INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA UNIDAD TICOMÁN “CIENCIAS DE LA TIERRA” SEMINARIO DE TITULACIÓN DISEÑO, CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO DE UN OLEODUCTO: POZA RICA –QUERÉTARO TRABAJO FINAL Para obtener el título de INGENIERO PETROLERO Presentan: HIGA RAMÍREZ KAREN INTRIAGO BARRON IRVING LUNA CAMPOS MARÍA GRACIELA MENDOZA PALACIOS MARISOL QUIRINO ROJAS NATALI Asesores: Ing.- JOSÉ LUIS CHÁVEZ ALCARAZ Ing.- CÉSAR MÁRQUEZ GONZÁLEZ MÉXICO D.F JUNIO 2010. TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS IRVING INTRIAGO BARRON: A mi Esposa e Hijos: Una meta más ha sido cumplida. Mil palabras no bastarían para agradecerles su tolerancia y su comprensión en los momentos difíciles. Gracias por haberme apoyado en lo moral y en lo sentimental, dándome así el deseo de superación y el anhelo de triunfo en la vida. A ustedes debo este logro y con ustedes felizmente lo comparto. A mi familia: Toda mi gratitud por ayudarme a seguir adelante y culminar una etapa de mi vida. Gracias por compartir todos mis momentos de tristeza y de alegría, por su apoyo, sin el cual todo hubiera sido más difícil. Mi esfuerzo y cariño para ustedes. Dios los Bendiga KAREN HIGA RAMIREZ: A mi Madre: Por ser la mujer que con su entereza me enseño lo que es vivir, a saborear el triunfo y la derrota, y con su ánimo y consejo volvió a darme el empuje para seguir adelante. Por amor y su paciencia en nuestros tiempos difíciles. A mi padre: Gracias por enseñarme lo que has recogido a tu paso por la vida, y por darme la libertad de elegir mi futuro, tu apoyo y confianza en mi preparación, y sobre todo tu cariño y tu presencia en nuestra adversidad. Gracias a ustedes, hoy se ha convertido en realidad lo que antes era ilusión. Por ustedes la obtuve y a ustedes se las brindo. 2 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS LUNA CAMPOS MARIA GRACIELA: Mi tesis la dedico con todo amor y cariño a mis padres y hermana como testimonio de agradecimiento por el esfuerzo y apoyo que en todo momento me brindaron durante mis estudios, siempre recibiendo de ustedes una palabra de aliento que me dio la fuerza para seguir luchando. Por su comprensión y sabios consejos que hoy dan sus frutos en la culminación de una etapa más dentro de mi formación personal y profesional. Una vez más gracias. QUIRINO ROJAS NATALI: A mis padres: A quienes me formaron con fe y amor y que a lo largo de mi vida me guiaron siempre por el buen camino, brindándome su apoyo, sus consejos, y en los momentos difíciles me alentaron a seguir adelante, llegando a realizar la más grande de mis metas: mi carrera profesional, la herencia más valiosa que pudiera recibir. A hora, al haber concluido una etapa importante de mi vida, doy gracias a Dios de que juntos veamos realizado lo que hace poco fuera un sueño. Mil gracias por el apoyo brindado. Con Cariño: Natali Quirino Rojas 3 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS MARISOL MENDOZA PALACIOS: A dios: Primeramente por brindarme la oportunidad de culminar esta etapa de mi vida, ya que hoy veo forjado un anhelo, una ilusión y un deseo: Mi carrera profesional. En compañía de mi familia, de mis amigos y de todos aquellos que formaron parte de este logro. A mis Padres: A ustedes les dedico estas palabras como un pequeño reconocimiento al esfuerzo y apoyo incondicional que me han brindado en el transcurso de mi vida y mis estudios. A ustedes, por que han construido un poderoso estimulo capaz de obligar mi pluma, disponer mi mente, ocupar mi tiempo y dedicar el mejor de mis esfuerzos en pro del logro de mis objetivos. Reciban este pequeño reconocimiento a cambio de lo mucho que me han otorgado. A mis amigos: que en las buenas y en las malas siempre estuvieron con migo, compartiendo desde un buen brindis, hasta un examen. ¡ Gracias por todo! 4 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS RESUMEN En este trabajo se pueden encontrar todos los requisitos mínimos para el diseño, construcción, inspección y mantenimiento de un oleoducto, sin mencionar algunas generalidades como la clasificación de los aceites y las características de los hidrocarburos líquidos. Capítulo 2 menciona todo acerca de los hidrocarburos líquidos, así como, la situación actual en su transporte de petróleo a través de la descripción de los sistemas de transporte, las principales cuencas productivas, tipos de reservas, producción actual y la infraestructura del país en el transporte de hidrocarburos. En el capítulo 3, se describen los requisitos mínimos para el diseño de un ducto, este capítulo es el fundamento de todo el trabajo, porque sin él no se podrían realizar los siguientes pasos. Una vez establecidas las bases para el diseño, es necesario seguir los pasos para la construcción del ducto que se especifica en el capítulo 4, en el que describen las secuencias para un ducto real, para el servicio cual fue diseñado. Después de la construcción es necesaria la inspección y el mantenimiento del ducto; una vez que el oleoducto está en operación, es necesario medir algunos parámetros o el transporte de fluidos, así como el control y la automatización de algunos componentes del ducto , que se describen algunos sistemas de medición . Por último, realizamos un estudio sobre el diseño de una tubería, por ejemplo, como se ve en este trabajo, además de un análisis económico para ver la rentabilidad del mismo, y terminamos con las conclusiones del trabajo realizado. 5 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ABSTRACT In this work, you can find all the minimum requirements for the design, construction, inspection and maintenance of a pipeline, not to mention some generalities such as oil classification and characteristics of liquid hydrocarbons. Chapter 2 mentions all about liquid hydrocarbons, as well as the current situation in the transport of oil through the description of transport systems, the main productive basins, types of reserves, current production and the country's infrastructure in the transport of hydrocarbons. Chapter 3 describes the minimum requirements for the design of a product; this chapter is the foundation of all the work, because without it there could perform the following steps. Once established the basis for the design, it is necessary to follow the steps to build the pipeline that is specified in Chapter 4, which describes the sequence for a real product, for which service was designed. After the construction is necessary inspection and maintenance of the pipeline, once the pipeline is in operation, it is necessary to measure some parameters or fluid transport and control and automation of some components of the pipeline, described some measurement systems. Finally, we studied the design of a pipeline, for example, as shown in this work, plus an economic analysis to see the return of the same, and end with the conclusions of the work. 6 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ÍNDICE AGRADECIMIENTO. OBJETIVO. INTRODUCCIÓN. ÍNDICE. CAPÍTULO1.- GENERALIDADES. 14 1.1.- Antecedentes. 14 1.2.- ¿Qué es el petróleo? 15 1.3.- Composición Química. 16 1.4.- Características Físicas y Químicas. 17 • Presión. • Presión de vapor. • Densidad. • Densidad relativa. • Peso especifico. • Viscosidad. • Viscosidad cinemática. • Viscosidad relativa. • Viscosidad universal. • Vaporización. • Modulo de elasticidad volumétrico. • Gravedad especifica. • Gravedad API. • Calor especifico. • Poder calorífico. • Punto de ebullición. • Punto de escurrimiento. CAPÍTULO 2.- SITUACIÓN ACTUAL DEL CRUDO EN MÉXICO 20 2.1.- Conceptos Básicos. 20 7 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • Volumen original de hidrocarburos. • Recursos petroleros. • Volumen original de hidrocarburos totales. • Volumen original de hidrocarburos no descubiertos. • Volumen original de hidrocarburos descubiertos. • Reservas. • Reservas probadas. • reservas desarrolladas. • Reservas no desarrolladas. • Reservas probables. • Reservas posibles. • Petróleo crudo equivalente. 2.2.-Recursos Prospectivos. 22 2.3.- Principales Cuencas Productoras de México. 23 2.3.1.-Cuenca Sabinas. 23 2.3.2.-Cuenca Burgos. 23 2.3.3.-Cuenca Tampico –Misantlá. 24 2.3.4.-Cuenca Veracruz. 24 2.3.5.-Cuenca Sureste. 25 2.3.6.-cuenca Golfo de México. 25 2.4.- Producción y Reservas Totales. 26 2.4.1.-Reservas de hidrocarburos del 1ro de enero del 2010-06-10. 26 CAPÍTULO 3.- DISEÑO, CONSTRUCCIÓN Y MANTENIMIENTO DEL DUCTO. 27 3.1.- Normas para la Construcción del Ducto. 28 3.2.-Bases del Usuario. 28 3.3.-Bases del Diseño. 29 3.3.1.- Materiales. 29 8 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.3.2.- Tubería. 29 3.3.3.-Accesorios. 30 3.4.-Presión Máxima de Operación. 30 3.5.-Espesor Mínimo Requerido. 31 3.6.-Información General. 31 3.6.1.- Trabajo de Línea Ordinaria. 31 • Apertura de brecha y caminos de acceso. • Conformación y conservación del derecho de vía. • Tendido de la tubería y acarreo de materiales. • Alineamiento, dobleces y soldadura. • Pruebas hidráulicas. • Excavación. • Bajada de tubería. • Recubrimiento. 3.7.- Obras Especiales. 38 3.7.1.- Cruzamientos con carreteras o vías de ferrocarril. 38 3.7.2.- Cruzamientos de corrientes de agua. 39 3.7.3.-Válvulas de seccionamiento. 39 3.8.-Mantenimiento Preventivo. 40 3.8.1 Protección catódica. 40 3.8.2.-Derecho de vía. 42 3.8.3.- Sistemas y dispositivos de seguridad. 42 3.8.4.-Señalización. 42 3.8.5.- Instalaciones superficiales. 42 3.9.-Mantenimiento Correctivo. 43 3.9.1.-Requisitos generales. 43 9 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.9.2.-Corrosión generalizada y localizada. 44 3.9.3.-Reparación permeable en ductos. 44 3.9.4.-Esmerilado. 45 3.9.5.-Soldadura de relleno. 45 3.9.6.- Camisas de fuerza. 45 3.9.7.- Camisa mecánica. 47 3.9.8.- Refuerzo no metálico. 47 3.9.9.-Documentación y registros entregables. 48 3.10.-Diablos. 49 3.10.1.-Tipos de diablos convencionales 51 3.10.2.-Frecuencia y velocidad de las corridas de diablos. 52 3.11.-Sistemas de Bombeo. 53 3.11.1.-Tipos de bombas. 53 3.11.2.-Requisitos para la selección del equipo de bombeo. 54 3.12.-Incremento de la Capacidad de un Sistema de Transporte (Bombas). 55 CAPÍTULO 4- CASO PRÁCTICO. 61 4.1.- Diseño y construcción del oleoducto Poza Rica – Querétaro. 61 4.2.-Procedimiento. 61 CAPÍTULO 5.- ANÁLISIS ECONÓMICO DE RENTABILIDAD. 73 5.1.- Proyecto. 73 5.2.-Etapas del Proyecto de Inversión. 73 5.3.- Conceptos Básicos. 74 5.4.- Análisis Económico de Rentabilidad para el Oleoducto Poza Rica – Querétaro. 77 10 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPITULO 6.-CONCLUSIONES. 81 BIBLIOGRAFÍA. 82 ANEXOS. 83 11 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS OBJETIVO Determinar el diseño de operación del oleoducto Poza Rica – Querétaro el cual transportará una producción de 250 000 bpd del área de Poza Rica, Veracruz. Se pretende con esto aumentar la cantidad de producción y garantizar una adecuada entrega del producto sin poner en riesgo a núcleos poblacionales cercanos, instalaciones y entorno ecológico abatiendo también las inconveniencias generadas en el transporte del producto vía auto-tanques , como suelen ser los riesgos relacionados con los tiempos de entrega , riesgos de contaminación ambiental, atrasos por fallas mecánicas , condiciones climatológicas y/o accidentes vehiculares y pago de este tipo de servicios temporales. 12 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS INTRODUCCIÓN El transporte de aceite y en general el de los hidrocarburos por tuberías a distancias considerables tienen el más bajo costo que cualquier otro medio de transporte, desde luego siempre que éstos trabajen en condiciones ideales. Cuando se requiere diseñar un ducto que transporta cualquier fluido, es necesario seleccionar un diámetro óptimo, fijar las presiones de operación así como determinar los espaciamientos entre estaciones de bombeo y la potencia de cada una de ellas. Para el logro de un buen diseño, es necesario hacer algunas combinaciones de las variables factibles para llegar a una decisión aceptable, tomando siempre en cuenta los factores económicos. En las obras que PEMEX ha construido, se han instalado nuevas tuberías de conducción con materiales de la mejor calidad apegándose a las técnicas más modernas, con implementos de alta seguridad, intentando mejorar la planeación y control de esta clase de obras. 13 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPÍTULO 1.- GENERALIDADES 1.1.- Antecedentes. En cualquier empresa de la industria petrolera, el Sistema de Transporte, Almacenamiento y Distribución de Hidrocarburos y Derivados es parte fundamental de la cadena de valor, sin la continuidad entre sus procesos no hay generación de valor agregado, la continuidad del flujo del petróleo genera, los 365 días del año, las 24 horas del día, riqueza y vida productiva a la Nación. Se tienen conocimientos de varios siglos antes de la era cristiana, el pueblo chino utilizó el bambú en la construcción de tuberías para transportar agua, que escurría por las cañadas de los arroyuelos, conduciéndola hacia el riego de sus campos, el abastecimiento de sus poblaciones y servicio de sus hogares. Se sabe, además, que protegían con barro o con brea los tubos de bambú para disminuir la perdida de agua por fugas en las uniones. En la antigua babilonia, por su parte, se diseño un importante sistema de ingeniería para transportar agua de manantiales y corrientes de los ríos Tigris y Éufrates hacia casas y templos. A principios del siglo XX, en nuestro país, se efectuaba una intensa actividad petrolera por diversas compañías extranjeras, que se beneficiaron de las concesiones otorgadas por el presidente Porfirio Díaz. En mayo de 1901, en San Luis Potosí, el ingeniero Ezequiel Ordoñez, descubre el yacimiento petrolero La Pez. La industria Petrolera continúo su desarrollo en el siglo XX. Ya para 1915 se concluye el primer sistema de oleoductos en Cerro Azul, Veracruz llegando a Tampico, Tamaulipas, con una longitud de 150 Km. Con el desarrollo de la explotación de crudo en México y hasta antes de la expropiación petrolera, se llegaron a tener casi 5,000 Km., de oleoductos propiedad de compañías extranjeras destinados principalmente al transporte y recolección de petróleo crudo, para el año de 1921, México producía un volumen cercano a 530 MBD, situación asociada con el crecimiento de la infraestructura de transporte por tubería, el consumo de petrolíferos para la mitad de la década de los años 30's, estaba en el orden de 440 MBD, dentro de lo que figuraban principalmente: combustóleo, gasóleo y gasolina. A partir de la década de los años 50's debido al alto desarrollo industrial en la Zona Norte del país, se incremente sustancialmente la red de tuberías, enfocados principalmente hacia el transporte de gas natural. En 1950 inicia operaciones el primer gasoducto propiedad de PEMEX, construido con base de tubería de acero de 20 pulgadas de diámetro y con una longitud de 250 km. de Poza Rica hasta el Valle de México, donde existía un consumo de 130 millones de pies cúbicos diarios, de igual forma en 1958, entra en servicio el segundo gasoducto propiedad de PEMEX, para conducir gas en los yacimientos cercanos a Reynosa, Tamaulipas, hasta Monterrey, Nuevo León y Saltillo. Y para la década de los 70's y principios de los 80's la subdirección de producción primaria, construye la red de tuberías enfocadas a la recolección de crudo y líquidos asociados, aumentando de 4 a 8 mil kilómetros su longitud instalada. 14 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Igualmente notable fue el crecimiento de la red de transporte de gas, la cual durante este período alcanzó también su época de mayor crecimiento, pues de los 2,000 Km que existían, llegó a su máximo desarrollo con una longitud de 12,000 Km, aproximadamente. Para la década de los 90's se contaba con una extensión de 60,000Km de ductos, aproximadamente. De estos 5,000 Km corresponden a oleoductos de suministro a refinerías, 12,000 Km a gasoductos; 8,000 Km. más a poliductos y 32,000 Km líneas de tuberías de transporte y recolección en las áreas de producción de crudo, además de los ductos existentes en los complejos petroquímicos. Así, para el año 2000 se cuenta con 12,000 Km. de tuberías de transporte de gas natural, incluyendo 1,600 Km para la distribución comercial y 1,800 Km de transporte de LPG, aproximadamente, administrados y operados por PEMEX Gas y Petroquímica Básica, PEMEX Exploración y Producción cuenta con la más extensa red de ductos, ya que entre los sistemas de transporte y recolección sobrepasa a los 28,000 Km. En suma, el transporte de petróleo tiene dos momentos netamente definidos: el primero es el traslado de la materia prima desde los yacimientos hasta la refinería donde finalmente será procesada para obtener los productos derivados; el siguiente momento es el de la distribución propiamente dicha, cuando los subproductos llegan hasta los centros de consumo. Los oleoductos troncales (o principales) son tuberías de acero cuyo diámetro puede medir hasta más de 40" y que se extienden a través de grandes distancias, desde los yacimientos hasta las refinerías o los puertos de embarque. Están generalmente enterrados y protegidos contra la corrosión mediante revestimientos especiales. El petróleo es impulsado a través de los oleoductos por estaciones de bombeo, controlados por medios electrónicos desde una estación central, que hacen que el petróleo avance continuamente a unos cinco kilómetros por hora. 1.2.- ¿Qué es el petróleo? Todos los petróleos: livianos, medianos, pesados y extra pesados, generalmente llamados crudos en la jerga diaria petrolera, tienen características y propiedades físicas y químicas que a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. Otras características tienen que ser determinadas por análisis de laboratorio. La etimología de la palabra petróleo, petro=roca y oleum=aceite, gramaticalmente significa aceite de roca. Si este aceite se analiza para verificar su constitución química-orgánica, por contener el elemento carbono (C) en sus moléculas, se encontrará una extensa variedad de compuestos formados con el hidrógeno (H) denominados hidrocarburos. Los hidrocarburos son gaseosos, líquidos, semisólidos y sólidos, como aparecen en sitios de la superficie terrestre, o gaseosos y líquidos en las formaciones geológicas en el subsuelo. 15 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Por una parte, de acuerdo a su gravedad API, el petróleo es clasificado en liviano, mediano, pesado y extra pesado: • Crudo liviano es el que tiene gravedades API mayores a 31.1 º API • Crudo mediano es el que tiene gravedades API entre 22.3 y 31.1 º API. • Crudo pesado es el que tiene gravedades API entre 10 y 22.3 º API. • Crudo extra pesado, también llamado bitumen, es el que tiene gravedades API menores a 10 º API. El crudo que más demanda tiene en el mundo es el crudo ligero, ya que al contener una menor proporción de azufre, resulta el más idóneo para la producción de gasolina y otros combustibles. Los crudos más pesados se suelen usar para la fabricación de aceites para calefacción. No obstante, los crudos pesados también sirven para la producción de gasolina, aunque a costos de refinería más elevados. 1.3.- Composición Química. Al analizar petróleo de procedencias diversas, de manera general puede decirse que lo forman los siguientes elementos químicos: de 76 a 86 % de Carbono y de 10 a 14 % de Hidrogeno. A veces contiene algunas impurezas mezcladas como Oxigeno, Azufre y Nitrógeno. También se han encontrado huellas de compuestos de Hierro, Níquel, Vanadio y otros metales. El petróleo se encuentra en el subsuelo, impregnado de formaciones de tipo arenoso y calcáreo. Asume los tres estados físicos de la materia: solido, líquido y gaseoso, según su composición, temperatura y presión a que se encuentra. Su color varía entre el ámbar y el negro; su densidad es menor que la del agua en estado gaseoso. En los yacimientos se encuentran, por lo general, encima de una capa de agua hallándose en la parte superior una de gas. Es necesario que concurran cuatro condiciones para dar lugar a un depósito donde se acumule Petróleo y gas: 1.- Una roca almacenadora porosa y permeable, en forma tal que bajo presión, el petróleo pueda moverse a través de sus poros microscópicos. 2.- Una roca impermeable que funcione como sello para que evite el escape del petróleo a la superficie. 3.- El yacimiento debe tener forma de “trampa”; es decir, que las rocas impermeables se encuentren dispuestas para que el petróleo no pueda moverse hacia los lados. 16 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 4.- Deben existir rocas cuyo contenido orgánico se haya convertido en petróleo por efecto de la presión y de la temperatura. 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: 1.4.- Propiedades Físicas y Químicas. • 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. 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. • Presión de Vapor Es la presión que ejerce el vapor de una sustancia cuando esta y el vapor están en equilibrio. El equilibrio se establece cuando el ritmo de evaporación de una sustancia es igual al ritmo de condensación de su 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. • Densidad En física el término densidad (ρ) es una magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un determinado volumen, y puede utilizarse en términos absolutos o relativos. • Densidad Relativa.La densidad relativa o aparente expresa la relación entre la densidad de una sustancia y la densidad del agua, resultando una magnitud adimencional. La densidad del agua tiene un valor de 1 kg/cm3 a las condiciones de 1 atm y 4 °C equivalente a 1000 kg/m3. • Peso Especifico El peso de una sustancia se define como el peso por unidad de volumen. Se calcula al dividir el peso de la sustancia entre el volumen que esta ocupa. Se mide en kilopondios por metro cubico (kg/m3), en newton por metro cubico. Como la masa de un cuerpo se obtiene dividiendo su peso 17 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS entre la aceleración de la gravedad; la densidad relativa y el peso especifico están relacionados entre sí; ambos son numéricamente iguales. • 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. Se define como el tiempo que demora en pasar el liquido de arriba hacia abajo (por su propia masa). • Viscosidad relativa Es la relación de la viscosidad del flujo con respecto a la del agua. A 20 °C la viscosidad del agua es 1.002 centipoise. • Viscosidad Universal Saybolt Representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante. • Vaporización Es el cambio de estado de líquido a vapor. Hay dos tipos de vaporización: la ebullición y la evaporización. 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. • Modulo 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. • Gravedad especifica en línea (Gℓ) Es la gravedad específica del líquido a la presión y temperatura de flujo en el conducto. • Gravedad API Son una escala expandida para medir la gravedad especifica de los petrolíferos. Coeficiente de expansión Varia entre 0.00036 y 0.00096 °C de temperatura por volumen. 18 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • Calor especifico Es la relación de cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un grado respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o masa de agua. Varía entre 0.40 y 0.52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0.45. • Poder calorífico Su valor oscila entre 8.5 y 11.350 calorías/gramo. • Punto de ebullición No es constante, debido a la composición de cada crudo, varia menos que la temperatura atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 3000 °C. La densidad y la viscosidad del aceite crudo dependen, en gran parte, del contenido de constituyentes pesadas del petróleo, resinas y los asfáltenos. Entre los parámetros físicos, existe uno que es completamente independiente de los mencionados: • El punto de escurrimiento Como consecuencia, el punto de escurrimiento tiene la capacidad de proporcionar información que no puede obtenerse de otra manera. Define el contenido de alcanos normales de alto peso molecular en los aceites crudos. Los aceites crudos ricos en aromáticos contienen naftenos tetra y pentaciclicos, poli aromáticos y derivados de tiofeno en una mayor proporción que los otros aceites crudos, pero proporcionalmente contienen menos alquilbencenos y otro mono aromáticos. Los aceites crudos pobres en aromáticos, cuando están inmaduros, contienen cierta cantidad de naftenos. En una etapa más avanzada de la evolución, las parafinas son predominantes, mientras que los naftenos mono y diciclicos y los alquilbencenos son abundantes. Los principales grupos de compuestos en los aceites crudos son los hidrocarburos saturados, los hidrocarburos aromáticos, las resinas y los naftenos. 19 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPÍTULO2.- SITUACIÓN ACTUAL DEL CRUDO EN MÉXICO En este capítulo se incluye la descripción de los recursos prospectivos (potenciales) estimados, así como los volúmenes y reservas de hidrocarburos que se concentran en los campos petroleros del país. Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual de las reservas de hidrocarburos del país definiciones y conceptos basados en los lineamientos establecidos por organizaciones internacionales. Las reservas poseen un valor económico asociado a las inversiones, a los costos de operación y mantenimiento, a los pronósticos de producción y a los precios de venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para la estimación de reservas son los correspondientes al 31 de diciembre de 2008, en tanto que los costos de operación y mantenimiento, en sus componentes fijos y variables, son los erogados a nivel campo durante un lapso de doce meses. La explotación de las reservas requiere inversiones para la perforación de pozos, la realización de reparaciones mayores y la construcción de infraestructura entre otros elementos. Así, para la estimación de las reservas se consideran todos estos elementos para determinar su valor económico. Si éste es positivo, entonces los volúmenes de hidrocarburos son comercialmente explotables y, por tanto, se constituyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes pueden clasificarse como posibles si son marginales, es decir, si un ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de operación y mantenimiento, permite que su valuación económica sea positiva. Si tampoco es el caso, los volúmenes se clasifican como recursos contingentes. 2.1.- Conceptos Básicos • Volumen original de hidrocarburos El volumen original de hidrocarburos se define como la acumulación que se estima existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio, a la temperatura y presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condiciones como a condiciones de superficie. De esta forma, las cifras publicadas en el presente documento están referidas a estas últimas condiciones. El volumen en cuestión puede estimarse por procedimientos deterministas o probabilistas. Los primeros incluyen principalmente a los métodos volumétricos, de balance de materia y la simulación numérica. Los segundos modelan la incertidumbre de parámetros como porosidad, saturación de agua, espesores netos, entre otros, como funciones de probabilidad que generan, en consecuencia, una función de probabilidad para el volumen original. Dentro de la información necesaria para estimar el volumen original destacan los siguientes: i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos. ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos correspondiente al volumen anterior. 20 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus propiedades respectivas, con el propósito de estimar el volumen de hidrocarburos a condiciones de superficie, denominadas también condiciones atmosféricas, estándar, base o de superficie. • Recursos petroleros Los recursos petroleros son todos los volúmenes de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin embargo, desde el punto de vista de explotación, se le llama recurso únicamente a la parte potencialmente recuperable de esas cantidades. Dentro de esta definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada en principio se le denomina volumen original de hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les denomina recursos prospectivos, recursos contingentes o reservas. En particular, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente explotables. • Volumen original de hidrocarburos total El volumen original de hidrocarburos total in-situ es la cuantificación referida a condiciones de yacimiento de todas las acumulaciones de hidrocarburos naturales • Volumen original de hidrocarburos no descubierto Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una cierta fecha, se encuentra contenida en acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas. Al estimado de la porción potencialmente recuperable del volumen original de hidrocarburos no descubierto se le denomina recurso prospectivo. • Volumen original de hidrocarburos descubierto Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una fecha dada, está contenida en acumulaciones conocidas antes de su producción. El volumen original descubierto puede clasificarse como comercial y no comercial. Una acumulación es comercial cuando existe generación de valor económico como consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos. • Reservas Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, de acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, comerciales y mantenerse sustentadas (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s) de desarrollo • Reservas probadas Las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural y líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos geológicos y de ingeniería, demuestran con certidumbre razonable que serán recuperadas en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación existentes a una fecha específica. Las reservas probadas se pueden clasificar como desarrolladas o no desarrolladas. 21 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • Reservas desarrolladas Son aquellas reservas que se espera sean recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión. • Reservas no desarrolladas Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se requiere una inversión relativamente grande para terminar los pozos existentes y/o construir las instalaciones para iniciar la producción y transporte. Lo anterior aplica tanto en procesos de explotación primaria como de recuperación secundaria y mejorada. • Reservas no probadas Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la evaluación. • Reservas probables Son aquellas reservas no probadas para las cuales el análisis de la información geológica y de ingeniería el yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables. • Reservas posibles Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos factible su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas más probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores. • Petróleo crudo equivalente El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada a nivel internacional para reportar el inventario total de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los líquidos en planta y del gas seco equivalente a líquido. 2.2.-Recursos Prospectivos Los recursos prospectivos estimados del país y su distribución en las principales cuencas productoras se detallan en este capítulo. Petróleos Mexicanos ha continuado e intensificado sus actividades exploratorias en la planicie costera, en la plataforma continental y en aguas profundas del Golfo de México, donde la adquisición e interpretación de información geológica y geofísica han permitido estimar la magnitud del potencial petrolero de México. De esta forma, 22 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS se considera que este potencial, también llamado recurso prospectivo, alcanza al 1 de enero de 2009, un volumen de 52,300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los recursos prospectivos son utilizados para definir la estrategia exploratoria, y con ello programar las actividades físicas e inversiones dirigidas al descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, que permitan restituir las reservas de los campos actualmente en producción y dar sustentabilidad a la organización en el mediano y largo plazo. En este contexto, la estrategia exploratoria está dirigida hacia las cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo en la búsqueda principalmente de aceite, mientras que en las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz, continúa enfocándose hacia el descubrimiento de nuevos campos de gas no asociado 2.3.- Principales Cuencas Productoras de México. 2.3.1.-Cuenca de Sabinas En la Cuenca de Sabinas se ha estimado un recurso prospectivo total de 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se han documentado 279 millones de barriles, que corresponde al 93 por ciento, y que se encuentra registrado en 88 oportunidades exploratorias, el 7 por ciento restante se encuentra en proceso de documentación. 2.3.2.-Cuenca de Burgos La Cuenca de Burgos está definida por un potente paquete sedimentario de rocas mesozoicas y terciarias acumuladas en el margen Occidental del Golfo de México. Geológicamente forma parte de la cuenca del Río Bravo que regionalmente comprende el extremo Sureste de Texas y la parte Norte de los estados de Tamaulipas y Nuevo León. 23 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Burgos por tipo de hidrocarburo. Tipo de hidrocarburo Oportunidades Número Aceite ligero Gas húmedo Gas seco Total 33 364 107 504 Recursos prospectivos mmbpce 261 1,478 261 2,000 La Cuenca de Burgos cuenta con un recurso prospectivo total de 3,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen documentados 2,000 millones de barriles, lo que representa 65 por ciento del potencial registrado en 504 oportunidades exploratorias, el 35 por ciento restante se encuentra en proceso de documentación. 2.3.3.-Cuenca de Tampico-Misantlá La Cuenca de Tampico-Misantlá con 50,000 kilómetros cuadrados incluyendo su parte marina, es la más antigua productora de aceite de México. La Cuenca de Tampico-Misantlá registró una producción promedio en diciembre de 2008 de 85,038 barriles diarios de aceite, después de haber alcanzado un máximo de 600,000 barriles por día en 1921. Las reservas remanentes totales son de 18,497 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Tampico-Misantlá por tipo de hidrocarburo. Tipo de hidrocarburo Oportunidades Número Recursos prospectivos mmbpce Aceite ligero Aceite pesado 64 4 645 44 Gas seco Total 50 118 434 1,123 2.3.4.-Cuenca de Veracruz La Cuenca de Veracruz está conformada por dos unidades geológicas bien definidas Las reservas remanentes totales de la Cuenca de Veracruz son 265 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La Cuenca de Veracruz cuenta con un recurso prospectivo total de 700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen documentados 571 millones de barriles, lo que representa 82 por ciento del potencial registrado. 24 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Veracruz por tipo de hidrocarburo. Tipo de hidrocarburo Oportunidades Número Aceite ligero Aceite pesado Gas húmedo Gas seco Total 9 6 19 203 237 Recursos prospectivos mmbpce 54 52 57 408 571 2.3.5.-Cuencas del Sureste Cubren una extensión aproximada de 65,100 kilómetros cuadrados, incluyendo su porción marina. Las Cuencas del Sureste tienen una producción acumulada de 40,685 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y cuentan con una reserva remanente de 23,290 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Cuentan con un recurso prospectivo total de 16,700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen documentados 8,186 millones de barriles, esto representa 49 por ciento del potencial registrado en 629 oportunidades exploratorias, el 51 por ciento restante se encuentra en proceso de documentación. Recursos prospectivos documentados en las Cuencas del Sureste por tipo de hidrocarburo. Tipo de hidrocarburo Oportunidades Número Recursos prospectivos mmbpce Aceite ligero Aceite pesado Aceite superligero Gas húmedo 284 53 209 45 3,508 1,076 2,648 657 Gas seco Total 38 629 297 8,186 2.3.6.-Cuenca del Golfo de México Profundo La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros, cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado nueve provincias geológicas, distribuidas en tres proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido. 25 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS El tipo de hidrocarburo esperado es principalmente aceite y las rocas almacenadoras serían, dentro de la columna mesozoica calizas fracturadas de aguas profundas y en el Terciario, turbiditas siliciclásticas. La perforación de pozos inició en 2004 en el proyecto Golfo de México B, donde a la fecha se han perforado ocho pozos exploratorios, resultando exitosos: el pozo Nab-1, productor de aceite extra pesado, y los pozos Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1, de gas no asociado, figura 3.8. Estos pozos en conjunto, incorporaron una reserva total de 548 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. -1 Noxal-1 Leek-1 Tabscoob Los estudios de recursos prospectivos realizados en esta cuenca, indican que es la de mayor potencial Petrolero, al estimarse un recurso prospectivo medio de 29,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa 56 por ciento del recurso total del país, el cual asciende a 52,300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 2.4.-Producción y Reservas Totales. 2009 Producción Crudo (Mbd) Gas natural (MMpcd) 2 792 6 919 Instalaciones (al cierre de año) Campos en producción Pozos en explotación promedio Plataformas marinas 344 6 382 225 26 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Ductos (km) Oleoductos Gasoductos 4 548 7 896 Reservas probadas (al 1 de enero de 2009) Crudo (MMb) Líquidos del gas (MMb) Gas seco (Mmbpce) 10 404.2 1 461.3 2 442.3 2.4.1.-Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 Las reservas probadas ascienden a 14.0 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de las cuales el 74% corresponde a crudo; 10% a condensados y líquidos de planta; y el restante 16% a gas seco equivalente a líquido. INSTALACIONES PETROLERAS CAPITULO 3.- DISEÑO, CONSTRUCCION Y MANTENIMIENTO DEL DUCTO. La instalación de oleoductos y gasoductos requiere gran cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso de transporte. Por caso, la construcción de un oleoducto o gasoducto que puede tener que cruzar montañas, ríos o desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es realizada conjuntamente por varias empresas que contribuyen a la enorme inversión de capital necesaria. 27 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.1.- Normas para la Construcción del Ducto. Una vez calculado el diámetro de la tubería y localizado el trazo de la línea, se procede a la construcción del oleoducto, el mismo que se ajusta a normas ya establecidas variando en cada caso según los obstáculos que se presentan en el campo. El diseño de todo ducto debe apegarse a las normas que establecen las instituciones acreditadas como tales, en cuanto a requisitos mínimos de seguridad para el diseño y construcción, y mantenimiento de tubería de transporte, tales instituciones con: API= American Petroleum Institute A.S.M.T.E= American Society for Mechanical A.S.T.M= American Society for Testing and Materials A.W.S= American Welding Society A.N.S.I= American National Standards Institute En caso de México tendrá además que apegarse a las normas que contemplen las siguientes instituciones. S.O.P=Secretaria de Obras Publicas S.I.C= Secretaria de Industria y Comercio PEMEX=Petróleos Mexicanos I.M.P= Instituto Mexicano del Petróleo 3.2.- Bases del Usuario El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación de hidrocarburos, debe expedir las bases de usuario donde se indiquen las características técnicas que el ducto debe cumplir .la mínima información que debe contener este documento es: • • • • • Descripción de la obra. Alcance del proyecto. Localización. Condiciones de operación. Características del fluido a transportar. 28 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • • • Información sobre el derecho de vía o sugerencia de trazo. Condiciones de mantenimiento. Instrumentación y dispositivos de seguridad. Con esta información el diseñador debe elaborar las bases de diseño. 3.3.- Bases de Diseño La información mínima que debe contener es la siguiente: • • • • • • • • • • • Características físicas y químicas del fluido. Clases de localización en el derecho de vía. Especificaciones del material y componentes seleccionados. Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación. Carga sobre el ducto durante su fabricación, instalación, operación y mantenimiento. Espesor adicional por desgaste de corrosión. Procesos de operación y mantenimiento. Protección contra la corrosión interna y externa. Características del derecho de vía. Requerimientos adicionales de diseño indicados. Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto. 3.3.1.- Materiales El diseñador es responsable de seleccionar los componentes que conformaran el sistema de transporte y estos deben ser los apropiados para soportar las condiciones de operación del sistema, así como, las características del fluido transportado sin demeritar la seguridad. 3.3.2.-Tubería. Las tuberías de transporte se clasifican de la siguiente manera: • • Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos. Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos no amargos. Las primeras serán las que se destinen para el transporte del petróleo crudo, condensados, gasolina natural, gases licuados, amoniaco anhídrido líquido y otros derivados del petróleo. Las segundas serán para tuberías que se destinen para el transporte y distribución de productos en el estado gaseoso, gas natural derivado de la extracción o gases obtenidos a partir del tratamiento o destilación del petróleo. 29 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS La tubería que se utilice en el diseño de ductos terrestres para servicio amargo, debe cumplir con la NRF-001-PEMEX-2000.asi mismo para servicio no amargo debe cumplir con la norma de referencia NRF-002-PEMEX-2001. 3.3.3.-Accesorios. Las bridas ,conexiones soldables ,espárragos , tuercas , empaques y demás accesorios utilizados en los sistemas de transportación de hidrocarburos , deben satisfacer los requisitos de composición química , capacidad mecánica ,fabricación, marcado, componentes y calidad , indicados en la norma de referencia NRF-096-PEMEX-2004. Todas las válvulas deben satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica fabricación, marcado, componentes y calidad, indicados en la norma ISO-14313. El sello interno de todas las válvulas para el manejo de hidrocarburos con cualquier cantidad y tipo de sólidos debe ser metal-metal. 3.4.- Presión Máxima de Operación. Es la presión de operación máxima en cualquier punto de la tubería que puede desarrollarse operando el ducto al 100% de su capacidad en condiciones de flujo regular , uniforme y constante .Se expresa de la siguiente manera : PMO = 2 * Fc * Spe * t * Ft Fs * d Fc Factor de construcción por clase de localización,... Suponemos 0.60. Clase 2 Spe Esfuerzo máximo de cedencia (especif. API Std 5L X- 52) t Espesor de la tubería, en pg.... 1.125 pg Ft Factor de diseño por expansión térmica...1 (temp. menor de 250° F) fs Factor por soldadura de la tubería......1 (tubería sin costura) d Diámetro de la tubería, en pg......54 pg 30 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.5.-Espesor Mínimo Requerido La tubería de acero al carbonó debe tener un espesor mínimo de pared requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna .este espesor se determina mediante la siguiente expresión: Espesor de diseño: se calcula por: T= espesor mínimo (plg) 2 Ps= presión de succión () D=diámetro (plg) S=esfuerzo mínimo de cedencia (52000 ) F=factor de diseño =es de clase 4 = .4 E=factor de junta (tubo sin costura)=1 T=factor de expansión térmica (temp. menor de 250° F)=1 3.6.- Información General 3.6.1.-Trabajo de línea ordinaria TRAZO: El derecho de vía deberá estar de acuerdo con las normas de PEMEX referidas al reglamento interior para la tramitación de los derechos de vía de nuevos ductos para el transporte de hidrocarburos. Dicho derecho de vía se construirá a partir de las instalaciones de origen hasta el lugar destinado y para facilitarlo es conveniente que se deba aprovechar el trayecto de la línea ya existente. TIPO DE TERRENO: En cuanto al tipo o características superficiales, son por lo general áreas dedicadas a la agricultura, con montes escasos siendo en casi su totalidad un terreno bajo. 31 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS A.-Apertura de brecha y caminos de acceso. Una vez localizada la brecha se procede a la construcción de la misma, desmontándose todo el derecho de vía que por lo general es de 10 a 15 metros dependiendo esto de las características de la línea. No debiéndose dejar ningún tronco por pequeño que sea, en la línea de trazo o a menos de un metro de ella en cualquier dirección. Todo el desperdicio del desmonte se amontona a un lado del derecho de vía, de manera que no estorbe para las siguientes fases de la construcción, ni vaya a perjudicar a los propietarios del terreno por el que se atraviesa, poniéndose a disposición de los afectados la madera cortada tal como lo indica la ley forestal para casos como este. Para la ejecución de esta fase se emplean tanto tractores como herramientas de mano dependiendo del caso en particular. Los caminos de acceso es conveniente construirlos a cortas distancias entre ellos pudiendo ser estas cada dos kilómetros, salvo en ocasiones especiales, en que el terreno no lo permita y dándoles un ancho de por los menos 6 metros para el libre tránsito del equipo que deberá usarse. B.- Conformación y conservación del derecho de vía. Con el objeto de facilitar los movimientos de acarreo, de equipo y personal, así como las siguientes fases: para ello se utiliza el equipo apropiado como moto conformadoras por ejemplo. En algunos casos en los cuales se considere que las irregularidades topográficas pueden causar problemas como dobleces pronunciadas en las tuberías. 32 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS C.-Tendido de la tubería y acarreo de materiales. El acarreo de la tubería se hace en camiones dotados con plataforma, efectuándose la operación de carga y descarga por medio de camiones pluma, con el fin de facilitar las operaciones y evitar golpear la tubería y por lo tanto oval amientos o chupaduras y daños en los biseles. Se presentan casos de almacenamiento de tubería en forma de estibas, apoyando el centro y los extremos de la tubería sobre durmientes de madera con el fin de evitar el contacto con el suelo. Como la pintura primaria se entrega en tambores de diferentes capacidades y dado que el solvente es muy inflamable y sus vapores causan en ocasiones explosiones, se toman las precauciones debidas con el objetivo de evitar accidentes, manteniéndolos siempre en posición horizontal y bien cerrados con el fin de eludir las perdidas por evaporización así como la contaminación con tierra y basura. La tela de fibra de vidrio se entrega en cartones de tres rollos y se les almacena en lugares tapados para protegerlos de la intemperie ya que la humedad excesiva lo perjudica pudiendo llegar a inutilizarla. El acarreo de las válvulas se hace tomando la precaución debida con el objeto de no permitir el golpeteo de las manivelas, vástagos y las caras de sus bridas. También evitar la introducción de basura al interior de la válvula, por lo cual se aconseja depositar sobre tarimas de madera. D.- Alineamiento, dobleces y soldadura. Antes de iniciar estos trabajos, es necesario revisar el equipo de soldadura así como hacer un examen de competencia a los soldadores. Las maquinas que se utilizan son de algunos tipos, pero por lo general se utiliza del tipo de corriente directa de 300 amperes mínimo operándose dentro de los rangos de voltaje y 33 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS amperaje recomendados para cada tipo de electrodo por usarse; por lo tanto es necesario comprobar en cada máquina si el voltaje emitido es el mismo en el tablero esto se hace por medio de un voltímetro, además el numero de revoluciones por minuto de un tacómetro. El examen del soldador consiste en que haga una soldadura en tubería del mismo diámetro y especificación de la que se va soldar en la línea, utilizando para ello carretes de dicha tubería. El soldador debe emplear la misma técnica de soldadura, la misma velocidad del arco y usando la misma corriente que emplearía si estuviera trabajando en línea. Una vez efectuada la soldadura se le toma una radiografía 100% debiendo quedar la soldadura de una completa penetración y succión en todo espesor del tubo. La superficie expuesta no debe mostrar más de seis bolsas de gas por pulgada cuadrada y que no exceda 1/16” de profundidad o 1/16” de ancho. La falta de penetración no debe ser de una pulgada. El socavado no debe exceder de 1/32” de profundidad. Por cualquier rotura la soldadura quedara desechada o que la suma de las longitudes de los defectos antes mencionados exceda el 10% de la longitud total de las soldaduras. Probadas las maquinas y soldadores se inician los trabajos. Primero se pone una cuadrilla que haga la limpieza interior de la tubería por soldar, la cual se hace pasando longitudinalmente a través del tubo un disco de lamina de acero de ¼” de espesor con un diámetro de ¼” menor del ducto que se va a utilizar, este disco tiene adherida una varilla con la cual se acciona este aparato, se le llama sonda o raspador. Enseguida se pone otra cuadrilla que vaya limpiando biseles, para que queden completamente limpios de oxido y otras impurezas. Una vez limpia la tubería se normaliza por medio de un alineador interior, procurando que los biseles queden separados aproximadamente 1/16” para tener una completa penetración en la soldadura. Con la tubería alineada, por medio de un tractor de pluma lateral se levantan los 34 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS tubos y se aplica el primer cordón (fondeo) utilizándose soldadura a criterio. Este cordón debe quedarse completamente terminado antes de mover el tractor para evitar las roturas. Enseguida se le pone un segundo paso llamado “paso caliente” inmediatamente van otros dos cordones, siendo uno de relleno y otro de acabado, utilizándose para los dos un mismo sistema de soldadura. El poner dos cordones nos permite tener una soldadura terminada con un esfuerzo de 1/32” de espesor arriba de la superficie del tubo, siendo el ancho de 1/8” mayor del ancho de la ranura original. Las soldaduras que salgan defectuosas, es decir, que no llenen los requisitos expuestos, serán cortados y reparados, cortándose un carrete de tubo de longitud máxima de 1.50 metros conteniendo la soldadura defectuosa en el centro, para después colocarse en este espacio un nuevo carrete efectuándose las soldaduras antes mencionadas. A fin de evitar que la soldadura se dañe con las dilataciones y contracciones producidas por los cambios de temperatura, y tomando en cuenta la siguiente fase del proceso de construcción, es aconsejable que se suelden tramos de una longitud máxima de 3 km. E.- Pruebas hidráulicas. Esta prueba se hace con el objeto de asegurarse de la limpieza interior de la tubería; así como para investigar posibles fugas en la tubería y se efectúa en la forma expuesta a continuación: 1.- se corre un “diablo”, provisto de empaques de hule y cepillos de alambre, con aire comprimido, dentro de la tubería soldada, en tramos no mayores de 3 km, ya que se considera que a distancias mayores las copas de los “diablos “sufren desgastes excesivos no hacen la limpieza adecuadamente. Una vez que se suelta el “diablo” en el otro extremo se tapan las bocas de la sección probada y se le inyecta aire hasta una presión adecuada, manteniéndose dicha presión hasta que se haya investigado si hay fugas en las soldaduras, la cual se hace poniendo espuma de jabón, eliminándola posteriormente con agua. Rasquetear, pintar, esmaltar, envolver, protección anticorrosiva y protección catódica. Esta fase es una de las más importantes en la construcción de un oleoducto, por lo tanto debe efectuarse con sumo cuidado, pues como su nombre lo indica es proteger a la tubería de la corrosión. 35 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Esta se efectúa en forma mecánica, pero en ocasiones en las que no es posible meter la maquinaria se hace de forma manual. Primeramente es necesario que la línea este perfectamente seca para la limpieza de la tubería , en seguida se instala la maquina rasqueteadora y pintadora , la cual se corre por la tubería con ayuda de un tractor pluma , a una velocidad tal que deje la tubería completamente limpia y que la pintura quede completamente extendida. Para lavar los puntos que hayan quedado por cubrir especialmente las soldaduras se tapan a mano, para que la tubería no tenga contaminación con elementos extraños, se debe dejar sobre polines, y se le deja secar hasta que garantice una perfecta adherencia entre la tubería y el esmalte, o sea que cuando al manejar la pintura no manche, ni se adhiere a la mano, aviendose obtenido la plasticidad deseada se procede a esmaltar y envolver. Este recubrimiento debe hacerse de esmalte de base de alquitrán de hulla y cuya secuencia para la aplicación de este esmalte será: 1.- después de haber limpiado perfectamente de manera que no haya nada de grasa, tierra o polvo con rasquetees o cepillos y luego de haber aplicado una mano de pintura primaria, se aplica una capa de fibra de vidrio, luego la aplicación de una capa de esmalte, y por último se aplica una capa de felpa asfáltica. El sistema de este recubrimiento debe dar un espesor nominal de 3 / 32”, (tolerancia + 1/32”). Protección catódica, para eliminar la corrosión exterior de la tubería, esta deberá ser protegida catódicamente la cual se diseñara y construirá de forma adecuada, de una manera que 36 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Satisfaga las especificaciones que para tal objeto proporcionan los organismos anteriormente citados. La instalación del sistema de protección catódica de acuerdo con las especificaciones relativas, debe incluir la colocación de postes de amojamiento y registros a cada km siendo en los km nones postes fijos tipo R (chicos) y para los km pares postes fijo tipo RA (grandes para inspección aérea). F.-Excavación Las excavación de la sepa puede hacerse antes o después de la protección anticorrosiva según el criterio del ingeniero, es por lo general hacerlo después para evitar derrumbes. G.-Bajado de tubería. Antes de efectuarse esta fase es necesario hacer en la tubería una prueba eléctrica con el fin de determinar las fallas que haya dejado la maquina esmaltadora como poros, grietas, burbujas, etc., las cuales se retocaran con esmalte y recubrirán con fieltro asfaltico ya sea en forma de parche si la falla se encuentra en la parte superior del tubo o con una banda completa si está en la parte inferior. Estas fallas se localizan por medio de un detector eléctrico que dispone de un potencial de 2400 voltios mínimo el cual se corre por la tubería indicándonos por medio de un timbre y un foco rojo las fallas existentes las cuales se cubren inmediatamente. Una vez detectada y parchada es necesario inspeccionar la zanja , pues no debe tener puntos de concentración que dañen el revestimiento de la tubería , pasada esta inspección se efectúa el descenso , operación que debe hacerse con mucho cuidado empleándose para ello un tractor pluma provisto por un aparato que va corriendo por la tubería (bicicleta) y depositando la tubería sobre la sepa , en algunos casos como en curvas forzadas en las que se necesita jalar la tubería se utiliza una banda plana con el fin de no dañar la tubería . 37 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Esta fase se ejecuta durante el día en horas en que la temperatura es baja con el fin de que la tubería quede en compresión y no en tensión, siendo las horas más apropiadas las de la tarde o en su caso en las mañanas, cuando la tubería se encuentre mojada no es posible bajarla ya que el esmalte no se adhiere al detector marcando fallas inexistentes. H.-Recubrimiento. Una vez tendida la tubería en el fondo de la sepa se procede a taparla, usándose para ello un tractor, poniéndose todo el material sobrante sobre la sepa en forma de camellón. El relleno de la sepa es necesario hacerlo lo más próximo posible, para evitar flotación del tubo en caso de inundación así como los daños en la protección a causa de los cambios temperatura. 3.7.- Obras Especiales. Definición.- se consideran obras especiales aquellas que deben hacerse para que la tubería de conducción cruce obstáculos especiales tales como ríos , pantanos , carreteras o vías de ferrocarril y también a las obra que se realizan sobre la tubería para operación, como son las válvulas de seccionamiento, obras de desvió, trampas de diablos o de productos. 3.7.1.-Cruzamientos con carreteras o vías de ferrocarril. Los cruzamientos de las tuberías de conducción con carreteras o vías de ferrocarril, deberán hacerse con el proyecto respectivo, la línea de conducción deberá cruzar la carretera o vías de ferrocarril, dentro de tubo de protección “camisas”. El ducto y la camisa, serán concéntricos y se conservaran en esta posición por medio de aisladores y concentradores. El espacio anular entre la tubería de conducción y el tubo protector, ira sellado en los extremos del tubo, debiendo realizarse esta operación tan pronto como se haya introducido la línea dentro de la camisa, la camisa llevara orificios en los que se colocaran ventilas . 38 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Los agujeros sobre la tubería de protección “camisa” en los lugares en los que se localizan las ventilas, así como la soldadura de las mismas, deben hacerse antes de introducir la tubería dentro del ducto dentro de la “camisa”, para no dañar el recubrimiento anticorrosivo de la tubería. Para hacer estos cruzamientos, en todos los casos deberá utilizarse el sistema de túnel en vez de zanja de tal manera que la tubería de protección quede en un colchón mínimo de 1.50m.contado a partir del nivel de pavimento o base del riel. Cuando por circunstancias especiales se use el sistema de zanja para construir un cruzamiento, deberá tomar especial cuidado en el relleno, una vez bajada la tubería consolidando el material en capas no mayores a 15 cm. 3.7.2.-Cruzamiento de corrientes de agua. En los casos de que haya que cruzar corrientes de agua, arroyos, ríos, etc., por lugares que no haya puentes o estructuras que sean utilizadas para el caso, el cruzamiento se hará el tendido de tubería bajo el cauce de la corriente en forma semejante al tendido general del ducto, enterrándolo en el fondo a una profundidad mínima de 2m para garantizar que la línea quede fuera de la posible erosión del agua a todo lo ancho del cauce. En todos los casos se evitara la colocación de curvas tanto como horizontales como verticales en la zona del cauce procurando siempre que el tramo de tubería “lingada” de cruce, sea recto, con sus extremos bien empotrados en los bancos de los ríos o arroyos o en los taludes de los canales o drenajes. 3.7.3.-Válvulas de seccionamiento. Se instalaran una válvula en cada una de las estaciones de bombeo. Letreros de señalamiento se colocaran letreros de señalamiento del oleoducto en los cambios de dirección, en los cruzamientos de caminos o vías de acceso al derecho de vía, en las trampas de esferas y cada 500m de longitud en el desarrollo de la línea. Para realizar todo el procedimiento anterior, debemos dividir el mantenimiento del ducto en: Mantenimiento preventivo Mantenimiento correctivo Y así mismo conocer a fondo cada una de estas 39 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.8.- Mantenimiento preventivo Ductos. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos de tipo gravimétrico o electroquímicos debidamente separados, acondicionados, pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las características químicas de los productos transportados para monitorear la velocidad de corrosión interna uniforme y determinar los períodos de exposición. Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y comprobar su eficiencia. En caso de no tenerlo será necesario implementar un programa de acuerdo a los criterios indicados en la norma de referencia NRF-005-PEMEX-2000. Las corridas con diablo de limpieza deben cumplir con los procedimientos y las frecuencias que PEMEX indique. En todos los caso se debe utilizar de manera obligatoria equipos portátiles para la ubicación y detección de diablos, tanto en las trampas de envió y recibo como en el ducto. 3.8.1.-Protección catódica En la mayoría de los países industrializados, se estima que las pérdidas causadas por problemas de corrosión ascienden a un 2-3% del producto nacional bruto como mínimo. Los costos primarios de la corrosión incluyen el uso de recubrimientos protectores y otros métodos de control como la protección catódica. El resultado de la acción de la corrosión en plantas hace necesario: o o o o o o Reemplazar el equipo que se ha corroído. Considerar un sobre diseño por corrosión. Requerimientos de mantenimiento excesivo. Interrupción de la operación. Contaminación de productos (si la corrosión es interna). Daños al equipo instalado junto al que presenta fallas por corrosión. En el estudio de la corrosión figura en primer lugar, el aspecto económico que comprende las pérdidas de material producidas por el desgaste progresivo o ruptura repentina de tuberías, recipientes, componentes metálicos de máquinas, cascos de buques y estructuras marinas. En segundo término hay que considerar la conservación de los recursos naturales, aplicada en principio a los metales cuya reserva mundial es limitada y su consumo incluye las pérdidas de reservas de energía y agua que acompañan a la construcción y montaje de las estructuras metálicas. Es importante señalar el ahorro de recursos humanos y materiales en el rediseño y reconstrucción de los equipos atacados por la corrosión. Las pérdidas económicas pueden ser directas e indirectas; las primeras incluyen costos de reponer estructuras y maquinarias o sus componentes; tubos, condensadores, silenciadores de escape, tejidos metálicos, conductos y 40 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS tuberías, etc. Otro ejemplo es el repintado periódico de estructuras, o el costo de adquisición y mantenimiento de tuberías con una planta, por reposición de tubería corroída que genera cierto costo. Sin embargo si se produce un paro total de la planta como causa del daño ocasionado, implica un costo muy superior de perdida que se llega a producir por el derrame de producto en sistemas de transporte. Las pérdidas de rendimiento que ocurren como consecuencia de la formación de capas acumuladas de productos de corrosión que disminuyen la transmisión de calor, obstrucciones parciales que obligan a incrementar la capacidad de bombeo en las redes de ductos. La contaminación de productos es de gran trascendencia, por haber quedado indebidamente en contacto, ya sea con el medio ambiente o con los compuestos formados de las reacciones que involucran la corrosión. EL sobre diseño de las partes de recipientes de reacción, caldeas, tubos condensadores, vástagos de bombas de producción, tuberías enterradas, tanques de agua y estructuras marinas, por no conocer las velocidades de corrosión o por no confiar en los métodos de control, frecuentemente se proyectan a los equipos e instalaciones más robustas y costosas de lo requerido, de acuerdo a sus presiones de trabajo con objeto de asegurar su duración. Otros aspectos importantes son: • • • Falta de seguridad por explosiones, incendios o derrames de productos. Condiciones insalubres de trabajo. Agotamiento de los recursos naturales, etc. Cuando existe la corrosión se debe tomar acciones inmediatas donde la inspección indique que la protección catódica no es la adecuada de acuerdo a los requisitos establecidos en la norma de referencia NRF-047-PEMEX-2002. Estas acciones deben incluir lo siguiente: • Repara, reemplazar o ajustar los componentes del sistema de protección catódica. • Proveer una protección catódica adicional donde sea necesario. • Limpiar y aplicar recubrimiento en estructuras desnudas. • Reparar, reemplazar o ajustar las juntas aislantes o bridas aislantes. • Remover los contactos metálicos accidentales. • Reparar los dispositivos de aislamiento que se encuentren defectuosos. En los segmentos del ducto donde se hayan medido valores de potenciales tubo suelo por debajo del mínimo especificado (NRF-047-PEMEX-2002), se debe proceder a ajustar el sistema de protección, realizar su reforzamiento, instalando ánodos de sacrificio mediante soldadura de aluminotermia en áreas secas y soldadura húmeda en aquellos puntos donde el ducto este sumergido. 41 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Se debe mantener aislada eléctricamente las camisas existentes de protección de los ductos en los cruces con vías de comunicación para evitar continuidad y disminuir los problemas de corrosión en el ducto de transporte. Las acciones a tomar se deben efectuar conforme a los procedimientos revisados por PEMEX. Se debe instalar postes de registros en ambos extremos de la vía de comunicación con conexiones independientes entre el ducto y la camisa para realizar las pruebas de continuidad entre ambos. 3.8.2.- Derecho de vía. El derecho de vía debe conservar en lo posible las condiciones originales y servir de acceso adecuado a las cuadrillas de mantenimiento. Se deben conservar en buen estado los caminos de acceso al derecho de vía y a las instalaciones, con el propósito de garantizar eficiencia en acciones emergentes. Se debe mantener en buen estado las áreas adyacentes, cunetas, diques y otras obras de drenaje para proteger contra deslaves y erosión el derecho de vía. Todos los trabajos de mantenimiento que se realicen en el derecho de vía, deben ser supervisados por personal calificado y con pleno conocimiento de los riesgos inherentes a los productos, materiales y equipos que se manejan, así como la seguridad pública y del personal. 3.8.3.-Sistemas y dispositivos de seguridad. Se debe mantener el apriete (toque) recomendado por el fabricante en los espárragos de las conexiones mecánicas de los sistemas de ductos para prevenir fugas. Se debe efectuar un mantenimiento periódico al equipo, válvulas, reguladores, etc. La periodicidad mínima será la indicada por el fabricante o de acuerdo a lo especificado en el código de referencia ASME B31.8, Capitulo V, párrafo 851.2 0 equivalente. 3.8.4.-Señalización. Se debe conservar en buen estado la señalización y mantener actualizado el tipo de localización del derecho de vía. 3.8.5.- Instalaciones superficiales. Se deben tener en buen estado la protección anticorrosiva (recubrimientos) en las instalaciones superficiales, tal como lo establece la norma NRF-004-PEMEX-2000. Se deben conservar libes de maleza, escombro, materiales dispersos, basura, etc. 42 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Las cercas perimetrales y sus puertas de acceso se deben conservar en buen estado, así como los pisos de trabajo, escaleras y andadores. 3.9.- Mantenimiento Correctivo. 3.9.1.-Requisitos generales. Se debe contar con una base de datos que registre cada defecto o fuga, en donde se indiquen: localización, causa, tipo de reparación, etc. Esta información servirá de base para tomar medidas correctivas necesarias. Las reparaciones deben realizarse mediante un procedimiento calificado y aprobado por PEMEX, en el que será efectuado por personal calificado en el trabajo expuesto, utilizando maquinaria, equipos y materiales específicos para cada seguridad indicada en la especificación PEMEX IN.10.1.02. En caso de que el mantenimiento correctivo requiera de trabajos de biselado y contra biselado de la tubería, estos deben realizarse con maquina biseladora en frio o torno. No se permite la utilización de equipo de recorte oxiacetilénico. Todos los soldadores que lleven a cabo trabajos de reparación deben tener certificado vigente o en su defecto ser calificados en conformidad, además deben estar familiarizados con los requisitos de seguridad y con los problemas asociados con el corte y la soldadura de ductos que contengan y hayan contenido hidrocarburos. Se puede seguir las técnicas establecidas en el procedimiento de reparación, las cuales deben considerar la utilización de elementos tales como envolventes completas, selección de electrodos y procedimientos de soldadura apropiados. Aun cuando se realice una reparación con carácter provisional, como el uso de abrazaderas, se debe programar la reparación permanente o definitiva en el menor tiempo posible, a excepción de las situadas dentro de las clases de localización 3 y 4 que deben realizarse de inmediato, entendiéndose como reparación provisional, permanente y definitiva lo señalado en las definiciones de esta norma. Para las reparaciones donde se requiera realizar un excavación mayor a 2 metros, se deben de utilizar ademes y ataguías de acuerdo a lo establecido en la especificación PEMEX P.3.0135.132001. Para excavaciones menores a los dos metros en terrenos inestables, también se debe colocar ademes y ataguías. 43 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Todas las reparaciones deben llevar una adecuada protección anticorrosiva, con un recubrimiento de similares características a las que tiene el ducto. En todo trabajo de empaque y puesta en operación posterior a modificaciones o cambios efectuados por rehabilitación, operación o mantenimiento, se debe purgar el aire e inertizar el ducto, de acuerdo a procedimientos de PEMEX, para evitar la formación de mezclas explosivas. Después de una rehabilitación mayor, todas las instalaciones superficiales deben ser sometidas a: inspección visual (nivel 1), medición de dureza de campo y análisis de flexibilidad. 3.9.2.-Corrosión generalizada y localizada Para el caso de corrosión generalizada (exterior o interior), si el espesor de pared se ha reducido a un valor menor que el espesor mínimo, el contratista debe proponer las acciones necesarias para confirmar y en su caso corregir este defecto. Tratándose de corrosión localizada (exterior o interior), se debe tomar en cuenta la geometría del defecto y propiedades mecánicas del ducto para determinar la presión de operación máxima segura (P`) la cual está determinada por: P`= Pf x fCP Donde: Pf = Presión de falla. fCP = Factor de la capacidad permisible por presión interna para ductos que transportan gas y para ductos que transportan líquidos. Si P` es menor que presión máxima de operación se deben tomar las acciones de corrección del defecto. En caso de reparación se debe realizar un análisis de integridad mecánica para determinar el uso de camisas envolventes con o sin relleno epóxico, o esfuerzo no metálico. 3.9.3.-Reparaciones permeables en ductos. El método de reparación a utilizar es un ducto con disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico con o sin fuga, dependerá del tipo de anomalía. Si el ducto puede sacarse de operación será preferible realizar una reparación definitiva. En el caso de no poder dejar de operar el ducto se podrá optar por una reparación provisional, o por una reparación permanente. Si se opta por la operación provisional, se debe programar una reparación definitiva o permanente en el menor tiempo posible. Dichas alternativas de 44 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS reparación deben ser seleccionadas, también con base a un estudio técnico-económico y de costo-beneficio que garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o remanente. 3.9.4.-Esmerilado. Los daños mecánicos o imperfecciones superficiales deben ser reparados mediante esmerilado, en el cual su área base debe quedar suavemente contorneada. Se debe esmerilar por capas delgadas, tratando de formar una superficie parabólica. Al final de cada capa se debe medir por medio de ultrasonidos, el espesor de pared remanente. El esmerilado se permite hasta una profundidad del 10% del espesor de pared nominal. Posteriormente se debe aplicar la prueba de partículas magnéticas, en caso de indicaciones de grietas se debe esmerilar y medir nuevamente el espesor remanente. 3.9.5.-Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, ralladuras pueden ser reparadas con depósitos de metal de soldadura. El metal de soldadura utilizado en reparaciones debe ser del grado y tipo de la tubería que está siendo reparada. Una vez que el área a reparar se ha esmerilado y que se encuentra lisa, uniforme y libre de grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se procederá a la reparación por medio de soldadura de relleno. Los cordones de soldadura se deben colocar paralelos uno con respecto al otro, en la dirección circunferencial de la tubería. Se debe colocar un cordón de esfuerzo que circunde los cordones de soldadura anterior y finalmente se colocaran cordones de soldadura en la dirección longitudinal de la tubería, de manera que se forme una cuadricula con los cordones en dirección circunferencial pero que pueden circunscritos en el cordón de esfuerzo. Se debe efectuar una inspección radiográfica o ultrasónica de la reparación. Todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben ser calificados conforme a la NMX-B-482-1991. También deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad y otros problemas asociados con la soldadura sobre ductos que contengan hidrocarburos. La soldadura debe comenzar solo después de comprobarse que no existen atmosferas explosivas en el área de trabajo. 3.9.6.-Camisa de fuerza. Si no es posible dejar el ducto fuera de servicio, las reparaciones pueden realizarse mediante la instalación de una envolvente circunferencial metálica completa, soldada longitudinalmente y con un relleno que se a un buen transmisor de esfuerzos a la envolvente cuando el caso lo requiera. 45 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Para reparaciones de abolladuras, grietas que puedan ser consideradas reparables, debe usarse un material de relleno transmisor de esfuerzos para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo. Un tubo con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o al aplicar soldadura con arco eléctrico, debe ser reparado instalando envolventes soldables. La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando estas instalen únicamente para refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga fuga en el ducto. Se debe efectuar una inspección no destructiva por radiografiado o ultrasonido para garantizar la no existencia de defectos y se debe efectuar relevado de esfuerzos. Las envolventes circunferenciales completas, instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna, deben estar diseñadas para contener o soportar la presión de diseño o la máxima de operación del ducto que se va a reparar. Dicha envolvente será soldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La camisa debe extenderse por lo menos 100 mm (4plg) a cada lado del defecto o la mitad del diámetro, la dimensión mayor, siempre y cuando exista sanidad del tramo, con el propósito de asegurar que la camisa cumpla satisfactoriamente su función. Esta dimensión puede reducirse siempre y cuando se realice un estudio de integridad mecánica del daño. Como mínimo debe de tener el mismo espesor y especificación del ducto o su equivalente de ser habilitadas y colocadas previa limpieza a metal blanco. Si el espesor de la envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va hasta alcanzar un espesor igual al de la tubería. Si el ducto no se deja de operar durante una operación que involucre trabajos de soldadura, se debe realizar un análisis en el que participen las áreas de operación, mantenimiento y seguridad del área responsable del ducto, para garantizar que durante la reparación este se encuentre operando a un nivel seguro. Dicho análisis debe basarse como mínimo en los resultados de las inspecciones radiográfica o ultrasónica, pruebas no destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad como las indicadas en el código ASME B31.8 46 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS INCISO 851.4, B31.4 inciso 451.6 o equivalentes, con relación a los requisitos de seguridad del personal que haga estos trabajos. 3.9.7.- Camisa mecánica. Las camisas mecánicas son consideradas reparaciones provisionales que pueden realizarse mientras el crudo continuo en operación, por lo que debe programarse la reparación definitiva en el menor tiempo posible. Si una camisa mecánica se suelda al ducto, se considera como reparación permanente, y en este caso se debe efectuar una inspección radiográfica o ultrasónica de la reparación. La reducción de la presión del crudo mientras se efectúa la reparación permanente o definitiva, dependerá de las condiciones de operación y del diseño de la camisa mecánica. Sustitución de carrete. Si es factible que el crudo sea sacado de servicio, este se debe reparar cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo la anomalía y reemplazándolo con otro carrete de espesor de pared y grado similar o mayor, con una longitud no menor de un diámetro del tubo para diámetros mayores de de 168mm (6plg.) o 200 para diámetros menores. En la reparación de una sección del ducto mediante el corte y sustitución de la porción dañada, el carrete debe someterse a una prueba hidrostática como si se tratara de una tubería nueva. Esta prueba puede ser realizada antes de una instalación , aceptándose que se realice en fabrica siempre y cuando se cuente con la documentación correspondiente y se efectué el radiografiado u otras pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de una instalación. Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes deben ser examinadas al 100% por métodos no destructivos. 3.9.8.- Refuerzo no metálico. En el caso de que no exista fuga , una opción para reparación en lugar de utilizar la envolvente metálica saldada , puede ser la colocación de envolventes no metálicas (resina epoxica reforzada con fibra de vidrio), para dar reforzamiento del ducto debilitado por la corrosión exterior en metal base o por daños mecánicos. La utilización de envolventes no metálicas para la reparación de ductos con disminución de espesor por corrosión o con daños mecánicos , está sujeta que se demuestre que el producto soportara como mínimo la misma presión que soporta la tubería metálica así como ,que el producto este diseñado para trabajar en los rangos de temperatura y condiciones en los que opera el ducto. 47 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Inspección de soldaduras reparadas. Las soldaduras realizadas durante la reparación del ducto deben ser inspeccionadas radiográficamente al 100% ; si el procedimiento de reparación de reparación lo considera , adicionalmente , se puede utilizar otras técnicas como ultrasonido , líquidos penetrantes , partículas magnéticas , dureza y replicas metalografías. 3.9.9.-Documentación y registros entregables. Para efectos de mantenimiento preventivo se debe llevar un registro estadístico de todas las intervenciones, modificaciones, ajustes y cambios que se realicen a todas las instalaciones involucradas en esta actividad. Para el mantenimiento correctivo se debe entregar a PEMEX la documentación y registros generados durante el inicio , en el desarrollo y al finalizar el trabajo de reparación , como se indica enseguida : a) Procedimiento de reparación mediante: Esmerilado. Soldadura. Camisa de refuerzo. Refuerzo no metálico. Inspección de soldadura mediante PND (prueba no destructiva). Reparación de soldadura. Otros. b) Certificados de calificación del personal soldador. c) Documentación que compruebe la experiencia del personal técnico que efectuara la reparación. d) Certificados de calibración de equipo y maquinaria utilizada para la reparación de que se trate. 48 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS e) Registros de cada tipo de reparación. f) Planos o dibujos coordenadas. a escala de la reparación incluyendo la localización mediante g) Registro de pruebas hidrostáticas cuando aplique. h) Informe o reporte ejecutivo que incluya la memoria de los trabajos realizados, observaciones y recomendaciones. i) Radiografías y reportes radiográficos de las soldaduras , que incluyan las referencias necesarias para la identificación y localización de la junta de campo. 3.10.- “Diablos”. Estas herramientas se emplean para la limpieza de tuberías, la separación de fluidos de diferentes densidades a través de oleoductos, poliductos y gasoductos, el llenado o vaciado de líneas de y calibración y pruebas de hidrostáticas. También conocidos como “diablos”, los cuales son dispositivos que se insertan en una tubería y viajan a través de la longitud de la misma, conducidos por el flujo del producto. Cuando se observe un abatimiento del gasto que pudiera ser indicio de obstrucción en una tubería por acumulación de líquidos, polvos y otros materiales extraños, se efectúa una limpieza de la tubería en el tramo afectado, lo cual se realiza mediante la corrida de diablos. Cuando la limpieza se realice mediante la corrida de diablos y al mismo tiempo se realice la calibración de diámetro se deben tomar las precauciones siguientes: • • • • • • • • La fecha y hora para iniciar la operación. La velocidad a la que se desplazara el diablo (no debe ser mayor de 6 a 8 km/hr). La distancia del recorrido. El fluido que se utilizara en la corrida. Tipo de diablo. Puntos de detección para seguimiento de la herramienta. Hora estimada de llegada a la trampa de recibo. De ser posible, la cantidad estimada de material extraño. El personal de operación tendrá conocimiento cuando se realice una corrida de limpieza con diablos, a fin de que cada una de las instalaciones, que interconecte el ducto, tenga los medios de comunicación adecuados para que se lleve una coordinación eficiente durante el desarrollo de los trabajos. 49 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Cabe hacer mención, que por ningún motivo se dejara una herramienta o diablo atorado en la tubería, en caso de que sea así, se tendrá que hacer todo lo posible para recuperar la herramienta. Los escariadores o rasca tubos se fabrican en formas diversas, con cepillos de acero, paletas de corte o colectores planos para desprender las escamas de oxido, la arena, la basura, la parafina o cualquier otro material indeseable que penetre dentro de la tubería algunas veces también se emplean esferas de poliuretano para desplazar aceite y agua de las líneas .Estas pueden usarse en tuberías de cualquier diámetro, ya que su tamaño se puede ajustar inflándolas a través de una válvula. Para enviar o recibir los “diablos” se emplean las llamadas “trampas ”que son similares para ambas funciones salvo pequeñas variaciones en su disposición y componentes , ambas tienen una “cubeta “ o sección de mayor diámetro que el de la tubería para facilitar la recuperación o inserción del “diablo” y cuyo extremo tiene una puerta de acción rápida tipo escotilla . Además siempre tienen chimeneas de ventilación y salidas de drene así como una conexión lateral que en el envío recibe el nombre de “pateador”, pues al pasar el fluido a través de ella empuja el diablo hacia afuera de la trampa y lo incorpora al flujo, mientras que la conexión lateral de la trampa de llegada sirve para relevar o desalojar el fluido que llego a la trampa antes que el diablo. Actualmente los diablos se utilizan durante todas las fases en la vida de una tubería por muchas razones. Básicamente hay tres razones para correrlos en una tubería: 1.-Separar distintos fluidos. 2.- Limpieza e inspección interna. 3.-Drenado de la línea. En la actualidad existen diversos tipos d diablos como son: 50 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 3.10.1.-Diversos tipos de diablos convencionales. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. De copas de neopreno De espuma de poliuretano De una pieza Esferas de neopreno Diablos instrumentados Diablos de gel Diablo geómetra Diablos de acero • Diablos de copas, ensamblados por partes intercambiables. Se fabrican en tamaños desde 2” hasta 48”. • Diablos de poliuretano, moldeados con espuma de este material, con secciones de poliuretano sólido con cepillos de alambre integrados. • Diablos de una pieza, moldeados de poliuretano sólido en tamaños hasta 12”. • Esferas, de material plástico generalmente llenadas de glicol y agua, con la particularidad de poder inflarse hasta alcanzar el diámetro requerido. • Diablos instrumentados, que proporcionan la información acerca de las condiciones de la línea, así como el grado y localización de cualquier problema. • Diablos de gel, utilizados conjuntamente con diablos convencionales para optimizar tareas como, drenado, limpieza, y secado de la tubería. • Un diablo geometría es un dispositivo mecánico electrónico que se utiliza para la medición de las variaciones geométricas de la sección transversal a todo lo largo de la trayectoria de un ducto y que está diseñado para proporcionar información tal como: abolladuras, volamientos, radio de curva, ángulo de curva y ocasionalmente indicios de corrosión interna. • Los diablos de acero son para uso más duradero a largo plazo con cuerpos metálicos que se pueden configurar para resolver necesidades específicas: con tazones, discos, cepillos, imanes y raspadores. Esferas de neopreno Espuma de poliuretano De acero 51 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS De poliuretano solido Geómetra Los primeros diablos que se utilizaron se corrieron en oleoductos, con el simple objetivo de remover la parafina adherida a las paredes de la tubería, o la suciedad acumulada en su interior, logrando con esto mantener la continuidad del flujo. Sin embargo, el continuo avance en la tecnología, ha propiciado que en la actualidad el uso de los diablos se haya diversificado y los haya convertido en una herramienta indispensable para el mantenimiento y operación de los ductos. Cada línea de transporte es diferente en sus especificaciones de construcción, en el producto que transporta, en sus condiciones de operación, en su trazo y perfil, etc., de manera que la adecuada selección del diablo a utilizar dependerá de las necesidades particulares de cada sistema de transporte, y las operaciones deberán ser realizadas de acuerdo a un programa previamente preparado y ejecutadas por personal altamente capacitado observando las medidas de seguridad recomendadas para cada caso en particular. 3.10.2.-Frecuencia y velocidad de corridas. El propósito principal de una corrida de diablos es detectar la perdida de metal. Durante el tiempo de operación de una línea, la frecuencia de corridas de “diablos” y el número de ellos , dependerá de las condiciones existentes en la línea ; esto es de las condiciones de operación de cada sección de la línea , pues se necesita un tratamiento diferente como resultado de las diferentes acumulaciones en la tubería. 52 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Para programar las corridas de diablos deben efectuarse pruebas periódicas de eficiencia de flujo sobre cada sección del sistema de ductos. El costo de cada operación comparado con la variación en la eficiencia de flujo de la línea permitirá establecer el número óptimo de corridas, para alcanzar la máxima eficiencia al menor costo. Velocidad de corrimiento. Normalmente los “diablos” se corren a la misma velocidad que la corriente del flujo, antes de introducir el “diablo”; sin embargo, la velocidad más eficiente oscila para líneas conductoras de gas natural de 5 a 15 mph (8 a 24 km/hr) y para líneas conductoras de líquidos de 2 a 3 mph (3.2 a 16 km/hr).Esta velocidad puede verse afectada de un 3 a un 5 % menos si la conexión lateral de la “trampa” se encuentre abierta. Las expresiones para el cálculo de la velocidad de los “diablos” son las siguientes: • Para gas natural &' ( ) 460, 5.995 10#$ % • Para líquidos .01192 & ⁄ 3.11.-Sistemas de Bombeo. 3.11.1.- Tipos de Bombas. Las bombas tienen como función el adicionar energía a un fluido para que este tenga el desplazamiento necesario, y permita el flujo del fluido de un nivel más bajo a otro más alto, o de un medio de baja presión a otro de mayor presión. A las bombas las podemos clasificar de la siguiente manera: • Bombas centrifugas • Bombas reciprocas • Bombas rotatorias Dentro de este grupo de bombas cada una tiene una aplicación para cada tipo de fluido a manejar; así, tenemos que si necesitamos manejar poco gasto y altas presiones la bomba más 53 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS adecuada es la del tipo reciprocas; por el contrario. Si se desean manejar grandes volúmenes con presiones bajas y medias, una bomba de tipo centrifugo es más conveniente; para fluidos altamente viscosos se puede utilizar una bomba de tipo rotatorio. • Una bomba centrifuga es una maquina con un conjunto de álabes rotatorias encerradas dentro de una cubierta o “coraza". Estas álabes son los encargados de impartir fuerza al fluido, debido a la fuerza centrifuga que se ejerce . Este tipo de bombas son las más utilizadas, y por sus diversos usos, se clasifican por su: • Número de etapas.- Una bomba de etapa simple solo requiere de un impulsor • Etapa múltiple cuando tiene dos o más impulsores actuando en serie • Tipo de cubierta.- Puede ser en forma de voluta o espiral; de cubierta circular de sección transversal constante concéntrica con el impulsor o equipada con un difusor. • Posición de la flecha.- Normalmente con la flecha en posición horizontal; • colocada en forma vertical instalada en un pozo; o colocada en forma vertical sumergida en el pozo. • Succión.- Puede ser de succión simple con uno o más impulsores; o doble succión con uno o más impulsores dobles. • Bombas de tipo voluta. En este tipo, el impulsor descarga el líquido en una carcasa en forma de espiral, también se les conoce como bombas de “caracol”, en esta, la energía de velocidad se convierte en presión. • Las bombas de voluta simple son más económicas al producir energía debido a sus áreas abiertas alrededor del impulsor. Cuando una bomba de voluta simple opera a capacidades fuera de diseño, la presión no será uniforme, produciéndose un desgaste radial causado por sus elementos en contacto directo y en ocasiones fracturas o grietas. La sección radial está en función de la altura total de elevación y del ancho del diámetro del impulsor. 3.11.2.-Requisitos para la selección del sistema de bombeo. De la información en la hoja de datos, una bomba puede seleccionarse directamente del manual de construcción del fabricante. Se encuentran divididas en secciones, cada una en particular. Las gráficas de diseño muestran los rangos de capacidad y la carga (head) disponible. Las curvas de diseño individuales muestran la eficiencia y la carga neta en la succión. Los pasos a seguir son: • Esquematizar la bomba y el sistema de tubería, incluyendo válvulas, cambios de elevación, longitudes y diámetros de tubería. 54 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • • • Determinar la capacidad del sistema en galones por minuto GPM. Establecer la presión disponible de la bomba (NPSHA) y la presión requerida para el sistema Elaborar una gráfica de la carga estática total y las perdidas por fricción para diversas velocidades de flujo. Para una velocidad especifica, la carga (HEAD) al ser generado por la bomba o bombas, puede ser leída directamente de la curva de carga. 3.12.- Incremento de la Capacidad de un Sistema de Transporte (bombas) Frecuentemente se presenta la necesidad de incrementar la capacidad de transporte de un ducto, debido a un sin número de factores, como el desarrollo de campos o elevación de la demanda por ejemplo. Este incremento se puede conseguir por cualquiera de las alternativas que se mencionan a continuación. 1.-Instalación de estaciones intermedias booster de rebombeo.2 2.-Construcción de un tramo paralelo loop pudiendo ser este igual o mayor diámetro que el de la línea original. 3.-Sustitución de la línea original por otra nueva de mayor capacidad. • Analizando la primera alternativa: Incremento de la capacidad instalando estaciones intermedias de rebombeo. La capacidad de un ducto, cuando se emplea una sola estación de bombeo, en el origen se puede expresar de la siguiente manera: a.- Para flujo laminar. Se empleo la ecuación de Darcy en la que está incluido el factor de fricción. 64 R = f Quedando de la siguiente forma: f = (∆ p 1008 )Td 4 δµ L ∆p= Esta dada en lb/pg2. d= Diámetro de la tubería en pulgadas. 55 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS L= Longitud de la tubería en millas. µ= Viscosidad del crudo en centi_Stokes. δ= Densidad relativa del crudo adimencional. b.-Para el flujo turbulento. Para este caso se nos presenta la siguiente situación: El factor de fricción que se toma en cuenta es el de Blasius por ser el que más se acerca a la realidad. Tenemos: = f 0 . 3164 R 0 . 25 Donde: R = ∗ δ v ∗ d µ Reemplazando R se tiene: 0 . 3164 = f (v )(d )(δ ) 0 . 25 µ Que reemplazando en la ecuación de Darcy para flujo turbulento se tiene la siguiente expresión: Q = (∆ p 1 . 635 )T d δµ 4 . 750 0 . 250 1 L 1 . 75 Donde se tienen las mismas dimensiones que el flujo laminar. Conviene aclarar que en el caso que se considera, se supone una línea horizontal y que la perdida de presión P, es igual a la presión de trabajo de la tubería. Si el caso fuese de instalar una instalación de rebombeo booster a una distancia igual a la mitad de la longitud total, la capacidad de cada uno de los tramos y consecuentemente del ducto se incrementara a: a. Flujo laminar Q 2 = (2 )(∆ 1 . 008 p )T δµ d L 4 56 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS b. Flujo turbulento Q 2 (2 )(∆ p 1 . 008 δν = )d 4 0 . 250 1 . 75 Si se relacionaran las ecuaciones anteriores se tiene: a. Flujo laminar Q 2 Q 1 = 2 b. Flujo turbulento Q 2 0 . 572 = (2 ) = 1 . 457 ≈ 1 .5 Q 1 Esto nos da una idea clara de lo que resulta de instalar una estación de rebombeo y así tenemos el caso de que cuando transportamos un crudo de iguales características, con pérdidas de presión con cada uno de los tramos igual a la que se tiene en el ducto original y si la estación esta justamente a la mitad de la longitud total, la capacidad para el flujo laminar se duplica y para el flujo turbulento aumenta en casi 50%. La potencia que se requiere en las dos estaciones, es la siguiente: a. Flujo laminar Q 2 Q 1 = N b. Flujo turbulento Q 2 Q 1 = (n )0 . 572 La potencia total que se requiere para elevar la capacidad de transporte es: a.- Flujo laminar a.- Flujo turbulento (HP)2= (HP)1 (n)2 (HP)2= (HP)1 (n)2.75/1.75=(HP) (n) 1.5714 57 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • Analizando la segunda alternativa Cuando se presenta el caso de construcción de una línea paralela, en la deducción de la ecuación que relaciona los diferentes conceptos que intervienen en un sistema de líneas paralelas, se toma siempre en cuenta el concepto de líneas equivalentes que se define de la siguiente manera: Dos o más ductos son equivalentes cuando transportando fluidos de las mismas características con igual perdida de fricción tienen igual capacidad de transporte, es decir cuando se sustituye un ducto por otro equivalente, las condiciones de flujo no se alteran. Relación de diámetros y longitudes equivalente: Flujo laminar o viscosos d 1 d 2 4 L L = 1 2 Flujo turbulento d 1 d 2 4 L L = 1 2 Diámetro equivalente al de varias tuberías. Todas de igual longitud: d04= d14 + d24 +……………… dn4 Flujo laminar d02.714= d12.714 + d22.714+ ……………… dn2.714 Flujo turbulento Relación entre los diferentes conceptos que intervienen en el flujo a través de líneas paralelas: Flujo laminar: = X [d Q 1 Q 4 4 / d 1 ( 1 − 1 4 − d 2 2 )] − 1 Cuando d1= d2 X = 2 (Q 2 − Q 2 Q 1 ) Q 2 Flujo turbulento: X = [1 Q + (d 1 − 1 ) 2 . 714 2 / d 1 ] 1 . 750 − 1 58 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Cuando d1= d2 = X [1 1 . 425 − (Q 1 Q 2 )1 . 750 ] Cuando se requiere conocer la capacidad de transporte Q2 de un sistemas de líneas paralelas, después de construir un loop de diámetro d2 y longitud XL, (donde XL es un porcentaje de L) y se conoce la capacidad Q1de la línea original de diámetro d1 y longitud L. Flujo laminar 4 d Q 2 = Q 1 1 + X 4 1 4 d1 − d 2 − 1 Cuando d1= d2 Q2 = Q1 (2 + x ) 2 Flujo turbulento Q1 Q2 = 1 X 1 2 . 714 − 1 . 750 1 + (d 2 d 1 ) 1 . 750 1 ÷ 1 Cuando d1= d2 1 1 .425 1.750 Q 2 = Q1 1 . 425 − x La relación de diámetros d1/d2 que se requiere para elevar la capacidad de transporte de una línea. Q1 a un gasto Q2, constituye un loop de una longitud XL será: Flujo laminar d2 x = − 1 d 1 (q 2 q1 ) − 1 Flujo turbulento 59 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS d2 x = d1 (Q2 Q1 )1.75 −1+ x 1 1.750 −1 1 2.714 La capacidad de Q2que se alcanza cuando se construye un ducto paralelo de diámetro d2 y longitud igual a la de la tubería original es: Flujo laminar d4 Q2 = Q1 4 1 4 d1 + d2 Flujo turbulento Q 2 = Q1 (d 2 d 1 ) 2 .714 a) En el caso de la tercera alternativa, la sustitución de la línea original por otra de mayor diámetro, dependerá fundamentalmente de los siguientes factores: b) Estado físico actual del ducto (tubería, recubrimientos, válvulas, etc.). c) Capacidad actual de transporte e incremento que se requiere. d) Si es definitivo o transitorio el requerimiento de aumento en la capacidad de transporte. e) Balance económico que permite determinar cargos unitarios de transporte. De acuerdo con estos factores se decide sustituir la línea, se debe emprender un nuevo diseño. Significado de los literales empleados en este capitulo D1= Diámetro interior de la línea original. D2= Diámetro interior del loop. L1= Longitud del tramo 1. L2= Longitud del tramo 2. X= Longitud del loop expresado en fracción decimal del ducto original. Q1= Gasto original. Q2= Gasto correspondiente al sistema de líneas paralelas. PH1= Potencia original. PH2= Potencia con dos o más estaciones de rebombeo. n= Número de estaciones de bombeo, incluyendo la estación original. 60 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPÍTULO 4.- CASO PRÁCTICO 4.1.- Diseño y construcción del oleoducto Poza Rica – Querétaro Condiciones de operación y características del aceite a transportar. Gasto a manejar 2 50 000 bpd Longitud de la línea 327.12 km Densidad relativa del aceite ligero (peso específico) 0.872 Viscosidad (µ) 14.38 cts. Altura inicial de acuerdo con el perfil topográfico 75 m Altura final 1825 m de acuerdo con el perfil topográfico Presión mínima de succión Ps (evitar vaporización) 50 Kg /cm2 Diámetro (d) supuesto 28 Plg 4.2.- Procedimiento. 1.- Por medio del perfil topográfico calculamos la diferencia de alturas entre; la ciudad de Poza rica (origen) y la ciudad de Querétaro (destino), para determinar tipo de flujo. ∆0 01 2 0 ∆0 1825 2 75 1750 ; En pies son: 5741.46 ft *Tenemos un flujo ASCENDENTE 2.- Considerando esta altura, se determina la columna hidrostática a vencer. 0 0 89$: 8: 175 2169.53 ∆0 5 67 10 5 67 ; 14.22 2488 ; .875 3.- Para determinar el diámetro requerido para un gasto de 250000 bpd a las condiciones indicadas, se calcula el Número de Reynolds, suponiendo un diámetro de 28 Plg a) Q= 250 000 bpd 61 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS b) c) > > )250 000,)5.61, 1402500 1 = ⁄ 1402500 5843.5 1 = ⁄0 16.2326 1 = ⁄ 24 0 3600 ? @A B D=28plg/12= 2.33ft ? .==A C D B d) # LM 4.27 1 8E.=EFG H ⁄IJ' B.9 FG A @ NJO P Q # LM • 3.80 1⁄ 2.331 3.8 1⁄ 54.43 ⁄1 = .008407123 ⁄1 2 # LM 57474.05373 Con el número de Reynolds y la ayuda de la grafica de Moddy determinamos el factor de fricción y con el diámetro supuesto la rugosidad y la caída de presión; para así determinar el diámetro real de la tubería. R ; rugosidad = S .000065 Factor de fricción = .012 4.- Determinando la caída de presión obtenemos: ∆ .0013 % 1 T - Fr= factor de fricción (adimencional) P=densidad absoluta (⁄1 = ) L=longitud (ft) V=velocidad (1⁄) D=diámetro supuesto (Plg) 62 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ∆ .0013 % . 012 54.43 ⁄1 = 1073228.35 1 )3.80 1⁄, 28 ∆ 469.9636 ∆ 469.9636 203.6 2.3047 / 5.- La caída total de presión a vencer es: ∆ 0 ∆ Ps = 50 Kg /cm2; 711.16 ∆ 711.16 2169.53 469.9636 3350.66 6.- Con estos datos podemos calcular el diámetro real de nuestro ducto, sustituyendo en la siguiente fórmula: Y . 06056 1 T W X V% ∆ 2 ). 433 T ∆0, . 06056 .012 .872 6.258: 203.26 V% 3350.66 2 ). 433 .872 5741.46, Y 19.6 ~ 20 *El diámetro a utilizar será de 20 plg; el cual es un diámetro comercial. 7.- Con este diámetro calcularemos el espesor requerido para esta tubería y se calcula utilizando la fórmula de Barlow. 2 63 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS T= espesor mínimo (Plg) Ps= presión de succión () D=diámetro (Plg) S=esfuerzo mínimo de cedencia (52000 ) F=factor de diseño =es de clase 4 = .4 E=factor de junta (tubo sin costura)=1 T=factor de expansión térmica (temp. menor de 250° F)=1 711.16 20 2)52000, .4 1.0 1.0 .34 .34 .125 1.15 .53 8.- Con este espesor calculamos la presión máxima de operación que soportara la tubería; usando la siguiente fórmula: 2 * Fc * Spe * t * Ft PMO = Fs * d 7[ 2 .4 52000 .56 1.0 1.0 20 7[ 1164.8 *como: 7[ 1164.8 Es mayor que Ps = 711.16 9.-Calculamos el # de estaciones de bombeo # . 3350.66 ∆ 2.87 \ 3 7[ 1164.8 64 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 10.- Calculo de la segunda estación de bombeo se calcula de la siguiente manera, ya que la primera se localiza en el origen. 2 . km 0.00 113.62 227.24 ]^_ ∆`G abOOcI 88EB.dOe ]O'A Oe 8E.Bd8 / abOOc ]O'A 70.675 En km = 113.62 altura 75m 2101 2383 Trazando la localización de nuestras bombas, podemos darnos cuenta que el número de estaciones de bombeo, es mayor al calculado teóricamente. 65 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Ruta a seguir del oleoducto Poza Rica, Veracruz a la Cuidad de Querétaro. Punto A (origen) = Poza Rica, Veracruz. Punto O (destino)= Cd. De Querétaro. 66 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Perfil topográfico Poza Rica, Veracruz – Cd. De Querétaro. Perfil Topografico Poza Rica Queretaro 3000 2900 2800 2700 2600 2500 2400 2300 2200 2100 2000 1900 1800 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 alturas 0 102030405060708090100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 350 11.- Calculo de las válvulas de seccionamiento. 327.12 f 10.90 30 30 \ 10 De acuerdo a nuestro cálculo se deben colocar 10 válvulas de seccionamiento a lo largo de nuestra tubería, pero por norma estas se colocan según la trayectoria del oleoducto, antes y después de cruzar poblados, arroyos, ríos, cruces de ferrocarriles, carreteras, etc. Y en poblados o ciudades grandes se colocaran por lo menos cada 5 km. 67 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Longitud en Km 0,0 # de válvulas seccionamiento 0 .36 .46 .50 .62 .88 1.09 1.22 1.54 1.74 1.95 2.11 2.68 3.0 3.79 6.00 10.60 15.68 15.98 16.97 19.65 22.84 23.48 26.48 29.33 30 1 2 1 2 2 1 1 1 1 1 2 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 32.16 1 32.29 49.05 51.00 1 2 1 51.24 53.50 57.72 58.33 60.00 62.08 1 1 1 1 1 1 de Descripción Población Inicio de ruta Poza Veracruz rica Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de rio Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de puente Cruce de tren Cruce de tren Cruce de carretera Desvió de tubería Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Válvula por cada 30 km Inicio de poblado “Coronel Tito Hernández ” Fin de poblado Cruce de rio Inicio de poblado “san Pedro Petlacotla ” Termino de poblado Cruce de carretera Inicia poblado Termina poblado Válvula a cada 30 km Cruce de carretera 68 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 65.50 67.28 67.81 68.80 69.64 71.39 73.32 84.29 90 96.01 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 100.58 120.00 132.20 138.05 150.00 157.38 1 1 1 1 1 1 158.68 162.23 163 1 1 1 165.10 166.88 171.57 180.00 183.91 185.38 1 1 1 1 2 1 185.72 186.70 191.17 191.80 192.78 1 1 1 1 2 196.51 197.22 208.08 209.30 210 212.86 215.98 1 1 1 1 1 1 2 Cruce de carretera Cruce de carretera Inicio de poblado Termino de poblado Cruce de rio Inicio de poblado Termino de poblado Cruce de carretera Válvula a cada 30 km Inicio de poblado “agua blanca” Termino de poblado Válvula a cada 30 km Cruce de carretera Cruce de carretera Válvula a cada 30 km inicio de poblado Hidalgo “Actopan” Cruce de carretera Cruce de carretera Por ser un poblado grande c/5km Termino de poblado Cruce de carretera Cruce de carretera Válvula a cada 30 km Cruce de carretera Inicio de poblado “progreso de obregón” Cruce de carretera Termino de poblado Inicio de poblado “” Cruce de carretera Termino de poblado y Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Válvula a cada 30 km Cruce de carretera Cruce de carretera 69 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 216.43 1 217.19 217.87 219.09 225.03 227.09 227.72 228.16 228.89 238.74 1 1 1 1 1 1 1 1 2 240 252.49 254.49 257.57 262.41 266.85 267.53 267.81 270 270.92 272.06 273.66 276.58 279.42 279.91 280.94 285.22 287.16 1 1 2 2 2 1 1 2 1 2 2 2 1 2 2 2 2 1 287.71 288.38 289.02 2 1 2 289.70 290.54 292.65 295.46 1 1 2 2 295.63 1 Inicio de poblado “el Márquez” Cruce de carretera Cruce de carretera Termino de poblado Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de laguna “Buenavista” Válvula a cada 30 km Cruce de carretera Cruce de carretera presa Cruce de carretera Querétaro Poblado Termina poblado Cruce de carretera Válvula a cada 30 km Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera laguna Cruce de carretera laguna Inicia poblado “Galindo” Cruce de carretera Termino de poblado Cruce de carretera e inicio de poblado “arcilla” Cruce de carretera Termino de poblado Cruce de carretera Inicio de poblado “La D” y Cruce de carretera Termino de poblado 70 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 299.50 300 308.23 320.48 2 1 1 1 322.10 324.09 324.98 325.59 326.58 326.75 326.90 327.05 327.12 1 1 1 1 2 1 1 1 1 Cruce de carretera Válvula cada 30 km Inicia poblado Inicia la ciudad de “Querétaro” Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Cruce de carretera Llegada al destino *De acuerdo a la trayectoria del oleoducto se colocaran 151 válvulas de seccionamiento. 12.- Numero de trampas de diablos Se colocan según se considere necesario para operación y mantenimiento del ducto, dimensiones de acuerdo al Anexo “D” de la Norma de referencia. Con anclajes y soportes adecuados para evitar transmisión de esfuerzos a las instalaciones. Se prueban con la operación del sistema y bajo las mismas condiciones. De acuerdo al capítulo anterior, para nuestro caso utilizamos la ecuación de líquidos teniendo como datos: D= 20plg Q= 250 000 bpd Solución: .01192 & ⁄ .01192 )250 000/ 20 , 7.45 1⁄ 71 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 13.-Derecho de vía Trazo preliminar del Derecho de Vía. Retrasó y verificación en su caso. Documentación legalizada de la franja que constituye el DDV Dimensionar el Derecho de Vía conforme a la Normatividad establecida: • • • • De 4” a 8 “ de diámetro – 10 m. De 10” a !8” de diámetro – 13 m. De 20” a 36” de diámetro – 15 m. De 42” de diámetro a mayores – 25 m. • • • • Construcción de terracerías Conformación del ancho de la franja del DDV Áreas de almacenamiento de tubería y materiales Caminos de acceso hacia carreteras principales, vías férreas, fluviales Obras de arte requeridas de acuerdo a la topografía del terreno *El derecho de vía (DDV) es la franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de hidrocarburos. 72 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPITULO 5.- ANÁLISIS ECONÓMICO DE RENTABILIDAD. Para realizar un proyecto con una inversión o capital determinado, se necesita un plan económico a seguir, el cual tiene como fin el producir un bien o servicio de utilidad a la persona, empresa o sociedad. 5.1.- Proyecto. Decisión sobre el uso de recursos con el fin de incrementar, mantener o mejorar la producción de bienes o prestaciones de servicios. Se materializa por lo general en una obra física. Normalmente su ejecución se financia con gastos de capital o inversión y su operación con gastos corrientes o de funcionamiento. Es una decisión de inversión que implica uno de recursos públicos en obras físicas cuya finalidad es incrementar, mantener o recuperar capacidad del estado de producir bienes o servicios. - Objetivo del proyecto Se refiere a toda la serie de pasos que tienen que llevarse a cabo para desarrollar el proyecto, constan de diversas etapas que tienen que ser completadas. Dentro de un proyecto puede haber uno o más objetivos, los cuales pueden encontrarse en diferentes etapas del proyecto. Proyecto de Inversión Un proyecto de inversión es un plan que, asignado de determinado capital, producirá un bien o servicio de utilidad para una persona o para la sociedad. Con el término “plan” se indica que el proyecto se estructura, analiza y considera en todos sus aspectos. Requiere de un análisis multidisciplinario por parte de personas especializadas en cada uno de los factores que participan y afectan al proyecto. Proyectar significa: planificar, lo cual implica el análisis detallado de todas y cada una de las disciplinas que intervienen en el proyecto. 5.2.- Etapas de los proyectos de inversión 1.- Estudio legal: referido a las condiciones de salubridad, seguridad ambiental, régimen de promoción industrial, etc. 2.- Estudio de mercado: dimensión de la demanda, calidad, precio, comercialización, competencia, etc.3.- Ingeniería de proyecto: análisis de las técnicas a adoptar en base a los equipos a utilizar, tecnologías apropiadas, distribución de equipos en la planta, posibles problemas técnicos, etc. 4.- Tamaño y localización: análisis de la infraestructura requerida para satisfacer la demanda, disponibilidad de mano de obra, ubicación física, considerando costos de transporte, etc. 73 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 5.- Magnitud y estructura de la inversión: se refiere al volumen y discriminación del capital que se necesita para la inversión. 6.- Financiamiento: referido a las distintas fuentes a las que se recurrirá por el capital prestado cuando el propio no es suficiente. 7.- Estudio económico financiero: ordenar y sistematizar toda la información referida al aspecto monetario, que surge de las etapas anteriores, estructuradas a modo de cuadros analíticos, que serán estudiados en la etapa siguiente. 8.- Evaluación económica y financiera: análisis de la información proveniente de la etapa anterior. 5.3.- Conceptos básicos Para la realización de un estudio socioeconómico debemos tener en cuenta ciertas definiciones como son: Gasto.-Es todo el flujo de efectivo que se refleja en caja de la empresa para el pago de salarios, servicios, compra de insumos, etc. Costo.-Es el flujo de efectivo de la empresa más los gastos contables: depreciación de los equipos los gastos, servicios y productos proporcionados por otras entidades corporativas, en caso de pertenecer a una corporación realizada a favor de la empresa tales como servicio médico, telecomunicaciones, transporte, combustibles, etc. Precio.-Es el monto del producto del servicio proporcionado por la empresa, se establece de acuerdo al comportamiento de mercado y debe cumplir con las expectativas tanto de la empresa, como las del cliente. Precio unitario.-Son aquellos que conoce el cliente y debe contener los conceptos de costos, riesgos y utilidad. Englobados, deberán ser iguales al precio establecido por el órgano de gobierno de la organización. Utilidad.-Es la diferencia entre el costo de la empresa y el precio establecido al cliente, se manejan cantidades absolutas o en porcentajes. Cotización.-Es el documento con el cual el proveedor o el contratista oficializan el detalle del servicio, material u obra, así como el precio, condiciones de pago y tiempo de entrega. Presupuesto.-Son los gastos de la empresa en cuanto a las necesidades propias y a los servicios prestados al cliente, estos pueden ser proyectos de inversión, ordenados y calendarizados de acuerdo con los lineamientos emitidos con la misma empresa y las dependencias gubernamentales. Riesgo.-El costo de uno o varios eventos no programados que actúan en contra de los intereses de la empresa, estos pueden ser desde déficit de tiempo hasta siniestros de gran magnitud con pérdidas humanas. Si los riesgos son del conocimiento de la empresa de acuerdo con las características de la intervención que se va a ejecutar, deberán ser calculados y considerados tanto en la cotización como en los programas operativos, sin embargo, existen riesgos internos imponderables que afectan los resultados de la empresa. Por esta razón deberán calcularse e incluirse en el programa operativo y en el costo. 74 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Evaluación económica.-Estrictamente, lo que el administrador financiero precisa para evaluar las ventajas de una inversión en su flujo de efectivo, medir la rentabilidad de los negocios es el fin último del análisis financiero; para lograrlo es necesario contar con un flujo de efectivo: Cuánto dinero se compromete como inversión y cuanto se recobra periodo tras periodo como retribución a lo invertido. Inversión inicial.-Comprende todos los gastos que se realizan desde que se piensa por primera vez el proyecto, hasta que el proyecto está listo para comenzar a producir bienes o servicios para los que fue concebido. Costo del capital.-Es la tasa a la cual se pagan los interese por el uso del capital que se invierte. Esta tasa es la que se acuerda con la institución que financia el proyecto, si el capital es propio y su costo es la tasa a la que ganaría intereses en una inversión alternativa de mínimo riesgo y máxima liquidez, como pudiera ser un fondo de inversión. Valor Presente Neto (VPN).-Es la diferencia entre los ingresos netos y la inversión inicial, todos en valor actual, también conocido como valor presente neto del flujo de efectivo. Tasa Interna de Retorno (TIR).-Es la tasa hasta donde podría ascender el costo del capital para que la ganancia fuera cero. Tasa de Rendimiento.-Es la tasa a la que ganaríamos intereses en un banco ficticio, para obtener el mismo rendimiento que nos da la inversión inicial en el proyecto. Razón Beneficio-Costo.-Es el cociente del valor actual de los ingresos netos, entre la inversión inicial. Costo de Operación y Mantenimiento.-Operar y mantener un negocio implica sostener una plantilla de personal de diversas especialidades y propósitos. Costos de Producción.-También llamado costo del proceso, simplemente se refiere al costo de hacer algo. El método que se utiliza para el costo de producción de un barril de crudo es el mismo que se emplea para calcular el costo de transportar un millar de pies cúbicos de gas, el caso del barril de petróleo descubierto o incorporado a la reserva, el costo por metro perforado, etc. Para lo cual, es prioridad determinar las mejores opciones de rentabilidad del proyecto, en el cual se utilizan indicadores de rentabilidad como son: • Valor futuro. Es el valor de una cantidad dentro de cierto tiempo o periodo a una tasa de interés i Determinada. Donde: F= valor futuro P= Valor presente F=P (1 +i) ^n I = tasa de interés N= periodo • La inversión inicial C Comprende todos los gastos que se realizan desde que se piensa por primera vez en el Proyecto, hasta que el proyecto está listo para comenzar a producir los bienes o servicios para los que fue concebido. 75 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS • El costo del capital i Es la tasa de interés que se paga por la cantidad que se invierte. Esta tasa es la que se acuerda con la institución que financia el proyecto; si el capital es propio, su costo es la tasa a la que ganaría intereses en una inversión alternativa de mínimo riesgo y máxima liquidez (Fondo de inversión). • La vida económica n Es el número de periodos estimado como la duración de los activos que integran la Inversión inicial. • Los ingresos brutos. Se obtienen multiplicando el volumen de ventas por el precio neto unitario. • Los costos de operación y mantenimiento. Son sólo las erogaciones requeridas para el funcionamiento y conservación del negocio (Personal, accesorios, combustibles, telecomunicaciones, seguros, etc.) Sin incluir la Amortización de la inversión inicial, en el caso de PEMEX se maneja el 15% de la inversión inicial. • Los ingresos netos K =I _ n Son la diferencia entre los ingresos brutos y los costos de operación y mantenimiento. • Ganancia o Valor Presente Neto (VPN). La ganancia G, es la diferencia entre los ingresos netos y la inversión inicial, todos en Valor actual. A esta ganancia también se la llama Valor Presente Neto del flujo de Efectivo (VPN). = i 8 h 2 6 g = )1 , )1 ,i 1 )1 , • Razón beneficio / costo Rbc Es el cociente del valor actual de los ingresos netos (It), entre la inversión inicial “C”. Ljk lm lm 6 l8 l l= li h = )1 , )1 ,i 1 )1 , • Tasa de Rendimiento (r). Ljk )g 6, 6 Es la tasa a la que ganaríamos intereses en un banco ficticio, para obtener el mismo Rendimiento que nos da “C” en el proyecto 76 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS R = (1+i) n)g 6,⁄6 2 1 o • Tasa Interna de Retorno ir t Es la tasa hasta donde podría ascender el costo del capital para que la ganancia fuera cero. 6 ∑ivw8 qr qs mtu n La obtención del valor de ir t tiene que hacerse por ensaye y error, ya que es un Polinomio de grado “n”. 5.4.- Evaluación económica de rentabilidad para el oleoducto: Poza Rica – Querétaro Datos Longitud del ducto= 327.12 Km.= 327120.00 m. Costo por metro lineal del ducto (1998)= 3200.24 Inflación promedio de 1998 al 2010= 5.66 Valor futuro del costo por metro lineal de la tubería El valor de la instalación del ducto por metro lineal para el año 1998 era $ 5720.74 pesos. Dicho precio incluye válvulas de seccionamiento, estaciones de bombeo, tubo, protección, instalación, ingeniería, fletes anticorrosivos e inspección radiográfica. A este precio se le calcula y suma la inflación por año. * Inflación por año: año 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total Inflación % 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 60 77 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Para el 2010 el metro de tubo cuesta 60% más de lo que costaba en el año 1998, la inflación por año fue del 5 % Se calcula el costo del tubo para el 2010 Costo de tubería por metro lineal en el año 1998 Operación: Costo de tubería por metro lineal en el año 1998 es: $ 5720.74 $ 5720.74 x 60 % = $ 3432.44 $ 3432.44 + $ 5720.74 = $ 9153.184 Costo de tubería por metro lineal al año 2010 es de: $ 9153.184 Calcular la Inversión Inicial: $ 9153.184 x 327120.00 metros = $ 2994189550 pesos Calcular el costo de Operación y Mantenimiento: Se maneja el 15 % del valor de la inversión inicial $ 2994189550 pesos - 15 % = $ 254506118 pesos El 15 % es de 449128432.5 Calcular el Ingreso Bruto o Real: Se considera que para este caso el costo del barril es $ 60 dls y el valor de la extracción del Petróleo por cada barril es de $ 6 dls, por lo tanto: Costo por barril – Costo de Extracción por barril = Ingreso por barril $ 60 - $ 6 = $ 54 dls Se maneja una producción de 250 000 barriles por día: 250 000 BD x 365 días (año) = 91250 000 BPA (Barriles Por año) 91250 000 BPA x $ 54 dls = 4927500 000 dls El ingreso real, en moneda nacional (cotizando el precio del dólar en $ 12 pesos) será: $ 4927500 000 dls x 12= $ 15 913 000 000 pesos Calcular el Ingreso Neto: 78 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS Ingreso Neto = Ingreso Bruto – Gastos de Operación y Mantenimiento Ingreso Neto = $ 15 913 000 000 pesos - $ 254506118 pesos Ingreso Neto = $ 15658493880 pesos Con los valores anteriores se determinan los índices de rentabilidad. (Ver tabla). VPN (20 Anos) = 2488.67091 Es lo que se ganara a futuro. Razón Beneficio-Costo = 53.07988436 Por cada peso que se invierte, se obtiene una Ganancia de $ 53 pesos. Tasa de Rendimiento = 34 % Tasa Interna de Retorno (TIR) = 625 % EL PROYECTO ES ECONOMICAMENTE RENTABLE AÑO 0 1 INGRESOS NETOS (I) TASA DE INTERÉS (i) n (1 + i ) 4 1.5913E+1 0 254506118 1.5658E+1 0 1.5913E+1 0 254506118 1.5658E+1 0 12940904033 1.331 1.1764E+1 0 27175898469 3.894E+10 1.4641 1.0695E+1 0 4.9635E+1 0 1124081288 6 24181716919 3.5946E+1 0 4.6641E+1 0 1.000000831 1.000000042 0.10000005 15913000000 254506118 15658493880 0.1 1.1 1423499443 6 1423499443 6 I / (1 + i )n SUMA ACUM In / (1 + i )n INVERSIÓN INICIAL ( C ) GANANCIA(VPN) (G=In C) 2994181550 2994181550 VPN 2488.67091 RAZÓN BENEFCOS(Rbc) 1.00000083 1 TASA DE RENDIMIENTO ® 3 1591300000 0 254506118 1565849388 0 INGRESOS BRUTOS GASTOS OP. Y MTO. 2 1.1 1.21 79 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 5 6 7 8 9 10 11 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.61051 9722692737 5.9358E+10 1.771561 8838811579 6.8197E+10 1.9487171 8035283254 7.6232E+10 2.14358881 7304802958 8.3537E+10 2.35794769 6640729962 9.0178E+10 2.59374246 6037027238 9.6215E+10 2.85311671 5488206580 1.017E+11 5.6364E+10 6.5203E+10 7.3238E+10 8.0543E+10 8.7183E+10 9.322E+10 9.8709E+10 12 13 14 15 16 17 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 3.13842838 4989278709 1.0669E+11 3.45227121 4535707917 1.1123E+11 3.79749834 4123370834 1.1535E+11 4.17724817 3748518940 1.191E+11 4.59497299 3407744491 1.2251E+11 5.05447028 3097949537 1.2561E+11 1.037E+11 1.0823E+11 1.1236E+11 1.1611E+11 1.1951E+11 1.2261E+11 18 19 20 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 1.5913E+10 254506118 1.5658E+10 5.55991731 2816317761 1.2842E+11 6.11590904 2560288874 1.3098E+11 6.72749995 2327535340 1.3331E+11 1.2543E+11 1.2799E+11 1.3032E+11 80 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS CAPÍTULO 6.- CONCLUSIONES El transporte de hidrocarburos por ductos, es uno de los sistemas más eficientes, ya que ayuda a reducir costos y tiempo en el traslado del producto de un lugar a otro por lo que se debe diseñar, Construir y dar un mantenimiento adecuado a la red de ductos que se encuentra ubicados a lo largo del territorio nacional, para así poder tener en el país un sistema de ductos más eficientes. En cualquier empresa de la industria petrolera, el sistema de transporte, almacenamiento, distribución de hidrocarburos y sus derivados es parte medular de la cadena de valor, sin la continuidad entre sus procesos no hay generación de valor agregado, la continuidad del flujo del petróleo se genera, los 365 días del año, las 24 horas del día, una riqueza y vida productiva a la nación. Aun cuando la producción declina, la demanda energética tiende a subir en el país. Frente a ello, no queda duda de que la demanda por transporte y almacenamiento crecerá en el futuro. Por todo esto se concluye que la red nacional de ductos debe modernizarse y extenderse, aplicando nuevas tecnologías para aumentar la eficiencia de la misma, reduciendo los costos y aumentando la rentabilidad, lo cual se reflejara principalmente en la economía del país. 81 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS BIBLIOGRAFÍA 1.- “Transporte de Hidrocarburos por Ductos”, Francisco Garaicoechea, Apuntes UNAM 2.- Transporte de hidrocarburos, Bernal Huicochea Cesar Andrés, 1990, UNAM 3.- Transporte de hidrocarburos, López Ortiz Oscar, 1990, UNAM 4.- Trazo preliminar y localización del oleoducto Minatitlán-Salina Cruz, Portas Ríos Alfonso, 1949, UNAM 5.- Nuevo oleoducto Poza Rica-Cd. Madero, Chacón Mendoza Ramón, 1975, UNAM 6.- IFIBAP, Alberto Carlos Alba Carrizales, 19 de septiembre del 2004 7.- Apuntes del seminario de Transporte de Hidrocarburos por Ductos 8.- WWW.PEMEX.COM 82 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS ANEXOS 83 TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS POR DUCTOS 84