensionamiento y diseño así como las especificaciones de los diferentes

Componentes involucrados y de procedimientos constructivos. El diseño básico de ingeniería involucra lo siguiente:

 Base de datos del proyecto

 Fundamentos para la dimensión del caudal

 Sección de la ruta y definición del trazado, mediante el uso de programación de google earth

 Fundamento para la determinación del perfil

 Dimensionamiento del diámetro y determinación del número de estaciones de compresión

 Optimización de las dimensiones calculadas, y definición de los espesores de la tubería

 Especificación de los materiales y accesorios

 Definición del procedimiento de la construcción del gasoducto

 Diseño de las estaciones de compresión

 Especificación de compresores y equipo auxiliar

6.1. PROPIEDADES DEL GAS NATURAL

Cromatografía del gas natural en Senkata

FUENTE: YPFB trasportes

Las propiedades principales del gas natural consideradas para diseño hidráulico son: densidad, viscosidad, factor de compresibilidad, peso molecular del gas natural en las mezcla de hidrocarburos, gravedad especifica, poder calorífico, punto de rocío. Todos estos pueden determinarse mediante ecuaciones matemáticas a partir de la composición del gas a trasportar

Las propiedades del gas natural a trasportar se determinan en base al análisis cromatográfico del mismo.

Las propiedades del gas natural a ser trasportado tienen un significativo impacto en el diseño del gasoducto.

El gas natural es una mezcla homogénea de: hidrocarburos parafinicos volátiles donde su principal componente es el Metano, Etano, Propano, i-Butano, n-Butano, i-Pentano, n-Pentano, hexano y Superiores. Gases no combustibles, gases

Componentes Formula Química Composición Molar % Metano CH4 90,78 Etano C2H6 5,17 Propano C3H8 1,29 i-butano i-C4H10 0,16 n-butano n-C4H10 0,27 i-pentano i-C5H12 0,09 n-pentano n-C5H12 0,07 Hexano C6H14 0,06 Nitrógeno N2 0,79

Dióxido de carbono CO2 1,32

nobles, como el CO2, N2, todos estos en pequeñas proporciones y Vapor de agua, que no debe pasar de 7 lbs/MMPC para evitar la formación de hidratos.

Principales propiedades que afectan el diseño son:

 Volumen especifico

 Factor de compresibilidad

 Calor especifico

 Coeficiente de Joule Thompson

 Exponente isotrópico en el cambio de temperatura

 Entalpia

 Entropía

 Presión

 Temperatura

6.1.1. GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS NATURAL

Se define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad del aire, a las mismas condiciones de presión y temperatura.

La ley de los gases perfectos muestra que la gravedad específica (G.E.) es igual a la relación del peso molecular del gas respecto al peso molecular del aire (28,964 lbs/lbs-mol) a las mismas condiciones como se muestra en la ecuación:

𝛄_𝐠 = 𝛒_𝐠𝐌 𝐑𝐓 𝛒𝐚𝐢𝐫𝐞𝐌𝐚𝐢𝐫𝐞 𝐑𝐓 = 𝐌 𝐌_{𝐚𝐢𝐫𝐞} 𝛄_𝐠= 𝐌 𝟐𝟖, 𝟗𝟔𝟒

Donde: γ_g= Gravedad especifica de la mezcla de gas ρg= densidad del gas

ρaire = densidad del aire (0,0805lb/ft3 ) Maire = peso molecular del aire, 28,964

6.1.2. PESO MOLECULAR DEL GAS

El peso molecular del gas en la mezcla de hidrocarburos es conocido también como peso molecular aparente. Si Yi representa la fracción molar de cada componente en una mezcla de gas el peso molecular de la mezcla es definido matemáticamente por la siguiente ecuación:

𝐌 = 𝐘_𝐢× 𝐌_𝐢 𝐧

𝐢=𝟏

Donde: M = Peso molecular de la mezcla de gas

Mi = peso molecular de cada componente de la mezcla de gas Yi = fracción molar del componente

6.1.3. DENSIDAD DEL GAS NATURAL

La densidad se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia 𝛒 =𝐦

𝐕

Para determinar la densidad del gas se recurre primeramente a la relación del número de moles del gas que es definido por la siguiente expresión:

ρ_g =m V =

pM RT Donde la densidad del gas natural puede ser:

𝛒𝐠 = 𝐦

𝐕 = 𝐏 × 𝐌

𝐑𝐓 Donde: ρg= densidad del gas

M_mezcla = peso molecular de la mezcla O también podría ser calculado directamente con:

6.1.4. PARAMETROS REDUCIDOS

De acuerdo a la ley de los estados correspondientes de Van de Waals, las características físicas de una sustancia son en función de su proximidad relativa al punto crítico. Esto significa que la desviación del comportamiento ideal de los gases será igual si ellos se encuentran en un mismo estado relativo respecto a su estado crítico. Así, los valores relevantes de presión y temperatura que expresan la desviación del comportamiento de un gas real respecto del comportamiento ideal son presión reducida y temperatura reducida, mediante las siguientes relaciones

𝐏𝐩𝐜= 𝐘𝐢× 𝐏𝐜𝐢 𝐓𝐩𝐜 = 𝐘𝐢× 𝐓𝐜𝐢

Para mezclas tales como gas natural, los parámetros reducidos son denotados como presión pseudo- reducida y temperatura pseudo-reducida

𝐏_𝐫 = 𝐏

𝐏_𝐩𝐜 𝐓𝐫 = 𝐓 𝐓_𝐩𝐜 Donde: P = Presión del sistema; psia

Ppr = Presión seudo-reducida, adimensional T = Temperatura del sistema, ºR

Tpr = Temperatura pseudo-reducida, adimensional

Ppc, Tpc = presión y temperaturas pseudo-criticas, respectivamente 6.1.5. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD

Basándose en el concepto de propiedades pseudo-reducidas, Stnding Katz presentaron un grafico generalizando el factor de compresibilidad del gas como se muestra en la figura.

El grafico representa factores de compresibilidad del gas natural dulce como función de Ppr y Tpc.

Este grafico es generalmente confiable para gas natural con menor cantidad e hidrocarburos.

Es una de las correlaciones más ampliamente aceptadas en la industria de petróleo y gas.

Figura: Grafico de factores de compresibilidad de Standing y Katz. (Cortesia de GPSA y GPA Engineerring Data Book, EO Edicion, 1987)

6.1.6. VISCOSIDAD DEL GAS

La viscosidad expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando se le aplica una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta de un fluido, es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación con el agua.

Se puede predecir la viscosidad de la mayor parte de los fluidos; en algunos la viscosidad depende del trabajo que se haya realizado sobre ellos. La tinta de imprenta, las papillas de pulpa de madera y la salsa de tomate, son ejemplos de fluidos que tienen propiedades tixotrópicas de viscosidad.

Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las formulas. Su ecuación propuesta esta dada por:

𝛍_𝐠= 𝟏𝟎−𝟒_{𝐊 𝐞𝐱𝐩 𝐱} 𝛒𝐱 𝟔𝟐, 𝟒 𝐘 Donde: K =(9,4 + 0,02M )T 1,5 209 + 19M + T X = 3,5 +986 T + 0,01M Y = 2,4 − 0,2X

Donde: g = densidad del gas natural a la presión y temperatura del sistema T = Temperatura del sistema, ºR

6.1.7. PODER CALORIFICO

El poder calorífico se denomina también poder calorífico superior y este es el calor que se produce por la combustión a presión a presión constante de una determinada cantidad de gas saturado con vapor de agua, con concensacion de agua de combustión.

La unidad de medida en el presente estudio de los gases es el numero de BTU producido por la combustión a presión constante de un pie cubico de gas saturado con vapor de agua.

El poder calorífico de una mezcla es definida matemáticamente por la siguiente ecuación:

𝐏𝐂

= 𝐘𝐢× 𝐏𝐂 𝐢 𝐧

𝐢=𝟏 Donde: PC = Poder calorífico

PCi= Poder calorífico de cada componente Yi = Fracción molar del componente

6.2. TRAZO DEL GASODUCTO

La selección del trazo del gasoducto se determino tomando en cuenta todos los factores en que abarcan el gasoducto la información física acerca de la tierra e instalaciones asociadas con el sistema, considerando la infraestructura vial existente (sendas, caminos, carreteras, etc.), medios logísticos tanto para el traslado de la tubería, equipos y personal durante la construcción gasoducto como para la mantención de la línea durante la operación de a línea

6.2.1. CONSTRUCCIÓN

Consiste en una conducción de tuberías de acero, por las que el gas circula a alta presión, desde el lugar de origen. Se construyen enterrados en zanjas a una profundidad habitual de 1 metro. Excepcionalmente, se construyen en superficie. Por razones de seguridad, las normas de todos los países establecen que a intervalos determinados se sitúen válvulas en los gasoductos mediante las que se pueda cortar el flujo en caso de incidente. Además, si la longitud del gasoducto es importante, pueden ser necesarios situar estaciones de compresión a intervalos. El inicio de un gasoducto puede ser un yacimiento o una planta de regasificación, generalmente situada en las proximidades de un puerto de mar al que llegan buques (para el gas natural, se llaman metaneros) que transportan gas natural licuado en condiciones criogénicas a muy baja temperatura (-161 ºC).

Para cruzar un río en el trazado de un gasoducto se utilizan principalmente dos técnicas, la perforación horizontal y la perforación dirigida. Con ellas se consigue que tanto la flora como la fauna del río y de la ribera no se vean afectadas. Estas técnicas también se utilizan para cruzar otras infraestructuras importantes como carreteras, autopistas o ferrocarriles.

El tendido por mar se hace desde barcos especialmente diseñados, los cuales van depositando sobre el lecho marino la tubería una vez que ha sido soldada en el barco.

Las normas particulares de muchos países obligan a que los gasoductos enterrados estén protegidos de la corrosión. A menudo, el método más económico es revestir el conducto con algún tipo de polímero de modo que la tubería queda eléctricamente aislada del terreno que la rodea. Generalmente se reviste con pintura y polietileno hasta un espesor de 2-3 mm. Para prevenir el efecto de posibles fallos en este revestimiento, los gasoductos suelen estar dotados de un sistema de protección catódica, utilizando ánodos de sacrificio que establecen la tensión galvánica suficiente para que no se produzca corrosión.

El impacto ambiental que producen los gasoductos, se centra en la fase de construcción. Una vez terminada dicha fase, pueden minimizarse todos los impactos asociados a la modificación del terreno, al movimiento de maquinaria, etc. Queda, únicamente, comprobar la efectividad de las medidas correctivas que se haya debido tomar en función de los cambios realizados: repoblaciones, reforestaciones, protección de márgenes, etc.

6.2.2. UBICACIÓN DE CAMINOS DE ACCESO

Al definir el camino principal como eje principal del gasoducto, los caminos de acceso son todos los que están a lo largo del ducto. En esta etapa del proyecto no es relevante identificar y marcar los caminos de acceso, ya que estos son abundantes y van paralelos al gasoducto. En otras condiciones de ubicación de ruta se debe estudiar la construcción de caminos de acceso. La definición de la ruta para la etapa constructiva marcara con precisión los caminos de acceso. 6.3. PERFIL LONGITUDINAL

Se define como la proyección del gasoducto respecto a las variaciones de nivel del terreno a lo largo de su ruta. El diseño ha sido efectuado sobre cartas de territorio Nacional preparadas por instituto geográfico militar IGM en colaboración con el Servicio Geodésico Interamericano compiladas en 1972 por el método fotogramétrico Multiplex sobre fotografías aéreas tomadas en 1967 patrimonio del Instituto Geográfico Militar que comprenden las zonas de su recorrido

DISEÑO DEL PERFIL LONGITUDINAL CORREGIDO SENKATA - TIWANAKU

FUENTE: Elaboración Propia 3600,0000 3700,0000 3800,0000 3900,0000 4000,0000 4100,0000 4200,0000 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 A LTU R A (m ) DISTANCIA (m)

PERFIL LONGITUDINAL DEL TRAMO

SENKATA - TIWANAKU

Cuadro Comportamiento de caudales y presiones en Senkata

El siguiente cuadro muestra el comportamiento de caudales y presiones de la planta de Senkata

FUENTE: YPFB TRANSPORTES HORA PRESION caudales

(MMpcd) Ps P(Reg) 500 300 29,9 7:00 903 355 31,4 8:00 865 355 33,2 9:00 864 355 34 10:00 864 355 35,4 11:00 847 355 33,7 12:00 848 355 31,8 13:00 891 355 31,3 14:00 925 355 29 15:00 954 355 30,8 16:00 875 355 30,2 17:00 911 355 30,1 18:00 857 355 31,5 19:00 815 354 30,8 20:00 810 355 27,5 21:00 869 355 26,3 22:00 905 355 21,1 23:00 988 355 20,3 1:00 1007 355 19,3 2:00 1017 355 18,6 3:00 1056 355 18,6 4:00 1046 355 20,5 5:00 1050 355 20,8 6:00 1033 355 25,2 PROMEDIO 27,55

6.4. DISEÑO HIDRAULICO

6.5.1. ECUACION GENERAL DEL FLUJO

Todas las ecuaciones del flujo de fluidos se derivan de un balance energético básico que puede expresarse para un sistema de corriente uniforme como:

Cambios en la energía interna + Cambios en la energía cinética + Variación en la energía potencial + Trabajo realizado sobre el fluido + Energía calorífica añadida al fluido – Fricción del fluido en el entorno =0

De tal modo que en unidades básicas el balance de energía para la condición estática de flujo puede resumirse así

dU +dv 2 2g + g gs dz + d pV + dq − dw = 0

Puntos del sistema de flujo, ocasionando una caída de presión por fricción en el sentido de flujo.

Donde: U = energía interna ft-lb/lbm v = velocidad del fluido ft/seg.

Z = Elevación sobre un plano de referencia ft P = presión lbf/ft

V = volumen por unidad de nasa de flujo ft3/lbm q = calor agregado al fluido ft-lbf/lbm

wf = fricción del flujo en el entorno ft-lbf/lbm g = aceleración de la gravedad ft/seg

go =Factor de conversión entre masa y peso

Se puede manejar la relación básica de diferentes maneras. Generalmente se convierte en un balance energético mecánico, usando las ya conocidas ecuaciones de entalpia de termodinámica

dU + d pV = dh = Tds + Vdp Donde: h = Entalpia especifica del Ruido, ft-lbf/mol

T = Temperatura ºR

s = Entropía Especifica del Fluido ft-lbf/lbm

De tal modo la ecuación puede expresarse en los siguientes términos: Tds + Vdp +dv

2 2g +

g

g_cdz + dq − dw = 0

Donde para un proceso ideal

ds = −

T

, pero como no todo proceso ideal o

reversible ds ≥ −

T

Tds = −dq + dlw

Donde lw es la perdida de trabajo debida a factores irreversibles como fricción. Con esta nueva sustitución la ecuación resulta:

Vdp +dv 2 2g_c +

g

g_cdz + dlw− dws = 0

Despreciando el trabajo por fricción y multiplicando todo por la densidad de flujo se tiene: dp +ρdv 2 2gc + g gc ρdz + ρdlw = 0

Donde todos los términos de la ecuación anterior se expresan en unidades de presión

Muchas ecuaciones para flujo de gas en tuberías se han derivado del balance energético mecánico, expresado en la ecuación anterior.

Asumiendo el flujo isotérmico del gas, en posición horizontal su estática y su proceso adiabático y despreciando los cambios de energía cinética la ecuación resulta:

dp + ρdl_w = 0

Las perdidas por fricción para una tubería de longitud definida se deriva de la siguiente ecuación:

ρdl_w = fρv 2 2g_cd Sustituyendo las pérdidas por fricción:

dp + fρv 2

2g_cd dL = 0 y ahora para la densidad del gas

ρ = pM ZRT y la velocidad del gas:

v = Q_o ZTPo pT_o ( 4 πd2) Se obtiene: −dp = f 2g_cd pM ZRT 16Qo2Z2T2Po2 p2_T o2π2d4 dL − p Zdp = 8 f M T P_O2 Q2o R π2 _d5 _g c To2 dL

Nótese que la temperatura es constante o independiente de la longitud cuando se asume que se trata de un flujo isotérmico

Integrando para toda la longitud de la tubería desde 0 hasta L y siendo la p1 en L igual a cero en el inicio de la corriente a p2 en L igual a L al final de la corriente la ecuación resulta: − p2 2_{− p} 1 2 2 = (p₁2− p₂2) γ_gZ_mT_ffL

Se pude usar cualquier sistema de unidades pero el más comúnmente usado, es en el que se expresa: Qo en Mpcsd; p en psia, T en ºR; d en plg; L en millas y R constate igual a 10,732 psia ft2/lb-mol ºR y gc igual a 32,17 lbm ft/lbf seg2, donde:

𝐐_𝐨 = 𝟎, 𝟎𝟕𝟕𝟓𝟓𝟒𝟑 𝐓𝐨 𝐏_𝐨 𝐩_𝟏𝟐− 𝐩_𝟐𝟐 𝛄_𝐠𝐙_𝐦𝐓_𝐟𝐋 𝟎,𝟓 𝐝𝟐,𝟓 𝟏 𝐟

Donde: Qo = relación del gas medido en condiciones estándar, Mpcsd Po = presión a condiciones estándar, 14,696 psia

To = temperatura a condiciones estándar, 520 ºR p1 = presión de inicio, psia

p2 = presión de llegada, psia

d = diámetro interno de la tubería, plg γg = gravedad especifica del gas Tf = temperatura del flujo, 530 ºR

Zm = factor de compresibilidad promedio f = factor de fricción

L = longitud de la tubería, millas

Esa ecuación atribuida a Weymouth es la ecuación general para flujo isotérmico de gas en tuberías horizontales. Las implicaciones de la ecuación dada son las siguientes.

 No existe trabajo mecánico: ya que no se realiza ningún trabajo en el gas entre los puntos donde se mide la presión esta condición puede satisfacer fácilmente poniendo medidores de presión que confirmen que no ha añadido energía mecánica entre dos puntos

 Flujo estático: raramente encontrado en la práctica, este factor es el que causa mayos controversia en los calculo dentro las tuberías

 Flujo isotérmico: se asume esta consideración porque generalmente las

tuberías que se usan sean enterradas y no son sometidas a las variaciones de las temperaturas atmosféricas. El calor de compresión también se disipa rápidamente a las pocas millas de generada corriente en la estación de compresión

 Cambios de energía cinética despreciables: esta consideración se asume debido a que los cambios en la energía cinética son despreciables en

comparación a los cambios de presión para tuberías largas como mas mineas de distribución comerciales

 Factor de compresibilidad promedio del gas: esta es una aproximación razonable si Zm se calcula a la presión promedio dada por la ecuación:

𝐏𝐦= 𝟐 𝟑

𝐏_𝟏𝟑− 𝐏_𝟐𝟑 𝐏_𝟏𝟐− 𝐏𝟐_𝟐𝟐 Donde: Pm = presión promedia en la tubería; psia

P1 = Presión al inicio del tramo, psia P2 = Presión al final del tramo; psia

𝐙𝐦=

𝐓_𝐟𝟑,𝟖𝟐𝟓 𝐓_𝐟𝟑,𝟖𝟐𝟓+ 𝟑. 𝟒𝟒 × 𝟏𝟎𝟓_𝐏

𝐦𝟏𝟎𝟏,𝟕𝟖𝟓𝛄𝐠

Tubería horizontal: en la práctica el flujo nunca es realmente horizontal, las ecuaciones que se han desarrollado para cuantificar los cambios por elevación se corregirán tomando en cuenta la siguiente consideración referida a la corrección estática.

6.4.1. CORRECION ESTATICA

Para calcular la diferencia de elevación entre el ingreso y la salida de gas ∆𝐡. La toma mas simple es modificar la presión de salida como sise tratare de la presión ejercida por una columna estática de gas de altura equivalente a ∆h. Ya que la

correlación estática es un método solo de aproximación el promedio de temperatura y el método Zm es perfectamente satisfactorio. Sea P1 la presión de inicio y P2 la presión de llegada este debe corregirse del siguiente modo

𝐏_𝟐′ = 𝐞𝐬_𝐏 𝟐 Donde s esta dado por la siguiente ecuación:

𝐬 = 𝟎, 𝟎𝟕𝟑𝟓(𝛄𝐠∆𝐡 𝐙𝐦𝐓𝐟 )

6.4.2. REGIMENES DE FLUJO

Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías, es laminar o turbulento. El régimen es laminar cuando el tipo de flujo que existe es a velocidades más bajas que la crítica; este régimen se caracteriza por el deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otra de manera ordenada. La velocidad del fluido es máxima en el eje de la tubería y disminuye rápidamente hasta anularse en la pared de la tubería. A velocidades mayores que critica, el régimen es turbulento, presentándose un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido en direcciones transversales a la dirección principal del fluido.

El régimen del flujo en las tuberías, está en función del diámetro de la tubería, de la densidad y viscosidad del fluido. El valor numérico de una combinación adimensional de estas tres variables, conocido como el número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación ocasionados por la viscosidad

El régimen de flujo en tuberías se considera como laminar si el numero de Reynolds es menor que 2000 y turbulento si el numero de Reynolds es superior a 4000. Entre estos dos valores esta la zona denominada “critica” donde el régimen de flujo es imperceptible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición. La experiencia a determinado que la zona laminar puede acabar en numero de Reynolds tan bajos como 1200 o extenderse hasta los 40000.

REGIMEN DE FLUJO

Flujo Numero de Reynolds Laminar Menor 2000

Critica 2000 - 3000 Transición 3000 - 4000 Turbulento Mayor a 4000

La relación de las fuerzas dinámicas o inercia respecto al esfuerzo de corte debido a la viscosidad o rozamiento, ya que la gravedad puede descartarse suponiendo que la tubería es horizontal y teniendo en cuenta además el bajo peso especifico del fluido, este número se calcula utilizando la siguiente ecuación

𝐍𝐑𝐄 = 𝟕𝟏𝟎, 𝟑𝟗 𝐏_𝐨 𝐓𝐨 𝐐𝐨× 𝛄𝐠 𝛍𝐠× 𝐝

Donde: Po = Presión a condiciones estándar: 14,696psi To = Temperatura a condiciones estándar, 520ºR Qo = Caudal del gas, Mpcsd

γg = gravedad especifica del gas µ = Viscosidad del gas; cp d = Diámetro de la tubería; plg) G = gravedad especifica (aire = 1) 6.4.3. RUGOSIDAD DE LA TUBERIA

La fricción del fluido a través de una tubería se ve afectada por la rugosidad de la misma. Aunque la rugosidad no se puede medir directamente en una tubería, se

define como el valor medido de la altura. Esta rugosidad pude cambiar con el uso de la tubería y su exposición a los fluidos, inicialmente el tubo puede contener partículas que pueden ser removidas por el flujo.

Los fluidos también pueden aumentar la rugosidad por erosión o corrosión o por precipitación de materiales que se adhieren a la pared del tubo, todo esto hace que la determinación de la rugosidad se dificulte. Generalmente la rugosidad absoluta se determina por comparación del factor de fricción observado con respecto al señalado por la tabla de Moody. Si no se dispone de ningún dato de rugosidad se puede usar el valor igual a ε = 0,0006 plg.

6.4.4. FACTOR DE FRICCION

Para el cálculo de la caída de presión en una tubería con un caudal determinado, primero debemos entender el concepto de factor de fricción. El factor de fricción es un parámetro adimensional que depende del número de Reynolds del flujo. En la literatura de ingeniería, nos encontramos con dos factores de fricción mencionadas. El factor de fricción de Darcy que se utiliza comúnmente. Otro factor de fricción se conoce como el factor de fricción de Fanning es preferido por algunos ingenieros. El factor de fricción de Fanning es numéricamente igual a una cuarta parte del factor de fricción de Darcy de la siguiente manera:

Factor de fricción de Fanning.

𝐟_𝐟 = 𝐟𝐝 𝟒 Dónde: ff = Factor de fricción de Fanning

fd = Factor de fricción de Darcy

Para evitar confusiones, en las discusiones posteriores, el factor de fricción de Darcy se utiliza y se representará con el símbolo de f. Para el flujo laminar, el factor de fricción es inversamente proporcional al número de Reynolds, tal como se indica a continuación.

Factor de fricción para flujo laminar.

𝐟 = 𝟔𝟒 𝐍_𝐑𝐄

Para flujo turbulento, el factor de fricción es una función del número de Reynolds, el diámetro interno de la tubería, y la rugosidad interna de la tubería.

Muchas relaciones empíricas para el cálculo de f han sido presentadas por los investigadores. Las correlaciones más populares son la de Colebrook-White y las ecuaciones de la AGA. Antes de discutir las ecuaciones para calcular el factor de fricción en el flujo turbulento, es conveniente analizar el régimen de flujo turbulento. El flujo turbulento en tuberías (Re> 4000) se subdivide en tres regiones separadas de la siguiente manera:

 Flujo turbulento en tuberías lisas

 Flujo turbulento en tuberías totalmente rugosas

 La transición entre el flujo de tuberías lisas y tuberías rugosas

Para flujo turbulento en tuberías lisas, el factor de fricción f depende solamente del número de Reynolds. Para tuberías totalmente rugosas, f depende más de la rugosidad de la tubería interna y menos en el número de Reynolds. En la zona de transición entre el flujo de tubería lisa y el flujo en tuberías totalmente rugosas, f depende de la rugosidad de la tubería, el diámetro interno de la tubería, y el número de Reynolds. Los distintos regímenes de flujo se representan en el diagrama de Moody, que se muestra en la Figura 2.6. (Ver Anexos)

El diagrama de Moody, es un diagrama gráfico de la variación del factor de fricción con el número de Reynolds para varios valores de rugosidad de la tubería relativa.

Este último término no es más que un parámetro adimensional que resulte de dividir la rugosidad absoluta (o interna) de la tubería por el diámetro interno de la tubería de la siguiente manera:

Rugosidad relativa.

𝐑𝐮𝐠𝐨𝐬𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐑𝐞𝐥𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚 = 𝐞 𝐃

Dónde: e = Rugosidad absoluta o interna de la tubería, plg D = Diámetro interno de la tubería, plg

6.4.4.1. ECUACION COLEBROOK-WHITE

La ecuación de Colebrook-White, es una relación entre el factor de fricción y el número de Reynolds, rugosidad de la tubería y el diámetro interior del tubo. La siguiente forma de la ecuación de Colebrook se utiliza para calcular el factor de fricción en tuberías de gas en el flujo turbulento, (Re>4000).

Ecuación Colebrook-White. 𝟏 𝐟= −𝟐 𝐥𝐨𝐠 𝐞 𝟑, 𝟕𝐃+ 𝟐, 𝟓𝟏 𝐍_𝐑𝐄 𝐟 Dónde: f = Factor de fricción, adimensional

D = Diámetro interno de la tubería, plg e = rugosidad absoluta del tubo, plg

Re = Numero de Reynolds del flujo, adimensional 6.4.4.2. FACTOR DE TRANSMISION

El F factor de transmisión es considerado el opuesto del factor de fricción f. Considerando que el factor de fricción indica lo difícil que es pasar una cierta cantidad de gas a través de una tubería, el factor de transmisión es una medida directa de cuánto gas puede ser transportado por la tubería. A medida que aumenta el factor de fricción, disminuye el factor de transmisión y, por tanto, la tasa de flujo de gas también disminuye. Por el contrario, cuanto mayor sea el

factor de transmisión, menor es el factor de fricción y, por tanto, mayor será el caudal. El F factor de transmisión está relacionada con el factor de fricción f de la siguiente manera: Factor de transmisión. 𝐅 = 𝟐 𝐟 Por lo tanto, 𝐟 = 𝟒 𝐅𝟐 Dónde: f = Factor de fricción

F = Factor de transmisión

Cabe señalar que el factor de fricción f en la ecuación anterior es el factor de fricción de Darcy. Dado que algunos ingenieros prefieren utilizar el factor de fricción de Fanning, la relación entre el factor F de transmisión y el factor de fricción de Fanning se da a continuación como referencia.

𝐅 = 𝟏 𝐟_𝐟 Donde, ff es el factor de fricción de Fanning. 6.4.5. ECUACIONES DE FLUJO

Existen varias ecuaciones que relacionan el caudal de gas con las propiedades del gas, diámetro y longitud de la tubería, y las presiones aguas arriba y aguas abajo. Estas ecuaciones son las siguientes:

 Ecuación General de Flujo

 Ecuación de Colebrook – White

 Ecuación Modificada de Colebrook – White

 Ecuación AGA

 Ecuación de Weymouth

 Ecuación Panhandle B

 Ecuación IGT

 Ecuación de Spitzglass

 Ecuación de Mueller

 Ecuación de Fritzsche

6.4.5.1. ECUACIÓN GENERAL DE FLUJO

Para el flujo isotérmico de estado constante en una tubería de gas es la ecuación básica para relacionar la caída de presión con el caudal. La forma más común de esta ecuación en el sistema tradicional de EE.UU. (USCS) o Sistema Ingles (SI) de unidades se da en términos del diámetro de la tubería, las propiedades del gas, presiones, temperaturas, y la tasa de flujo de la siguiente manera:

Ecuación general de flujo.

𝐐 = 𝟕𝟕, 𝟒 𝐓𝐛 𝐏𝐛 𝐏𝟏 𝟐_{− 𝐏} 𝟐𝟐 𝐆𝐓𝐟𝐋𝐙𝐟 𝟎,𝟓

Dónde: Q = Caudal de gas, medido a condiciones normales, pc/dia (PCD) f = factor de fricción, adimensional

Pb = Presión base, psia

Tb =Temperatura base, oR(460+oF) P1 = Presión de entrada, psia P2 = Presión de salida, psia

G = Gravedad del gas (aire = 1.00)

Tf = Temperatura promedio de gas fluyente, oR L = Longitud del segmento de la tubería, millas

Z = Factor de compresibilidad a la temperatura fluyente D = Diámetro interno de la tubería, plg

6.4.5.2. ECUACION EMPIRICA DE FLUJO

Con objeto de no efectuar iteraciones, la ecuación general de flujo puede ser reescrita sobre la base de constantes:

Ecuación empírica de flujo. q = a1E T_b Pb a2 _P 12− P22 T Z L a3 1 γ_g a4 Da5

Dónde: q= Flujo de gas, cfd.

Tb= Temperatura base, °R. Pb= Presión base, psia.

L= Longitud de la tubería, millas. D= Diámetro de la tubería, pulgadas. Constantes de la ecuación empírica de flujo.

Autor

Valores de las constantes

Aplicación a1 a2 a3 a4 a5 Weymouth 433,5 1,000 0,500 0,500 2,667 D≤12” Panhandle A 435,87 1,0788 0,5392 0,4599 2,6182 4x106<NRe<4x107 D>12” Panhandle B 737 1,020 0,5100 0,4901 2,530 Turbulencia desarrollada D>12” Fuente: Elaboración Propia en base al libro Chi U. Ikoku, “Natural Gas Production

Engineering”, Florida, Krieger Publishing Company, 1984.

6.4.5.3. ECUACION DE WEYMOUTH

La ecuación de Weymouth se utiliza para altas presiones, altos flujos, y grandes diámetros en sistemas de recolección de gas. Esta fórmula calcula directamente el caudal a través de una tubería en función a valores dados: la gravedad del gas, compresión, presiones de entrada y salida, diámetro de la tubería, y la longitud. En unidades inglesas, la ecuación de Weymouth se dice lo siguiente:

Ecuación de Weymouth. 𝐐 = 𝟒𝟑𝟑, 𝟓 𝐄 𝐓𝐛 𝐏_𝐛 𝐏_𝟏𝟐− 𝐏_𝟐𝟐 𝐆𝐓_𝐟𝐋_𝐞𝐙 𝟎,𝟓 𝐃𝟐,𝟔𝟔𝟕

Dónde: Q = Volumen de Caudal, medido a condiciones normales, pc/dia E = Eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual a 1.0 Pb = Presión base, psia

Tb = Temperatura base, oR(460+oF) P1 = Presión de entrada, psia

P2 = Presión de salida, psia

G = Gravedad del gas (aire = 1.00)

Tf = Temperatura promedio de gas fluyente, oR

Le = Longitud equivalente del segmento de la tubería, mi Z = Factor de compresibilidad, adimensional

D = Diámetro interno de la tubería, plg

6.4.5.4. ECUACION PANHANDLE A

La ecuación Panhandle A se desarrolló para su uso en tuberías de gas natural, incorporando un factor de eficiencia para los números de Reynolds en el rango de 5 a 11 millones. En esta ecuación, la rugosidad de la tubería no se utiliza. La forma general de la ecuación de Panhandle A se expresa en unidades inglesas de la siguiente manera: Ecuación Panhandle A. 𝐐 = 𝟒𝟑𝟓, 𝟖𝟕 𝐄 𝐓𝐛 𝐏_𝐛 𝟏,𝟎𝟕𝟖𝟖 _𝐏 𝟏𝟐− 𝐏𝟐𝟐 𝐆𝟎,𝟖𝟓𝟑𝟗_𝐓 𝐟𝐋𝐞𝐙 𝟎,𝟓𝟑𝟗𝟒 𝐃𝟐,𝟔𝟏𝟖𝟐

Dónde: Q = Volumen de Caudal, medido a condiciones normales, pc/dia E = Eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual a 1.0 Pb = Presión base, psia

Tb = Temperatura base, oR(460+oF) P1 = Presión de entrada, psia

P2 = Presión de salida, psia

G = Gravedad del gas (aire = 1.00)

Tf = Temperatura promedio de gas fluyente, oR

Le = Longitud equivalente del segmento de la tubería, mi Z = Factor de compresibilidad, adimensional

D = Diámetro interno de la tubería, plg

6.4.5.5. ECUACION PANHANDLE B

La ecuación de Panhandle B, también conocida como la revisión de la ecuación Panhandle, se utiliza en diámetros grandes, líneas de transmisión de alta presión. En el flujo completamente turbulento, para los valores de número de Reynolds que se encuentra para ser exactos en el rango de 4 a 40 millones. Esta ecuación en unidades inglesas es el siguiente:

Ecuación Panhandle B. 𝐐 = 𝟕𝟑𝟕 𝐄 𝐓𝐛 𝐏𝐛 𝟏,𝟎𝟐 _𝐏 𝟏𝟐− 𝐞𝐬𝐏𝟐𝟐 𝐆𝟎,𝟗𝟔𝟏_𝐓 𝐟𝐋𝐞𝐙 𝟎,𝟓𝟏 𝐃𝟐,𝟓𝟑

Dónde: Q = Volumen de Caudal, medido a condiciones normales, pc/dia E = Eficiencia de la tubería, un valor decimal menor o igual a 1.0 Pb = Presión base, psia

Tb = Temperatura base, oR(460+oF) P1 = Presión de entrada, psia

P2 = Presión de salida, psia

G = Gravedad del gas (aire = 1.00)

Tf = Temperatura promedio de gas fluyente, oR

Le = Longitud equivalente del segmento de la tubería, mi Z = Factor de compresibilidad, adimensional

6.5. CALCULO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES

6.5.2. PERFILLONGIUDINAL PARA EL DISEÑO DEL GASODUCTO SENKATA – TIKANAKU

6.5.3. PERFIL CORRREGIDO PARA EL DISEÑO DEL GASODUCTO SENKATA –TIKANAKU