CD-2869.pdf
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO Y DIAGNÓSTICO DEL USO ADECUADO DE ACCESORIOS, BRIDAS, VÁLVULAS, TUBERÍAS EN LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE GAS, AGUA Y PETRÓLEO PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS TERÁN RODRÍGUEZ LEONARDO FLORENTINO [email protected] DIRECTOR: ING. JOSÉ CEPEDA, MSc [email protected] Quito, Abril de 2010 ii DECLARACIÓN Yo, Terán Rodríguez Leonardo Florentino, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. Leonardo Florentino Terán Rodríguez iii CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Leonardo Florentino Terán Rodríguez, bajo mi supervisión. Ing. José Cepeda, Msc DIRECTOR DE PROYECTO iv AGRADECIMIENTO Agradezco primero a mi Dios Jehová, por estar conmigo siempre, espero poder seguir los pasos de Jesús quien se deleitaba en hacer Su voluntad, yo quiero esforzarme por poder hacer lo que Él nos pide en Proverbios 27:11, porque así como Jesús regocija siempre el corazón de su Padre, yo también quiero hacerlo. A mis padres José y Nelly, por su apoyo y paciencia, a mis hermanos Yanela y Darlin, con quienes siempre puedo contar. Sin la ayuda del Ingeniero José Cepeda este trabajo no hubiera sido posible por lo que le agradezco infinitamente. Al Ingeniero Raúl Valencia ya que el siempre trataba de inculcarnos valores y principios en las aulas de clase, y en general a todos los profesores, quienes me transmitieron los conocimientos que ellos tienen sobre esta profesión. A mis amigos, Lenin, Andrés y Xavier, quienes son incondicionales. Y a una amiga especial, que aunque he podido conocerla mejor hace poco, es un ejemplo para mí de poner primero el Reino de Dios y después el resto, gracias Dayana. Leonardo Terán v DEDICATORIA Mi vida y todo lo que ella encierra, incluyendo este proyecto, está dedicada a Jehová, el Creador del Universo. Leonardo Terán vi ÍNDICE CAPÍTULO 1 ...................................................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES ACCESORIOS Y TUBERÍAS INSTALADOS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UN CAMPO PETROLERO ................................................. 1 1. 1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN.......................................................................................... 1 1.1.1 MÚLTIPLES ...................................................................................................................... 1 1.1.2 SEPARADORES .............................................................................................................. 2 1.1.3 TANQUES ........................................................................................................................ 2 1.2 CÓDIGOS DE TUBERÍAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES. ............................................. 3 1.2.1 AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME) B31, CÓDIGOS PARA PRESIÓN DE TUBERÍAS.......................................................................................................... 4 1.2.2 ASME SECCIÓN II, ESPECIFICACIONES DE MATERIAL............................................. 5 1.2.3 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API) .................................................................. 6 1.2.4 AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (ASTM) ................................. 7 1.3 COMPONENTES DE TUBERÍA ............................................................................................... 8 1.3.1 INTRODUCCIÓN A LOS COMPONENTES DE TUBERÍA .............................................. 8 1.3.3 TUBERÍA. ....................................................................................................................... 10 1.3.3.1 Tamaños de tubería............................................................................................................... 11 1.3.3.2 Especificaciones de material ................................................................................................. 13 1.3.3.2.1 Materiales resistentes a la corrosión.............................................................................. 13 1.3.4 ACCESORIOS DE TUBERÍA ......................................................................................... 14 1.3.4.1 Uniones soldadas a tope ....................................................................................................... 15 1.3.4.2 Uniones roscadas .................................................................................................................. 15 1.3.5 BRIDAS .......................................................................................................................... 16 1.3.5.1 Tipos de Bridas ...................................................................................................................... 17 1.3.5.1.1 Bridas de Cuello (Weld Neck Flanges) .......................................................................... 17 1.3.5.1.2 Bridas de enchufe (Socket-Weld Flanges) ................................................................... 17 1.3.5.1.3 Bridas Roscadas (Threaded Flanges) ......................................................................... 18 1.3.5.1.4 Bridas Lap Joint (Lap-Joint Flanges) ........................................................................... 19 1.3.5.1.5 Bridas Corredizas (Slip-on Flanges) ............................................................................ 19 1.3.5.1.6 Bridas Ciegas (Blind Flange) ....................................................................................... 20 1.3.5.7 Normas ASME dimensionales para bridas ............................................................................ 21 1.3.6 VÁLVULAS ..................................................................................................................... 21 1.3.6.1 Funciones básicas de las válvulas......................................................................................... 22 1.3.6.1.1 Permitir el paso de un flujo o detenerlo ........................................................................ 22 1.3.6.1.2 Regular o limitar el flujo................................................................................................ 23 1.3.6.1.3 Evitar el retorno del flujo .............................................................................................. 23 1.3.6.1.4 Regulación de presión y/o gasto .................................................................................. 23 1.3.3.1 Normas y códigos para válvulas ............................................................................................ 25 1.3.6.2.1 Normas ASME ............................................................................................................. 25 1.3.6.2.2 Especificaciones API ................................................................................................... 25 1.3.6.2.3 Normas API.................................................................................................................. 26 1.3.6.3 Tipos de válvulas ................................................................................................................... 26 1.3.6.3.1 Válvula de compuerta (Gate valves) ............................................................................ 27 1.3.6.3.2 Válvula de compuerta (Gate valves) ............................................................................ 29 1.3.6.3.3 Válvula Check (Check valves) ..................................................................................... 30 1.3.6.3.4 Válvula de Aguja (needle valve)................................................................................... 32 1.3.6.3.5 Válvula de Seguridad (Pressure relief valve) ................................................................ 33 1.3.6.3.6 Válvula de Relevo (Discharge valve) ........................................................................... 34 1.3.6.3.7 Válvula Macho o válvula de Tapón (Plug valves)......................................................... 35 1.3.6.3.8 Válvula de Bola (Ball valves)........................................................................................ 35 1.3.6.3.9 Válvula de Diafragma (Pinch or diaphragm valves) ..................................................... 36 1.3.6.3.10 Válvula de Control (Control valves)............................................................................ 37 CAPÍTULO 2 .................................................................................................................................... 39 DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES DE TRABAJO DE LOS ACCESORIOS Y TUBERÍAS COMO PRESIÓN, TIPO DE FLUIDO, TEMPERATURA, ETC. ...................................................... 39 2.1 CAMPO LAGO AGRIO ........................................................................................................... 39 2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO ........................................................................................ 39 2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................... 39 vii 2.1.3 PRODUCCIÓN LAGO AGRIO ....................................................................................... 40 2.2 PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO ............................................................................ 41 2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ........................................................................ 43 2.2.1 VISCOSIDAD.................................................................................................................. 44 2.2.2 VISCOSIDAD ABSOLUTA O DINÁMICA ....................................................................... 44 2.2.3 VISCOSIDAD CINEMÁTICA .......................................................................................... 45 2.2.4 DENSIDAD, VOLUMEN ESPECÍFICO Y PESO ESPECÍFICO ..................................... 45 2.3 REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS: LAMINAR Y TURBULENTO .......... 46 2.3.1 VELOCIDAD MEDIA DE FLUJO .................................................................................... 47 2.3.2 NÚMERO DE REYNOLDS ............................................................................................. 47 2.4 CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL ÁREA LAGO AGRIO.............................................. 48 2.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ................................................. 50 2.6 ECUACIÓN GENERAL DE ENERGÍA TEOREMA DE BERNOULLI ..................................... 50 2.6 MEDIDA DE LA PRESIÓN ..................................................................................................... 52 2.6.1 PRESIÓN BAROMÉTRICA ............................................................................................ 53 2.6.2 PRESIÓN MANOMÉTRICA ........................................................................................... 53 2.6.3 VACÍO ............................................................................................................................. 53 2.6.4 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO................................................................................. 53 2.7 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN .............................................................................................. 54 2.7.1 FLUJO NATURAL........................................................................................................... 55 2.7.2 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................................... 56 2.7.3 BOMBEO ELECTROSUBERGIBLE ............................................................................... 58 2.7.4 BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL) ......................................................................... 59 2.7.1.1 Diagrama de flujo................................................................................................................... 59 2.8 INSTALACIONES DE SUPERFICIE ...................................................................................... 61 2.8.1 SEPARADORES ............................................................................................................ 62 2.8.2 TANQUES ...................................................................................................................... 63 2.8.3 EQUIPOS Y LÍNEA DE GAS .......................................................................................... 63 2.8.3.1 Separador .............................................................................................................................. 63 2.8.3.2 Scrubbers (Depuradores) ...................................................................................................... 63 2.8.3.3 Compresores ......................................................................................................................... 64 2.8.4 EQUIPOS DE REINYECCIÓN DE AGUA ...................................................................... 64 2.8.4.1 Bombas de Transferencia o Booster ..................................................................................... 65 2.8.4.2 Bombas de alta presión ......................................................................................................... 65 2.8.4.3 Tubería y accesorios instalados en la reinyección de agua................................................... 66 2.9 CORROSIÓN ......................................................................................................................... 66 2.9.1 TIPOS DE CORROSIÓN ................................................................................................ 66 2.9.2 PÉRDIDA DE PESO CAUSADA POR CORROSIÓN. ................................................... 67 2.9.3 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS ........................................................ 68 2.9.4 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR CLORUROS ........................................................ 68 2.9.5 CONTROL DE LA CORROSIÓN. .................................................................................. 69 2.9.6 APLICACIÓN DE NACE MR-01-75. ............................................................................... 70 2.9.7 MONITOREO DE CORROSIÓN .................................................................................... 70 2.9.7.1 Observación directa ............................................................................................................... 70 2.9.7.1.1 Sin Corrosión ................................................................................................................. 71 2.9.7.1.2 Corrosión Superficial Definida........................................................................................ 71 2.9.7.1.3 Ataque Metálico Poco Profundo..................................................................................... 71 2.9.7.1.4 Picado o Acanalado ....................................................................................................... 71 2.9.7.1.5 Ampollas o Descamado ................................................................................................. 72 2.9.7.1.6 Rajaduras o Agrietamientos ........................................................................................... 72 2.9.7.2 Muestras para comprobación de corrosión............................................................................ 72 2.9.7.2.1 Cupones......................................................................................................................... 72 2.9.7.2.2 Sujetadores y Aisladores ............................................................................................... 72 2.9.7.2.3 Sujetadores y Aisladores ............................................................................................... 73 2.9.7.2.4 Interpretación de los Resultados.................................................................................... 73 2.9.7.2.5 Rendimiento del Inhibidor .............................................................................................. 74 2.9.7.3 Monitoreo de corrosión en los equipos de operación ............................................................ 74 2.9.7.3.1 Probetas de Resistencia Eléctrica ................................................................................. 74 2.9.7.3.2 Conjunto de Probeta Galvánica ..................................................................................... 75 2.9.7.3.3 Medidores de Polarización Lineal .................................................................................. 75 2.9.7.3.4 Toma de Lecturas .......................................................................................................... 75 2.9.7.3.5 Picaduras Metálicas ....................................................................................................... 76 viii 2.9.7.3.6 Remoción de la Probeta................................................................................................. 76 2.9.7.3.7 Probetas de Hidrógeno .................................................................................................. 76 2.9.7.3.8 Inspección Ultrasónica ................................................................................................... 76 2.9.7.3.9 Radiografía .................................................................................................................... 77 2.9.7.3.10 Inspección de Partículas Magnéticas........................................................................... 77 2.9.7.3.11 Inspección con Tintura Penetrante .............................................................................. 77 2.9.7.3.12 Registros ...................................................................................................................... 77 2.9.8 EJEMPLOS DE INSPECCIÓN VISUAL Y MEDICIÓN DE ESPESORES EN EL DISTRITO AMAZÓNICO. ........................................................................................................ 77 2.9.8.1 Línea de flujo LAG 17 Año 2007 ............................................................................................ 77 2.9.8.2 Línea de flujo LAG 17 Año 2009 ............................................................................................ 79 2.9.8.3 Power Oil ............................................................................................................................... 81 CAPÍTULO 3 .................................................................................................................................... 84 SELECCIÓN DE TUBERÍAS Y ACCESORIOS PARA LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN UN CAMPO PETROLERO.............................................. 84 3.1 GENERALIDADES ................................................................................................................. 84 3.1.1 DEMARCACIÓN ENTRE SISTEMAS CON DIFERENTES CLASES DE PRESIÓN. ... 84 3.1.2 CONSIDERACIONES DE CORROSIÓN. ...................................................................... 85 3.2 DISEÑO DE TUBERÍA ........................................................................................................... 86 3.2.1 GRADOS DE TUBERÍA ................................................................................................. 86 3.2.1.1 Servicio de hidrocarburo no corrosivo ................................................................................... 86 3.2.1.2 Servicio de hidrocarburo corrosivo ........................................................................................ 87 3.2.1.3 Servicio para fisuración bajo tensión por sulfuros.................................................................. 87 3.2.2 DIMENSIONES, CRITERIO GENERAL ......................................................................... 88 3.2.3 CRITERIOS DE DIMENSIONES PARA LÍNEAS DE LÍQUIDO ..................................... 89 3.2.4 CRITERIO DEL DIMENSIONAMIENTO PARA LAS LÍNEAS DE GAS DE UNA FASE 91 3.2.4.1 Ecuación general de caída de presión................................................................................... 92 3.2.4.2 Caída de presión empírica ..................................................................................................... 93 3.2.4.2.1 Ecuación de Weymouth ................................................................................................. 93 3.2.4.2.2 Ecuación de Panhandle ................................................................................................. 94 3.2.4.2.2 Ecuación de Spitzglass .................................................................................................. 95 3.2.4.3 Ecuación de la velocidad del gas........................................................................................... 96 3.2.5 CRITERIOS DE DIMENSIÓN PARA LÍNEAS DE DOS FASES GAS/LÍQUIDO. .......... 97 3.2.5.1 Velocidad erosional ............................................................................................................... 97 3.2.5.2 Velocidad mínima .................................................................................................................. 99 3.2.5.3 Caída de presión ................................................................................................................... 99 3.2.6 ESPESORES DE PARED DEL TUBO ......................................................................... 100 3.2.7 CONEXIONES DE ACOPLE ........................................................................................ 101 3.2.8 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD .................................................................................... 102 3.2.9 DISPOSICIONES DE INICIO DE OPERACIÓN .......................................................... 104 3.3 SELECCIÓN DE VÁLVULAS ............................................................................................... 104 3.3.1 GENERALIDADES ....................................................................................................... 104 3.3.2 SUGERENCIAS PARA LA APLICACIÓN DE CIERTOS TIPOS DE VÁLVULAS ....... 105 3.3.2.1 Válvulas de bola .................................................................................................................. 105 3.3.2.2 Válvulas de compuerta ........................................................................................................ 105 3.3.2.3 Válvulas macho o de tapón ................................................................................................. 106 3.3.2.4 Válvulas de mariposa .......................................................................................................... 106 3.3.2.5 Válvulas de globo ................................................................................................................ 107 3.3.2.6 Válvulas de diafragma ......................................................................................................... 107 3.3.2.7 Válvulas de aguja ................................................................................................................ 107 3.3.2.8 Válvulas check ..................................................................................................................... 108 3.3.3 DIMENSIÓN DE VÁLVULAS ........................................................................................ 109 3.3.4 CLASES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE VÁLVULAS ....................................... 110 3.4 ACCESORIOS Y BRIDAS .................................................................................................... 111 3.4.1 GENERALIDADES ....................................................................................................... 111 3.4.2 ACCESORIOS SOLDADOS ......................................................................................... 112 3.4.3 ACCESORIOS ATORNILLADOS ................................................................................. 112 3.4.4 CONEXIONES RAMIFICADAS .................................................................................... 112 3.4.5 BRIDAS ........................................................................................................................ 113 3.4.5.1 Generalidades ..................................................................................................................... 113 3.4.5.2 Protectores de bridas........................................................................................................... 114 ix 3.4.5.3 Pernos y tuercas .................................................................................................................. 114 3.4.7 REQUERIMIENTOS ESPECIALES PARA SERVICIOS DE FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS ................................................................................................. 115 3.4.8 PREVENCIÓN DE EROSIÓN ...................................................................................... 115 3.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN .................................................................. 115 3.5.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL .................................................................................. 116 3.5.2 PRODUCCIÓN ESPERADA EN LA ESTACIÓN LAGO NORTE ................................. 116 3.5.2.1 Declinación de la producción ............................................................................................... 116 3.5.2.2 Incremento de la producción con los nuevos pozos ............................................................ 118 3.5.2.2.1 Producción de los nuevos pozos ................................................................................. 118 3.5.2.2.2 Suma de la proyección de la producción en condiciones actuales y con los nuevos pozos .......................................................................................................................................... 120 3.5 CÁLCULO DE LA LÍNEA DE FLUJO .................................................................................... 121 3.5.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 121 3.5.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 124 3.6 CÁLCULO DE LÍNEA PARA BOMBEO HIDRÁULICO ......................................................... 125 3.6.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 125 3.6.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 126 3.7 CÁLCULO DE LÍNEA PARA REINYECCIÓN DE AGUA ...................................................... 127 3.7.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 127 3.7.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 128 3.8 CÁLCULOS EN LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................ 129 3.8.1 LÍNEAS DE GAS .......................................................................................................... 129 3.8.1.1 Línea de separador a scrubber ............................................................................................ 130 3.8.1.1.1 Tubería......................................................................................................................... 130 3.8.1.2 Línea de gas de scrubber a compresor ............................................................................... 132 3.8.1.2.1 Tubería......................................................................................................................... 132 3.8.1.3 Línea de separador a mechero ............................................................................................ 133 3.8.1.3.1 Tubería......................................................................................................................... 133 3.8.1.4 Válvulas, bridas y accesorios para las líneas de gas........................................................... 134 3.8.2 LÍNEAS DE CRUDO ..................................................................................................... 135 3.8.2.1 Línea del múltiple a separador ............................................................................................ 135 3.8.2.1.1 Tubería......................................................................................................................... 135 3.8.2.1.2 Válvulas, bridas y accesorios ....................................................................................... 138 3.8.2.2 Línea de separador a tanques ............................................................................................. 139 3.8.2.2.1 Tubería......................................................................................................................... 139 3.8.2.2.1 Válvulas, bridas y accesorios ....................................................................................... 140 3.8.2.3 Cálculo de válvulas de alivio ................................................................................................ 140 CAPÍTULO 4 .................................................................................................................................. 146 ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA APLICACIÓN DEL PROYECTO ....................... 146 4.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 146 4.2 ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO ............................................................................... 146 4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ......................................................................... 146 4.3.1 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS ....................................................... 146 4.3.2 EVALUACIÓN DEL COSTO - BENEFICIO .................................................................. 147 4.3.2.1 Análisis del costo – beneficio por unidad ............................................................................. 147 4.3.2.2 Análisis del costo – beneficio según costo total ................................................................... 149 4.4 RESUMEN DE COSTOS EN GENERAL ............................................................................. 151 CAPÍTULO 5 .................................................................................................................................. 154 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................................ 154 5.1 CONCLUSIONES................................................................................................................. 154 5.2 RECOMENDACIONES ........................................................................................................ 155 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.............................................................................................. 156 ANEXOS ........................................................................................................................................ 157 x ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Estadísticas de pozos Lago Agrio ................................................................................... 40 Tabla 2.2: Producción histórica del Campo Lago Agrio ................................................................... 41 Tabla 2.3: Producción histórica Lago Agrio Norte............................................................................ 42 Tabla 2.4: Características del crudo Lago Agrio .............................................................................. 49 Tabla 2.5: Análisis físico-químico del agua de formación ................................................................ 50 Tabla 2.6: Máximas presiones de trabajo para las diferentes clases (T = -20ºF -100ºF, Acero al carbono) ........................................................................................................................................... 54 Tabla 2.7: Tipos de levantamiento Lago Agrio ................................................................................. 55 Tabla 2.8: Línea de flujo pozo a estación ........................................................................................ 56 Tabla 2.9: Unidades del sistema Power Oil del Campo Lago Agrio, Estación Lago Norte ............. 60 Tabla 2.10: Pozos productores com bombeo hidraúlico que aportan a la estación Lago Norte ..... 60 Tabla 2.11: Tuberías, válvulas y accesorios de 1 bomba Power Oil. .............................................. 60 Tabla 2.12: Instalaciones en el área Lago Agrio .............................................................................. 61 Tabla 2.13: Capacidad de separadores del área Lago Norte. ......................................................... 62 Tabla 2.14: Capacidad de tanques del área Lago Norte. ................................................................ 63 Tabla 2.15: Compresor de gas en la estación Lago Norte .............................................................. 64 Tabla 2.16: Bombas Booster en la estación Lago Norte ................................................................. 65 Tabla 2.17: Funcionamiento actual de las bombas del sistema de reinyección de agua. ............... 66 Tabla 2.18: Tubería, válvulas y accesorios en reinyección de agua ............................................... 66 Tabla 2.19: Guía cualitativa para la pérdida de peso por corrosión del acero ................................ 68 Tabla 2.20: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 ................................. 78 Tabla 2.21: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 ................................. 80 Tabla 2.22: Datos de la inspección visual de la línea Lag 34 .......................................................... 82 Tabla 3.1: Factores de compensación típicos .................................................................................. 89 Tabla 3.2: Producción esperada en la Estación Norte ................................................................... 116 Tabla 3.3: Cronograma de perforación para 2008 ......................................................................... 118 Tabla 3.4: Cronograma de perforación para 2009 ......................................................................... 118 Tabla 3.5: Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte ............................................... 119 Tabla 3.6: Producción diaria esperada en Lago Norte................................................................... 120 Tabla 4.1 Comparación de costos por unidad ............................................................................... 148 Tabla 4.2 Comparación de costos totales ...................................................................................... 149 Tabla 4.3 Costos en el campo y estación de producción............................................................... 151 xi ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Variedad de componentes usados en un arreglo de tubería ----------------------------------- 9 Figura 1.2: Brida de Cuello ------------------------------------------------------------------------------------------- 17 Figura 1.3: Socket-Weld Flanges ----------------------------------------------------------------------------------- 18 Figura 1.4: Brida Roscada -------------------------------------------------------------------------------------------- 19 Figura 1.5: Brida lap joint con stub end --------------------------------------------------------------------------- 19 Figura 1.6: Brida Corrediza ------------------------------------------------------------------------------------------ 20 Figura 1.7: Brida ciega ------------------------------------------------------------------------------------------------ 20 Figura 1.8: Válvula reductora de presión ------------------------------------------------------------------------- 24 Figura 1.9: Válvula de compuerta y sus partes principales -------------------------------------------------- 28 Figura 1.10: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago ascendente ------------------ 28 Figura 1.11: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago no ascendente -------------- 29 Figura 1.12: Válvula de globo y sus partes principales -------------------------------------------------------- 30 Figura 1.13: Válvula de retención----------------------------------------------------------------------------------- 30 Figura 1.14: Partes principales de la válvula de Retención de pistón ------------------------------------- 31 Figura 1.15: Partes principales de la válvula de Retención de balanceo --------------------------------- 31 Figura 1.16: Partes principalesde la válvula de Retención a) Horizontal de Levantamiento y b) Vertical de Levantamiento -------------------------------------------------------------------------------------------- 32 Figura 1.17: Válvula de aguja y sus partes principales -------------------------------------------------------- 33 Figura 1.18: Válvula de seguridad y sus partes principales -------------------------------------------------- 33 Figura 1.19: Válvula de Descarga y sus partes principales -------------------------------------------------- 34 Figura 1.20: Válvula macho y sus partes principales ---------------------------------------------------------- 35 Figura 1.21: Válvula de Bola y sus partes principales --------------------------------------------------------- 36 Figura 1.22: Válvula de Diafragma y sus partes principales ------------------------------------------------- 36 Figura 1.23: Válvula de Control y sus parte principales ------------------------------------------------------- 37 Figura 1.24: Válvula de Mariposa y sus partes principales --------------------------------------------------- 38 Figura 2.1: Ubicación del Campo Lago Agrio -------------------------------------------------------------------- 40 Figura 2.2: Balance de energía para dos puntos de un fluido ----------------------------------------------- 51 Figura 2.3: Relación entre las presiones manométrica y absoluta ----------------------------------------- 52 Figura 2.4: Mecanismos de empuje de agua y gas ------------------------------------------------------------ 56 Figura 2.5: Descripción del Bombeo Mecánico ----------------------------------------------------------------- 57 Figura 2.6: Descripción del bombeo electrosumergible ------------------------------------------------------- 58 Figura 2.7: Diagrama de Bombeo Hidráulico (Power Oil) ---------------------------------------------------- 59 Figura 3.1: Ejemplo de sistema que denota el cambio de clases de presión de bridas y válvulas - 85 Figura 3.2: Tipo de válvula de alivio en la estación Lago Norte ------------------------------------------- 142 Figura 3.3: Esquema de válvula de alivio pilotada ----------------------------------------------------------- 145 xii Simbología A = Área de la sección transversal de tubería u orificio en metros cuadrados (pies cuadrados) Am = área mínima de flujo de la sección transversal del tubo requerida, plg2/1000 barriles de líquido por día. B = coeficiente promedio de la expansión térmica a temperaturas de operación normalmente encontradas (aproximadamente 7.0*10-6 pulgadas/pulgada/ºF para tubos de acero al carbono; para un número exacto ver ASME B31.3). BIPD = Barriles inyectados por día BPD = Barrilaes por día BPPD = Barriles de petróleo por día BAPD = Barriles de agua por día c = constante empírica. Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula con una caída de presión de 1 psi). D = diámetro externo de la tubería como se ve las tablas de normas o especificaciones. di = Diámetro interno de tubería di,min = Diámetro interno mínimo de la tubería ∆P = caída de presión ∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo. ∆T = cambio de temperatura, ºF. E = factor de calidad. f = factor de fricción de Moody, adimensional. g = constante gravitacional (generalmente 32.2 pies/segundo2). GPM = rata de flujo del líquido, galones por minuto. γl = gravedad específica del líquido (agua = 1) γg = gravedad específica del gas (aire = 1). L = longitud Le = longitud equivalente Lm = longitud, millas. MPCPD= Mil pies cúbicos por día xiii MMPCPD = millones de pies cúbicos por día µ′ Viscosidad absoluta en libras/pie-segundo µ Viscosidad absoluta (dinámica) en centipoises µ Viscocidad de la mezcla centipoises P = presión PCPD = Pies cúbicos por día P1 = presión de entrada, psia. P2 = presión de salida, psia. Ql = rata de flujo de líquido Qg = rata de flujo del gas Re = Número de Reynolds, adimensional. Rs = relación gas/líquido, pies3/barriles a condiciones normales. Rp = velocidad de la bomba, revoluciones/minuto. ρ Densidad del fluido en libras/pie3 ρl = densidad del líquido, lb/pies3. ρg = densidad del gas, lb/pies3. ρm = densidad de la mezcla gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3. S = valor de tensión para el material correspondiente. t = espesor de pared T1 = temperatura de flujo, ºR. U = distancia de anclaje, pies (distancia de la línea directa entre anclajes). υ Velocidad media de flujo en metros por minuto (pie/minuto) Volumen específico de fluido en metros cúbicos por kilogramo (pie3/libra) V = Velocidad media de flujo en pies/minuto υl = velocidad de flujo de líquido, pies/segundo. υg = velocidad del gas, pies/segundo. υe = velocidad de erosión, pies/segundo. W = líquido total más taza de vapor, lbs/hr. ω Caudal en kilogramos por minuto (libra/minuto) Y = coeficiente, válido para t D/6 y para los materiales mostrados. Z = factor de compresibilidad del gas. xiv RESUMEN En este proyecto de titulación “ESTUDIO Y DIAGNÓSTICO DEL USO ADECUADO DE ACCESORIOS, BRIDAS, VÁLVULAS, TUBERÍAS EN LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE GAS, AGUA Y PETRÓLEO” se han analizado diferentes aspectos del área Instalaciones de Superficie, así: En el capítulo 1, se hace una descripción de lo que compone una instalación de superficie en un campo petrolero, enfocándose en las tuberías, válvulas y accesorios, que son el objeto de estudio de este proyecto. Se dan detalles de los diferentes códigos, especificaciones y normas bajo los cuales deben ser construidos e instalados. En el capítulo 2, se presentan los sistemas de producción, y las condiciones en las que se trabajan en la estación Lago Norte, se detalla su ubicación geográfica, las instalaciones de superficie con las que cuenta, su producción histórica, las propiedades del crudo. Se presenta además una explicación de las propiedades físicas de los fluidos, los regímenes de flujo y el teorema de Bernoulli. Se habla finalmente de corrosión, la forma de monitorearla. En el capítulo 3, se habla de la selección de tuberías y accesorios, primero se presentan los criterios y ecuaciones para dimensionar las tuberías cuando se trabaja con líquido, gas o líquido y gas, también se presentan criterios para escoger las diferentes válvulas y accesorios. Luego con los datos del capítulo 2 y con una proyección de la producción se calcula los tamaños de las líneas, se seleccionan las respectivas clases de presión y se dimensionan las válvulas. En el capítulo 4 se presenta un análisis técnico-económico haciendo una comparación de costos que representaría seleccionar una determinada línea. En el capítulo 5 Para finalizar se pueden observar recomendaciones del presente estudio. las conclusiones y xv PRESENTACIÓN Una mala aplicación tanto de tuberías como accesorios reportan pérdidas económicas y situaciones de alto riesgo por cuanto en los sistemas de producción y tratamiento de petróleo se utiliza alta presión, temperatura, haciendo de esta industria una de las de mayor riesgo, por lo que se debe realizar una selección adecuada de los elementos que conforman las facilidades de producción Este trabajo no tiene como fin diseñar las diferentes líneas de la estación de producción, sino, a base de los diferentes parámetros a los que trabaja dicha estación, verificar si las tuberías y sus componentes están correctamente seleccionadas También tiene como fin presentar los criterios que se utilizan para realizar la selección, para no correr riesgos y que técnicamente se trabaje sin problemas. La aplicación de las normas internacionales es fundamental, por lo que en este estudio se detallan los códigos, normas y especificaciones con las que se diseña y construye las tuberías, válvulas, bridas y accesorios. El dimensionamiento se lo realiza para el campo Lago Agrio, estación Norte. se tomaron los datos de esta estación, y con ellos se seleccionan las tuberías y las clases de presión para los componentes, y se los compara con los ya instalados, pues estos no corresponden con las proyecciones de producción de esta estación. El estudio se lo hizo para flujo natural, el sistema de bombeo hidráulico, reinyección de agua, dentro de la estación de producción para las líneas de líquido y gas. CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES ACCESORIOS Y TUBERÍAS INSTALADOS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UN CAMPO PETROLERO 1. 1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos e infraestructura requeridos en superficie para la recolección, separación y tratamiento de fluidos, así como la caracterización y medición de cada una de las corrientes provenientes de los pozos productores, bien sea crudo, gas o agua. El petróleo se produce desde el reservorio, como una completa mezcla de hidrocarburos, todos con diferentes densidades, presiones de vapor y otras características físicas. La corriente del pozo va siempre bajo condiciones de continua reducción de presión y temperatura, los gases envueltos en los líquidos, vapor de agua condensado y algunos otros en la corriente del pozo cambian en burbujas, neblina y gas libre. El gas a altas velocidades acarrea gotas de líquido y el líquido acarrea burbujas de gas. El Proceso de campo es indispensable para remover los componentes indeseables y separar de la corriente de los pozos el gas y el petróleo, para poder recuperar las máximas cantidades a menor costo, para lo cual se necesita contar con los equipos y dispositivos adecuados para que el proceso se realice con la mayor eficiencia. 1.1.1 MÚLTIPLES Se denominan también como múltiples de producción o colector. Es una combinación de tuberías y válvulas cada una de ellas con sus correspondientes 2 accesorios de conexión, nos sirve para recolectar los fluidos que vienen de los pozos en producción y direccionarlos a los separadores de producción o de prueba. Este equipo está diseñado para manejar diferentes presiones pues los pozos no son iguales ni manejan el mismo caudal, es decir, debe ser apto para manejar altas y bajas presiones. 1.1.2 SEPARADORES El crudo que llega de los pozos ha pasado el múltiple e ingresa al separador que es el sitio (recipiente) en donde empieza el proceso de separación del petróleo. Como ya se mencionó la mayoría de petróleos crudos están saturados con gas a presiones y temperaturas del yacimiento. Las características Físico – Químicas del petróleo y las condiciones de presión y temperatura del yacimiento determinarán la cantidad de gas que contiene dicho hidrocarburo, en consecuencia la cantidad que se liberará dependerá de la presión del yacimiento. La relación de solubilidad del gas en el petróleo (Rs) y la presión de operación del separador. 1.1.3 TANQUES El fluido proveniente de los separadores bifásicos no solo es petróleo sino que viene asociado con agua y un remanente de gas, esta agua debe ser separada en un proceso de lavado a través de un tanque de lavado. Exteriormente se lo ve como un tanque normal de almacenamiento pero además, antes de la entrada al tanque tiene una bota de gas que es la encargada de eliminar el gas que no se separó en los separadores de producción, en la bota el fluido cae por gravedad al tanque y choca con un deflector, para obligar a cambiar el sentido del flujo del fluido; además de este deflector posee bafles interiores localizados a 1.20m de altura del piso del tanque, y de 3.5m de alto y tienen la función de cambiar el sentido de flujo de fluido y dar un área mayor de contacto al fluido, las gotas de agua que se forman se pegan a estos bafles y caen al fondo del tanque. 3 Posteriormente a este proceso, este fluido irá al tanque de surgencia para almacenar el petróleo y eliminar los residuos de agua que mantiene todavía el fluido debido a que no hay agitación en este tanque las gotas de agua caen por gravedad en unas cajas colectoras colocadas en el fondo del tanque cerca del anillo de concreto de donde mediante cuellos de ganso se elimina el agua abriendo una válvula de compuerta. Existen otros elementos como los generadores para aprovechar la producción de gas, las bombas que permiten transportar los diferentes fluidos y los diferentes tanques de almacenamiento. Todos estos equipos están conectados por sistemas de tuberías y accesorios que son seleccionados por códigos, normas y especificaciones. 1.2 CÓDIGOS DE TUBERÍAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES. Una gran mayoría de estos códigos, normas y especificaciones se originaron en los Estados Unidos, porque fue aquí donde la mayoría de la actividad petrolera se apoyó inicialmente y es seguro que no cambiará en futuro cercano; sin embargo, en los años recientes, ha habido un alineamiento con ISO. A pesar de la fuerza de de las especificaciones, códigos y normas americanas, no deben ignorarse documentos similares como las normas británicas (UK), DIN (Germany), AFNOR (Francia), JIS (Japón), entre otros. Un código identifica los requirimientos generales para el diseño, materiales, fabricación, montaje, pruebas e inspección de los sistemas de tuberías. Por ejemplo, ASME B31.3-Process Piping es clasificada como un código de diseño. Este código es el que comunmente se usa para plantas de procesos. Una norma contiene más detallado los parámetros de diseño y construcción y los requerimientos normalizados de dimensiones y tolerancias para los componentes individuales de la tubería, como son los tipos de válvulas, tes, bridas y otros dispositivos en línea para completar un sistema de tubería. Por ejemplo, ASME 4 B16.5, bridas y accesorios bridados, es clasificada como una norma dimensional, además que referencia las especificaciones de material ASTM. Una especificación, como el nombre lo indica, da información más específica y datos en el componente; y ASTM considera especificaciones del material, ASTM A105 es la “especificación para acero forjado al carbono para aplicaciones de tubería“. Para conculir y combinar esta definiciones, ASME B31.3 es un código de diseño, con bridas diseñadas por la norma ASME B16.5. los que son construidos con la especificación del material ASTM A105. 1.2.1 AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME) B31, CÓDIGOS PARA PRESIÓN DE TUBERÍAS Antes del trabajo de diseño de ingeniería, se debe establecer que norma, código o especificación aplica al proyecto. Sin esto es imposible deliberar un proyecto que tenga niveles internacionales de seguridad y la calidad de ingeniería necesaria para que una licencia de operación sea concedida. En la actualidad, las secciones siguientes de ASME B31, código para tuberías de presión, son publicadas: • ASME B31.1, Power Piping. • ASME B31.2, Fuel Gas Piping. • ASME B3 1.3, Process Piping. • ASME B31.4, Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohol. • ASME B31.5, Refrigeration Piping. • ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems. • ASME B3 1.8S, Managing System Integrity of Gas Pipelines. • ASME B31.9, Building Services Piping. 5 • ASME B31.11, Slurry Transportation Piping Systems. • B31G, Manual for Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines. • ASME B31, Standards of Pressure Piping. El grupo de códigos ASME B31, previamente conocido como ANSI B31, cubre la presión en tuberías. Fue creada por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos e incluye, tubería de gas, tubería de proceso, sistema de tubería de transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos, tubería de refrigeración y componentes de transferencia de calor, y servicios de tubería para construcción. 1.2.2 ASME SECCIÓN II, ESPECIFICACIONES DE MATERIAL ASME Sección II consiste de cuatro partes, tres de las cuales contienen especificaciones de materiales y la cuarta las propiedades de los materiales enlistados previamente. Parte A, Especificaciones de material ferroso. Parte B, Especificaciones de material no ferroso. Parte C, Especificaciones para barras soldadas, electrodos, y metales de relleno. Parte D, propiedades Guía práctica para ASME sección II. La parte A, especificaciones para material ferroso, provee especificaciones de material para material ferroso adecuado para la seguridad en el campo de equipos a presión. Estas especificaciones contienen requerimientos propiedades mecánicas, muestras de ensayo, métodos de ensayo. y Ellas son diseñadas por grupo SA y derivadas de especificaciones ASTM A. La parte B, especificaciones de material no ferroso, igualmente provee especificaciones para material no ferroso que brinda seguridad en el campo para equipos a presión. tratamiento de Estas especificaciones contienen requerimientos para el calor, fabricación, composición química, requerimientos mecánicos, y propiedades mecánicas, muestras de ensayo, métodos de ensayo. 6 Ellos son diseñados por grupo SB y derivados desde las especificaciones ASTM B. La parte C, especificaciones para barras soldadas, electrodos y metales de relleno, provee especificaciones de material para la fabricación, aceptabilidad, composición química, uso mecánico, revestimiento, requerimientos y procedimientos de ensayos, características de operación, posibles usos para barras soldadas, electrodos y metales de relleno. Estas especificaciones son diseñadas por grupo SFA y derivados de especificaciones AWS. La parte D, propiedades, provee tablas de valores de diseño, tablas, gráficos de propiedades de materiales. La parte D además contiene información requerida para aprobar un nuevo material. 1.2.3 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API) El Instituto Americano del Petróleo publica especificaciones (Spec.), boletines (Bull.), prácticas recomendadas (RP), normas (Std.), y publicaciones (Publ.) como una ayuda para la adquisición de materiales y equipos estandarizados para la industria del petróleo. Los siguientes documentos, los cuales se relacionan a tubería, son publicados por API: Especificaciones (Spec.) • Spec. 5B • Spec. 5L, Specification for Line Pipe. • Spec. 15LE, Specification for Polyethylene Line Pipe (PE). • Spec. 15LR, Specification for Low Pressure Fiberglass Line Pipe. Prácticas recomendadas (RP) • RP 941. • RP 14 E 7 Normas (Std.) • Std. 526, Flanged Steel Pressure-Relief Valves Seat. • Std. 594, Wafer and Wafer-Lug Check Valves. • Std. 599, Metal Plug Valves-Flanged and Welding Ends. • Std. 600, Steel Gate Valves-Flanged and Butt- Welding Ends. • Std. 602, Compact Steel Gate Valves-Flanged, Threaded, Welding, and Extended Body Ends. • Std. 603, Class 150, Cast, Corrosion-Resistant, Flanged-End Gate Valves. • Std. 608, Metal Ball Valves-Flanged, Threaded, and Welding Ends. • Std. 609, Lug and Wafer Type Butterfly Valves. Publicaciones (Publ.) • Publ. 1113, Developing a Pipeline Supervisory Control Center. 1.2.4 AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (ASTM) La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (ASTM) es una organización científica y técnica que desarrolla y publica normas sobre las características y comportamiento de los materiales, productos, normas, sistemas y servicios. Las normas publicadas por la ASTM incluyen procedimientos de ensayo para determinar o verificar las características, tales como la composición química, y medir el desempeño, tales como la resistencia a la tracción y las propiedades de flexión. Las normas cubren refinados materiales, como acero, y productos básicos, como la maquinaria y fabricantes de equipos. Los estándares son desarrollados por las comisiones procedentes de un amplio espectro de intereses profesionales, industriales y comerciales. Muchas de las normas son obligatorias en función de los códigos aplicables en las tuberías. Las normas de ASTM se publican en una serie de 67 volúmenes divididos en 16 secciones. Cada volumen es publicado anualmente para incorporar nuevas normas y revisiones de las ya existentes y eliminar las obsoletas. 8 1.3 COMPONENTES DE TUBERÍA Otro factor que permanece inalterable en los avances tecnológicos y la representación digital de los sistemas de tubería, son los componentes de tubería. Esta parte del primer capítulo trata sobre los numerosos tipos de componentes que forman el arreglo de un sistema de tubería. La selección del diseño y los materiales de construcción son muy importantes y deben estar basados en el rendimiento pasado del componente de la tubería en similar o en condiciones más extremas de diseño. Rara vez un ingeniero o diseñador se enfrentará con decisiones de selección que no han ocurrido en un proyecto previo en algún lugar del planeta. Es esencial que el individuo esté completamente enterado de las limitaciones del componente y de todas las condiciones de diseño. Esta parte se ha dividido en las siguientes secciones: • Introducción a los componentes de tubería. • Tubería. • Accesorios de tubería. • Bridas. • Válvulas. • Tornillos, pernos y juntas (mecanismos de cierre y sellado) 1.3.1 INTRODUCCIÓN A LOS COMPONENTES DE TUBERÍA Para conectar varios procesos y equipos dentro de una planta de procesos, es necesario usar una variedad de componentes de tubería que, usados colectivamente, se los conoce como un sistema de tubería. Este capítulo explica la función del diseño de los componentes y como están especificados, fabricados, e instalados. Todos los componentes tienen sus ventajas y desventajas. Los componentes individuales necesarios para completar un sistema de tubería son: • Tubería. 9 • Accesorios de tubería. • Válvulas. • Tornillos, pernos y juntas (mecanismos de cierre y sellado). • Artículos especiales de tubería, como trampas de vapor, soportes, válvulas de enclavamiento. Se introduce cada categoría y una visión general de las normas internacionales y especificaciones que aplican al grupo particular de componentes. Aunque los componentes individuales tienen diferentes valores comerciales y disponibilidad, todos son de igual importancia en un sistema de tubería para obtener un funcionamiento seguro y eficiente (ver figura 1.1) Figura 1.1: Variedad de componentes usados en un arreglo de tubería Por ejemplo, se podría tener una válvula muy cara sostenida en su posición por dos bridas, comparativamente menos caras, dos juntas, y un set de tornillos que valgan una fracción del costo pero no menos importante. La especificación y el correcto procedimiento de instalación de emparejamiento de bridas, juntas, y tornillos son esenciales para que la válvula sea instalada y tenga un funcionamiento eficiente dentro de un sistema de tubería. Se empieza describiendo el componente menos complejo en un sistema de tubería. 10 1.3.3 TUBERÍA. La tubería es la principal arteria que conecta las diferentes piezas y el equipo dentro del proceso de planta. Aunque es considerada el componente menos complejo dentro de un sistema de tubería, tiene sus peculiaridades. La tubería usada dentro de un proceso de planta, diseñada por uno de los códigos del ASME B31 generalmente es de construcción metálica, como acero al carbono, acero inoxidable, doble, cobre, o menos usado en uno de los más exóticos metales como titanio. La tubería es identificada en varios códigos industriales, normas y especificaciones como un tamaño nominal de la tubería (NPS), en Estados Unidos en las unidades acostumbradas, o en unidades métricas del diámetro nominal (DN), con un espesor de pared que se lo identifica de las siguientes formas: • Peso estándar (STD), extra fuerte (XS), cédula extra doble (XXS). • Cédulas en tubería de acero al carbono, Sch 20, 30, 40, 60, 80, 120, 160. • Tubería de acero inoxidable en cédulas, Sch 5S, 10S, 40S, 80S, 160S. • Los espesores calculados en Estados Unidos en las unidades acostumbradas (pulgadas) o unidades métricas (mm). La tubería de acero es generalmente hecha por uno de los siguientes métodos: sin fisuras, soldada longitudinalmente o en espiral. El primero de los dos es el que más se usa comúnmente con disponibilidad de mayores de 24”; y la tubería soldada longitudinalmente, generalmente es especificada para tamaños sobre las 16”, pero puede ser fabricada en menores tamaños. Un factor de calidad E (ASME B31.3 tabla A-1B) es usado en la fórmula en el código ASME B31 para calcular los espesores de la pared de la tubería. Así que un mayor factor E en los cálculos resulta en una tubería más delgada y por tanto más liviana. Esta fórmula puede ser encontrada en ASME B31.3 (304, presión de diseño de componentes; 304.1, tubería recta; 304.1.1, general). 11 2 1.1 Donde: P = presión manométrica del diseño interior. D = diámetro externo de la tubería como se ve las tablas de normas o especificaciones. S = valor de tensión para el material correspondiente. E = factor de calidad. Y = coeficiente, válido para t D/6 y para los materiales mostrados. El valor de Y puede ser interpolado para temperaturas intermedias. Para t D/6 2 2 1.2 El valor más bajo del factor de calidad E, el mayor valor del espesor de pared serán calculados con estas fórmulas. Esto incrementa la cantidad de material requerido para la tubería y su peso. Una radiografía eleva a 1 el factor de calidad E, lo cual hace que se tenga un espesor de pared más delgado y una reducción en su peso. 1.3.3.1 Tamaños de tubería Durante los orígenes de la industria petrolera y gas en los Estados Unidos, el sistema dimensional fue conocido como tamaño de tubería de hierro (iron pipe size IPS). El tamaño identificaba el diámetro aproximado interno de la tubería en pulgadas. Por ejemplo, la tubería IPS 6 tiene un diámetro interno aproximado de 6 pulgadas. Estos tamaños IPS tenían los espesores que fueron identificadas como: 12 • Peso estándar (STD WT) para tubería de baja presión – ASME clase 150 y 300. • Extra fuerte (XS) o extra pesada (XH) para presiones medias – ASME clase 600. • Doble extra fuerte (XXS) o doble extra pesada (XXH) para presiones altas – ASME clase 900 y más. Como la industria de petróleo y gas se desarrolló, fue más sofisticada, entonces nuevos materiales fueron desarrollados también, y llegaron a estar disponibles, tales como acero al carbono en sus varias formas, aleaciones bajas e intermedias, aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) como aceros inoxidables, el sistema de dimensión original debió ponerse al día para acomodar las características de mejoramiento que estos nuevos materiales traen. Las aleaciones resistentes a la corrosión se refieren a que la corrosión aceptada podría ser reducida y, en muchos casos, desaparecida, resultando en una reducción de los espesores de pared y menos peso. Estas paredes más delgadas requirieron un nuevo método de identificación del tamaño y espesores de pared de este rango expandido de tuberías. La nueva designación, conocida como “tamaño de tubería nominal”, reemplazó la terminología IPS, y el término cédula fue aplicado para especificar los espesores de pared nominales de tubería. Esencialmente, el tamaño nominal de tubería se trata de una designación adimensional del tamaño de tubería. Identifica una tubería sin el símbolo de pulgada. Por ejemplo, NPS 2 indica una tubería con un diámetro de 2.375 in. El NPS 12 en tuberías más pequeñas tiene diámetro externos más grandes que el tamaño designado (2, 4, 6, 8, 10, 12). Sin embargo, el diámetro externo de NPS 14 en tuberías más grandes es el mismo que el que se le designa en pulgadas. Por ejemplo, una tubería de NPS14 tiene un diámetro externo igual a 14 pulgadas. El diámetro interno depende del espesor de la tubería especificada por su cédula. Se refiere a ASME B36.10M o ASME B36.19M. 13 A pesar de la introducción del término “cédula” para identificar los espesores de una tubería, STD, XS (XH), y XXS (SSH) todavía son comúnmente usados en la industria, y en ciertos tamaños, existe una correlación entre STD/Sch40, XS/Sch80, y XXS/Sch 160, pero siempre se debe chequear y nunca suponer. 1.3.3.2 Especificaciones de material El material más común usado en tuberías en la industria de petróleo y gas es el acero al carbono (CS) y una versión químicamente modificada para operar a temperaturas bajo 46ºC, llamado acero al carbono a temperatura baja (low temperatura carbon steel –LTCS), ambas versiones de acero al carbono combinan fuerza y un nivel básico de resistencia a la corrosión. En un servicio corrosivo más fino, un cálculo adicional puede ser sumado al espesor de la tubería. Llamado corrosión aceptada (tolerancia de corrosión - CA). Los incrementos de CA usualmente son 1/16’’ (1.5mm), 1/8’’(3mm), o 1/4’’(6mm) y es muy raro para el CA exceder 1/4’’, porque un metal de mayor resistencia a la corrosión será especificado. 1.3.3.2.1 Materiales resistentes a la corrosión Las tuberías también pueden ser distribuidas en una variedad de aleaciones resistentes a la corrosión, por ejemplo el acero inoxidable o aleación de níquel y otros materiales con composiciones químicas especializadas. Estas aleaciones, no tan comunes, de níquel son llamadas materiales exóticos a causa de su rareza; ellos son usados para servicios muy especiales que tienen particulares características corrosivas y elevadas temperaturas. Una lista de los materiales de los componentes de tubería es referenciada en ASME B31.3. Esta lista identifica materiales que pueden ser usados en proyectos de diseño sin necesidad de verificar sus propiedades físicas o mecánicas. 14 1.3.4 ACCESORIOS DE TUBERÍA Los accesorios complementan a la tubería, dentro de un sistema de tubería, deben ser mecánica y químicamente compatibles. Los accesorios de tubería son usados para una o más funciones: Cambian de dirección – codos de 45º y 90º, tes. Reducen el diámetro de la tubería – reducciones concéntricas y excéntricas. Reducen el diámetro de la tubería y cambian de dirección – Te reductora. Unen tubería – bridas, uniones, acoplamientos. Accesorios de pared reforzada: Weldolet, Sockolet, Threadolet. Conexiones embridadas mecánicas. Cuando los ramales son de pequeño diámetro se utilizan los llamados Weldolet (soldado), Elbolet (en un codo), Latrolet (en ángulo), Sweepolet (en montura), Sockolet (ramal socked) y Thredolet (roscada). Su uso evita la utilización de placas de refuerzo de pequeño diámetro que trae como consecuencia una enorme cantidad de soldadura en áreas reducidas y por tanto concentración de tensiones residuales en la zona del ramal. Los accesorios de tubería usados para proyectos de diseño en el código ASME B31 son fabricados con dimensiones estándar, basados en su tamaño y espesor de pared. Estas dimensiones son esenciales para permitir a un diseñador de tubería establecer o realizar el seguimiento del sistema de tuberías de manera eficiente. Los accesorios componentes de tubería pueden ser identificados por varios métodos mecánicos: soldadura a tope, extremos roscados, bridas (pernos y juntas). 15 1.3.4.1 Uniones soldadas a tope Las uniones soldadas a tope tienen los extremos biselados, especialmente preparados en ASME B16.25, lo que permite una alta integridad, completa penetración, soldadura circunferencial que se complete y une los accesorios de tubería, accesorio a accesorio, accesorio a válvula y válvula a tubería. Las uniones soldadas a tope incluyen codos, tes (completas y reductoras), y reducciones concéntricas y excéntricas que se cubren en ASME B16.25. ASME B16.9, Factory-Made Wrought Butt Welding Fittings, define las dimensiones en general, la norma cubre los siguientes aspectos: 1. Alcance. 2. Índices de presión. 3. Tamaño. 4. Material. 5. Dimensiones de accesorios. 6. Perfiles de superficie. 7. Preparación de extremos. 8. Prueba de diseño. 9. Pruebas de producción. 10. Tolerancias. 1.3.4.2 Uniones roscadas Generalmente son instaladas en tamaños más pequeños (NPS 2’’, DN 50 y menos) y son útiles en bajas presiones (14.5 psig y menos), temperaturas ambiente y un poco elevadas 16 Las uniones de enchufe son conexiones macho/hembra, no tienen una alta integridad como los soldados a tope pero se suelda con más facilidad y son más baratos para fabricarlos. Las uniones de enchufe y los accesorios roscados incluyen codos, tes, reducciones concéntricas y excéntricas, acoplamientos, y son cubiertas por ASME B16.11 Forged Fittings Socket Welding and Threaded. La B16.11 es una especificación dimensional para accesorios forjados, uniones de enchufe y uniones roscadas, desde NPS 1/8’’ a 4’’, que cubre: 1. Alcance 2. Índices de presión 3. Dimensiones. 4. Tamaño y tipo. 5. Tolerancias. 6. Material. 1.3.5 BRIDAS Las uniones bridadas son métodos mecánicos no permanentes para juntar componentes de tubería y los usos más frecuentes son de tubo a tubo, tubo a accesorio, y tubo a válvula. Es una unión mecánica que, si es correctamente ensamblada, usando los componentes adecuados y el procedimiento idóneo, resulta en una conexión libre de fugas que puede ser desmantelada o reensamblada, si es necesario, gracias a una circunferencia de agujeros a través de los cuales se montan pernos de unión. 17 1.3.5.1 Tipos de Bridas 1.3.5.1.1 Bridas de Cuello (Weld Neck Flanges) Es un elemento de tubería con cuello preparado para poderse soldar; se usa en la construcción de tuberías para tener una brida compañera cuando se instalen válvulas con extremos bridados. También se usa para convertir válvulas de extremos para soldar en válvulas de extremos bridados y viceversa. Se las prefiere cuando se requiere uniones radiografiadas, cuando los esfuerzos sobre la unión son máximos. El largo cuello cónico optimiza la distribución de tensiones. Están disponibles en todos los tamaños e índices, y ofrecen la mejor alternativa de alta integridad, costo de instalación y estandarización. Vienen en una variedad de caras de bridas, incluyendo las tres más comunes: cara con resalte (raised face, RF), con clases de baja, media y alta presión; cara plana (flat flace, FF), con una clase de baja presión; y cara con anillo (ring-type joint, RTJ), con clases de baja, media, alta, y muy alta presión. La cara más usada por esta clase de bridas es la RF. La clase de presión de la brida dicta la altura de la cara levantada acorde con ASME B16.5. Figura 1.2: Brida de Cuello 1.3.5.1.2 Bridas de enchufe (Socket-Weld Flanges) Las bridas de enchufe están disponibles hasta 4’’ NPS, el tamaño comúnmente usado está en el rango de ½-2’’ NPS. El tubo es insertado dentro del enchufe y es soldado. Se debe tener cuidado de no empujar el tubo demasiado en el 18 enchufe tal que quede en el “fondo”, y durante el proceso de soldadura, el tubo caliente se expanda y se deforme a causa de la base del enchufe que está demasiado cerca. El extremo de soldadura usado para unir el tubo a la brida no es considerado una soldadura de alta integridad, por esto, el uso de las bridas de enchufe es restringido a clases de presión bajas y medias, hasta ASME clase 600. Las caras de la brida son usualmente limitadas a cara levantada y cara plana. Figura 1.3: Socket-Weld Flanges 1.3.5.1.3 Bridas Roscadas (Threaded Flanges) Las bridas roscadas son usadas generalmente en un rango de ½ a 2’’ y solo para servicios de aire, agua, o nitrógeno a bajas presiones, sobre una clase ASME 300. El uso de estas bridas a elevadas temperaturas no es recomendado, pues la geometría de la rosca puede deformarse a altas temperaturas. Una ventaja es que la conexión roscada es que no es permanente y puede ser desensamblada. Así como la brida de enchufe, las caras de la brida generalmente se limitan a cara levantada (baja, media, y alta clase de presión) y cara plana (baja y media clase de presión). 19 Figura 1.4: Brida Roscada 1.3.5.1.4 Bridas Lap Joint (Lap-Joint Flanges) Una brida lap joint es un componente doble ensamblado, con un extremo saliente que tiene un anillo lap-joint ubicado sobre la brida. El extremo saliente es entonces soldado a tope al tubo, y el anillo de la brida puede ser rotado para alinearse con el acople de la brida. Este tipo de conexión bridada es usada particularmente para bridas grandes difíciles de adaptarse. La brida lap joint puede ser usada en tamaños y clases de presión similares a la de las bridas con cuello para soldar. Figura 1.5: Brida lap joint con stub end 1.3.5.1.5 Bridas Corredizas (Slip-on Flanges) Son las que tienen la propiedad de deslizarse hacia cualquier extremo del tubo antes de ser soldada. Generalmente, se pasan dos filetes de soldadura, uno 20 interno y otro externo. Aunque el costo inicial de una brida deslizante es menor que una brida de cuello para soldar, la diferencia del costo es muy pequeña por los dos filetes de soldadura que se usan. Generalmente la brida deslizante está disponible en tamaños similares a los de la brida con cuello para soldar, pero su uso no es muy común sobre una clase ASME 600. Figura 1.6: Brida Corrediza 1.3.5.1.6 Bridas Ciegas (Blind Flange) Se utilizan a fin de cerrar extremos de tuberías, pueden ser usados en combinación con todas las bridas que previamente se estudió, en todos los tamaños y clases de presión. Viene en las siguientes caras: cara con resalte (clases baja, media y alta de presión), cara plana (clase baja de presión), y cara con anillo (clase baja, media, alta y muy alta de presión). Figura 1.7: Brida ciega 21 1.3.5.7 Normas ASME dimensionales para bridas Las normas dimensionales para los varios tipos de bridas mencionadas son cubiertas por dos normas ASME: ASME B16.5 NPS ½’’ a 24’’ (DN15 a 600) y ASME B16.47, NPS 26’’ a 60’’ (DN 650 a 1500). Dependiendo de los métodos de unión entre la brida y la tubería, una de las siguientes normas dimensionales ASME se aplicará: B16.25 para extremos soldados a tope, ASME B1.20.1 para extremos roscados, o ASME B16.11 para extremos de enchufe. La norma B16.5, 2003, Pipe Flanges and Flanged Fittings: ½’’ a 24’’, cubre índices de presión y temperatura, materiales, dimensiones, tolerancias, pruebas, y métodos de designación de las aberturas para bridas de tubería y accesorios bridados. Incluidas las bridas con designaciones de clase 150, 300, 400, 600, 900, 1500 y 2500, en tamaños de ½ a 24’’ en unidades métricas y americanas; accesorios bridados con designaciones de clase 150 y 300 en tamaños de ½ a 24’’, en unidades métricas y americanas; accesorios bridados de clase 400, 600, 900, 1500, y 2500 en tamaños de ½ a 24’’. Estas normas se limitan a bridas y accesorios bridados hechos con materiales forjados, bridas ciegas y ciertas bridas reductoras. 1.3.6 VÁLVULAS La conducción o transporte de fluidos por medio de tuberías como agua, petróleo, gas, requieren las más de las veces el control del flujo, su regulación, o impedir que este pueda retornar en contra de un determinado sentido de circulación y, muchas veces también, se requiere poder mantener el flujo a una determinada presión de servicio o liberar el exceso de presión cuando esta sobrepasa ciertos límites de seguridad. Para estas variadas funciones se utilizan las válvulas, la cuales, intercaladas convenientemente en las tuberías, deben cumplir a cabalidad el fin para el cual se las ha elegido. 22 La correcta elección del tipo y características de la válvula adecuada para una aplicación determinada es muy importante, toda vez que de esta elección depende en gran parte la eficiencia del proceso. . En principio, la elección es simple. Para ello se debe tener en cuenta su capacidad, la clase de fluido, su temperatura, la clase y tipo de tubería en la cual se debe instalar. Las válvulas pueden ser operadas manualmente o usando una fuente de poder independiente, sea eléctrica, neumática o hidráulica, dependiendo de los requerimientos de poder y disponibilidad. A continuación se presentan las principales funciones y características constructivas de las válvulas con miras a orientar su correcta elección. 1.3.6.1 Funciones básicas de las válvulas 1.3.6.1.1 Permitir el paso de un flujo o detenerlo El servicio para el cual son más utilizadas las válvulas de compuerta es cuando se debe abrir o cerrar por completo el paso de un fluido. Dichas válvulas son las más convenientes, ya que, por su construcción interior, cuando están cerradas producen un cierre hermético, y cuando se abren completamente permiten el máximo paso al fluido, con la mínima pérdida de carga a través de la válvula, ya que en posición abierta, la válvula no solo facilita el paso en línea recta sino que además mantiene la misma área de la tubería a la cual está unida. Se construyen en todos los diámetros entre ¼’’ y 36’’, o más. 23 1.3.6.1.2 Regular o limitar el flujo Para regular o limitar el paso de un fluido las válvulas más adecuadas son las de globo y de ángulo. Dichas válvulas tienen sus asientos construidos de tal modo que producen un cambio en la dirección del flujo que las atraviesa, incrementando su resistencia al paso en forma gradual, según la posición de cierre. Estas válvulas se usan poco para los diámetros mayores de 12’’ debido a los grandes esfuerzos que requieren para ser operadas bajo altas presiones. Para regular el flujo con mayor precisión en diámetros menores de una pulgada, se usa otra versión de la válvula globo, que, por tener su vástago cónico muy alargado, se conoce con el nombre de aguja. 1.3.6.1.3 Evitar el retorno del flujo Para evitar el retorno del flujo se utilizan las válvulas de retención (válvulas "check"). Estas válvulas se construyen en dos tipos distintos, conocidos con los nombres de: retención a bisagra y retención horizontal. Ambos tipos están diseñados para producir la misma simple función de permitir el paso del flujo solo en una dirección, de modo que el sentido del flujo las abre, mientras que la fuerza de la gravedad y el contrasentido del mismo flujo las cierra automáticamente. Como regla general, las válvulas de retención del tipo a bisagra se usan con las válvulas de compuerta y las de tipo horizontal con las válvulas de globo. 1.3.6.1.4 Regulación de presión y/o gasto Las válvulas reguladoras de presión se utilizan cuando es necesario reducir la alta presión variable existente en el suministro de entrada, a una presión más baja y 24 constante requerida por el servicio. Estas válvulas no solo reducen la presión, sino que la mantienen a los valores prefijados en forma independiente de la cantidad de fluido que pasa a través de ellas, todo dentro de límites razonables previamente establecidos. Calderas y otros equipos que pueden ser dañados por presiones excesivas deben estar equipados con válvulas de seguridad. Generalmente son válvulas ajustadas con un resorte que se abren automáticamente cuando la presión excede el limite para el cual la válvula está calibrada. Estas válvulas se conocen como: válvulas de seguridad o válvulas de relevo. Las válvulas de seguridad se usan generalmente para vapor, aire y otros gases. Las válvulas de relevo se usan generalmente para líquidos. Figura 1.8: Válvula reductora de presión Las válvulas reguladoras de flujo funcionan de manera muy similar a las válvulas reguladoras de presión, solo que en vez de reducir y mantener la presión de salida, reducen y mantienen el flujo de salida. 25 1.3.3.1 Normas y códigos para válvulas Las normas que se presentan a continuación son las que generalmente se aplican en válvulas usadas en proyectos de diseño bajo el código ASME B31. Estos códigos y normas contienen las reglas y requerimientos para el diseño, clases de presión-temperatura, dimensiones, tolerancias, materiales, pruebas no destructivas, ensayos, e inspecciones y garantías de calidad. 1.3.6.2.1 Normas ASME • B16.10, Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Valves. • B16.20, Metallic Gaskets for Pipe Flanges: Ring Joint, Spiral Wound, Jacketed. • B16.21, Non Metallic Flat Gaskets for Pipe Flanges. • B 16.34, Valves-Flanged, Threaded, and Welding End. • B16.38, Large Metallic Valves for Gas Distribution (Operadas Manualmente, NPS 2 1/2 " to 12, 125 psig Maximum). • B16.40, Manually Operated Thermoplastic Gas Shutoffs and Valves in Gas Distribution Systems. 1.3.6.2.2 Especificaciones API • 6D, Specification for Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves). • 6FA, Specification for Fire Test for Valves. • 6FB, Specification for Fire Test for End Connections. • 6FC, Specification for Fire Test for Valves with Automatic Backseats. • 6FD, Specification for Fire Test for Check Valves. • 14A, Specification for Subsurface Safety Valve Equipment. • 14D, Specification for Wellhead Surface Safety Valves and Underwater Safety Valve for Offshore Service. 26 1.3.6.2.3 Normas API • 526, Flanged Steel Pressure Relief Valves. • 527, Seat Tightness of Pressure Relief Valves. • 589, Fire Test for Evaluation of Valve Stem Packing. • 594, Wafer and Wafer-Lug Check Valves. • 598, Valve Inspection and Testing. • 599, Metal Plug Valves-Flanged and Welding Ends. • 600, Steel Gate Valves-Flanged and Butt-Welding Ends. • 602, Compact Steel Gate Valves-Flanged, Threaded, Welding, and Extended-Body Ends. • 603, Class 150, Cast, Corrosion-Resistant, Flanged-End Gate Valves. • 607, Fire Test for Soft-Seated Quarter-Turn Valves. • 608, Metal Ball Valves-Flanged, Threaded, and Welding Ends. • 609, Lug- and Wafer-Type Butterfly Valves. 1.3.6.3 Tipos de válvulas Las válvulas comúnmente usadas en los proyectos de diseño en el código ASME B31 son: • Compuerta • Globo • Check • Seguridad • Descarga (alivio) • Válvula macho • Bola • Diafragma • Control • Mariposa 27 1.3.6.3.1 Válvula de compuerta (Gate valves) Es una válvula de paso directo cuyo elemento de cierre es una cuña o una placa de caras paralelas situada entre dos superficies de asiento, que puede desplazarse dentro o fuera de la corriente de flujo, en una dirección perpendicular al eje de la tubería. Son las más usadas en tubería industrial, se usan solo como válvulas de cierre para cortar totalmente o abrir totalmente el flujo. Ésta es la única función para la cual se recomiendan las válvulas de compuerta. El fluido se mueve a través de la válvula de compuerta en línea recta ofreciendo pequeña resistencia al flujo y reduce la caída de presión al mínimo. El disco de compuerta, accionado por el vástago roscado y un volante, sube y baja en ángulo recto respecto a la dirección del flujo y se aprieta contra dos superficies de asiento para cortar el flujo. Las válvulas de compuerta son preferidas para servicios que no requieren operación frecuente y donde el disco se mantiene totalmente abierto o totalmente cerrado. No son prácticas para ajustar el flujo. Una válvula de compuerta normalmente requiere más giros (más trabajo) para abrirla completamente. El volumen de flujo a través de la válvula no está en relación directa con el número de vueltas del volante. Puesto que la mayoría de las válvulas de compuerta usadas tienen discos en forma de cuña triangular con un par de asientos que terminan en forma semejante, recubrir o reparar las superficies de asiento no es una operación sencilla. 28 Figura 1.9: Válvula de compuerta y sus partes principales En las válvulas de compuerta de vástago ascendente, el vástago roscado permanece fuera del cuerpo de la válvula tanto si está abierta como cerrada. La rosca del vástago no está sujeta a los fluidos de la línea que pueden dar lugar a corrosión, erosión, sedimentos, etc. Esta construcción también permite una lubricación conveniente de la sección roscada del vástago. El vástago ascendente muestra en un instante la posición del disco. Debe proveerse espacio adecuado para el vástago ascendente cuando la válvula está abierta y el vástago debe estar protegido contra daños cuando la válvula se abre. Figura 1.10: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago ascendente 29 En las válvulas de compuerta de vástago no ascendente, el vástago gira con el volante pero no se eleva cuando el disco se levanta, ideal cuando el espacio disponible para el vástago es limitado. Puesto que el vástago solamente gira cuando se opera, se minimiza el desgaste de la empaqueta. Figura 1.11: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago no ascendente 1.3.6.3.2 Válvula de compuerta (Gate valves) También llamadas válvulas de asiento o válvulas de tapón. Es una válvula cuyo elemento de cierre es un disco o un tapón cónico que sella en un asiento y que usualmente es paralelo al eje de flujo. La complicada trayectoria del flujo a través de la válvula produce una caída de presión relativamente alta. El asiento en las válvulas de globo es paralelo a la línea de flujo, todo el contacto entre el asiento y el y disco termina cuando el flujo empieza. Esto es más ventajoso para un ajuste más eficiente del flujo, con menor pérdida de metal por erosión del asiento. La relación directamente proporcional entre la abertura del asiento y el número de vueltas del volante es una característica distintiva de las válvulas de globo tipo tapón, que permite estrecha regulación del flujo por el número de vueltas del volante. 30 Asientos y discos en la mayoría de válvulas de globo pueden repararse sin remover la válvula de la tubería. Las válvulas de globo no se recomiendan cuando la resistencia al flujo y la caída de presión pueden resultar excesivas, pero son generalmente ideales para regulación y se prefieren cuando se requieren ajustes de flujo frecuentes. Figura 1.12: Válvula de globo y sus partes principales 1.3.6.3.3 Válvula Check (Check valves) También llamadas Válvulas de Retención o Válvulas Unidireccionales. Es una válvula para servicio en una sola dirección. Se abre por el efecto de la acción del fluido y se cierra automáticamente cuando el flujo se detiene o su acción se efectúa en el sentido contrario. Figura 1.13: Válvula de retención 31 Las válvulas de retención de pistón dependen de la gravedad para su operación. Cuando hay flujo hacia arriba, el pistón se levanta de su asiento pero es retenido en la válvula por guías. Si se produce flujo inverso, el pistón es forzado hacia abajo sobre su asiento y bloquea cualquier ulterior flujo inverso. La válvula de retención de pistón tiene una caída de presión más alta que la de una válvula de retención de balanceo. Figura 1.14: Partes principales de la válvula de Retención de pistón Dado que el fluido fluye a través del cuerpo de la válvula aproximadamente en línea recta, las válvulas de retención de balanceo ofrecen menor resistencia al flujo que las válvulas de retención de levantamiento. Las válvulas de retención de balanceo se utilizan por tanto en todos los servicios de presión, y especialmente en líneas de líquidos. Su característica similar al de una válvula de compuerta permite su trabajo combinado. Figura 1.15: Partes principales de la válvula de Retención de balanceo 32 El flujo a través de una válvula de retención de levantamiento sigue un curso tortuoso a través de un orifico en una pared horizontal en la cual el disco se asienta. El disco está equipado con una pequeña guía, usualmente arriba y abajo, que se mueve verticalmente en guías moldeadas en la tapa y en la pared del puente. El disco se asienta debido al flujo inverso o a la gravedad cuando no hay flujo, y puede moverse libremente dependiendo de la presión que actúa sobre él. Se recomiendan válvulas de retención de levantamiento para vapor, aire, gas, agua y servicio general de vapor. En tubería vertical, la válvula de retención de levantamiento normal no podría operar por lo que se ha diseñado una válvula de retención de levantamiento vertical para este servicio Figura 1.16: Partes principalesde la válvula de Retención a) Horizontal de Levantamiento y b) Vertical de Levantamiento a) b) 1.3.6.3.4 Válvula de Aguja (needle valve) Es una válvula pequeña, que se usa para mediciones de flujo, la cual tiene un elemento obturador cónico en forma de aguja en combinación con un asiento que tiene un orificio pequeño. Las válvulas de aguja están diseñadas para dar un control fino del flujo en tuberías de diámetro pequeño, Su nombre se deriva de la forma del disco cónico 33 aguzado y del asiento semejante. Vienen en modelos de globo y de ángulo, en bronce y acero, y encuentran aplicación en vapor, aire, petróleo, gas, líquidos ligeros, fuel oil, y servicios similares. Las roscas del vástago son más finas de lo usual, de tal manera que puedan realizarse finos ajustes de flujo. Figura 1.17: Válvula de aguja y sus partes principales 1.3.6.3.5 Válvula de Seguridad (Pressure relief valve) Es una válvula de apertura rápida, se usa para relevar rápidamente el exceso de presión. Las válvulas de seguridad son para fluidos compresibles vapor y otros gases. Esta compresibilidad demanda un desfogue rápido de la sobrepresión. Así, las válvulas de seguridad tienen asientos y tapones que se abren rápidamente en caso de sobrepresión, desfogando a flujo total. Pueden descargar vapor directamente a la atmósfera o a un sistema de recuperación si se trata de un gas tóxico o costoso. Figura 1.18: Válvula de seguridad y sus partes principales 34 1.3.6.3.6 Válvula de Relevo (Discharge valve) Las válvulas de descarga manejan fluidos no compresibles líquidos tales como agua y aceites. Una descarga inmediata de flujo total no es necesaria puesto que una pequeña cantidad de flujo reduce la sobrepresión de forma apreciable. Así, los asientos y tapones se abren y se cierran lentamente y descargan a un sistema de baja presión a fin de recuperar el líquido. Las válvulas de alivio de presión de seguridad son utilizadas en tanques de presión, calderos y aparatos diversos, donde es necesario evitar que un exceso eventual o fortuito de presión pueda causar daño. Estas válvulas, reguladas para una determinada presión de apertura, permanecen cerradas en funcionamiento normal y solo se abren si el fluido sobrepasa la presión preestablecida, liberando el exceso perjudicial de presión. El paso en las mencionadas válvulas es mantenido cerrado mediante un resorte o un contrapeso, cuya fuerza es vencida por la presión en exceso. A estas válvulas generalmente se las llama de alivio o relevo de presión, cuando se las usa para líquidos; y de seguridad, cuando se las usa para vapor, aire u otros gases. Figura 1.19: Válvula de Descarga y sus partes principales 35 1.3.6.3.7 Válvula Macho o válvula de Tapón (Plug valves) Es una válvula con cierre de 90º o de un cuarto de vuelta. Su elemento de obturación es por lo general un tapón cónico que tiene una abertura rectangular. El tapón tiene perforaciones transversales que son similares a las aberturas en el cuerpo de la válvula. El acabado del cuerpo está pulido para que se adapte al tapón troncocónico. La válvula se mueve de completamente abierta a completamente cerrada en un cuarto de vuelta. Se inyecta grasa alrededor del tapón para que actúe como agente sellante y como lubricante. Figura 1.20: Válvula macho y sus partes principales 1.3.6.3.8 Válvula de Bola (Ball valves) Es una válvula que usa un elemento esférico de cierrre (bola) el cual rota 90º para abrir o cerrar la válvula. La bola, lastrada con un resorte, tiene sus partes alineadas con las partes del cuerpo de la válvula. El resorte mantiene la bola en contacto íntimo con los asientos para dar un cierre hermético. El resorte también compensa los desgastes de la bola. En el tipo de válvula de bola ilustrada, la bola y el asiento en forma de cuña pueden ser removidos sin retirar la válvula de la tubería. 36 Figura 1.21: Válvula de Bola y sus partes principales 1.3.6.3.9 Válvula de Diafragma (Pinch or diaphragm valves) Se utilizan en líneas que manejan fluidos corrosivos. Un diafragma reemplazable se usa en lugar de la compuerta o tapón para regular o cortar el flujo. El diafragma separa las partes metálicas de los productos corrosivos; como no hay empaquetadura, no hay problema de fugas. Si se observa una fuga en el vástago, es señal de que el diafragma está perforado. Las partes mostradas son típicas de las válvulas operadas con volante manual. Estos esquemas ayudan a identificar y especificar las partes individuales. Las válvulas de diafragma constan de tres componentes principales: cuerpo, diafragma y bonete. Figura 1.22: Válvula de Diafragma y sus partes principales 37 1.3.6.3.10 Válvula de Control (Control valves) Es una válvula que controla a un proceso variable tal como presión, flujo o temperatura, a base de controlar su abertura, respondiendo a una señal del regulador. El regulador es un dispositivo que mide a una variable regulada, a base de comparar con un valor establecido, enviando una señal al actuador para reajustar la abertura de la válvula para restablecer el control pre-establecido. Se aplica presión de aire de instrumentos a un lado del diafragma que presiona contra un resorte de mucha resistencia. El movimiento del diafragma se transmite directamente al tapón de la válvula por una varilla. El diafragma y el resorte están diseñados de tal manera que el tapón de la válvula vaya de abierto a cerrado (o de cerrado a abierto) con una presión de aire sobre el diafragma de 15 a 3 psig (o de 3 a 15 psig.) Para cambiar la posición de la válvula es necesario cambiar la presión del aire. Las válvulas se clasifican en: válvulas de acción directa y válvulas de acción inversa. • Acción directa: se abren cuando se aumenta la presión del aire. • Acción inversa: se cierran cuando se aumenta la presión del aire. La mayoría de las válvulas pueden ser cambiadas de acción directa a acción inversa. Se especifica la válvula de acción directa o inversa en el diseño de una planta para que, en caso de fallo, la válvula se quede en una posición segura tanto para el equipo como para el personal. Figura 1.23: Válvula de Control y sus parte principales 38 1.3.6.3.11 Válvula de Mariposa (Butterfly valves) Es una válvula “corta” cara a cara que contiene un disco, a veces llamado veleta o aleta, en el centro de la línea de flujo, mismo que gira 90º para abrir o cerra la válvula, un eje y el respectivo cuerpo. El eje está soportado en cojinetes y está sellado con alguna forma de empaquetadura. Las válvulas de mariposa se usan normalmente en situaciones de control donde no se requiere un cierre hermético. Pueden ser operadas manualmente, pero a menudo son operadas por alguna forma de accionador. Figura 1.24: Válvula de Mariposa y sus partes principales 39 CAPÍTULO 2 DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES DE TRABAJO DE LOS ACCESORIOS Y TUBERÍAS COMO PRESIÓN, TIPO DE FLUIDO, TEMPERATURA, ETC. 2.1 CAMPO LAGO AGRIO 2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO El campo Lago Agrio fue descubierto por la compañía Texaco en 1967 con la perforación del pozo Lago Agrio-01el cual inició su producción en Mayo de 1972 con 10450 BPPD de los yacimientos Napo y Hollín. La estructura del campo tiene una extensión de 8 km de largo por 4 de ancho con un área de 32 km2. La estructura fue definida con la interpretación de la sísmica 2D, cuya adquisición e interpretación fue realizada en los años 1978, 1958, 1987, 1990, 1991, 1992, 1995, reprocesadas y reinterpretadas en el 2004 y 2005. En el campo se encuentran las estaciones de producción Lago Agrio Norte y Lago Agrio Central, que son estaciones de recepción, tratamiento, sistema de bombeo a oleoducto secundario, el estudio de este trabajo se centra a la estación Lago Norte. 2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA Geográficamente, el campo Lago Agrio está ubicado al Noroeste del Oriente Ecuatoriano, en la provincia de Sucumbíos, cantón Lago Agrio en la parroquia Lago Agrio. El límite Norte es el campo Charapa, al Sureste el campo GuantaDureno, y al Este el campo Parahuacu, como se puede observar en la figura 2.1. 40 Figura 2.1: Ubicación del Campo Lago Agrio Fuente: Petroproducción 2.1.3 PRODUCCIÓN LAGO AGRIO Sus reservas remanentes son 32‘421005 BBLP con una producción diaria promedio de 5550 BFPD1 aproximadamente, porvenientes de 22 pozos sus niveles productivos son: formación Hollín Superior, formación Napo (T y U) y Basal Tena. Tabla 2.1: Estadísticas de pozos Lago Agrio ESTADO #POZOS PRODUCIENDO 22 CERRRADOS 20 ABANDONADOS 6 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán REINYECTORES 1 TOTAL 49 41 2.2 PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO El campo Lago Agrio empezó con una producción de 2955 BPPD. La historia de este pozo empieza en 1967, pues en este año se perforó su primer pozo. Por falta de registros, el historial de producción comienza en 1983. Tabla 2.2: Producción histórica del Campo Lago Agrio AÑO BPPD BAPD MPCD 1983 12114 13282 5050 1984 11960 14794 4717 1985 11674 14144 4304 1986 8647 10695 5917 1987 5753 6543 2964 1988 10060 11724 3133 1989 8677 9233 3317 1990 7990 8949 3433 1991 8889 7731 3927 1992 8458 3918 2588 1993 8763 4196 2869 1994 7688 4135 2296 1995 7072 3545 2143 1996 6182 2746 1697 1997 6014 2153 1249 1998 5745 2164 1157 1999 6409 2432 1311 2000 5060 2172 1249 2001 5489 2277 1220 2002 5775 2165 1091 2003 5637 2119 1086 2004 5117 2118 741 2005 5128 2179 967 2006 4104 2011 930 2007 3626 2254 988 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 42 16000 7000 14000 6000 Barriles por día 12000 5000 10000 4000 8000 3000 6000 2000 4000 1000 2000 0 1980 0 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Años Petróleo Agua Gas Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Tabla 2.3: Producción histórica Lago Agrio Norte AÑO BPPD BAPD MPCD 1983 8502 11144 4218 1984 8681 11774 3952 1985 8422 12304 3362 1986 6918 10091 4953 1987 4875 6184 2813 1988 8209 10965 2632 1989 7016 8225 2598 1990 6740 8504 2494 1991 7543 7053 2834 1992 7236 3515 2212 1993 7428 3534 2453 1994 6503 3397 1927 1995 5833 3418 1761 1996 4901 2656 1338 1997 4874 2068 980 1998 4189 2002 850,6 1999 4015 2263 911,4 2000 2980 1868 884,5 2001 2206 1939 843,1 miles de pies cúbicos Gráfica 2.1 Historial del Campo Lago Agrio 43 AÑO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 BPPD 3042 2434 2829 2549 2229 1838 BAPD 1624 1694 1347 1408 1153 1223 MPCD 725,7 729,3 464 629,4 598,4 602 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 14000 6000 12000 5000 Barriles por día 10000 4000 8000 3000 6000 2000 4000 1000 2000 0 0 1980 Miles de pies cúbicos por día Gráfica 2.2 Historial Lago Agrio Norte 1983-2007 1985 1990 1995 2000 2005 2010 Años Petróleo Agua Gas Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS La solución de cualquier problema de flujo de fluidos requiere un conocimiento previo de las propiedades físicas del fluido en cuestión. Valores exactos de las propiedades de los fluidos que afectan a su flujo, principalmente la viscosidad y el peso específico, han sido establecidos por muchas autoridades en la materia para todos los fluidos utilizados normalmente y muchos de estos datos se encuentran en tablas. 44 2.2.1 VISCOSIDAD La viscosidad expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando se le aplica una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la viscosidad absoluta de un fluido, es una medida de su resistencia al deslizamiento o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en comparación con el agua. Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para expresar la viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas cuando se sustituyen los valores de la viscosidad en las fórmulas. 2.2.2 VISCOSIDAD ABSOLUTA O DINÁMICA La unidad de viscosidad dinámica en el sistema internacional (SI) es el pascal segundo (Pa s) o también newton segundo por metro cuadrado (N s/m2), o sea kilogramo por metro segundo (kg/ms). Esta unidad se conoce también con el nombre de poiseuille (Pl) en Francia, pero debe tenerse en cuenta que no es la misma que el poise (P) descrita a continuación. El poise es la unidad correspondiente en el sistema CGS de unidades y tiene dimensiones de dina segundo por centímetro cuadrado o de gramos por centímetro segundo. El submúltiplo centipoise (cP), 10-2 poises, es la unidad más utilizada para expresar la viscosidad dinámica y esta situación parece que va a continuar durante algún tiempo. La relación entre el Pascal segundo y el centipoise es: 1 Pas = 1 N s/m2 = 1 kg/(m s) = 103 cP 1 cP = 10-3 Pa s La viscosidad del agua a 68°F es muy cercana a un c entipoise o 0.001 Pascal segundos. 45 2.2.3 VISCOSIDAD CINEMÁTICA Es el cociente entre la viscosidad dinámica y la densidad. En el sistema internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente es el stoke (St), con dimensiones de centímetro cuadrado por segundo y el centistoke (cSt), lO-2 stokes, que es el submúltiplo más utilizado. 1 m2/s = 106 cSt 1 cSt = 10-6 m2/s ν Centistokes ' ()*%&/, µ !"#$%#& 2.2.4 DENSIDAD, VOLUMEN ESPECÍFICO Y PESO ESPECÍFICO La densidad de una sustancia es su masa por unidad de volumen. La unidad de densidad en el SI es el kilogramo por metro cúbico y se denota por ρ (Rho) (libras por pie cúbico). Otras unidades métricas que también se usan son: gramo por centímetro cúbico (g/cm3) 1 g/cm3 o gramo por mililitro (g/ml) 1 g/ml = 1000 Kg/m3 que es el La unidad correspondiente en el sistema SI para volumen específico V inverso de la densidad, es el metro cúbico por kilogramo (m3/kg) ( pie3/libra). -. 1 / / 1 -. 2.1 A menudo también se usan las siguientes unidades para volumen específico: litro por kilogramo (litro/kg) 1 litro/kg 3 decímetro cúbico por kilogramo (dm /kg) 1 dm3/kg = 0.001m3/kg 46 Se usa un hidrómetro para medir directamente la densidad relativa de un líquido. Normalmente se utilizan dos escalas hidrométricas, a saber: La escala API que se utiliza para productos de petróleo. Las escalas Baumé, que a su vez usan 2 tipos: uno para líquidos más densos que el agua y otro para líquidos más ligeros que el agua. 2.3 REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS: LAMINAR Y TURBULENTO Un experimento simple muestra que hay dos tipos diferentes de flujo de fluidos en tuberías. El experimento consiste en inyectar pequeñas cantidades de fluido coloreado en un líquido que circula por una tubería de cristal y observar el comportamiento de los filamentos coloreados en diferentes zonas, después de los puntos de inyección. Si la descarga o la velocidad media es pequeña, las láminas de fluido coloreado se desplazan en líneas rectas, a medida que el caudal se incrementa, estas láminas continúan moviéndose en líneas rectas hasta que se alcanza una velocidad en donde las láminas comienzan a ondularse y se rompen en forma brusca y difusa. Esto ocurre en la llamada velocidad crítica. A velocidades mayores que la crítica los filamentos se dispersan de manera indeterminada a través de toda la corriente. El tipo de flujo que existe a velocidades más bajas que la crítica se conoce como régimen laminar y a veces como régimen viscoso. Este régimen se caracteriza por el deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otra de manera ordenada. La velocidad del fluido es máxima en el eje de la tubería y disminuye rápidamente hasta anularse en la pared de la tubería. A velocidades mayores que la crítica, el régimen es turbulento. En el régimen turbulento hay un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido en direcciones transversales a la dirección principal del flujo; la distribución de 47 velocidades en el régimen turbulento es más uniforme a través del diámetro de la tubería que en régimen laminar. A pesar de que existe un movimiento turbulento a través de la mayor parte del diámetro de la tubería, siempre hay una pequeña capa de fluido en la pared de la tubería, conocida como la “capa periférica” o “subcapa laminar”, que se mueve en régimen laminar. 2.3.1 VELOCIDAD MEDIA DE FLUJO El término “velocidad”, a menos que se diga lo contrario, se refiere a la velocidad media o promedio de cierta sección transversal dada por la ecuación de continuidad para un flujo estacionario: 01 0-. / 1 2.2 Donde: υ Velocidad media de flujo en metros por minuto (pie/minuto) ω Caudal en kilogramos por minuto (libra/minuto) A Área de la sección transversal de tubería u orificio en metros cuadrados (pies cuadrados) ρ Densidad del fluido en kilogramos por metro cúbico (libras/pie3) Volumen específico de fluido en metros cúbicos por kilogramo (pie3/libra) V 2.3.2 NÚMERO DE REYNOLDS Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías, es decir, si es laminar o turbulento, depende del diámetro de la tubería, de la densidad y la viscosidad del fluido y de la velocidad del flujo. El valor numérico de una combinación adimensional de estas cuatro variables, conocido como el número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación ocasionados por la viscosidad. 48 El número de Reynolds es: 67 / ; / : 89 8 2.3 Donde: di = Diámetro interior de tubería en pies = Velocidad media de flujo en pies/minuto ρ Densidad del fluido en libras/pie3 µ= Viscosidad absoluta en libras/pie-segundo µ Viscosidad absoluta (dinámica) en centipoises Para estudios técnicos, el régimen de flujo en tuberías se considera como laminar si el número de Reynolds es menor que 2000 y turbulento si el número de Reynolds es superior a 4000. Entre estos dos valores está la zona denominada “crítica” donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición, dependiendo de muchas condiciones con posibilidad de variación. La experimentación cuidadosa ha determinado que la zona laminar puede acabar en números de Reynolds tan bajos como 1200 o extenderse hasta los 40 000, pero estas condiciones no se presentan en la práctica. 2.4 CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL ÁREA LAGO AGRIO Se presenta las características del crudo ACT’S, en Lago Agrio, que nos servirán para el diagnóstico y posterior selección de tuberías y accesorios. 49 Tabla 2.4: Características del crudo Lago Agrio PARÁMETROS API OBS/TEMP ºF API 60ºF API SECO GRAVEDAD ESPECÍFICA AGUA LIBRE EMULSIÓN SEDIMENTOS PARAFINA BSW POR DESTILACIÓN SÓLIDOS POR EXTRACCIÓN BSW TOTAL AZUFRE SAL EN CRUDO PODER CALORÍFICO PODER CALORÍFICO PODER CALORÍFICO VISCOCIDAD cSt 80ºF VISCOCIDAD cSt 104ºF VISCOCIDAD cSt 120ºF CENIZAS CARBON CONRADSON DESCOMPOSIC TERMIC (FK) TEMP MEDIA VOLUMETR REL. CARBONO HIDRÓGENO FACTOR DE CARACTERIZAC. CALOR LATEN. DE VAPORIZ. PESO MOLECULAR DESTILACIÓN DESTILACIÓN DESTILACIÓN DESTILACIÓN DESTILACIÓN DESTILACIÓN DESTILACIÓN UNIDADES ºAPI/ºF ºAPI ºAPI % % % % % % % % PESO lbNaCl/1000bls NORMA ASTM D 1298-85 D 96-88 D 40006-81 D 473-81 D 4294-90 D 3230-89 D 240-92 BTU/lbs kj/kg k/CAL cSt cSt cSt % PESO % PESO D 445-88 D 482-91 D 189-88 ºF C/H Koup BTU G/MOL ºF ºF ºF ºF ºF ºF ºF D 86-90 D 86-90 D 86-90 D 86-90 D 86-90 D 86-90 D 86-90 LAGO NORTE 29.8/72ºF 29 29.02 0.8816 0.1 0 0 2 0.038 0.14 0.178 0.7316 17.99 19050 44216 10561 15.74 12.16 10.4 0.0493 0.135 585 451 7.4 11.1 112 175 PE = 180ºF 5% = 220 10% = 275 20% = 360 30% = 475 40% = 560 49% = 585 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán LAGO CENTRAL 31.5/72ºF 30.5 30.54 0.8734 0.1 0 0 1.8 0.014 0.25 0.264 0.6354 30.26 19100 44332 10589 13.18 9.37 7.66 0.0616 0.1498 595 439 7.2 11.1 113 170 PE = 140ºF 5% = 205 10% = 252 20% = 340 30% = 455 40% = 551 48% = 595 GUANTA 31.2/82ºF 29.8 29.84 0.8772 0.1 0 0 0.4 0.011 0.3 0.311 0.859 45.17 19000 44100 10533 17.3 12.68 10.55 0.0572 0.1225 575 412 7.4 10.9 118 160 PE = 170ºF 5% = 235 10% = 270 20% = 355 30% = 450 40% = 575 50 2.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN Tabla 2.5: Análisis físico-químico del agua de formación PARÁMETROS TEMPERATURA Ph HIERRO TURBIDEZ ALCALINIDAD TOTAL ALCALINIDAD BICARBONATOS DUREZA TOTAL DUREZA CALCICA DUREZA MAGNESICA CALCIO MAGNESIO CONDUCTIVIDAD CLORUROS SULFATOS SÓLIDOS SUSPENDIDOS TOTALES SÓLIDOS DISUELTOS TOTALES ACEITE RESIDUAL UNIDADES LAGO CENTRAL LAGO NORTE °C _ ppm NTU ppm CaCO3 ppm HCO3 ppm CaCO3 ppm CaCO3 ppm CaCO3 Ca++ Mg++ µmhos ppm Cl= ppm SO4 ppm ppm ppm 31 6,200 21,650 61 700 854 2900 2100 800 840 192 1100 6650 1000 128 737 7,08 33,0 7,003 4,700 78 1400 1708 5000 4000 1000 1600 240 2600 13600 2 92 2010 55,76 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.6 ECUACIÓN GENERAL DE ENERGÍA TEOREMA DE BERNOULLI El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la conservación de la energía al flujo de fluidos en una tubería. La energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como referencia, es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión y la altura debida a la velocidad, es decir: > A B /?@ 2?@ 144 A > B / 2? Donde: Z = Altura o elevación potencial sobre el nivel de referencia en metros pies ρ = Densidad del fluido en libras/pie3 2.4 51 υ = Velocidad media de flujo pie/minuto gn o g = Aceleración de la gravedad = 32.2 pies/seg2 H = Altura total expresada en pies de columna de fluido Si las pérdidas por rozamiento se desprecian y no se aporta o se toma ninguna energía del sistema de tuberías (bombas o turbinas), la altura total H en la ecuación anterior permanecerá constante para cualquier punto del fluido. Sin embargo, en la realidad existen pérdidas o incrementos de energía que deben incluirse en la ecuación de Bernoulli. Por lo tanto, el balance de energía puede escribirse para dos puntos del fluido, según se indica en el ejemplo de la figura 2.2. Figura 2.2: Balance de energía para dos puntos de un fluido Nótese que la pérdida por rozamiento en la tubería desde el punto uno al punto dos (hL) se expresa como la pérdida de altura en pies de fluido. La ecuación puede escribirse de la siguiente manera: >D D DA A AA >A EF /D ?@ 2?@ /A ?@ 2?@ 52 >D 144D DA 144A AA >A EF /D 2? /A 2? 2.5 Todas las fórmulas prácticas para el flujo de fluidos se derivan del teorema de Bernoulli, con modificaciones para tener en cuenta las pérdidas debidas al rozamiento. 2.6 MEDIDA DE LA PRESIÓN En la figura 2.3 se ilustra gráficamente la relación entre las presiones absoluta y manométrica. El vacío perfecto no puede existir en la superficie de la Tierra pero es, sin embargo, un punto de referencia conveniente para la medición de la presión. Figura 2.3: Relación entre las presiones manométrica y absoluta 53 2.6.1 PRESIÓN BAROMÉTRICA Es el nivel de la presión atmosférica por encima del vacío perfecto. La presión atmosférica normalizada es 1 .01325 bar (14.696 libras/pulg *) o 760 mm de mercurio. 2.6.2 PRESIÓN MANOMÉTRICA Es la presión medida por encima de la atmosférica, mientras que la presión absoluta se refiere siempre al vacío perfecto. 2.6.3 VACÍO Es la depresión por debajo del nivel atmosférico. La referencia a las condiciones de vacío se hace a menudo expresando la presión absoluta en términos de altura de columna de mercurio o de agua. Las unidades utilizadas normalmente son milímetros de mercurio, micras de mercurio, pulgadas de agua y pulgadas de mercurio. 2.6.4 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO Es la presión máxima de trabajo (libras por pulgada cuadrada) a la cual una válvula puede ser usada. Las máximas presiones de trabajo para las diferentes clases, según la tabla 2.6 de la especificación API – 6D, dentro de los límites de temperatura de -20ºF y +100ºF, son como sigue: 54 Tabla 2.6: Máximas presiones de trabajo para las diferentes clases (T = -20ºF -100ºF, Acero al carbono) CLASE 150 300 400 600 900 1500 2500 PSIG 285 740 990 1480 2220 3705 6170 Fuente: ASME B16.34 Elaborado por: Leonardo Terán Los índices de presión-temperatura de las válvulas son definidos por ASME class numbers. Basado en el o los materiales de construcción de las partes principales presurizadas, los índices de presión-temperatura para cada clase son tabulados para proveer la presión de trabajo máxima permitida, expresada como presión manométrica. Estas clases presión-temperatura se las puede encontrar en ASME B16.34 a la temperatura mostrada para un índice de presión correspondiente en la temperatura de la estructura presurizada o del cuerpo del componente presurizado. Estos índices aplican a todas las válvulas a pesar de su tipo. ASME B16.34, Valves-Flanged, Threaded, and Welding End, es una de las normas para válvulas que se usa ampliamente. Define los tipos de clase: válvulas de 150, 300, 600, 900, 1500, 2500 y 4500. Esta norma es usualmente referenciada en conjunción con otras normas específicas de válvulas, como APIGOO, Steel Gate Valves; API602, Compact Steel Gate Valves; and API609, Lug- and Wafer-Type Butterfly Valves. 2.7 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Una manera sencilla de conocer los sistemas de producción es mediante un diagrama de flujo, que indique como está distribuida la operación desde el subsuelo hasta la superficie, en la tabla 2.7 se presentan los tipos de levantamiento con que cuenta el campo Lago Agrio. 55 Tabla 2.7: Tipos de levantamiento Lago Agrio TIPO DE LEVANTAMIENTO #POZOS BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 3 BOMBEO HIDRAÚLICO 18 BOMBEO MECÁNICO 1 TOTAL 22 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.7.1 FLUJO NATURAL Los reservorios están generalmente a presiones elevadas debido a las fuerzas subterráneas. Los mecanismos de empuje en un reservorio es uno de los dos tipos principales: empuje de agua o de gas (ver figura 2.4). Un reservorio de empuje de agua está conectado a un acuífero activo que provee el mecanismo de empuje. Un reservorio de empuje de gas deriva su energía de la expansión de gas; puede ser desde una capa de gas o gas en solución (otros tipos de mecanismos de empuje son: compactación de la roca, segregación gravitacional). En su vida productiva temprana, las presiones de fondo empujaran los hidrocarburos todo el camino al pozo hasta la superficie. Según las condiciones del depósito, el flujo natural puede continuar por muchos años. Cuando la diferencia de presión es insuficiente para que el crudo fluya naturalmente, se debe utilizar algún método de levantamiento artificial para llevar el petróleo a la superficie. 56 Figura 2.4: Mecanismos de empuje de agua y gas Tabla 2.8: Línea de flujo pozo a estación CANTIDAD 1 2 1 2 2 16 1265 m. DESCRIPCIÓN Threadolet de 1/2" NPT Neplo roscado de 4"SCH 80 NPT Válvula de Bola 4"x300# bridada Bridas de 4" x 300 # R.F. Empaque de 4" x 300 # Espárragos ∅ 3/4" x 4 1/2" Tubería de 4 1/2" SCH. 40 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.7.2 BOMBEO MECÁNICO El bombeo mecánico combina un cilindro (barril) y un pistón (émbolo buzo) con válvulas para transferir los fluidos del pozo dentro del tubing y desplazarlos a la superficie. Estas bombas son conectadas a la superficie por una serie de varillas de metal dentro del tubing y operada por unidades recíprocas de balancín de superficie, o caballetes de bombeo, que son impulsados por un motor primario, eléctrico o a gas (ver la figura 2.5). Existen dos tipos de bombeo mecánico de desplazamiento linear. La bomba introducida con la tubería de producción tiene un cilindro de pleno caudal con una válvula fija (standing valve) y son apegadas al final del tubing o tubería de producción. Un émbolo, o una válvula viajera, son corridos dentro de este cilindro en las varillas. El tubing debe ser extraído para 57 reparar o reemplazar las bombas introducidas con la tubería. Las bombas de inserción más pequeñas consisten de un barril, una válvula de admisión, un émbolo y una válvula de descarga combinada en un montaje integral corrido dentro del tubing sobre las varillas. Las bombas de inserción pueden ser recuperadas y reparadas o reemplazadas sin molestar la producción en el tubing por el hecho de extraer las varillas. Los fluidos son extraídos dentro de los barriles de la bomba por émbolos conectados con válvulas check para desplazar el fluido dentro del tubing. Las válvulas fijas o de admisión consisten de una bola y asiento fijos. La válvula de descarga, o la válvula viajera, se mueve durante cada ciclo de la bomba recíproca. El bombeo mecánico es simple, familiar a la mayoría de operadores y considerablemente usadas. Sin embargo, la capacidad del bombeo mecánico, o la eficiencia volumétrica es limitada en pozos con altas relaciones gas/líquido, diámetros pequeños del tubing o intervalos productores profundos. Otras desventajas son: un alto capital de inversión y potencial fugas o rebosamientos en el cabezal. Figura 2.5: Descripción del Bombeo Mecánico 58 2.7.3 BOMBEO ELECTROSUBERGIBLE . El levantamiento artificial con bombeo centrífugo sumergible se ha convertido en un método común para levantar volúmenes de fluidos en una gran variedad de rangos que van desde 100 a 65000 BFPD con profundidades que alcanzan hasta 15000 pies, puesto que su implementación está siendo cada vez más requerida, es importante conocer como este sistema es operado y diseñado. El diagrama indicado en la figura 2.4 describe los componentes esenciales de este tipo de unidad, la cual consta de un motor eléctrico ubicado en la parte inferior del aparejo, el cual recibe la energía por medio de un cable eléctrico proveniente de una fuente ubicada en la superficie. El protector o sección sellante está localizado arriba del motor y es utilizado para prevenir que los fluidos del pozo entren en él, está ensamblado herméticamente tanto al motor como a la bomba o al separador de gas si éste es necesario para ventear el gas en la instalación, en su interior existe un eje cuya función es transmitir el movimiento del motor a la bomba y al separador de gas, permitiendo que el fluido de formación supere el gradiente del fluido y llegue a superficie. Figura 2.6: Descripción del bombeo electrosumergible 59 2.7.4 BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL) 2.7.1.1 Diagrama de flujo La figura 2.5 indica la secuencia como recorre el fluido a través de los dispositivos mecánicos más usuales. El fluido hidráulico empleado en este sistema de producción puede ser el mismo petróleo producido o agua tratada, el cual debe estar sometido a procesos de tratamiento, sean estos: químicos, filtros, separación gravitacional o centrifugación. El fluido motriz ha sido sometido a un proceso general de separación: gas y sedimentos, sujetos a periodos de asentamiento y limpieza mediante almacenamiento, productos químicos, filtros, etc. Con el fin de proporcionar la calidad para que el contenido de sólidos sea mínima o tolerable en la operación y desgaste del equipo; procedimiento llevado a cabo en la sección (A), posterior a esto el fluido motriz es enviado a la succión de las bombas (B) para proporcionar la presión, a la que será inyectada hacia el cabezal de distribución (C), donde se regula en función de volumen o presión dependiendo de los requerimientos de cada pozo. Una vez que el aceite esta en el cabezal del pozo (D), pasa por la válvula de 4 vías que permite controlar la dirección de flujo. Al ingresar al pozo el fluido motriz opera la unidad de bombeo y retorna a superficie mezclado o no dependiendo del sistema escogido (E). Figura 2.7: Diagrama de Bombeo Hidráulico (Power Oil) 60 En la tabla 2.9 se presentan los detalles de las unidades de bombeo hidraúlico de la estación Lago Norte, y en la tabla 2.7, la tubería y accesorios en relación a una bomba power oil. Tabla 2.9: Unidades del sistema Power Oil del Campo Lago Agrio, Estación Lago Norte BOMBA Quintuplex National HPS Norte Wood Group Triplex National Quintuplex National UBICACIÓN LA-17 POZOS ALIMENTADOS LA 17-18-44 BIPD 3260 CAPACIDAD (BPD) 4114 PRESIÓN (PSI) SUCCIÓN DESCARGA 125 3650 Norte LA 24-31-32-3643 6860 7000 120 3900 LA-29 LA-41 1140 2468 120 3600 LA-23 LA 11A-34-35 2926 4114 120 3700 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Tabla 2.10: Pozos productores com bombeo hidraúlico que aportan a la estación Lago Norte POZO LAG LAG LAG LAG LAG LAG LAG LAG LAG LAG 11A 17 18 24 29 32 35 36 43 44 ARENA PRODUCTORA H T H U BT H HS BT HS HS FECHA DEL INFORME 18-Feb-08 24-May-08 03-Abr-08 17-Feb-08 18-Abr-08 17-Feb-08 19-May-08 13-Mar-08 08-May-08 11-Mar-08 BFPD 228 149 436 128 141 423 190 82 132 195 PRODUCCIÓN BPPD BSW 177 22.2 138 7.3 235 46.1 127 1 91 35.2 252 40.5 178 6.5 43 47.6 117 11.5 188 3.7 API 28.7 29.1 20 28.6 28.8 28.5 29 24.9 29.4 29.3 TIPO DE BOMBEO PISTÓN JET JET JET PISTÓN JET JET JET JET PISTÓN Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Tabla 2.11: Tuberías, válvulas y accesorios de 1 bomba Power Oil. CANTIDAD 2 2 4 2 1 4 1789 m. DESCRIPCIÓN VALVULAS 1"x150 CLASE VALVULAS BOLA DE 6" CLASE BRIDAS DE 6"x150 VALVULA BOLA 3" x 2500 VALVULA DE SEGURIDAD 3" x 2500ALVULA CODOS DE 31/2" HXX SELT 160 TUBERÍA DE 3 1/2‘‘ Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 61 2.8 INSTALACIONES DE SUPERFICIE Tabla 2.12: Instalaciones en el área Lago Agrio ESTACIÓN PRODUCCIÓN EQUIPO MÚLTIPLE BFPD 3224 SEPARADOR TIPO 3 de producción y 1 de prueba 1 de prueba 5000 Bls 2 de producción 10000 Bls BPPD 1935 NORTE BOTA DE GAS TANQUE BAPD 1271 Capacidad 15000 Bls Lavado 24680 Bls Reposo 18800 Bls CALENTADOR MPCPD 685 800 BAPD (T1=105ºF T2=125ºF) Recirculación TK – TK BOMBAS 27 – 30 ºAPI 2 de transferencia incrementadoras de presión 2de transferencia centrífugas Durco MÚLTIPLE BFPD 1785 SEPARADOR 2 de producción y 1 de prueba 1 de prueba 5000 Bls 1 de producción 10000 Bls BPPD 1614 BOTA DE GAS TANQUE CENTRAL BAPD 17 Lavado 14690 Bls Reposo 14100 Bls CALENTADOR MPCPD 183 1100 BAPD (T1=98ºF T2=120ºF) Calentador-Durco Mark III BOMBAS 27 – 30 ºAPI RECIRC TK-TK-INGERSOLLAND 2 de transferencia-Durco Mark II MÚLTIPLE BFPD 5234 Capacidad 20000 Bls SEPARADOR 1 de producción y 1 de prueba 1 de prueba 5000 Bls 2 de producción 10000 Bls c/u BPPD 3680 BOTA DE GAS TANQUE GUANTA BAPD 1554 Lavado 24680 Bls Reposo 18800 Bls CALENTADOR MPCPD 606 1100 BAPD (T1=103ºF T2=125ºF) 2 de transferencia incrementadoras de BOMBAS 27 – 30 ºAPI Capacidad 15000 Bls presión 2de transferencia centrífugas HD Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 62 A continuación se detallan los equipos y dispositivos instalados en la estación Lago Norte. 2.8.1 SEPARADORES Los separadores de petróleo, además de la capacidad, son diseñados en base a una presión y temperatura de operación determinada; sin embargo, debido a varios factores esta presión y temperatura muy poco se mantiene constante, pues está variando permanentemente. El rango de fluctuación de estos parámetros es controlado y depende principalmente de la presión con la cual fluye el petróleo en cada pozo y de las condiciones ambientales del sitio. Tabla 2.13: Capacidad de separadores del área Lago Norte. SEPARADOR Prueba Producción Producción LARGO Pies 20 20 20 DIÁMETRO pulgadas 48 72 72 CAPACIDAD Bls. 5000 10000 10000 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Parámetros a considerar: API promedio: 28.35 rg: 1.044 GLP promedio: 250 PCS/BF Presión de operación: 25 psi Temperatura de operación: 100ºF TIPO Bifásico Bifásico Bifásico 63 2.8.2 TANQUES Tabla 2.14: Capacidad de tanques del área Lago Norte. TANQUE Tanque Lavado Tanque surgencia CANTIDAD 1 1 ALTURA pies 36 24 DIÁMETRO pies 70 60 CAPACIDAD (Bls.) NOMINAL OPERATIVA 24680 24680 12090 11100 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.8.3 EQUIPOS Y LÍNEA DE GAS Las líneas de gas en la estación Norte tienen un diámetro de 6 plg. El gas tiene una gravedad específica de 1.044 y un factor de compresibilidad Z de 0.93. 2.8.3.1 Separador La presión del gas natural a la salida del separador es la misma presión que tiene el separador. En vista de que esta presión está variando no se puede especificar un valor de presión único y constante del gas; pero se puede determinar un valor promedio al igual que el valor de temperatura pues este varía incluso mucho más que la presión. La capacidad del separador de gas de la estación Lago Norte es de 5000 barriles, la presión de operación es de 25 psig y la temperatura de operación es de 100ºF. 2.8.3.2 Scrubbers (Depuradores) Son recipientes que se instalan a la descarga de gas de los separadores de alta y baja presión, respectivamente. Actúan como separadores o depuradores de las últimas gotas de líquido que pudiesen ir entrampadas en la corriente de gas. 64 Principalmente se aplican en condiciones operacionales que por motivos técnicos o económicos se requiere de un gas seco. Es decir, sin partes líquidas, como el necesario para alimentar a los sistemas de compresión. La presión de operación del Scrubber de Lago Norte es 25 psig y la temperatura de operación es 90ºF. 2.8.3.3 Compresores En la industria se utilizan compresores de todos los tipos y tamaños para aire y gases. La selección de un compresor se basa en los fundamentos de la termodinámica y no se debe considerar que sea tan difícil y complicada, el primer paso es definir los tipos y principios de funcionamiento de los compresores. En base a los principios de funcionamiento los compresores se clasifican en: • Compresores de desplazamiento positivo • Compresores centrífugos En la tabla 2.15 se observa los detalles del compresor en la estación Lago Norte. Tabla 2.15: Compresor de gas en la estación Lago Norte Estación Norte Compresor de gas Serie 09116 - 15×11, Serie 08890 8×11, motor Ajax Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.8.4 EQUIPOS DE REINYECCIÓN DE AGUA En el campo Lago Agrio, el sistema de reinyección de agua, está localizado en la estación Lago Norte, el mismo que está conformado por tuberías de alimentación de agua que van desde el tanque de surgencia tanto de la estación Lago Central como de la Norte, hasta el tanque de sedimentos cónico, de aquí pasa por un filtro de agua, y finalmente a un tanque empernado galvanizado de almacenamiento cuya capacidad es de 500 barriles. El sistema también está conformado por líneas de by pass, líneas de conexión entre tanques, dos bombas Booster, dos 65 bombas REDA de reinyección de agua, una línea de descarga desde los tanques de agua hasta las bombas de reinyección, y una línea de descarga desde los tanques de agua hasta las bombas de reinyección, y una línea de descarga a los pozos reinyectores. El tanque instalado para la reinyección de agua en la estación Norte tiene una capacidad de 1250 Bls. Las bombas de químicos instaladas para la reinyección de agua son las siguientes: Bomba: TEXAS HOUSTON Motor modelo 1121007410 Cantidad: 2 Potencia: ¼ HP 2.8.4.1 Bombas de Transferencia o Booster Este tipo de bombas proporcionan la presión necesaria de succión a las bombas horizontales de alta presión. Tabla 2.16: Bombas Booster en la estación Lago Norte DESCRIPCIÓN BÁSICA Bomba DURCO centrífuga 2K 4×3-10 Bomba DURCO centrífuga 2K 4×3-10 SERIE 402875 402874 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.8.4.2 Bombas de alta presión En la tabla 2.17 se observan las unidades que están instaladas en la estación Lago Norte. 66 Tabla 2.17: Funcionamiento actual de las bombas del sistema de reinyección de agua. CAUDAL BPD 3162 6500 BOMBAS REDA 540 GN 3200 REDA 675 J200N PRESIÓN (psi) DESCARGA SUCCIÓN 950 48 1650 40 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.8.4.3 Tubería y accesorios instalados en la reinyección de agua Tabla 2.18: Tubería, válvulas y accesorios en reinyección de agua CANTIDAD 20 24 8 2 2 6 1 DESCRIPCIÓN BRIDAS DE 6‘‘ x 150 BRIDAS DE 8‘‘ x 2500 ANSI VÁLVULAS DE 6‘‘ x 150 ANSI. STD GLOBE VÁLVULAS CHECK DE 6‘‘ x 150 STD VÁLVULAS DE AGUJA ½‘‘ x 5000 VÁLVULAS DE 8‘‘ x 2500 STD VÁLVULA DE SEGURIDAD SET DE 3000 PSI STD 3500m TUBERÍA DE 8‘‘ Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2.9 CORROSIÓN La corrosión es la degradación química o electroquímica de un metal por parte del medio que lo rodea, lo cual hace que este regrese a su estado natural en forma de óxidos, hidróxidos y sales. 2.9.1 TIPOS DE CORROSIÓN Las tuberías metálicas están expuestas a los siguientes tipos de corrosión: a) Corrosión electroquímica. b) Corrosión por ataque químico directo. c) Corrosión por oxidación. d) Corrosión por picaduras. 67 e) Corrosión por fatiga. f) Corrosión por oxígeno. g) Corrosión bacteriana. h) Corrosión por corrientes vagabundas. 2.9.2 PÉRDIDA DE PESO CAUSADA POR CORROSIÓN. El acero al carbono el cual es generalmente utilizado para sistemas de tubería de plataforma puede ser corroído bajo algunas condiciones de proceso. Los flujos de proceso que contengan agua, salmuera, dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), u oxígeno (O2), o combinaciones de estos, pueden ser corrosivos a metales usados en componentes del sistema. El tipo de ataque (pérdida de metal uniforme, picadura, corrosión/erosión, etc.) tanto como la tasa de corrosión específica puede variar en el mismo sistema, y puede variar con el tiempo. La corrosividad de un flujo de proceso es una función compleja de muchas variables incluyendo (1) hidrocarburo, agua, sal, y contenido de gas corrosivo, (2) humectabilidad del hidrocarburo, (3) velocidad de flujo, régimen de flujo, y configuración de tubería, (4) temperatura, presión, y pH, y (5) contenidos de sólidos (arena, lodos, limo bacteriana y microorganismos, productos de corrosión, y costras). Las predicciones son muy cualitativas y pueden ser únicas para cada sistema. Alguna información para gases corrosivos encontrados en los flujos de proceso se muestra en la tabla 2.19. La tabla 2.19 presenta únicamente una guía general para las consideraciones de mitigación de corrosión y no para predicciones específicas de corrosividad. La inhibición de corrosión es un procedimiento efectivo de mitigación cuando las condiciones corrosivas son predichas o anticipadas. 68 Tabla 2.19: Guía cualitativa para la pérdida de peso por corrosión del acero Gas Corrosive Oxígeno (O2) Dióxido de carbono (CO2) Sulfuro de hidrógeno (H2S) Solubilidad∗ PPM Valores límites en salmueras PPM PPM no corrosivo corrosivo < 0.005 > 0.025 < 600 > 1200 8 1700 3900 API Recommended Practice 14E ∗∗ Fuente: Elaborado por: Leonardo Terán 2.9.3 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS El flujo de proceso que contiene agua y sulfuro de hidrógeno puede causar fisuración bajo tensión por sulfuros de materiales susceptibles. Este fenómeno es afectado por una interacción compleja de parámetros incluyendo la composición química del metal y su dureza, tratamiento térmico, y la micro estructura, tanto como factores como el pH, concentraciones de sulfuro de hidrógeno, esfuerzos y temperatura. Los materiales usados para los procesos que tratan con sulfuro de hidrógeno deben ser seleccionados considerando estos parámetros. 2.9.4 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR CLORUROS Se deben dar consideraciones de cuidado para el efecto de tensión y cloruros si se seleccionan aleaciones y aceros inoxidables para prevenir la corrosión por sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono. Los flujos de proceso que contienen agua con cloruros pueden causar resquebrajamientos en materiales susceptibles, especialmente si oxígeno está presente y la temperatura está sobre los 140ºF. Altas aleaciones y aceros inoxidables, tales como aceros inoxidables series AISI ∗ Solubilidad a 68ºF en agua destilada a 1 atmósfera de presión parcial. Oxígeno (O2) es para 1 atmósfera de presión de aire. Fuente: Handbook of Chemistry and Physics, Chemical Rubber Company, 36th Edition. ∗∗ Los valores límites para la de pérdida de peso causada por corrosión por sulfuro de hidrógeno (H2S) no son mostrados en esta tabla porque la cantidad de dióxido de carbono (CO2) y/o oxígeno (O2) tiene gran influencia en la rata de corrosión de pérdida de metal. El sulfuro de hidrógeno solo es, por lo general, menos corrosivo que el dióxido de carbono debido a la formación de una película de sulfuro de hierro insoluble que tiende a reducir la pérdida de peso del metal por corrosión. 69 300 austenítico, aceros inoxidables endurecidos por precipitación, y “A-286” (ASTM A453, Grado 660), no deben ser usados a menos que se demuestre que son adecuados para el ambiente propuesto. Además se deben dar consideraciones a la posibilidad que los cloruros pueden ser concentrados en áreas localizadas en el sistema. 2.9.5 CONTROL DE LA CORROSIÓN. Para el control de la corrosión de tuberías se han realizado muchos adelantos técnicos, los mismos que permiten hoy en día disponer de varios métodos. Para la selección de alguno en particular se requiere del análisis y evaluación de algunos factores técnicos y económicos. Entre estos métodos podemos mencionar: a) Selección de la tubería metálica apropiada, de tal modo que resista la agresividad corrosiva del medio donde va a trabajar. b) Protección catódica de tuberías expuestas a medios o terrenos corrosivos. c) Formar una barrera inerte entre la superficie metálica y el medio corrosivo mediante la aplicación de un revestimiento o película protectora (pintura). d) Eliminación de los gases corrosivos (oxígeno, H2S, CO2) que formen parte de la mezcla de gas que fluye por el interior de la tubería. e) Uso de inhibidores de corrosión formando una barrera entre la superficie metálica y el medio corrosivo. En la industria petrolera las tuberías usadas son de acero, fabricadas según las normas API; de modo que, la selección de un mejor material que resista más la corrosión resulta una limitante si se quiere acudir a este método de protección. Por otro lado. La aplicación de inhibidores de corrosión resulta costosa y es poco común en nuestro medio. 70 Las sustancias corrosivas, especialmente el H2S y CO2, se presentan con mucha frecuencia; la eliminación de las mismas se consigue a través de medios mecánicos o químicos especiales y es muy común en la actividad petrolera especialmente cuando intervienen en concentraciones altas. 2.9.6 APLICACIÓN DE NACE MR-01-75. MR-01-75 enumera materiales que exhiben resistencia a fisuración bajo tensión por sulfuros. Las aleaciones resistentes a la corrosión que no aparecen en MR01-75 pueden exhibir tal resistencia y pueden ser usadas si se demuestra que son resistentes en los ambientes propuestos (o en un ambiente de laboratorio equivalente). Se debe tener precaución al manejar los materiales que se muestra en MR-01-75. Los materiales mostrados en el documento pueden ser resistentes a los ambientes de fisuración bajo tensión por sulfuros, pero tal vez no sea idóneo para el uso en ambientes fisuración bajo tensión por cloruros. 2.9.7 MONITOREO DE CORROSIÓN Hay varios métodos para el monitoreo de corrosión: mediante la observación directa de los equipos, utilizando muestras para la comprobación de corrosión, y monitoreando dispositivos de los equipos en operación. 2.9.7.1 Observación directa Cada vez que se apaga una planta o parte de un equipo por cualquier motivo, y existe la más ligera posibilidad de corrosión, se debe aprovechar la oportunidad para realizar una inspección para detectar daños por corrosión. De nada sirve realizar una inspección visual, a menos que se tomen las medidas en términos cuantitativos y se registren los valores meticulosamente. Con mucha frecuencia la 71 inspección sólo sirve para determinar si el equipo requiere reemplazo, reparación o reacondicionamiento. El primer aspecto que se debe registrar es una descripción de la naturaleza general y la apariencia de la corrosión. Los siguientes términos pueden resultar útiles en la descripción del grado de ataque en un lugar determinado. También se debe anotar la distribución. 2.9.7.1.1 Sin Corrosión Se debe emplear este término para describir una superficie metálica cuando parezca que ésta no está afectada en su totalidad. 2.9.7.1.2 Corrosión Superficial Definida Describe una condición en la cual el ataque es lo suficientemente profundo como para afectar la hoja de un cuchillo. También se la puede describir como "desafilada", "superficie mate" o "áspera (rigosa)". 2.9.7.1.3 Ataque Metálico Poco Profundo Se puede utilizar este término para describir la remoción de una cantidad de metal perceptible, aunque difícilmente cuantificable, de la superficie. 2.9.7.1.4 Picado o Acanalado Se utiliza este término cuando se remueve el metal hasta una profundidad cuantificable. 72 2.9.7.1.5 Ampollas o Descamado El desprendimiento de capas delgadas de superficie metálica puede ser una indicación de difusión de hidrógeno. 2.9.7.1.6 Rajaduras o Agrietamientos Se debe notar los números y tamaños evidentes. Note cualquier tendencia de las rajaduras a seguir un patrón regular. 2.9.7.2 Muestras para comprobación de corrosión 2.9.7.2.1 Cupones Los cupones son simplemente pedazos de metal que se insertan en un sistema para evaluar uno o más de los siguientes aspectos: 1. Corrosividad del sistema 2. Rendimiento del material 3. Rendimiento del inhibidor Estos son pesados antes de ser insertados en el sistema y después de su remoción del mismo, para así determinar la masa de metal perdida debida a la corrosión. 2.9.7.2.2 Sujetadores y Aisladores Se pueden instalar cupones, de tal forma que éstos queden aislados eléctricamente de la estructura sometida a comprobación. Si el cupón y la estructura están conectados eléctricamente, el cupón de corrosión normalmente se corroerá más rápido que la estructura. 73 2.9.7.2.3 Sujetadores y Aisladores Se suministran cupones que hayan sido limpiados con flujo de arena y pesados. Cuando usted los retire del sistema, éstos deben ser examinados para detectar picaduras en el metal y posible formación de depósitos, antes de enviarlos al laboratorio para su evaluación. Puede resultar ventajoso hacer una evaluación de los depósitos. Se pueden pesar y evaluar los carretes y neplos, al igual que los cupones. 2.9.7.2.4 Interpretación de los Resultados En el laboratorio, los cupones son limpiados de depósitos y se los vuelve a pesar; la pérdida de masa es tratada como si ésta fuera uniformemente removida del área de superficie total del cupón, y convertida en un índice de penetración promedio de espesor perdido por año. A menudo se utiliza la unidad de milímetros por año (mm/año) y la micrométrica por año (µm/año) para los índices de corrosión altos y bajos. El cálculo para mm/año es el siguiente: QQ 87.6X ÍJKL L :MM:NKóJ P T Rññ: /7YZ 1 Donde: 87.6 = Factor sin unidad para convertir cm/hora a mm/año W = Pérdida de masa en miligramos ρest = Densidad de la estructura en gramos/ml A = Área original de superficie en cm2 t = Tiempo en horas 2.6 74 Este índice de corrosión es significativo en los sistemas en los que se produce una corrosión uniforme. Es relativamente intrascendente en la medición de las picaduras ya que la pérdida de masa se produce en unos pocos lugares aislados del cupón. Se debe notar el número, profundidad y diámetro de las picaduras. 2.9.7.2.5 Rendimiento del Inhibidor Los cupones de corrosión pueden ser usados para monitorear el rendimiento de un inhibidor de corrosión. Es práctica común el determinar el índice de corrosión no inhibida de un sistema que se va a utilizar como base en el futuro. Una vez que se haya establecido el índice de corrosión de la base, se inicia la alimentación del inhibidor de corrosión y se instalan los cupones de corrosión en el sistema. El rendimiento del inhibidor generalmente se expresa en términos de protección porcentual. [\]^_``aób c]\`_b^def Íbga`_ b] abhaiag] j íbga`_ abhaiag] l mnn íbga`_ b] abhaiag] o. p 2.9.7.3 Monitoreo de corrosión en los equipos de operación 2.9.7.3.1 Probetas de Resistencia Eléctrica La resistencia eléctrica de cualquier conductor está dada por: 6 /q 1 Donde: ρ = la resistividad L = la longitud del conductor A = el área transversal del conductor 2.8 75 Conforme disminuye el área de un conductor, aumenta la resistencia. Se puede utilizar este principio para medir la pérdida de corrosión. Se inserta un bucle de alambre en el sistema y se lo deja corroer. Conforme se corroe, se incrementa su resistencia eléctrica ya que disminuye su área transversal. Mientras el alambre se encuentra intacto, la longitud permanecerá constante. 2.9.7.3.2 Conjunto de Probeta Galvánica Cuando se sumergen en el agua dos metales diferentes y se los conecta eléctricamente, fluirá una corriente debido a su natural diferencia de potencial. El flujo de corriente es proporcional a la corrosividad del sistema. El conjunto típico contiene electrodos de bronce y acero, los cuales van conectados a un amperímetro que mide el flujo de corriente. No se obtiene una medición directa de la corrosión pero se detectan los cambios en la corrosividad del sistema. 2.9.7.3.3 Medidores de Polarización Lineal Los cupones de corrosión proporcionan una medición directa de la pérdida de metal durante algún periodo de tiempo. Las mediciones de polarización lineal proporcionan una lectura del índice de corrosión que se produce en un cupón o electrodo al momento en que se toma la medición. 2.9.7.3.4 Toma de Lecturas Se pueden tomar lecturas simples con un pequeño medidor accionado por batería, el cual puede ser transportado a varios sitios de sondeo. En la mayoría de los casos, esto es adecuado, pero en algunos casos se conecta un medidor registrador a los electrodos durante un tiempo prolongado. Las probetas deben ser instaladas en el sistema y se las debe dejar el tiempo suficiente para que “maduren” o “se acostumbren” al medio, de tal forma que se puedan obtener índices de corrosión representativos. 76 2.9.7.3.5 Picaduras Metálicas Un problema que plantean las lecturas de polarización lineal es que estas no detectan las picaduras metálicas. La tendencia a las picaduras a veces puede ser inferida por los cambios en la natural diferencia de potencial entre dos electrodos, sin ninguna corriente aplicada. Sin embargo, no se ha probado que este enfoque sea confiable. 2.9.7.3.6 Remoción de la Probeta Las probetas siempre deben ser instaladas de tal forma que éstas puedan ser removidas del sistema, ya sea mediante la provisión de válvulas de aislamiento o mediante el uso de probetas retráctiles. Las probetas deben ser removidas periódicamente, limpiadas e inspeccionadas en forma visual para detectar señales de picaduras en el metal. 2.9.7.3.7 Probetas de Hidrógeno Muchos de los átomos de hidrógeno generados por corrosión en el cátodo se difunden a través del acero, y son liberados en la superficie exterior del metal. Una probeta de hidrógeno proporciona un medio de medición de la rata a la cual el hidrógeno ingresa al acero y se difunde hacía la superficie exterior. Esto proporciona una indicación indirecta del índice de corrosión, especialmente en un medio que contiene H2S. 2.9.7.3.8 Inspección Ultrasónica Se utilizan dispositivos ultrasónicos para medir el espesor del metal y para detectar defectos en el mismo. 77 2.9.7.3.9 Radiografía La radiografía es un medio no-destructivo utilizado para la inspección de soldaduras, y también puede ser utilizada para la detección de corrosión. 2.9.7.3.10 Inspección de Partículas Magnéticas La inspección de partículas magnéticas constituye principalmente un método de localización de rajaduras, el cual se extiende a la superficie de la pieza metálica. Esta inspección es únicamente aplicable a materiales magnéticos como el acero. 2.9.7.3.11 Inspección con Tintura Penetrante Este es un método para detección de grietas o rajaduras que se extienden a la superficie de un metal. 2.9.7.3.12 Registros Un programa de monitoreo de corrosión es tan importante como los procedimientos de conservación de registros que lo acompañan. El tiempo y los gastos invertidos en la iniciación de un programa de monitoreo de corrosión pueden desperdiciarse si no se mantienen los registros adecuados. 2.9.8 EJEMPLOS DE INSPECCIÓN VISUAL Y MEDICIÓN DE ESPESORES EN EL DISTRITO AMAZÓNICO. 2.9.8.1 Línea de flujo LAG 17 Año 2007 Línea: LAG 17 Número de tramos: 29 Fecha de inspección: 01/08/2007 Diámetro: 3 1/2'' 4 1/2'' Inspección anterior: 01/02/2005 Material: API 5L GRADO B Campo: LAG Presión: 50 PSI 78 Longitud: 1265 m Espesor inicial: 0,237'' 0,300'' Producto: CRUDO Límite de retiro: 0,093'' 0,093'' Tipo de línea: Línea de flujo Temperatura: 100ºF Tabla 2.20: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 Tramo Longitud m P med m Esp. min tramo pulg Diámetro Ubicación Corr/A 1 24 0 0,205 4 1/2'' B 2 10 25 0,192 3 1/2'' P 3 10 65 0,238 3 1/2'' MH 4 10 115 0,239 3 1/2'' MH 5 10 165 0,227 3 1/2'' MH 6 10 225 0,215 3 1/2'' P 7 10 285 0,224 3 1/2'' MH 8 10 345 0,216 3 1/2'' MH 9 10 399 0,201 3 1/2'' MH C 020 10 10 442 0,185 3 1/2'' MH C 030 11 10 481 0,197 3 1/2'' P C 020 12 10 515 0,225 3 1/2'' P 13 10 575 0,195 3 1/2'' P 14 10 612 0,235 3 1/2'' P 15 10 669 0,195 3 1/2'' MH C 020 16 12 689 0,175 3 1/2'' P C 020 17 10 745 0,193 3 1/2'' P C 020 18 10 822 0,2 3 1/2'' MH C 020 19 10 854 0,192 3 1/2'' MH C 020 20 10 938 0,177 3 1/2'' MH C 030 21 10 996 0,22 3 1/2'' MH 22 10 1016 0,194 3 1/2'' MH 23 10 1054 0,208 3 1/2'' MH 25 21 1119 0,2 3 1/2'' MH 26 2 1176 0,195 3 1/2'' B 27 10 1178 0,14 4 1/2'' B 28 10 1238 0,1 4 1/2'' P 29 6 1265 0,2 4 1/2'' Protección C 030 C 020 C 020 C 020 POLIKEN C 070 1 POLIKEN C 030 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 1 POLYKEN es una marca de sistemas de protección anticorrosivo para las tuberías de agua, gas, petróleo, etc. 79 Gráfica 2.3: Gráfico de espesores año 2007 ESPESORES (PULGADAS) 0,35 0,3 ESPESOR INICIAL 0,25 0,2 0,15 ESPESOR MÍNIMO MEDIDO 0,1 LÍMITE DE RETIRO 0,05 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 PUNTOS MEDIDOS (METROS) Elaborado por: Leonardo Terán 2.9.8.1.1 Resultados de la inspección visual Sobre una longitud total de 1265m se inspeccionó el 24.1%. Los espesores mínimos medidos presentan una moderada disminución por corrosión interna y externa. Por presentar espesores muy cercanos al límite de retiro, se recomienda cambiar dos tubos en el tramo Nº 28 en este sitio la corrosión externa es drástica. La tubería restante puede continuar en operación sin descuidar las prácticas anticorrosivas. 2.9.8.2 Línea de flujo LAG 17 Año 2009 Línea: LAG 17 Número de tramos: 29 Fecha de inspección: 01/02/2009 Diámetro: 3 1/2'' 4 1/2'' Inspección anterior: 01/08/2007 Material: API 5L GRADO B Campo: LAG Presión: 65 PSI Longitud: 1265 m Espesor inicial: 0,280'' 0,237'' 0,337'' Producto: CRUDO Límite de retiro: 0,083'' 0,093'' 0,093'' Tipo de línea: Línea de flujo Temperatura: 100ºF 80 Tabla 2.21: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 Tramo Longitud m Esp. min P med m tramo pulg Diámetro Ubicación Corr/A Protección 1 10 0 0,231 4 1/2'' B 2 10 17 0,313 4 1/2'' B 3 6 28 0,325 4 1/2'' MH 4 22 34 0,209 3 1/2'' MH C 030 5 10 96 0,217 3 1/2'' MH C 020 6 10 146 0,212 3 1/2'' MH C 020 7 10 185 0,235 3 1/2'' MH POLIKEN 8 10 342 0,222 3 1/2'' MH POLIKEN 9 10 414 0,23 3 1/2'' MH 10 10 459 0,18 3 1/2'' MH 11 10 493 0,22 3 1/2'' MH/P 12 10 525 0,217 3 1/2'' MH/P C 020 13 10 570 0,199 3 1/2'' MH C 030 14 10 597 0,215 3 1/2'' MH C 020 POLIKEN 15 10 634 0,2 3 1/2'' MH C 020 POLIKEN 16 10 674 0,195 3 1/2'' MH C 020 17 12 695 0,16 3 1/2'' P C 050 18 10 769 0,192 3 1/2'' MH/P C 030 19 10 834 0,205 3 1/2'' MH C 020 20 10 859 0,185 3 1/2'' MH C 040 21 10 943 0,18 3 1/2'' P C 030 22 10 991 0,205 3 1/2'' 24 10 1092 0,199 3 1/2'' MH C 030 25 21 1135 0,158 3 1/2'' MH C 040 26 1 1176 0,22 3 1/2'' B 27 10 1178 0,153 4 1/2'' 28 13 1238 0,13 4 1/2'' 29 5 1265 0,181 4 1/2'' C 030 POLIKEN POLIKEN POLIKEN C 020 P Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán C 070 C 030 POLIKEN 81 Gráfica 2.4: Gráfico de espesores año 2009 0,4 ESPESORES (PULGADAS) 0,35 0,3 ESPESOR INICIAL 0,25 0,2 ESPESOR MÍNIMO MEDIDO 0,15 0,1 LÍMITE DE RETIRO 0,05 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 PUNTOS MEDIDOS (METROS) Elaborado por: Leonardo Terán 2.9.8.2.1 Resultados de la inspección visual Sobre una longitud aproximada de 1265m se inspeccionó el 23%. Los espesores mímimos medidos presentan una importante variabilidad por la presencia de corrosión externa e interna. Se recomienda cambiar 2 tubos en el tramo Nº 28 por presentar corrosión externa. El resto de espesores remanentes están por arriba del límite de retiro lo que garantiza la operación normal de la tubería. 2.9.8.3 Power Oil Línea : LAG 34 Diámetro: 2 3/8'' 3 1/2'' Campo: LAG Material: API X42 Longitud: 1789 m Presión: 3600 PSI Producto: CRUDO Espesor inicial: 0,343'' 0,436'' 0,254'' Tipo de línea: Power Oil Límite de retiro: 0,114'' 0,168'' Número de tramos: 37 Temperatura: 100ºF 82 Tabla 2.22: Datos de la inspección visual de la línea Lag 34 Tramo 1 Longitud Esp. min tramo P med m m pulg 5 0 0,294 Diámetro Ubicación Corr/A Protección 2 3/8'' 2 1 10 0,405 3 1/2'' C 020 3 10 11 0,177 3 1/2'' C 030 4 10 21 0,186 3 1/2'' C 020 5 10 63 0,188 3 1/2'' C 020 6 10 107 0,18 3 1/2'' C 020 7 10 313 0,188 3 1/2'' C 030 8 10 361 0,17 3 1/2'' C 030 9 10 416 0,195 3 1/2'' C 030 10 10 466 0,216 3 1/2'' C 020 11 10 534 0,205 3 1/2'' C 020 12 10 584 0,213 3 1/2'' 13 10 634 0,226 3 1/2'' C 020 14 10 695 0,217 3 1/2'' C 020 15 10 749 0,217 3 1/2'' C 020 16 10 786 0,228 3 1/2'' 17 10 854 0,228 3 1/2'' C 020 18 10 911 0,215 3 1/2'' C 020 19 10 977 0,209 3 1/2'' C 020 20 10 1047 0,228 3 1/2'' C 020 21 10 1109 0,235 3 1/2'' 22 10 1159 0,211 3 1/2'' 24 15 1291 0,195 3 1/2'' C 020 25 10 1321 0,204 3 1/2'' C 020 26 10 1377 0,19 3 1/2'' C 030 27 15 1401 0,185 3 1/2'' C 020 28 12 1423 0,202 3 1/2'' C 030 29 10 1498 0,195 3 1/2'' C 020 30 10 1513 0,185 3 1/2'' C 020 31 10 1641 0,191 3 1/2'' C 020 32 10 1704 0,179 3 1/2'' C 030 33 10 1725 0,195 3 1/2'' C 030 34 10 1753 0,181 3 1/2'' C 020 35 5 1758 0,4 2 3/8'' 36 10 1768 0,407 2 3/8'' 37 10 1789 0,391 2 3/8'' Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán POLIKEN 83 Gráfica 2.4: Gráfico de espesores línea PWO 0,5 0,45 ESPESORES (PULGADAS) 0,4 0,35 0,3 ESPESOR INICIAL 0,25 0,2 ESPESOR MÍNIMO MEDIDO 0,15 0,1 LÍMITE DE RETIRO 0,05 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 PUNTOS MEDIDOS (METROS) 2.9.8.3.1 Resultados de la inspección visual Línea de 1789m de longitud y con tubería de 2 3/8’’ y 3 1/2’’ de diámetro. Todo el sector de la línea de 3 1/2’’ se ha construido con tubería de espesor de pared no estándar y menor al necesario, lo que ha traído como consecuencia que esta línea este operando en condiciones no fiables. Se recomienda el cambio total de esta línea por tener espesores remanentes muy cercanos o por debajo del límite de retiro. 2000 84 CAPÍTULO 3 SELECCIÓN DE TUBERÍAS Y ACCESORIOS PARA LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN UN CAMPO PETROLERO 3.1 GENERALIDADES El diseño e instalación de la tubería debe estar ajustada a ASME B31.3, con las modificaciones actuales. Donde ASME B31.3 no sea aplicable, el diseño, construcción, inspección y ensayos deben estar conforme a ASME B31.4, ASME B31.8. 3.1.1 DEMARCACIÓN ENTRE SISTEMAS CON DIFERENTES CLASES DE PRESIÓN. Normalmente después que el flujo deja el cabezal del pozo, la presión es reducida en etapas. Después que la presión es reducida, los equipos y componentes de procesos de clase de presión más baja serán usados, un ejemplo típico es mostrado en la figura 3.1. Una regla puede ser usada para la presión de diseño: una presión contenida en un componente de proceso debe ser diseñada para resistir la presión máxima interna la cual puede ser ejercida sobre él bajo cualquier condición, o ser protegida por un dispositivo de alivio de presión. En este caso, un dispositivo de alivio de presión significa una válvula de alivio de seguridad o un disco de ruptura. En general, cuando se determina si los dispositivos de alivio son necesarios, no deben ser considerados como componentes de proceso que previenen la 85 sobrepresión las válvulas de cierre de alta presión, válvulas check, válvulas de control entre otros. Una buena forma de analizar las clases de presión de diseño de los sistemas requeridos para componentes de proceso es mostrar los límites de la clase de presión en hojas de flujo mecánico. Cada componente (recipientes, bridas, tubería o accesorios) deben entonces ser chequeadas para determinar que está diseñada para resistir las presiones más altas para lo cual puede ser sujeta, o sea protegida por un dispositivo de alivio. Figura 3.1: Ejemplo de sistema que denota el cambio de clases de presión de bridas y válvulas 3.1.2 CONSIDERACIONES DE CORROSIÓN. En este capítulo no se encuentran prácticas detalladas de control de corrosión para sistemas de tubería. Tales prácticas, en general, deben ser desarrolladas por especialistas de control de corrosión. Sin embargo, los sistemas de tubería deben ser diseñadas para alojar y ser compatibles con las prácticas de control de corrosión descritas en el capítulo 2. 86 La corrosividad de los flujos de proceso puede cambiar con el tiempo. La posibilidad de cambios de condiciones debe ser considerada en la etapa de diseño 3.2 DISEÑO DE TUBERÍA 3.2.1 GRADOS DE TUBERÍA 3.2.1.1 Servicio de hidrocarburo no corrosivo Los dos tipos de tubería que por lo general se usa con más frecuencia son ASTM A106 Grado B, y API 5L Grado B. Generalmente se prefiere tubería sin costura debido a su calidad consistente. ASTM A106 es únicamente fabricada sin costura, cuando está disponible en API 5L, soldadura por resistencia (ERW) y por arco sumergido (SAW). Cuando el grado B requiere un espesor de pared excesivo, se puede requerir un tubo más resistente tal como API 5L, Grado X52; sin embargo se necesitan procedimientos de soldadura especial y una supervisión minuciosa cuando se usa API 5L, Grado X46, o más alto. Mucho de los grados de tubería que se presentan en ASME B31.3 son adecuados para servicios de hidrocarburo no corrosivo. Los siguientes tipos o grados de tubería son especialmente excluidos del servicio de hidrocarburos por ASME B31.3: 1) Todos los grados de ASTM A120. 2) Soldadura por recubrimiento a horno y soldadura a tope a horno. 3) Soldadura por fusión por ASTM A134 y A139. 4) Soldadura espiral, excepto soldadura espiral API 5L. 87 3.2.1.2 Servicio de hidrocarburo corrosivo El diseño para servicio de hidrocarburo corrosivo debe proporcionar una o más de las siguientes prácticas mitigantes de corrosión: (1) tratamiento químico; (2) aleaciones resistentes a la corrosión; (3) capas finas protectoras. De estos, el tratamiento químico del fluido en contacto con los aceros al carbono es definitivamente la práctica más común y generalmente recomendada. Las aleaciones resistentes a la corrosión que se han probado satisfactoriamente en aplicaciones similares (o por pruebas adecuadas de laboratorio) pueden ser usadas. Si estas aleaciones son usadas, se debe dar cuidadosa consideración a los procedimientos de soldadura. Se debe dar consideración además a la posibilidad de una fisuración bajo tensión por cloruros y sulfuros. Se debe tener disposiciones adecuadas para monitorear la corrosión (cupones, sondas, carretes, etc.) y para el tratamiento químico. 3.2.1.3 Servicio para fisuración bajo tensión por sulfuros La siguiente guía debe ser usada cuando se selecciona tubería siempre que se anticipe la corrosión por tensión por sulfuro: 1) Únicamente se debe usar tubos sin costura a menos que se haya usado el control de calidad aplicable a este servicio en la fabricación de tubos ERW o SAW. 2) Los tubos expandidos en frío no deben ser usados a menos que sean normalizados, se realice temple y revenido, temple, o tratamiento térmico como se describe en el punto 4. 3) Los aceros al carbono, las aleaciones de acero y otros materiales que respondan a la propiedad, dureza, tratamiento térmico y otros requerimientos de NACE MR-01-75 son aceptables para el uso en servicio de fisuración bajo tensión por sulfuros. 88 4) Se puede usar materiales que no se encuentran en los requerimientos metalúrgicos de NACE MR-01-75; sin embargo, el uso debe ser limitado a aplicaciones o sistemas en los cuales el ambiente externo y el flujo de proceso pueden ser continuamente mantenidos para asegurar que no haya fisuración bajo tensión por sulfuros, o a esos materiales para los cuales existen datos apropiados para demostrar la resistencia a la fisuración bajo tensión por sulfuros o cloruros en la aplicación o en los ambientes del sistema a los que los materiales son expuestos. Los grados de tubo que se usan frecuentemente, que se los encontrará en las guías son: ASTM A106, Grado B; ASTM A333, Grado 1; y API 5L, Grado B, sin costura. Además son aceptables API 5L grados X; sin embargo, la soldadura presenta problemas especiales. Para realzar la fuerza y reducir las tendencias de la rotura frágil, los tubos API 5L deben ser normalizados para temperaturas bajo los 30ºF. 3.2.2 DIMENSIONES, CRITERIO GENERAL Para determinar el diámetro de los sistemas de tubería que se usaran se deben considerar tanto la velocidad de flujo como la caída de presión. Más adelante se presentan ecuaciones para calcular los diámetros de tubería (y gráficos para la rápida aproximación de diámetros de tubería) para líneas de líquido, líneas de gas de una fase, y líneas bifásicas de gas/líquido, respectivamente. Muchas compañías además usan programas de computadora para facilitar el diseño de tubería. Cuando se determina los tamaños de la línea, se debe considerar la rata máxima de flujo que se espera durante la vida de la facilidad más que la rata inicial de flujo. Además es conveniente añadir un factor de compensación de 20 a 50 por ciento al flujo normal anticipado, a menos que las expectaciones de compensación hayan sido determinadas con más precisión por mediciones por 89 pulso de presión en sistemas similares o por cálculos repetidos de un fluido específico. La tabla 3.1 presenta algunos factores de compensación que pueden ser usados si no está disponible una información más definida. Tabla 3.1: Factores de compensación típicos Servicio Producción principal manejada en la facilidad Producción principal manejada en la facilidad desde pozo distante a más de 150 pies Producción principal manejada en la facilidad desde pozo distante Factor 20% 40% 50% Fuente: API RP 14E Elaborado por: Leonardo Terán En las líneas de flujo con un gran diámetro que llevan fluido con fase líquido-vapor a través de sistemas de levantamiento, se conoce que los factores de compensación exceden el 200% debido a slug flow2. Los programas que se refieren al slug-flow generalmente están disponibles por la evaluación del mismo. La determinación de la caída de presión en una línea debe incluir el efecto de las válvulas y los accesorios. Se puede usar los datos de los fabricantes o una longitud equivalente que se muestra en el ANEXO 1. Los tamaños de línea calculados pueden ajustarse de acuerdo a un buen juicio de ingeniería. 3.2.3 CRITERIOS DE DIMENSIONES PARA LÍNEAS DE LÍQUIDO Las líneas de líquido monofásico deben ser dimensionadas principalmente en base a la velocidad de flujo. Para líneas que transportan líquidos monofásicos desde un recipiente presurizado a otro por diferencia de presión, la velocidad de flujo no debe exceder los 15 pies/segundo a ratas de flujo máximo, para 3 minimizar el flasheo delante de la válvula de control. Si es práctico, la velocidad 2 En el flujo bifásico gas/líquido en tuberías horizontales, el término "slug flow" se refiere a un patrón o régimen de flujo. Es el patrón de flujo que se observa entre el flujo ondulado (wavy flow) y el flujo anular (annular flow) cuando aumenta el caudal de gas. 3 Flasheo: el fluido entra a la válvula en estado líquido y sale una mezcla de líquido-vapor. 90 de flujo no debe ser menos que 3 pies/segundo para minimizar la deposición de arenas y otros sólidos. A estas velocidades de flujo, la caída de presión global en la tubería, usualmente, será pequeña. La mayoría de la caída de presión en las líneas de líquido entre dos recipientes a presión ocurrirá en la válvula de descarga y/o en el estrangulador. Las velocidades de flujo en las líneas de líquido pueden ser leídas de la figura del ANEXO 6 o calculadas usando la siguiente ecuación: r 0.012tr ;A 3.1 Donde: υl = velocidad promedio de flujo de líquido, pies/segundo. Ql = rata de flujo de líquido, barriles/día. di = diámetro interno del tubo, pulgadas. La caída de presión (psi por 100 pies de longitud de flujo) para líneas de flujo de líquido monofásico puede ser leída de la figura del ANEXO 7 o calculada usando la siguiente ecuación: ∆ 0.0015v trA wr ;x 3.2 Donde: ∆P = caída de presión, psi/100ft. f = factor de fricción de Moody, adimensional. Ql = rata de flujo de líquido, barriles/día. γl = gravedad específica del líquido (agua = 1) di = diámetro interno del tubo, pulgadas. El factor de fricción de Moody, f, es una función del número de Reynolds y de la rugosidad de la superficie del tubo. El diagrama modificado de Moody, ANEXO 91 3.5, puede ser usado para determinar el factor de fricción una vez que se conoce el número de Reynolds. El número de Reynolds se lo puede determinar por la siguiente ecuación: 6L /r ; r 8r 3.3 Donde: Re = Número de Reynolds, adimensional. ρl = densidad del líquido, lb/pies3. di = diámetro interno del tubo, pies. υl = velocidad de flujo de líquido, pies/segundo. µl = viscosidad de líquido, lb/pies-segundo, o = centipoises dividido para 1488, o = (centistokes por la gravedad específica) dividido para 1488. 3.2.4 CRITERIO DEL DIMENSIONAMIENTO PARA LAS LÍNEAS DE GAS DE UNA FASE Las líneas de gas de una fase deben ser dimensionadas de modo que la presión final resultante sea lo suficientemente alta para satisfacer los requerimientos de la próxima parte del equipo. Además la velocidad puede ser un problema de ruido si excede los 60 pies/segundo; sin embargo, esta velocidad no debe ser interpretada como un criterio absoluto. Las velocidades más altas son aceptables cuando el trayecto del tubo, la selección de las válvulas y la colocación son hechos para minimizar o aislar el ruido. El diseño de cualquier sistema de tubería, donde se espera utilizar inhibición de corrosión, debe considerar la instalación de espesor de pared adicional en su diseño de tubería y/o la reducción de la velocidad para a su vez reducir los efectos de la extracción de la película inhibidora de la pared del tubo. Se sugiere que en estos sistemas exista un método de monitoreo para el espesor de pared. 92 3.2.4.1 Ecuación general de caída de presión DA j AA 25.2 wy tyA >zD vq ; x 3.4 Donde: P1 = presión de entrada, psia. P2 = presión de salida, psia. γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar. Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF). Z = factor de compresibilidad para el gas. T1 = temperatura de flujo, ºR. f = factor de fricción de Moody, adimensional. d = diámetro interno del tubo, pulgadas. L = longitud, pies. Reagrupando la ecuación 3.6 y resolviendo para Qg tenemos: D~ A ; x DA j AA ty 0.199 | } >zD vqwy 3.5 Una aproximación de la ecuación 3.6 puede ser hecha cuando el cambio de la presión sea menos que el 10% de la presión de entrada. Si esto es verdad, podemos asumir: DA j AA 2D D j A 3.6 Sustituyendo en la ecuación 3.6, tenemos: ∆ 12.6 wy tyA >zD vq ; x 3.7 93 3.2.4.2 Caída de presión empírica Muchas ecuaciones empíricas han sido desarrolladas para evitar la resolución mediante el factor de fricción de Moody. Todas las ecuaciones parten de la ecuación general de flujo con varias asunciones relativas al número de Reynolds. La ecuación empírica de caída de presión más conocida para flujo de gas en producción de tubería en facilidades de producción es la ecuación de Weymouth descrita posteriormente. 3.2.4.2.1 Ecuación de Weymouth Esta ecuación está basada en medidas de aire comprimido fluyendo en tubos desde 0.8 a 11.8 pulgadas en el rango del diagrama de Moody donde las curvas ξ/d son horizontales (por ejemplo, número alto de Reynolds). En este rango, el factor de fricción de Moody es independiente del número de Reynolds y depende de la rugosidad relativa. La ecuación de Weymouth puede ser expresada como: ty 1.11; A. D~ A DA j AA | } qwy >zD Donde: Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF). di = ID del tubo, pulgadas. P1 y P2 = presión en los puntos 1 y 2 respectivamente, psia. L = longitud del tubo, pies. γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar. T1 = temperatura de gas en la entrada, ºR. Z = factor de compresibilidad para el gas. 3.8 94 Es importante recordar las asunciones usadas en la obtención de esta ecuación y cuando estas son apropiadas. Las longitudes cortas del tubo con caídas de presión altas probablemente caerán en flujo turbulento (números de Reynolds altos) y las asunciones hechas por Weymouth, por lo tanto, son apropiadas. La experiencia de la industria indica que la ecuación de Weymouth es adecuada para la mayoría de tuberías dentro de las facilidades de producción. Sin embargo, el factor de fricción usado por Weymouth es generalmente demasiado bajo para diámetros grandes o líneas de velocidad bajas donde el régimen de flujo es, en una forma más adecuada, caracterizada por la porción inclinada del diagrama de Moody. 3.2.4.2.2 Ecuación de Panhandle Esta ecuación asume que el factor de fricción puede ser representado por una línea recta de pendiente negativa constante en la región del número de Reynolds moderado del diagrama de Moody. La ecuación de Panhandle puede ser escrita: DA j AA ty 0.028 | .D } wy >zD q .xD A.x Donde: P1 = presión de entrada, psia. P2 = presión de salida, psia. γg = gravedad específica del gas. Z = factor de compresibilidad para el gas. Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF). T1 = temperatura de flujo, ºR. Lm = longitud, millas. di = ID del tubo, pulgadas. E = factor de eficiencia. 3.9 95 = 1.0 para nueva tubería. = 0.95 para buenas condiciones de operación. = 0.92 para condiciones de operación promedio. = 0.82 para condiciones de operación desfavorables. En la práctica, la ecuación de Panhandle es usada comúnmente para diámetros grandes (mayores a 10’’) a lo largo de las líneas de tubería (usualmente medidas en millas) donde el número de Reynolds está en la porción de línea recta del diagrama de Moody. Se puede notar que ni Weymouth ni Panhandle representan una asunción “conservativa”. Si la fórmula de Weymouth es adoptada, y el flujo es de un número de Reynolds moderado, el factor de fricción, en realidad, será más alto que el asumido (la porción de línea inclinada es más alta que la porción horizontal de la curva de Moody), y la caída de presión real será más alta que la calculada. Si la fórmula de Pandhandle es usada y el flujo está verdaderamente en un número de Reynolds alto, el factor de fricción será más alto que el asumido (la ecuación asume que el factor de fricción continúa declinando con el incremento del número de Reynolds fuera de la porción horizontal de la curva), y la caída de presión real será más alta que la calculada. 3.2.4.2.2 Ecuación de Spitzglass Esta ecuación es usada para líneas cercanas a la presión atmosférica. ecuación se encuentra haciendo las siguientes asunciones en la ecuación 2.7: a. f P1 . b. T 520ºR c. PD 15 psi 0.03d# T PDT d. Z 1.0 para gas ideal D La 96 e. ∆P 10% L PD Con estas asunciones, y expresando la caída de presión en términos de pulgadas de agua, la ecuación de Spitzglass puede ser escrita: D~ A E ;x ty 0.09 3.6 wy q P1 0.03; T ; 3.10 Donde: hw = pérdida de presión, pulgadas de agua. γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar. Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF). L = longitud, pies. di = I.D. del tubo, pulgadas. 3.2.4.3 Ecuación de la velocidad del gas Las velocidades del gas pueden ser calculadas usando la siguiente ecuación: y 60>ty z ;A Donde: υg = velocidad del gas, pies/segundo. di = diámetro interno del tubo, pulgadas. Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF). T = temperatura de operación, ºR. P = presión de operación, psia. Z = factor de compresibilidad del gas. 3.11 97 3.2.5 CRITERIOS DE DIMENSIÓN PARA LÍNEAS DE DOS FASES GAS/LÍQUIDO. 3.2.5.1 Velocidad erosional Las líneas de flujo, manifolds, cabezales y otras líneas transportadoras de gas y líquido en flujo bifásico deben ser dimensionadas principalmente en base a la velocidad de flujo. La experiencia ha mostrado que la pérdida de espesor de pared ocurre por un proceso de erosión/corrosión. Este proceso es acelerado por velocidades altas de fluido, presencia de arena, contaminantes corrosivos como CO2 y H2S y accesorios que molestan la trayectoria del flujo como son los codos. Se puede usar el siguiente procedimiento para establecer una “velocidad de erosión” donde no exista una información específica del fluido, como las propiedades erosivas/corrosivas. La velocidad sobre la que la erosión puede ocurrir, puede ser determinada por la siguiente ecuación empírica: 7 3.12 / Donde: υe = velocidad de erosión, pies/segundo. c = constante empírica. ρm = densidad de la mezcla gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3. La experiencia de la industria de hoy indica que para fluidos libres de sólidos, se conservan los valores de c = 100 para un servicio continuo y para c = 125 para servicio intermitente. Para fluidos libres de sólidos donde la corrosión no es anticipada o donde la corrosión es controlada por inhibición o empleando aleaciones resistentes a la corrosión, los valores de c = 150 a 200 pueden ser usados para un servicio continuo; valores hasta 250 han sido usados satisfactoriamente por servicios intermitentes. Si la producción de sólidos es 98 anticipada, las velocidades de fluido deben ser reducidas significativamente. Se puede usar diferentes valores de c donde los estudios de aplicación específicos han mostrado que son apropiados. Se deben considerar estudios periódicos para evaluar el espesor de pared del tubo, donde se presenten sólidos y/o contaminantes corrosivos o donde los valores de c mayores a 100 son usados en servicios continuos. El diseño de cualquier sistema de tubería donde se anticipa la presencia de sólidos debe considerar la instalación de sondas de arena, y un mínimo de tres pies de tubería recta flujo abajo del choke de descarga. La densidad de la mezcla gas/líquido puede ser calculada usando la siguiente ecuación: 12409wr 2.76Y wy 198.7 6z> / 3.13 Donde: P = presión de operación, psia. γl = gravedad específica del líquido (agua = 1; uso de la gravedad promedio para mezclas de hidrocarburos-agua) a condiciones normales. Rs = relación gas/líquido, pies3/barriles a condiciones normales. T = temperatura de operación, ºR. γg = gravedad específica del gas (aire = 1) a condiciones normales. Z = factor de compresibilidad del gas, adimensional. Una vez que υe es conocido, el área mínima de la sección transversal para evitar erosión por fluido puede ser determinada de la siguiente ecuación: 1 >6z 21.25 7 9.35 3.14 99 Donde: Am = área mínima de flujo de la sección transversal del tubo requerida, plg2/1000 barriles de líquido por día. 3.2.5.2 Velocidad mínima Si es posible, la velocidad en líneas bifásicas debe ser cerca a 10 pies por segundo para minimizar el slugging del equipo de separación. Esto es particularmente importante a lo largo de las líneas con cambios en la elevación. 3.2.5.3 Caída de presión La caída de presión en un sistema de tubería de acero bifásico puede ser estimada usando una ecuación simplificada de Darcy. 0.000336vX A ∆ ;x / 3.15 Donde: ∆P = caída de presión, psi/100 pies. di = diámetro interno del tubo, pulgadas. f = factor fricción de Moody, adimensional ρm = densidad de gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3. (se lo calcula de acuerdo a la ecuación 2.15). W = líquido total más taza de vapor, lbs/hr. El uso de esta ecuación debe ser limitado a una caída de presión del 10% debido a inexactitudes asociadas con cambios en la densidad. Si se asume que el factor de fricción de Moody es en promedio 0.015, entonces la ecuación será: 100 ∆ 5 10 X A ;x / 3.15a W puede ser calculado usando la siguiente ecuación: X 3180ty wy 14.6tr wr 3.16 Donde: Qg = rata de flujo del gas, millones de pies cúbicos por día (a 14.7 psig y 60ºF). γg = gravedad específica del gas (aire = 1). Ql = rata de flujo del líquido, barriles por día. γl = gravedad específica del líquido (agua = 1). Se debe notar que este cálculo de la caída presión es solamente un estimado. 3.2.6 ESPESORES DE PARED DEL TUBO El espesor requerido de la pared del tubo para un servicio particular de tubería es, principalmente, una función de la presión y temperatura de operación interna. Las normas bajo las cuales el tubo es fabricado permiten una variación en el espesor de pared por debajo del espesor de pared nominal. Usualmente es deseable incluir un mínimo de tolerancia corrosión/mecánica de 0.050 pulgadas para tubería de acero al carbono. Se debe usar una tolerancia a la corrosión calculada si la taza de corrosión puede ser predicha. El espesor requerido para el diseño a la presión para una aplicación particular puede ser calculado por ecuación 1.1. Las máximas presiones de trabajo permisibles para la mayoría de espesores de pared nominales en tamaños de 2 a 18 pulgadas se muestran en la tabla del ANEXO 2 para ASTM A106, Grado B, tubo sin costura, usando una tolerancia corrosión/mecánica de 0.050 pulgadas. Las máximas presiones de trabajo en dicha tabla fueron calculadas de la ecuación 3.17, para valores de t < D/6. Para 101 valores de t > D/6, se usó la ecuación de Lamé de ASME B31.3. La tabla del ANEXO 2 considera únicamente la presión y temperatura internas, estos espesores de pared tal vez tengan que ser incrementados en casos de esfuerzos térmicos o mecánicos inusuales. La presión máxima de trabajo permisible de la tubería de producción de acero inoxidable puede ser calculada usando la ecuación con una tolerancia corrosión/mecánica de cero. Los diámetros pequeños, los tubos de pared delgada están sujetos a fallar por vibración y/o corrosión. En servicio de hidrocarburo, los niples de tubería iguales o menores a ¾ de pulgada de diámetro deben ser mínimo de cédula 160; toda la tubería igual o menor a 3 pulgadas de diámetro deben ser mínimo de cédula 80. No se deben usar niples completamente roscados. 3.2.7 CONEXIONES DE ACOPLE Los métodos comúnmente aceptados para hacer conexiones de acople de la tubería incluyen soldadura al tope, socket welded, y roscado y acoplado. La tubería de hidrocarburo de 2 o más pulgadas de diámetro y la tubería de servicio presurizada (tubería de utilidad a presión) de 3 o más pulgadas de diámetro deben ser soldadas a tope. Toda tubería igual o menor a 1 ½ pulgadas de diámetro debe ser socket welded para: 1) Servicio de hidrocarburo sobre clase 600. 2) Servicio de hidrocarburo sobre 200ºF 3) Servicio de hidrocarburo sujeto a vibración. 4) Servicio de glicol. 102 Puede ser que ocasionalmente no sea posible observar la guía que se presenta en la parte anterior, particularmente cuando se conecta al equipo. En este caso, la conexión puede ser roscada o roscada y soldada a costura. Las roscas deben ser ahusadas, concéntricas con la tubería, corte limpio, sin rebaba, y conforme a API STD 5B o ASME B2.1. Todos los cortes del interior de la tubería deben ser rimados. Los componentes roscados deben ajustarse a API Boletín 5A2. 3.2.8 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD Los sistemas de tubería pueden estar sujetos a muchas cargas diversificadas. Generalmente solo los esfuerzos causados por 1) presión, 2) peso del tubo, accesorios y fluidos, 3) cargas externas, y 4) expansión térmica son significantes en el análisis de esfuerzos de un sistema de tubería. Normalmente, la mayoría del movimiento del tubo será debido a expansión térmica. Se debe hacer un análisis de esfuerzos para un sistema de dos anclajes (puntos fijos) si no se satisface el siguiente criterio de ASME B31.3. ∆D 0.03 q j A 3.17 Donde: D = tamaño nominal del tubo, pulgadas. ∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo, pulgadas (ver ecuación 3.20). U = distancia de anclaje, pies (distancia de la línea directa entre anclajes). L = longitud real del tubo, pies. ∆1 puede ser calculada por la siguiente ecuación de ASME B31.3. ∆D 12q∆z 3.18 103 Donde: ∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo, pulgadas. L = longitud real del tubo, pies. B = coeficiente promedio de la expansión térmica a temperaturas de operación normalmente encontradas (aproximadamente 7.0*10-6 pulgadas/pulgada/ºF para tubos de acero al carbono; para un número exacto ver ASME B31.3). ∆T = cambio de temperatura, ºF. La siguiente guía puede ayudar a discernir la tubería o sistemas que generalmente no requieren análisis de esfuerzos: 1) Los sistemas donde el máximo cambio de temperatura no excede los 50ºF. 2) La tubería donde el máximo cambio de temperatura no exceda los 75ºF, siempre que la distancia entre recodos (curvas) en la tubería exceda 12 veces el diámetro nominal del tubo. ASME B31.3 no requiere un análisis de esfuerzos formal en sistemas que poseen uno de los siguientes criterios: 1) Los sistemas son copias de instalaciones de operación exitosas o sustituciones de sistemas con un registro de servicio satisfactorio. 2) Los sistemas pueden ser juzgados adecuadamente comparando con sistemas previamente analizados. El movimiento del tubo puede ser manejado por curvas de expansión (incluyendo “lazos”, tuberías en “U”, “L”, y “Z”), juntas giratorias o fuelles de expansión. Las curvas de expansión se prefieren cuando son prácticas. Se debe usar juntas giratorias si las curvas de expansión no son prácticas. Las juntas giratorias pueden estar sujetas a fugas y se le debe hacer un correcto mantenimiento. Los fuelles de expansión pueden fallar si son instaladas de una forma inapropiada y se los debe evitar en tuberías a presión. Los fuelles de expansión son usados 104 con frecuencia en sistemas de escape de la máquina y otros sistemas de baja presión. 3.2.9 DISPOSICIONES DE INICIO DE OPERACIÓN Se debe proveer temporalmente de tamices tipo cono en el inicio de operación en todas las líneas de bombas y compresores de succión. Los tamices (con el cono apuntando corriente arriba) deben ser colocados tan cerca como sea posible de las bridas de admisión, pensando en removerlos más tarde. Algunas veces se requieren bridas de desconexión para remover los tamices. Los tamices deben ser chequeados durante el inicio de operación y removidos cuando los sedimentos ya no están siendo reunidos. Se debe tener precaución con la selección y uso del tamiz para evitar crear problemas del NPSH. Se debe dar consideración a la necesidad de pequeñas válvulas que se las requiere para pruebas hidrostáticas, ventear, drenar y purgar. 3.3 SELECCIÓN DE VÁLVULAS 3.3.1 GENERALIDADES Las válvulas de bola, compuerta, mariposa, globo, diafragma, aguja, y retención o válvulas check, han sido, todas, usadas en facilidades de producción. Más adelante encontramos discusiones concisas de las ventajas, desventajas y aspectos de diseño para cada tipo de válvula. En base a estas consideraciones, en los siguientes párrafos se dan sugerencias para la aplicación de ciertos tipos de válvulas. Los fabricantes de válvula, aceptables a una compañía de operación particular, normalmente están dados en tipos y tamaño de válvula en tablas de tubos, válvulas y accesorios. Cuando sea posible, las diferentes válvulas aceptables deben ser enumeradas en tablas de tubos, válvulas y accesorios para proveer una opción de fabricantes de válvulas. Los catálogos de válvulas contienen aspectos de diseño, materiales, dibujos y fotografías para los varios tipos de válvulas. 105 De igual forma las siguientes válvulas deben ser equipadas con operadores de poder: 1) Válvulas de cierre completo. 2) Válvulas de entrada y descarga de compresor centrífugo. Estas válvulas deben cerrar automáticamente en el cierre del motor primario. 3) Válvulas de desvío, válvulas de purga y otras válvulas automáticas. 3.3.2 SUGERENCIAS PARA LA APLICACIÓN DE CIERTOS TIPOS DE VÁLVULAS 3.3.2.1 Válvulas de bola Las válvulas de bola son adecuadas para la mayoría de servicios de hidrocarburos de encendido y apagado manual cuando las temperaturas de trabajo están entre -20ºF y 180ºF. La aplicación de las válvulas de bola sobre los 180ºF debe ser cuidadosamente considerada debido a las limitaciones de temperatura del material blando del obturador. Las válvulas de bola no están disponibles para estrangulamiento porque, en la posición de abierto parcial, las superficies de obturación en el exterior de la bola están expuestas a abrasión por los fluidos de proceso. 3.3.2.2 Válvulas de compuerta Las válvulas de compuerta están disponibles para la mayoría de servicios de hidrocarburo de encendido-apagado no vibratorio para todos los rangos de temperatura. En servicio vibratorio, las válvulas de compuerta pueden ponerse en abierto o cerrado desde sus posiciones normales a menos que el empaque del vástago esté cuidadosamente ajustado. Las válvulas de compuerta tienen mejor 106 características de torque que de las de bola o válvulas macho pero no tienen la fácil operabilidad de cuarto de vuelta. Las válvulas de compuerta con vástago ascendente desprotegido no son recomendados puesto que el ambiente puede corroer a los vástagos y roscas expuestos, haciendo que las válvulas sean difíciles de operar y dañando el empaque del vástago. Las válvulas de compuerta no deben ser usadas por servicios de estrangulamiento. El estrangulamiento, especialmente con fluidos que contienen arena, puede dañar las superficies sellantes. 3.3.2.3 Válvulas macho o de tapón Las válvulas de tapón son adecuadas para las mismas aplicaciones donde se usan válvulas de bola y además están sujetas a las mismas limitaciones de temperatura. Las válvulas de tapón están disponibles con un cierre de cuarto de vuelta. La función de lubricación provee un medio de recuperación para la liberación de las válvulas de pegado. En el diseño no lubricado, teflón, nylon u otro material “blando” cumplen la función de sello. Ellos no requieren un mantenimiento de lubricado frecuente pero puede ser más difícil de moverlos después de que se han situado prolongadamente en una posición. La circunstancia de aplicación es la que generalmente dictará una preferencia de selección basada en estas características. 3.3.2.4 Válvulas de mariposa Para caudales grandes y ∆P muy bajos. Por lo regular las válvulas de mariposa son adecuadas para estrangulamientos bruscos y otras aplicaciones donde no se requiere un estricto cierre. Es difícil que se dé una pérdida del sellado hermético con una válvula de mariposa regular (de no alto rendimiento). Estas son adecuadas primeramente como válvulas de bloqueo para recipientes, tanques, etc. Donde un sello estricto es requerido, se usa una válvula de rendimiento alto 107 o se limita la válvula a una diferencial de presión baja y servicio de baja temperatura (150ºF). 3.3.2.5 Válvulas de globo Para caudales bajos y medianos y ∆P moderados a grandes. Cuando se requiere un buen control de estrangulamiento (por ejemplo, en el servicio de bypass alrededor de las válvulas de control), las válvulas de globo son las más adecuadas. 3.3.2.6 Válvulas de diafragma En este diseño de válvula, se conecta un diafragma hecho de un elastómero al vástago de la válvula. El cierre se lo hace presionando el diafragma contra un vertedero de metal que es una parte del cuerpo de la válvula. Las válvulas de diafragma son usadas principalmente para servicios de agua de presión baja (200 psig o menos). Son especialmente adecuadas para sistemas que contienen apreciable contenido de arena y otros sólidos. 3.3.2.7 Válvulas de aguja Las válvulas de aguja son básicamente válvulas globo en miniatura. Son usadas frecuentemente para instrumentación y válvulas de bloqueo para presión manométrica, para el estrangulamiento de pequeños volúmenes de aire, gas o fluidos hidráulicos de instrumentación, y para reducir las pulsaciones de presión en líneas de instrumentos. Los pequeños pasillos a través de las válvulas de aguja son fácilmente conectados, y esto debe ser considerado en su uso. 108 3.3.2.8 Válvulas check Las válvulas de retención de balanceo pueden ser usadas en tubos con el flujo en dirección ascendente, pero nunca deben ser usadas en una dirección descendente. Para minimizar las fugas a través del asiento, se debe usar un obturador elástico. Se prefieren los asientos removibles, ya que las reparaciones de las válvulas son más fáciles y además facilitan el reemplazo del obturador elástico en el cuerpo de la válvula. Las válvulas de retención de balanceo deben ser seleccionadas con una tapa atornilla o empernada para facilitar la inspección o la reparación del clapper y asientos. En muchos casos estas válvulas de reparación en línea de alta presión, pueden tener un tamaño mínimo de 2 ½ o 3 pulgadas. Las válvulas de retención de balanceo en un diseño tipo wafer (los cuales salvan espacio) están disponibles para instalaciones entre bridas. Este tipo de válvula normalmente no es de paso total, se requiere removerla de la línea para repararla. Las válvulas check de levantamiento solamente se las debe usar en líneas con fluidos limpios, que sean pequeñas y de alta presión. Estas válvulas pueden ser diseñadas para usarlas en líneas verticales u horizontales, pero las dos no son intercambiables. Ya que las válvulas de levantamiento dependen generalmente de la gravedad para operar, pueden someterse a incrustaciones de parafinas o escombros. Las válvulas check de bola son muy similares a las de levantamiento. Este tipo de válvula check no tiene una tendencia a cerrarse de golpe como si lo hacen las de levantamiento, ya que la bola es levantada por presión del fluido. Por tanto es preferible en tamaños de 2 pulgadas o más pequeñas para servicios limpios que tienen frecuente flujo inverso. Las válvulas check de pistón son recomendadas para flujo con pulsación, tal como las líneas de bombas de descarga o compresor recíproco. No son recomendadas para servicios con fluidos arenosos o sucios. Estas válvulas están 109 equipadas con un orificio para controlar la taza de movimiento del pistón. Los orificios usados para servicios de líquido son considerablemente más grandes que para los servicios de gas. Una válvula check de pistón diseñada para servicio de gas no debe ser usada en servicio de líquido a menos que el orificio en el pistón sea cambiado. 3.3.3 DIMENSIÓN DE VÁLVULAS En general, las válvulas deben corresponder al tamaño de la tubería en la que las válvulas son instaladas. A menos que consideraciones especiales requieran una válvula de paso completo (mínima caída de presión requerida, succión de bomba, etc.), son aceptables las válvulas de puerto regular. La caída de presión a través de una válvula en servicio de líquido puede ser calculada de la siguiente ecuación (Fluid Controls Istitute): A ∆ wr ¡ 3.19 Donde: ∆P = caída de presión, psi. GPM = rata de flujo del líquido, galones por minuto. Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula con una caída de presión de 1 psi). γl = gravedad específica del líquido (agua = 1). Para una válvula de servicio de gas, se puede usar la siguiente ecuación (Fluid Controls Institute): ty A wy z ∆ 941 ¡ 3.20 110 Donde: ∆P = caída de presión, psi. γg = gravedad específica del gas (aire = 1). T = temperatura de flujo, ºR. P = presión de flujo, psia. Qg = rata de flujo de gas, millones de pies cúbicos por día (14.7 psia y 60ºF). Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula con una caída de presión de 1 psi). Los valores de Cv usualmente son publicados en catálogos de válvulas. Es una práctica común, para calcular la caída de presión global en un sistema de tubería, sumar las longitudes equivalentes de las válvulas a la longitud del tubo recto. Los fabricantes de válvulas usualmente publican datos en sus válvulas, directamente en términos de longitud equivalente o tubo recto en pies, o como una relación longitud/diámetro. Si estos datos no están disponibles para una válvula en particular, se pueden leer valores aproximados en el ANEXO 3.1. Las válvulas de bloqueo y válvulas de desviación que se usan conjuntamente con válvulas de control, deben ser dimensionadas de acuerdo con API RP 550. 3.3.4 CLASES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE VÁLVULAS Las válvulas de acero son fabricadas de acuerdo con API Std 600, API Std 602, API Spec 6A, API Spec 6D o ASME B16.5. Las especificaciones de API cubren completamente los detalles de fabricación, mientras que ASME B16.5 cubre las clases de presión-temperatura y detalles de dimensión. La mayoría de válvulas usadas en facilidades tienen designado el ANSI y son diseñados a las clases de presión-temperatura para bridas de tubo de acero y accesorios embridados dados por ASME B16.5. Las dimensiones face-to-face y end-to-end para válvulas de acero son cubiertas por ASME B16.10. La presión de trabajo permitida por una válvula ASME B16.5, API 600, API 602 o API 6D es una función de la temperatura de operación. 111 Las válvulas de acero construidas de acuerdo a API Spec 6A son usadas principalmente en cabezales y líneas de flujo. Las válvulas API 6A son designadas API 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000. La designación API 6A numéricamente denota la presión de trabajo admisible para una temperatura entre -20ºF y 250ºF. Se debe tener precaución en que a pesar de que las bridas API 6A y ASME B16.5 son dimensionalmente similares, son fabricados de diferentes materiales y consecuentemente tienen diferentes clases de presión, resistencia a la corrosión y soldabilidad. Las válvulas de hierro fundido son diseñados de acuerdo con ASME B16.1 y, en tamaños de 2 a 12 pulgadas, sean valorado ya sea para 125 psi vapor saturado o 200 psi agua fría. Las válvulas de acero son recomendadas para servicio de hidrocarburo. Las presiones y temperaturas de trabajo admisibles descritas anteriormente consideran solamente las partes metálicas de la válvula. Para las válvulas que utilizan materiales de obturadores elásticos, las máximas temperaturas de operación permisible para válvulas son indicadas en catálogos y deben ser incluidas en tablas de tubería, válvulas y accesorios. 3.4 ACCESORIOS Y BRIDAS 3.4.1 GENERALIDADES Las conexiones de tubería soldadas, atornilladas y embridadas son aceptables para el uso en tuberías dentro de las limitaciones discutidas más adelante. Únicamente los materiales de acero al carbono son discutidos ya que el acero al carbono es adecuado para la preponderancia de los sistemas de tubería. Los operadores deben seleccionar otros materiales, si es necesario, con una base de ingeniería. 112 Muchos de los accesorios y bridas descritas en esta sección son fabricados con materiales de acuerdo con ASTM A105. En general, ASTM A105 no requiere tratamiento térmico para componentes de tubería (bridas, accesorios y partes similares) de tamaño nominal de tubo de 4 pulgadas y menores, excepto para bridas de ANSI sobre las 300 lb. Los accesorios y bridas que no requieren ser normalizados de acuerdo con ASTM A105 debido al tamaño o a la clase de presión, se los debe normalizar cuando son usados para temperaturas de servicio bajo los 30ºF. Los accesorios y bridas en esta categoría deben ser marcados HT, N, *, o con algún otra marca apropiada para designar la normalización. 3.4.2 ACCESORIOS SOLDADOS Los materiales para accesorios con soldadura a tope deben ser sin costura ASTM A234, Grado WPB. Estos accesorios son hechos de acero al carbono y se pretende usarlos con tubo Grado B. A menos que el comprador especifique que los accesorios deben ser sin costura, los accesorios con costuras soldadas pueden ser provistos en opción del fabricante. 3.4.3 ACCESORIOS ATORNILLADOS Los accesorios atornillados de acero forjado son normalmente fabricados de acero ASTM A105 en clases 2000, 3000, y 6000 lb para ASME B16.11. 3.4.4 CONEXIONES RAMIFICADAS Las conexiones ramificadas en líneas soldadas deben ser tés directas de soldadura a tope o tés reductoras cuando la línea ramificada es de mayor o igual a 2 pulgadas el tamaño nominal del tubo, y es igual o mayor a la mitad del tamaño 113 nominal. Si la línea ramificada es mayor o igual a 2 pulgadas el tamaño nominal del tubo, pero menos que la mitad del tamaño, se pueden usar boquillas soldadas. Las conexiones stub-in no deben ser usadas por lo general. Las desventajas de una conexión stub-in son numerosas. Los cambios pronunciados en la sección y dirección del empalme introducen severas intensificaciones de esfuerzo. Los refuerzos con un cojín o una silla mejora algo; sin embargo, es difícil de examinar los defectos de soldadura y otros de la conexión ya finalizada. Las conexiones ramificadas en sistemas de tubería atornilladas deben ser hechas usando tés directas y reductores, o tés de descarga reducidas. Todos los sistemas de tubería atornillados deben ser aislados de los sistemas de tubería soldados mediante válvulas de bloqueo. 3.4.5 BRIDAS 3.4.5.1 Generalidades En tuberías de 2 pulgadas o más grandes se deben usar bridas de cuello. Por lo general no se recomienda el uso de bridas corredizas. Las bridas tipo ANSI, fabricadas conforme con ASME B16.5, son usadas en la mayoría de las aplicaciones. Las bridas tipo API, fabricadas de acuerdo a API Spec 6A, son usadas principalmente cerca del cabezal. Las bridas ANSI son provistas en cara levantada (RF) y cara con anillo (RTJ). Las bridas RF ofrecen una gran facilidad de mantenimiento y sustitución de equipo sobre las bridas RTJ. Las bridas RTJ son comúnmente usadas en servicios de alta presión mayores que ANSI 900 y puede ser usada por ASI 600 en sistemas de tubería sujetas a servicios vibratorios. Las bridas RTJ además deben ser consideradas con temperatura especial o problemas de riesgo. Cuando las bridas RTJ son usadas, la configuración de la tubería debe ser diseñada de tal manera que permita remover el componente puesto que se requiere una flexibilidad adicional para remover la junta de anillo. Normalmente los materiales para las bridas ANSI son fabricados de acuerdo con ASTM A-105. 114 Las bridas fabricadas de acuerdo con ASTM A-181 pueden ser adecuadas para ciertos servicios no críticos, por ejemplo, drenajes de agua o atmosférico. Los materiales para bridas API son especificados en API Spec 6A. Algunos tipos de material API requieren procedimientos especiales de soldadura. Las bridas API están disponibles en clases de presión de 2000, 3000, 5000, 10000, 15000 y 20000 psi. Las máximas clases de presión de trabajo son aplicables para temperaturas entre -20ºF y 250ºF. Las bridas API valoradas en 2000, 3000 y 5000 psi son designadas API tipo 6B, y requieren gaskets tipo R o RX; las clases 10000, 15000, y 20000 psi son designadas API tipo 6BX y requieren juntas de anillo BX. Bridas API tipo 6B deben tener un contorno completo de cara. Las bridas API tipo 6BX deben tener un contorno de cara aliviado. 3.4.5.2 Protectores de bridas Varios métodos (pintado, envuelto con cinta, etc) han sido probados para proteger gaskets, pernos y caras de brida de la corrosión; ninguna ha sido completamente satisfactoria. Soluciones potenciales incluyen: 1) el uso de protectores de brida de caucho blando (límite 300ºF) son instalados cuando la brida es integrada; y 2) bandas de acero inoxidable o de polímero con un accesorio de lubricación. Para servicio de H2S, los tornillos deben permanecer abiertos para permitir que el viento disperse cualquier filtración. 3.4.5.3 Pernos y tuercas Para sistemas de tubería embridadas, se deben usar pernos prisioneros, roscados sobre su longitud de acuerdo con ASTM A193, Grado B7, o ASTM A354, Grado BC. Las tuercas deben ser hexágonos densos, semi-terminado, de acuerdo con ASTM A194, Grado 2H. Los pernos y tuercas deben ser protegidas de la corrosión; los métodos actuales incluyen laminado de cadmio, galvanización en caliente y recubrimiento de resina. 115 3.4.7 REQUERIMIENTOS ESPECIALES PARA SERVICIOS DE FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS Los materiales de accesorios y bridas, como se los fabrica normalmente, son por lo general satisfactorios para servicios de fisuración bajo tensión por sulfuros. con la estipulación adicional de ser modificados conforme a los requerimientos de NACE MR-01-75. Las tuercas ASTM A194, Grado 2M y los pernos ASTM A193, Grado B7M son generalmente satisfactorios para bridas de tubo. Se debe considerar los requerimientos de torque durante la instalación. Los anillos Tipo R y RX deben ser hechos de acero inoxidable recocido AISI 316. 3.4.8 PREVENCIÓN DE EROSIÓN Donde la producción de arena es esperada, no se deben usar tubos en “L” de radio para minimizar la erosión. Todos los giros en líneas de flujo deben ser hechos con tés y tapas de soldadura (o bridas ciegas), tés de tapa o tés de flujo, o curvas de gran radio (el mínimo radio de curvatura debe estar de acuerdo con ASME B31.3). 3.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN Debido a que la producción de los pozos se produce mediante un sistema de depletación, las curvas de declinación muestran que la producción de petróleo disminuye con el tiempo, la representación gráfica mediante curvas disminuyen con el tiempo y su extrapolación es útil para estimar proyecciones futuras de producción. La curva de declinación de la producción es encontrada con la función lineal que representa la curva del historial de producción. La pendiente de esta curva será el porcentaje de declinación del campo. Los cambios que se dan en la producción se deben a los siguientes factores: 116 1. Decrecimiento en la eficiencia de los equipos de levantamiento. 2. Reducción del Índice de Productividad como resultado de la depletación del yacimiento. 3. Cambios en el fondo del pozo como: presión, BSW, GOR, etc. 3.5.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL La ecuación para la declinación exponencial está expresada de la siguiente forma: D ¢ ¢ L £Z ¢ L ¤Z 3.21 Donde: q = Tasa de producción al tiempo t (BPPD) q0 = Tasa de producción al tiempo t = 0 d = Declinación exponencial (1/año) t = Tiempo en años 3.5.2 PRODUCCIÓN ESPERADA EN LA ESTACIÓN LAGO NORTE 3.5.2.1 Declinación de la producción Tabla 3.2: Producción esperada en la Estación Norte AÑO BPPD BAPD MPCD 2007 1706 945 631 2008 1630 947 606 2009 1557 949 582 2010 1487 951 560 2011 1420 953 538 2012 1357 955 517 2013 1296 957 496 2014 1238 959 477 2015 1183 961 458 2016 1130 963 440 2017 1079 965 423 2018 1031 967 406 117 AÑO 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 BPPD 985 941 898 858 820 783 748 BAPD 969 971 973 975 977 979 981 MPCD 390 375 360 346 333 320 307 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Gráfica 3.1 Proyección de la producción en la estación Norte 1800 700 1600 Barriles por año 1400 500 1200 1000 400 800 300 600 200 400 100 200 0 2005 mil pies cúbicos por día 600 0 2010 2015 2020 2025 2030 Años Petróleo Agua Gas Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Si se mantienen las condiciones actuales de producción, esta es la proyección en la estación Lago Norte, a continuación se analizará la producción en futuro considerando los nuevos pozos que se han perforado según el cronograma de 2008 y 2009. 118 3.5.2.2 Incremento de la producción con los nuevos pozos 3.5.2.2.1 Producción de los nuevos pozos Tabla 3.3: Cronograma de perforación para 2008 CAMPO TALADRO LOCACIÓN LAG-24 LAGO TORRE VENEZOLANA 2 LAG-29 POZO LAG40D LAG49D LAG42D LAG47D LAG48D MÉTODO BSW PRODUCCIÓN ESPERADA BFPD BPPD BAPD MPCD PPH 7 430 400 30 2200 PPH 7 484 450 34 2200 PPS 30 571 400 171 0 PPS 30 643 450 193 0 30 571 2700 400 2100 171 600 0 4400 PPS TOTAL Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Tabla 3.4: Cronograma de perforación para 2009 CAMPO LAGO LOCACIÓN LAG – 44 POZO MÉTODO PPS PPS PRODUCCIÓN ESPERADA BSW BFPD BPPD BAPD 30 571 400 171 30 643 450 193 TOTAL 1214 850 364 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán En la tabla 3.3 se observa que la producción promedia de petróleo es 420 BPPD, y en la tabla 3.4 la producción promedia de petróleo es de 425 BPPD. Para calcular la proyección de producción con los pozos perforados, se va a tomar 420 BPPD como producción promedio de petróleo, 120 BAPD como producción promedio de agua y 880 MPCD como producción promedio de gas. En la gráfica 3.1 se calcula que la declinación para la producción de petróleo y gas son 4.63% y 4% respectivamente, y el aumento en la producción de agua es de 0.21%. Con estos datos se obtiene la proyección de la producción de los pozos nuevos. 119 Tabla 3.5: Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte AÑOS BPPD BAPD MPCD 2007 0 0 0 2008 2100 600 1477 2009 2846 841 1934 2010 2718 843 1858 2011 2596 845 1785 2012 2480 847 1716 2013 2369 848 1648 2014 2263 851 1584 2015 2162 852 1521 2016 2066 854 1462 2017 1973 855 1404 2018 1884 858 1349 2019 1800 859 1296 2020 1720 861 1246 2021 1643 863 1197 2022 1569 865 1150 2023 1498 866 1105 2024 1432 869 1062 2025 1368 870 1020 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Gráfica 3.2 Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte 3500 2500 Barriles por día 2000 2500 2000 1500 1500 1000 1000 500 500 0 2005 0 2010 2015 2020 2025 Años Agua Petróleo Gas Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 2030 mil pies cúbicos por día 3000 120 3.5.2.2.2 Suma de la proyección de la producción en condiciones actuales y con los nuevos pozos Tabla 3.6: Producción diaria esperada en Lago Norte AÑO BPPD BAPD MPCD 2007 1706 945 631 2008 3730 1547 2083 2009 4403 1790 2516 2010 4205 1794 2418 2011 4016 1798 2323 2012 3837 1802 2233 2013 3665 1805 2144 2014 3501 1810 2061 2015 3345 1813 1979 2016 3196 1817 1902 2017 3052 1820 1827 2018 2915 1825 1755 2019 2785 1828 1686 2020 2661 1832 1621 2021 2541 1836 1557 2022 2427 1840 1496 2023 2318 1843 1438 2024 2215 1848 1382 2025 2116 1851 1327 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 121 Gráfica 3.3 Comportamiento de la producción en la estación Lago Norte 5000 3000 2500 Barriles por día 4000 3500 2000 3000 2500 1500 2000 1000 1500 1000 500 miles de pies cúbicos por día 4500 500 0 2005 0 2010 2015 2020 2025 2030 Años Petróleo Agua Gas Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 3.5 CÁLCULO DE LA LÍNEA DE FLUJO 3.5.1 TUBERÍA Para la línea de flujo se va a tomar la presión de cabeza de un pozo. Para este estudio se tomará la presión de cabeza del pozo LAG 17 que es de 1000 psi. El criterio de velocidad erosional se lo aplica cuando se tiene fluidos arenosos, como es el caso del crudo cuando sale del pozo, para esto se usa la ecuación 3.13 para encontrar la densidad de la mezcla, y se reemplaza en la ecuación 3.12 para calcular la velocidad erosional. El caudal es el actual más el mismo caudal por el factor que se presenta en la tabla 3.1. Datos: Presión de cabeza =1000 psi Temperatura de flujo = 100ºF (560ºR) 122 Presión de flujo en la tubería =65 PSI R =212.5 PCS/BF Longitud =1265m (4150ft) γl =0.8816 γg =1.044 Z =0.93 Qo = (138 + 138×0.5) = 207 BPD Qw = (11 + 11×0.5) = 17 BPD C =100 (para servicios continuos) wr ρ 207 l 0.8816 17 0.8906 224 12409 l 0.8906 l 79.7 2.7 l 212.5 l 1.044 l 79.7 7.34 lbs/pies 198.7 l 79.7 212.5 l 560 l 0.93 υ 100 √7.34 36.91 pies/seg Con la ecuación 3.14 se determina el área mínima de la sección transversal para evitar erosión por fluido. A 9.35 0.93 l 212.5 l 560 21.25 l 79.7 2.02 plg A ⁄1000BPD 282 BPD 0.45 plg A 36.92 Entonces se establece el diámetro interno mínimo para evitar la erosión por fluido. d# ¬ 4 l 0.57 0.76 plg π Ahora se usa el ANEXO 2 para una dimensión de línea, la clase de presión requerida debe ser mayor a 1000psi. 123 Tamaño nominal plg. 4 Diámetro externo plg. 4.500 Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb 0.237 0.337 0.438 0.531 10.79 14.98 18.98 22.52 Peso Clase STD XS - Cédula No 40 80 120 160 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE - PSIG -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 1439 2276 3149 3979 1360 2151 2976 3760 1245 1969 2724 3442 1223 1934 2676 3382 Este diámetro es mucho mayor que el que se encontró para la velocidad erosional, por lo que no habrá problemas en este aspecto. Se calcula la velocidad para ver que no tenga problemas de ruidos ®lujo másico del gas lbs lb mol aire 0.044 lbs/seg 379PC 86400seg/día l lb mol 47.6MPCD l 1.044 l 29 ®lujo másico del petróleo 207 l 0.8816 l 350 lbs/bbl 0.74 lbs/seg 86400seg/día ®lujo másico del agua 17 l 350 lbs/bbl 0.069 lbs/seg 86400seg/día ®lujo másico total 0.85 lbs/seg ®lujo volumétrico 0.85 0.12 pies /seg 7.34 La velocidad será: υ 0.12 1.36 pies/seg π/4 l 4.026/12A De acuerdo con esta velocidad la elección es correcta. A continuación se presentan detalles de las características más importantes de la tubería seleccionada: 124 Norma: API Especificación: 5L Grado: B Diámetro nominal: 4 plg. Diámetro interno: 4.026 plg. Espesor de pared: 0.237 plg Cédula: 40 3.5.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS La caída de presión se la estimará con la ecuación 3.15. El cálculo del Cv se lo hará para una válvula de compuerta y una válvula check. equivalentes para estas válvulas se las encuentra en el ANEXO 1. Le válvula swing check = 32 pies Le válvula compuerta = 3 pies W puede ser determinada usando la ecuación 3.16 W 3180 l 0.0476 l 1.044 14.6 l 224 l 0.8906 µº µ W 3070.60 lbs/hr 12.16 l 0.8816 l 207 0.68 l 17 9.96 cp 207 17 9.96 l 224 0.010 l 47600/5.615 0.27 cp 224 47600/5.615 Re f = 0.025 (ANEXOS 4 y 5) 7.34 l 6.065/12 l 1.36 27805 0.27/1488 Las longitudes 125 Entonces la caída de presión será: ∆P 0.000336 l 0.025 l 3070.60A psi 0.010 4.026x l 7.34 100 pies ∆P»áº»¼º* ½ ¾ ∆P»áº»¼º* %$¼ 0.00326 psi )"* 0.0003 psi Para calcular el Cv de las válvulas se usará la ecuación 3.19 C» 53.86¬ ¿À ÁÂÃÁÄ ÅÆn 0.8906 ∆P ¿À ÁÇÈÉÊÃËÌÍ oÆÎÏ Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de trabajo es 65 psi (ANEXO 8). CLASE 150 PSIG 285 Nota: Para el caso de bombeo mecánico y bombeo electro sumergible, el análisis es similar. 3.6 CÁLCULO DE LÍNEA PARA BOMBEO HIDRÁULICO 3.6.1 TUBERÍA El pozo para este estudio será LAG 34, la presión de descarga de la bomba es 3700 psi y con una capacidad de 4114 BPD. La tubería tiene una longitud de 1789 m (5869.4 pies) 126 Para seleccionar el diámetro usaremos la tabla 2.5, la presión requerida debe ser mayor a 3700 psi. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. 3.500 0.300 0.438 0.600 Peso nominal por pie Lb 10.25 14.31 18.58 Peso Clase XS XXS Cédula No 80 160 - MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 2553 4123 6090 2412 3896 5755 2208 3566 5268 2170 3504 5176 Detalles de las características más importantes de la tubería seleccionada: Norma: API Especificación: 5L Grado: X42 Diámetro externo: 3.5 plg. Diámetro interno: 2.624 plg. Espesor de pared: 0.438 plg Cédula: 160 3.6.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS En este caso se determinará la caída de presión usando la ecuación 3.2. El caudal será el de la capacidad de la bomba para trabajar en condiciones extremas. Para el ejemplo de cálculo se usará una válvula de compuerta. r 0.012 l 4114 7.17 ÐKLN/NL? 2.624A 2.624 55.012 l P 12 T l 7.17 Re 11979.17 7.2 l 10 127 f = 0.03 ∆P 0.0015 l 0.03 l 4114A l 0.8816 psi 5.39 l 2 pies x 2.624 100 pies ∆P 0.12psi La ecuación para calcular el Cv de las válvulas es la 3.19 C» 120¬ 0.8816 0.12 ¿À ÎoÏ Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 2500 porque la presión de trabajo es 3700 psi. CLASE 1500 2500 PSIG 3705 6170 3.7 CÁLCULO DE LÍNEA PARA REINYECCIÓN DE AGUA 3.7.1 TUBERÍA La presión de descarga de la bomba es 1650 psi, con un caudal de 6500 BPD. Como en los casos anteriores se usará la el ANEXO 2 para determinar el diámetro de la tubería. La presión requerida debe ser mayor a 1650 psi 128 Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. 8 8.625 Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Peso 0.277 0.322 0.406 0.500 0.594 24.70 28.55 35.66 43.39 50.93 STD XS - Clase Cédula No 30 40 60 80 100 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 908 1098 1457 1864 2278 858 1038 1377 1762 2153 786 950 1260 1612 1970 772 934 1238 1584 1936 Norma: API Especificación: 5L Grado: X52 Diámetro externo: 8.625 plg. Diámetro interno: 7.625 plg. Espesor de pared: 0.5 plg Cédula: 80 3.7.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS Como en el caso anterior, aquí se maneja líquido monofásico, para calcular la caída de presión se seguirán los pasos descritos anteriormente. Se va a trabajar para el ejemplo con una válvula de compuerta y check. r 0.012 l 6500 1.342 ÐKLN/NL? 7.625A La viscosidad del agua la encontramos con el ANEXO 11. El agua se encuentra a 33ºC (91.4 ºF) según la tabla 2.5, entonces la viscosidad del agua es 0.7 cp. µw = 0.7 cp /1488 = 4.7×10-4 lb/pies-segundo 7.625 62.4 l P 12 T l 1.342 Re 113213.4 4.7 l 10Ñ f = 0.019 129 ∆P 0.0015 l 0.019 l 6500A psi 0.047 x 100 pies 7.625 ∆P»áº»¼º* ½ ∆P»áº»¼º* %$¼ ¾ 0.03 psi )"* 0.0028 psi La ecuación para calcular el Cv de las válvulas es la 3.19 C» 189.58¬ ¿À ÁÂÃÁÄ mnÆÏ 1 125 ∆P ¿À ÁÇÈÉÊÃËÌÍ ÎÏÅÎ Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 900 porque la presión de trabajo es 1650 psi. CLASE 600 900 1500 PSIG 1480 2220 3705 3.8 CÁLCULOS EN LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN 3.8.1 LÍNEAS DE GAS Las líneas de gas en la estación serán dimensionadas en base a la máxima cantidad de gas esperada en la estación Lago Norte. Datos: P1 = 39.7 psia P2 = 34.7 psia Qg = 2517 MPCD 130 γg = 1.044 T = 560 ºR Z = 0.93 La ecuación 3.22 permitirá conocer el diámetro interno mínimo que debe tener la tubería para que la velocidad del gas no produzca erosión. ;,;@ Õ Ø t Ô × y 0.0314 Ô D~ × Ô y ¡ A × Ó >zwy Ö D~ A 3.22 Donde: di,min = Diámetro interno mínimo de la tubería, pulgadas. Qg = Taza de gas a la cual empezará la erosión, MPCPD. Pmg = Presión más baja a lo largo de la línea, psia. T = temperatura en el punto donde Pmg es determinada, ºR. Z: Factor de compresibilidad del gas. γg: Gravedad específica del gas, adimensional. El cálculo del diámetro de las líneas de gas se lo va a hacer usando la ecuación de Weymouth (ecuación 3.8) ya que esta ecuación es adecuada cuando nos encontramos dentro de la estación de producción. 3.8.1.1 Línea de separador a scrubber 3.8.1.1.1 Tubería L = 130 pies Õ Ø 2517 × d#!",#! 0.0314 Ô D~ A× Ô 34.7 ÓP0.93 l 560 l 1.044T Ö D~ A 3.13 plg 131 2.083 130 l 1.044 l 0.93 l 560 d# Ù Ú Û 1.11 39.7A j 34.7A D~ A Ü D~ A. d# 3.63 plg Se selecciona el diámetro preliminar y se calcula la velocidad del gas con la ecuación 3.11. 60 l 0.93 l 2.517 l 560 pies 122.23 Ý 60 pies/seg 4.026A l 39.7 seg υ( Como se observa, la velocidad, con un diámetro interno de 4.026 plg, excede los 60 pies/seg por lo que se podría tener problemas de ruido. El diámetro seleccionado será mayor Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Peso Clase Cédula No MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 4 4.500 0.237 0.337 0.438 0.531 0.674 10.79 14.98 18.98 22.52 27.54 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1439 2276 3149 3979 5307 1360 2151 2976 3760 5015 1245 1969 2724 3442 4591 1223 1934 2676 3382 4511 6 6.625 0.280 0.432 0.562 0.719 0.864* 18.97 28.57 36.42 45.34 53.16 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1206 2062 2817 3760 4660 1139 1949 2663 3553 4404 1043 1784 2437 3252 4031 1025 1753 2395 3196 3961 La velocidad del gas, con este diámetro será: υ( 60 l 0.93 l 2.517 l 560 pies 53.86 60 pies/seg A 6.065 l 39.7 seg Las características principales de la tubería son: 132 Norma: API Especificación: 5L Grado: B Diámetro nominal: 6 plg. Diámetro interno: 6.065 plg. Espesor de pared: 0.280 plg Cédula: 40 3.8.1.2 Línea de gas de scrubber a compresor 3.8.1.2.1 Tubería Datos: L = 1056 pies d#,#! Õ Ø 2517 Ô × 0.0314 D~ A Ô × 34.7 ÓP0.93 l 560 l 1.044T Ö D~ A 2.517 1056 l 1.044 l 0.93 l 560 d# Ù Ú Û 1.11 39.7A j 34.7A 3.13 plg D~ A Ü D~ A. d# 5.37 plg El diámetro interno seleccionado es 6.065 plg, se calcula la velocidad del gas con la ecuación 3.11 para verificar que no se tengan problemas de ruido. υ( 60 l 0.93 l 2.517 l 560 53.86 pies/seg 60 pies/seg 6.065A l 39.7 Las características principales de la tubería son: 133 Norma: API Especificación: 5L Grado: B Diámetro nominal: 6 plg. Diámetro interno: 6.065 plg. Espesor de pared: 0.280 plg Cédula: 40 3.8.1.3 Línea de separador a mechero 3.8.1.3.1 Tubería L = 1000 pies P2 = 14.7 psia Õ Ø 2517 × d#,#! 0.0314 Ô D~ A× Ô 14.7 ÓP0.93 l 560 l 1.044T Ö d# Ù D~ A 2.517 1000 l 1.044 l 0.93 l 560 Ú Û 1.11 39.7A j 14.7A d# 4.17 plg Las características principales de la tubería son: Norma: API Especificación: 5L Grado: B Diámetro nominal: 6 plg. Diámetro interno: 6.065 plg. 3.88 plg D~ A Ü D~ A. 134 Espesor de pared: 0.280 plg Cédula: 40 3.8.1.4 Válvulas, bridas y accesorios para las líneas de gas Para calcular el Cv, primero se debe calcular la caída de presión y después se usará la ecuación 3.20. Este ejemplo de cálculo se lo hará con una válvula de bola. Con la tabla que se encuentra en el ANEXO 1, buscamos la longitud equivalente para poder determinar la caída de presión en esta clase de válvula. ρ( γ( l ρ*#) 1.044 l 39.7 l 28.97 0.20 lb/pies 10.732 l 560 Para calcular la viscosidad del gas, se encuentran el peso molecular del gas, la presión y temperatura seudoreducidas, y finalmente se usan las correlaciones desarrolladas por Carr, Kobayashi y Burrows que se encuentran en los ANEXOS 14 y 15 respectivamente. M 1.044 l 28.97 30.24 lb j mol Psc = 650 psi Tsc = 500 ºR (ANEXO 12) P&) 39.7 0.061 650 T&) 560 1.12 500 µ µ µD l ¡ 0.0095 l 1.05 0.010 cp µD Re f = 0.0158 0.2 l P6.065~12T l 53.86 ß0.010~1488à 810119 135 ∆P 12.6 1.044 l 2.517A l 0.93 l 560 l 0.0158 l 4 0.33 psia 6.065x 941 l 1.044 l 560 Cá 2.517¬ 0.33 l 39.7 ¿â Ïmã Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de trabajo es 25 psi. CLASE 150 PSIG 285 3.8.2 LÍNEAS DE CRUDO Datos: Presión de operación = 25 psi Temperatura de operación = 100ºF (560ºR) R = 406.4 PCS/BF γo = 0.8816 γg = 1.044 Z = 0.93 Qo = 4403 BPD Qw = 1790 BPD Ql = 6193 BPD 3.8.2.1 Línea del múltiple a separador 3.8.2.1.1 Tubería En este tramo el fluido no hay separación, por lo que se usará el criterio de la velocidad erosional para determinar el diámetro mínimo (ec. 3.12). 136 La densidad de la mezcla se la calcula con la ecuación 3.13. wr ρ 4403 l 0.8816 1790 0.9158 6193 12409 l 0.9158 l 39.7 2.7 l 406.4 l 1.044 l 39.7 2.26 lbs/pie 198.7 l 39.7 406.4 l 560 l 0.93 υ 100 66.49 pies/seg √2.26 Con la ecuación 3.14 se determina el área mínima de la sección transversal. A 9.35 0.93 l 406.4 l 560 21.25 l 39.7 3.91 plg A ⁄1000BPD l 6193 BPD 24.24 plg A 49.63 Se establece el diámetro interno mínimo. 4 l 24.24 d# ¬ 5.55 plg π Entonces el diámetro seleccionado es: Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Peso Clase Cédula No MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 4 4.500 0.237 0.337 0.438 0.531 0.674 10.79 14.98 18.98 22.52 27.54 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1439 2276 3149 3979 5307 1360 2151 2976 3760 5015 1245 1969 2724 3442 4591 1223 1934 2676 3382 4511 6 6.625 0.280 0.432 0.562 0.719 0.864* 18.97 28.57 36.42 45.34 53.16 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1206 2062 2817 3760 4660 1139 1949 2663 3553 4404 1043 1784 2437 3252 4031 1025 1753 2395 3196 3961 137 Para saber si es el correcto se determinará la velocidad de flujo, para no tener problemas de ruido, para esto primero se calcula el flujo másico. ®lujo másico del gas lbs lb mol aire 2.33 lbs/seg 379PC 86400seg/día l lb mol 2517000PCD l 1.044 l 29 ®lujo másico del petróleo 4403 l 0.8816 l 350 lbs/bbl 15.72 lbs/seg 86400seg/día ®lujo másico del agua 1790 l 350 lbs/bbl 7.25 lbs/seg 86400seg/día ®lujo másico total 25.30 lbs/seg ®lujo volumétrico 25.30 11.19 pies /seg 2.26 La velocidad para el diámetro seleccionado será: υ 11.19 55.78 pies/seg 60 pies/seg π/4 l 6.065/12A Las características principales de la tubería son: Norma: API Especificación: 5L Grado: B Diámetro nominal: 6 plg. Diámetro interno: 6.065 plg. Espesor de pared: 0.280 plg Cédula: 40 138 3.8.2.1.2 Válvulas, bridas y accesorios La caída de presión se la calculará con la ecuación 3.15. En este caso se usará una válvula de compuerta como ejemplo. Primero se calcula W (ec. 3.16) W 3180 l 2.517 l 1.044 14.6 l 6193 l 0.9158 µº µ W 91162.84 lbs/hr 12.16 l 0.8816 l 4403 0.68 l 1790 7.82 cp 4403 1790 7.82 l 6193 0.010 l 2516000/5.615 0.12 cp 6193 2516000/5.615 Re 2.26 l P6.065~12T l 55.78 0.12~ 1488 406724 El factor de fricción es 0.016 ∆P 0.000336 l 0.016 l 91162.84A psi 2.41 l 4 pies 0.096 psi x 6.065 l 2.26 100 pies 0.9158 C» 5022.44¬ 0.096 ¿À mÏÏmo Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de trabajo es 25 psi. 139 CLASE PSIG 150 285 3.8.2.2 Línea de separador a tanques 3.8.2.2.1 Tubería Datos: L = 683 pies La recomendación es que la velocidad del líquido esté entre los límites de 3 y 15 El diámetro interno preliminar se establecerá con la ecuación 3.1, usando una velocidad de 9 pies/seg. 0.012 l 6193 ; ¬ 2.87 plg 9 La tubería seleccionada será: Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Peso Clase Cédula No 3 3.500 0.300 0.438 0.600 10.25 14.31 18.58 XS XXS 80 160 - 4 4.500 0.237 0.337 0.438 0.531 0.674 10.79 14.98 18.98 22.52 27.54 STD XS XXS 40 80 120 160 - Con este diámetro se vuelve a calcular la velocidad para verificar que esté dentro de los límites. r 0.012 l 6193 4.58 pies/seg 4.026A 140 3.8.2.2.1 Válvulas, bridas y accesorios Para encontrar el Cv de las válvulas, primero determinamos la caída de presión en las mismas con la ecuación 3.2. De igual manera se usará una válvula de compuerta para el ejemplo de cálculo. La longitud equivalente se la determinará con la tabla del ANEXO 1. µº 12.16 l 0.8816 l 4403 0.68 l 1790 7.82 cp 4403 1790 0.9158 l 62.4 l ß4.026~12à l 4.58 Re 16709 7.82~ 1488 f = 0.027 ∆P 0.00115 l 0.027 l 6193A l 0.9158 psi 1.031 l 3 pies 0.03 psi x 4.026 100 pies C» 180.63¬ 0.9458 0.03 ¿À mnmä Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 como en el caso anterior CLASE 150 PSIG 285 3.8.2.3 Cálculo de válvulas de alivio El cálculo de las válvulas se realizará con la ayuda de una hoja de cálculo donde se trabaja con las siguientes ecuaciones (Para más detalles de las ecuaciones consultar en API RP 520 parte 1): 141 èD åæ 2 è⁄ ¡ D ç1 1 3.23 X z> ¬ é¤ D éê éå 3.24 èëD 2 èD 520¬ç ¡ ç1 3.25 1 3.26 X z> ¬ 735 l ìA é¤ éå D D j A ç 1 j M èD⁄è ⁄ A è ìA ¬ ¡ M | } ç1 1jM 3.27 Los caudales que se manejan actualmente en la estación son: Tabla 3.4 Caudales en Lago Norte Flujo Volumétrico Fluido Petróleo Agua Gas Unidades BPPD BAPD MPCPD Requerido 1935 1271 685 Flujo Másico Requerido Kg/hr 11201 7943 1330 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Si las pérdidas por fricción en la línea que va a la bota desgasificadora y luego al mechero es mayor que el 10% de la presión de operación, entonces se necesitará válvulas balanceadas, ya que las válvulas convencionales no sirven cuando se tiene grandes pérdidas de presión en las líneas de alivio. 142 Estos datos junto a otros parámetros de los fluido se ingresan en la hoja de cálculo. Si las pérdidas por fricción superan el 50% se necesitan válvulas pilotadas, en la figura se observa que en la estación Lago Norte estas válvulas son balanceadas, para una verificación exacta se necesita conocer el tipo de válvula y su tipo de orificio para comparar con el máximo flujo que soporta la válvula. Figura 3.2: Tipo de válvula de alivio en la estación Lago Norte Para manejar estos flujos la válvula que debe de estar instalada como mínimo es de un orificio tipo H (detalles ANEXO 10.1) 143 Si se considera el diseño del separador (capacidad de 10000 barriles) entonces tenemos el siguiente cálculo: 144 Para el diseño de este separador la válvula deberá de ser como mínimo un orificio K (detalles ANEXO 10.3) de dimensiones 3 x 4 con sets de presión de 100 psig si cambia demasiado el set podría cambiar el orificio de la válvula. Para estas presiones es necesario únicamente un ANSI CLASE 150 en la entrada y descarga de la válvula. El ANSI de las bridas debe de ser CLASE 150 en todas las instalaciones de facilidades de separación. 145 Figura 3.3: Esquema de válvula de alivio pilotada / 146 CAPÍTULO 4 ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA APLICACIÓN DEL PROYECTO 4.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se va a analizar los beneficios económicos que reporta el seleccionar adecuadamente las tuberías, válvulas y accesorios. 4.2 ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO En el capítulo 3, se ve paso a paso como se seleccionan las diferentes tuberías válvulas y accesorios, prestando atención al máximo caudal que se espera manejar, la presión y temperaturas a las que van a trabajar, la clase de crudo que va a manejar, etc. por lo que técnicamente el proyecto es aplicable. 4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 4.3.1 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS Los métodos de análisis para la evaluación de proyectos que se pueden aplicar para evaluar proyectos son los siguientes: a. Flujo de caja. b. El Valor Presente Neto (VPN) c. Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) d. Costo/Beneficio (B/C) e. Tiempo de recuperación de inversión (Pay-Back) En este estudio se va a dar énfasis a la relación Costo/Beneficio. 147 4.3.2 EVALUACIÓN DEL COSTO - BENEFICIO El costo-beneficio es una lógica o razonamiento basado en el principio de obtener los mayores y mejores resultados al menor esfuerzo invertido, tanto por eficiencia técnica como por motivación humana. Se supone que todos los hechos y actos pueden evaluarse bajo esta lógica, aquellos dónde los beneficios superan el coste son exitosos, caso contrario fracasan. El análisis de costo-beneficio es un término que se refiere tanto a: • Una disciplina formal (técnica) a utilizarse para evaluar, o ayudar a evaluar, en el caso de un proyecto o propuesta, que en sí es un proceso conocido como evaluación de proyectos. • Un planteamiento informal para tomar decisiones de algún tipo, por naturaleza inherente a toda acción humana. Bajo ambas definiciones el proceso involucra, ya sea explícita o implícitamente, un peso total de los gastos previstos en contra del total de los beneficios previstos de una o más acciones con el fin de seleccionar la mejor opción o la más rentable. Muy relacionado, pero ligeramente diferentes, están las técnicas formales que incluyen análisis coste-eficacia y análisis de la eficacia del beneficio. 4.3.2.1 Análisis del costo – beneficio por unidad En la tabla 4.1 se observan costos según la selección del proyecto, en comparación con los costos de lo que está instalado en la estación Lago Norte 148 Tabla 4.1 Comparación de costos por unidad DESCRIPCIÓN BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 300 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 150 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 LP. 10-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES VARIACIONES 37,35 40,35 -3,00 960,00 2.558,00 -1598,00 37,35 55,00 -17,65 960,00 2.154,00 -1194,00 7,22 10,50 -3,28 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán Gráfica 4.1 Análisis costo – beneficio por unidad COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES 2.558,00 2.154,00 960,00 960,00 0 37,35 1 2 0 3 4 10,50 55,00 37,35 40,35 5 0 6 7,22 0 7 8 9 0 10 149 En la gráfica 4.1 se puede observar la diferencia de costos entre los resultados del estudio y de los costos de lo que está instalado en la actualidad. Como se mencionaba anteriormente, el proyecto debe tener los mayores y mejores resultados al menor esfuerzo invertido, pues bien bajo los resultados del estudio la inversión es menos de lo que se haría instalando los dispositivos actuales, y como ya se vio la parte técnica no está en riesgo, pues van a funcionar según las condiciones de la estación. Pero se debe notar que el análisis se lo hizo por unidad, mientras aumenten los tubos y sus componentes la diferencia se va a hacer más notoria como se va a ver en el siguiente punto. 4.3.2.2 Análisis del costo – beneficio según costo total Tabla 4.2 Comparación de costos totales DESCRIPCIÓN BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 300 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 150 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 LP. 10-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES VARIACIONES 74,70 80,70 -6,00 960,00 2.558,00 -1598,00 74,70 1.320,00 -1245,30 960,00 4.308,00 -3348,00 29.963,00 43.575,00 -13612,00 TOTAL 19809 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 150 Gráfica 4.2 Análisis costo – beneficio según costos totales COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES 43.575,00 29.963,00 2.558,00 80,70 74,70 1 960,00 0 2 3 74,70 0 4 4.308,00 1.320,00 5 960,00 0 6 7 0 8 0 9 10 Los costos que se observan en la tabla 4.2, en realidad no son totales, pues para el diseño y montaje de las líneas se va necesitar más accesorios, bridas y válvulas, pero en la gráfica según estos datos se puede observar que a medida que se van incrementando el ahorro en la inversión va a hacer más significativo y se nota más la importancia de seleccionar adecuadamente las tuberías y sus componentes. Este estudio económico hace notar que no se debe elegir a la ligera diámetros grandes, porque aunque es verdad que esto ayuda a la parte operativa, va a haber un desperdicio de recursos económicos y material. En las líneas de flujo se ubican válvulas y accesorios de 300 de clase de presión, y en la línea que fue objeto de estudio en este proyecto, se observa que la presión de trabajo llega hasta 65 psi. Un ANSI 150 soporta hasta 285 psig, por lo que sería mejor usar esta clase de presión. En el reporte de la línea de Power Oil, se menciona que se debe cambiar la línea, pues los espesores de algunos tramos, están cerca al límite de retiro, inclusive hay algunos que están por debajo del mismo. Según el reporte esto ha pasado porque se han usado espesores no estándares. Se observa que el ahorro no está en poner materiales de menor espesor o más pequeños, sino en el seleccionarlos adecuadamente, como se ha venido mencionando a lo largo de este estudio. 151 4.4 RESUMEN DE COSTOS EN GENERAL En esta parte, se va a presentar una tabla con ejemplos de válvulas y accesorios que se usan en líneas de flujo, reinyección de agua y bombeo hidráulico, de donde se tomaron los datos para hacer el análisis anterior. Tabla 4.3 Costos en el campo y estación de producción DESCRIPCIÓN EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150 EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150 EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150 EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150 ORING GASKET # 32 ORING GASKET # 32 CANTIDAD UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO 2 EA 5 10 LÍNEA DE FLUJO 2 EA 9 18 LÍNEA DE FLUJO 24 EA 10 240 12 EA 35 420 4 EA 60 240 25 EA 80 2000 LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA REINY. DE AGUA UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO EA 37,35 74,7 LÍNEA DE FLUJO EA 40,35 80,7 LÍNEA DE FLUJO EA 55 1320 EA 413 1652 LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO EA 320 3840 LÍNEA REINY. DE AGUA EA 1246 14952 EA 7 7 EA 36 216 EA 145 1160 LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA DE FLUJO LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO DESCRIPCIÓN CANTIDAD BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 2 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 2 300 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 24 150 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 3" CLASE 4 2500 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 8" CLASE 12 900 C.S. RF BRIDAS CUELLO LARGO DE 8" CLASE 12 2500 C.S. RF THREADOLET DE 1 1/2" X 3000 LBS NEPLO ROSCADO 6 DE 4" X 6" SCH 80 CODO SOLDABLE DE 3" X 90º SCH 160 8 152 DESCRIPCIÓN CANTIDAD VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 1 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 1 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE 1" CLASE 150 2 EXTREMOS ROSCADOS C.S VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 2 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 3" CLASE 2500 2 EXTREMOS BRIDADOS RTJ C.S. VÁLVULA DE RELIEF BY-PASS WORT P.RGE.3500-5000 1 REG. 3X3 45 S.B-11/4 2NPT VÁLVULA GATE DE 6" CLASE 150 8 EXTREMOS BRIDADOS S.S VÁLVULA SWING CHECK 6" CLASE 2 150 EXTREMOS BRIDADOS S.S VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 8" CLASE 900 6 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. UNIDAD VALOR U VALOR T EA 960 960 DESCRIPCIÓN CANTIDAD ESPÁRRAGOS CON 16 TUERCA 5/8" X 3-1/2" ESPÁRRAGOS CON 16 TUERCA 3/4" X 4-1/2" ESPÁRRAGOS CON 192 TUERCA 3/4" X 3-3/4" ESPÁRRAGOS CON TUERCA 1-3/8" X 832 1/2" ESPÁRRAGOS CON TUERCA 1-7/8" X 1296 1/2" ESPÁRRAGOS CON 192 TUERCA 2" X 15" UNIDAD VALOR U VALOR T EA 2 32 EA 3 48 EA 3 576 EA 18 576 EA 60 5760 EA 80 15360 JUSTIFICATIVO LÍNEA DE FLUJO EA 2558 2558 LÍNEA DE FLUJO LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO EA 55 110 EA 2154 4308 LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO EA 10206 20412 LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO EA 1080 1080 LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO EA 1538 12304 EA 3169 6338 EA 39551 237306 LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA REINY. DE AGUA JUSTIFICATIVO LÍNEA DE FLUJO LÍNEA DE FLUJO LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA BOMBEO HIDRÁULICO LÍNEA REINY. DE AGUA LÍNEA REINY. DE AGUA 153 Tuberías DESCRIPCIÓN LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 LP. 3-1/2 OD BLK, 0,438WT, 14,31 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD X-42, DRL SCH 160 LP. 8-5/8 OD BLK, 0,500WT, 43,39LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD X-52, DRL SCH 80 LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 LP. 8-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 LP. 10-5/8 OD BLK, 0,365WT, 40.48 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40 CANTIDAD FT VALOR FT VALOR TOTAL 4150 7,22 29963 5869,4 5,31 31166,514 15,73 77407,33 186 7,22 1342,92 7981 9,55 7618,55 4150 10.50 43575 4921 Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán 154 CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES • Tomando en cuenta la producción histórica, el cálculo de las líneas de líquido es de 10’’ de tamaño nominal, esto es correcto para lo que se producía en 1983. • La tubería en LAG 17 trabaja a 65 psi, por lo cual una tubería de 4’’ cédula 40 es adecuada. • La selección del diámetro de la tubería debe satisfacer tanto la parte técnica como la económica, pues si el diámetro es grande va a ayudar a que las caídas de presión sean menores pero estas tuberías son más costosas. • Los diámetros pequeños son más baratos pero, si son muy pequeños, pueden provocar erosión, se incrementará la velocidad del gas causando ruido y aumentarán las caídas de presión. Por eso la selección debe ser la adecuada, considerando todos los aspectos. • Para que las líneas de bombeo hidráulico trabajen adecuadamente y ofrezcan las seguridades correspondiente, deben tener el espesor correcto, por ejemplo para una tubería de 3 ½ plg de diámetro, su cédula debe de ser 160, lo que en la línea a la que se le hizo el estudio no se observa. 155 5.2 RECOMENDACIONES • Se recomienda cambiar la tubería de bombeo hidráulico donde el espesor no es el que corresponde, para que exista una seguridad adecuada. • Se debe trabajar con un solo diámetro de tubería, pues en las reducciones va a existir mayores caídas de presión. • Las especificaciones técnicas de la tubería deben estar bajo API Spec. 5L, última edición. • En tuberías para agua de formación, se recomienda usar acero inoxidable con aleaciones que contengan mayor porcentaje de cromo y níquel, para que la vida útil de la tubería sea mayor. 156 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS PETER SMITH, “The fundamentals of Piping Design”, Gulf Publishing Company, Houston Texas, 2007. DAVID R. SHERWOOD AND DENNIS J. WHISTANCE, “The Piping Guide”, Syentek Books Company, 1991. R. W. ZAPPE, “Valve Selection Handbook”, Gulf Professional Publishing, cuarta edición. HARRYSON OBREN LEKIC, “Artificial Lift for High-Volume Production”, Houston Texas E.W. McALLISTER, “Pipeline Rules of Thumb”, Gulf Proffesional Publishing, quinta edición, 2002. CRANE, “Flujo de fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías”, McGRAW-HILL. GLOSARIO DE TERMINOLOGÍA DE VÁLVULAS, Grove Valve and Regulator Company, 1981. TROUVAY AND CAUVIN, Piping Equipment, 2001. ENGINEERING DATA BOOK, GPSA (Gas Processors Suppliers Association), Tulsa, Oklahoma, 2004. RIP WEAVER, “Process Piping Drafting”, Gulf Proffesional Publishing, tercera edición, 1991. 157 ANEXOS 158 Anexo 1; Longitud equivalente de válvulas de paso completo y accesorios en pies 159 Anexo 2; Máxima presión de trabajo permisible ASTM A 106, GRADO B, tubo sin costura (Valores de esfuerzo de ASME B31.3) Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Peso Clase Cédula No MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 ºF 401/500 ºF 501/600 ºF 601/650 ºF 2 2.375 0.218 0.344 0.436 5.02 7.46 9.03 XS XXS 80 160 - 2489 4618 6285 2352 4364 5939 2153 3994 5436 2115 3925 5342 2½ 2.875 0.276 0.375 0.552 0.750 7.66 10.01 13.70 17.02 XS XXS - 80 160 - 2814 4194 6850 9772 2660 3963 6473 9423 2434 3628 5925 8625 2392 3565 5822 8476 3 3.500 0.300 0.438 0.600 10.25 14.31 18.58 XS XXS 80 160 - 2553 4123 6090 2412 3896 5755 2208 3566 5268 2170 3504 5176 4 4.500 0.237 0.337 0.438 0.531 0.674 10.79 14.98 18.98 22.52 27.54 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1439 2276 3149 3979 5307 1360 2151 2976 3760 5015 1245 1969 2724 3442 4591 1223 1934 2676 3382 4511 6 6.625 0.280 0.432 0.562 0.719 0.864* 18.97 28.57 36.42 45.34 53.16 STD XS XXS 40 80 120 160 - 1206 2062 2817 3760 4660 1139 1949 2663 3553 4404 1043 1784 2437 3252 4031 1025 1753 2395 3196 3961 8 8.625 0.277 0.322 0.406 0.500 0.594 0.719 0.812* 0.875* 0.906* 24.70 28.55 35.66 43.39 50.93 60.69 67.79 72.42 74.71 STD XS XXS - 30 40 60 80 100 120 140 160 908 1098 1457 1864 2278 2838 3263 3555 3700 858 1038 1377 1762 2153 2682 3084 3359 3496 786 950 1260 1612 1970 2455 2823 3075 3200 772 934 1238 1584 1936 2413 2774 3022 3145 10 10.750 0.250 0.279 0.307 0.365 0.500 0.594 0.719 0.844* 1.000* 1.125* 28.04 31.20 34.24 40.48 54.74 64.40 77.00 89.27 104.13 115.65 STD XS XXS - 20 30 40 60 80 100 120 140 160 636 733 827 1023 1485 1811 2252 2700 3271 3737 601 693 781 967 1403 1712 2128 2552 3091 3531 550 634 715 885 1284 1567 1948 2336 2829 3232 541 623 703 869 1262 1540 1914 2295 2780 3176 160 Tamaño nominal plg. Diámetro externo plg. Espesor nominal de pared plg. Peso nominal por pie Lb Clase 12 12.750 0.250 0.330 0.375 0.406 0.500 0.562 0.688 0.844* 1.000* 1.125* 1.312* 14 14.000 16 18 Peso Cédul a No MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG) -20/400 401/500 501/600 601/650 ºF ºF ºF ºF 33.38 43.77 49.56 53.56 65.42 73.22 88.57 107.29 125.49 139.68 160.33 STD XS XXS - 20 30 40 60 80 100 120 140 160 535 760 888 976 1246 1425 1794 2258 2730 3114 3700 506 719 839 923 1177 1347 1695 2133 2579 2943 3496 463 658 768 845 1078 1233 1552 1953 2361 2694 3200 455 646 755 830 1059 1212 1525 1919 2320 2647 3145 0.250 0.312 0.375 0.438 0.500 0.594 0.750 0.938* 1.094* 1.250* 1.406* 36.71 45.68 54.57 63.37 72.09 85.01 106.13 130.79 150.76 170.22 189.15 STD XS - 10 20 30 40 60 80 100 120 140 160 487 645 807 971 1132 1379 1794 2304 2734 3171 3616 460 610 763 917 1070 1303 1696 2177 2584 2997 3417 421 558 698 840 979 1193 1552 1993 2365 2743 3128 414 549 686 825 962 1172 1525 1958 2324 2696 3074 16.000 0.250 0.312 0.375 0.500 0.656 0.843* 1.031* 1.218* 1.437* 42.05 52.36 62.58 82.77 108.00 137.00 165.00 193.00 224.00 STD XS - 10 20 30 40 60 80 100 120 140 425 564 705 988 1345 1780 2225 2675 3212 402 533 666 934 1271 1682 2103 2528 3036 368 488 610 855 1164 1540 1925 2314 2779 362 479 599 840 1143 1513 1891 2274 2731 18.000 0.20 0.312 0.375 0.438 0.500 0.562 0.718 0.937* 1.156* 1.343* 47.39 59.03 70.59 82.06 93.45 105.00 133.00 171.00 208.00 239.00 STD XS - 10 20 30 40 60 80 100 120 378 501 626 752 876 1001 1319 1771 2232 2632 357 473 591 710 828 946 1246 1674 2109 2487 327 433 541 650 758 866 1141 1532 1931 2277 321 425 532 639 745 851 1121 1506 1897 2237 161 Anexo 3; Dimensiones de tuberías de acero Especificación API 5L Diámetro nominal (pulg.) 1/8 1/8 1/4 1/4 3/8 3/8 1/2 1/2 1/2 3/4 3/4 3/4 1 1 1 1 1/4 1 1/4 1 1/4 1 1/2 1 1/2 1 1/2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 21/2 Designación Diámetro externo (pulg.) Peso (lbs/pie) Espesor de pared (pulg.) Diámetro interno (pulg.) Std XS Std XS Std XS Std XS XXS Std XS XXS Std XS XXS Std XS XXS Std XS XXS Std Std Std Std Std XS XS XS XXS XXS XXS Std Std Std Std Std Std Std Std XS XS XS XXS 0.405 0.405 0.540 0.540 0.675 0.675 0.840 0.840 0.840 1.050 1.050 1.050 1.315 1.315 1.315 1.660 1.660 1.660 1.900 1.900 1.900 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 3/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 2 7/8 0.24 0.31 0.42 0.54 0.57 0.74 0.85 1.09 1.71 1.13 1.47 2.44 1.68 2.17 3.66 2.27 3.00 5.21 2.72 3.63 6.41 2.03 2.64 3.00 3.36 3.65 4.05 4.39 5.02 5.67 6.28 9.03 2.47 3.22 3.67 4.12 4.53 4.97 5.40 5.79 6.13 7.01 7.66 13.69 0.068 0.095 0.088 0.119 0.091 0.126 0.109 0.147 0.294 0.113 0.154 0.308 0.133 0.179 0.358 0.140 0.191 0.382 0.145 0.200 0.400 0.083 0.109 0.125 0.141 0.154 0.172 0.188 0.218 0.250 0.281 0.436 0.083 0.109 0.125 0.141 0.156 0.172 0.188 0.203 0.216 0.250 0.276 0.552 0.269 0.215 0.364 0.302 0.493 0.423 0.622 0.546 0.252 0.824 0.742 0.434 1.049 0.957 0.599 1.380 1.278 0.896 1.610 1.500 1.100 2.209 2.157 2.125 2.093 2.067 2.031 1.999 1.939 1.875 1.813 1.503 2.709 2.657 2.625 2.593 2.563 2.531 2.489 2.469 2.443 2.375 2.323 1.771 Prueba de presión, mín. Grado A Grado Std B Std (psi) (psi) 700 700 850 850 700 700 850 850 700 700 850 850 700 700 850 850 1000 1000 700 700 850 850 1000 1000 700 700 850 850 1000 1000 1200 1300 1800 1900 2200 2300 1200 1300 1800 1900 2200 2300 1260 1470 2330 2500 2500 2500 2500 2500 2500 1040 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 1210 1950 2150 2350 2500 2500 2500 2500 2500 2280 2500 2500 2500 2500 2500 2500 2500 162 Diámetro nominal (pulg.) 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 Designación Diámetro externo (pulg.) Peso (lbs/pie) Espesor de pared (pulg.) Diámetro interno (pulg.) Std Std Std Std Std Std Std Std XS XS XS XXS Std Std Std Std Std Std Std Std Std XS XS XS Std Std Std Std Std Std Std Std Std Std XS XS XS XS XXS XXS XXS 3 1/2 3 1/2 31/2 31/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 3 1/2 31/2 31/2 3 1/2 3 1/2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 4 1/2 3.03 3.95 4.51 5.06 5.57 6.11 3.65 7.58 8.68 9.66 10.25 18.58 3.47 4.53 5.17 5.81 6.40 7.03 7.65 9.11 9.11 10.01 11.16 12.50 3.92 5.11 5.84 6.56 7.24 7.95 8.66 9.32 10.01 10.79 11.35 12.66 13.96 14.98 19.00 22.51 27.54 0.083 0.109 0.125 0.141 0.156 0.172 0.188 0.216 0.250 0.281 0.300 0.600 0.083 0.109 0.125 0.141 0.156 0.172 0.188 0.226 0.226 0.250 0.281 0.318 0.083 0.109 0.125 0.141 0.156 0.172 0.188 0.203 0.219 0.237 0.250 0.281 0.312 0.337 0.438 0.531 0.674 3.334 3.282 3.250 3.218 3.188 3.156 3.124 3.068 3.000 2.938 2.900 2.300 3.834 3.782 3.750 3.718 3.688 3.656 3.624 3.548 3.548 3.500 3.438 3.364 4.334 4.282 4.250 4.218 4.186 4.156 4.124 4.094 4.062 4.026 4.000 3.938 3.876 3.826 3.624 3.438 3.152 Prueba de presión, mín. Grado A Grado Std B Std (psi) (psi) 850 1000 1290 1500 1600 1770 1930 2220 2500 2500 2500 2500 750 980 1120 1270 1400 1550 1690 2030 1870 2060 2260 2500 2500 2500 2500 2500 870 1140 1310 1480 1640 1810 1970 2370 2250 2530 2800 660 870 1000 1130 1250 1380 1500 1620 1750 1900 2000 2250 2500 2700 2800 2800 2800 2620 2800 2800 770 1020 1170 1320 1460 1610 1750 1890 2040 2210 2330 2620 2800 2800 2800 2800 2800 163 Diámetro nominal (pulg.) 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 Designación Diámetro externo (pulg.) Peso (lbs/pie) Espesor de pared (pulg.) Diámetro interno (pulg.) XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XXS XXS XXS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XXS XXS XXS XXS XXS XXS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 5 9/16 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 6 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 4.86 7.26 9.01 10.79 12.50 14.62 15.85 17.50 19.17 20.78 27.04 32.96 38.55 5.80 7.59 8.68 9.76 10.78 11.85 12.92 13.92 14.98 17.02 18.97 21.04 23.08 25.03 28.57 32.71 36.39 40.05 45.35 47.06 53.13 11.35 14.11 16.94 19.66 22.36 24.70 27.70 28.55 30.42 33.04 0.083 0.125 0.156 0.188 0.219 0.258 0.281 0.312 0.344 0.375 0.500 0.625 0.750 0.083 0.109 0.125 0.141 0.156 0.172 0.188 0.203 0.219 0.250 0.280 0.312 0.344 0.375 0.432 0.500 0.562 0.625 0.719 0.750 0.864 0.125 0.156 0.188 0.219 0.250 0.277 0.312 0.322 0.344 0.375 5.937 5.312 5.251 5.187 5.125 5.047 5.001 4.939 4.875 4.813 4.563 4.313 4.063 6.459 6.407 6.375 6.343 6.313 6.281 6.249 6.219 6.187 6.125 6.065 6.001 5.937 5.875 5.761 5.625 5.501 5.375 5.187 5.125 4.897 8.375 8.313 8.249 8.187 8.125 8.071 8.001 7.981 7.937 7.875 Prueba de presión, mín. Grado A Grado Std B Std (psi) (psi) 540 630 810 940 1010 80 1220 1420 1420 1650 1670 1950 1820 2120 2020 2360 2230 2600 2430 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 450 530 590 690 680 790 770 890 850 990 930 1090 1020 1280 1100 1290 1190 1390 1360 1580 1520 1780 1700 1980 1870 2180 2040 2380 2350 2740 2720 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 520 610 650 760 780 920 910 1070 1040 1220 1160 1350 1300 1520 1340 1570 1440 1680 1570 1830 164 Diámetro nominal (pulg.) 8 8 8 8 8 8 8 8 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 Designación Diámetro externo (pulg.) Peso (lbs/pie) Espesor de pared (pulg.) Diámetro interno (pulg.) XS XS XXS XXS XXS XXS XXS XXS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS XS 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 8 5/8 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 10 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 12 3/4 38.30 43.39 48.40 53.40 60.71 63.08 67.76 72.42 17.65 21.21 24.63 28.04 31.20 34.24 38.23 40.48 48.24 54.74 61.15 67.58 77.03 80.10 86.18 92.28 98.30 104.13 23.11 25.22 29.31 33.38 37.42 41.45 43.77 45.58 49.56 57.59 65.42 73.12 80.93 88.63 96.12 103.53 110.97 118.3 0.438 0.500 0.562 0.625 0.719 0.750 0.812 0.875 0.156 0.188 0.219 0.250 0.279 0.307 0.344 0.365 0.438 0.500 0.562 0.625 0.719 0.750 0.812 0.875 0.938 1.000 0.172 0.188 0.219 0.250 0.281 0.312 0.330 0.344 0.375 0.438 0.500 0.562 0.625 0.688 0.750 0.812 0.875 0.938 7.749 7.625 7.501 7.375 7.187 7.125 7.001 6.875 10.438 10.374 10.312 10.250 10.192 10.136 10.062 10.020 9.874 9.750 9.626 9.500 9.312 9.250 9.126 9.000 8.874 8.750 12.406 12.374 12.312 12.250 12.188 12.126 12.090 12.062 12.000 11.874 11.750 11.626 11.500 11.374 11.250 11.126 11.000 10.874 Prueba de presión, mín. Grado A Grado Std B Std (psi) (psi) 1830 2130 2090 2430 2350 2740 2610 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 520 610 630 730 730 860 840 980 930 1090 1030 1200 1150 1340 1220 1430 1470 1710 1670 1950 1880 2200 2090 2440 2410 2800 2510 2800 2720 2800 2800 2800 2800 2800 2800 2800 490 570 530 620 620 720 710 820 790 930 880 1030 930 1090 970 1130 1060 1240 1240 1440 1410 1650 1590 1850 1760 2060 1940 2270 2120 2470 2290 2670 2470 2800 2650 2800 165 Anexo 4; Rugosidad relativa de los materiales de las tuberías 166 Anexo 5; Factor de fricción para flujo en régimen de turbulencia total 167 Anexo 6; Velocidad en líneas de líquido 168 Anexo 7; Caídas de presión en líneas de líquido 169 Anexo 8; Clases Presión – Temperatura (Norma ASME B16.5) 170 Anexo 9; ANSI Dimensiones de Bridas ANSI Clase 150 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 3.50 1.38 0.44 2.38 4 0.6 3.88 1.69 0.50 2.75 4 0.62 4.25 2.00 0.56 3.12 4 0.62 5.00 2.88 0.69 3.88 4 0.62 6.00 3.62 0.75 4.62 4 0.75 7.00 4.12 0.88 5.50 4 0.75 7.50 5.00 0.94 6.00 4 0.75 9.00 6.19 0.94 7.50 8 0.75 11.00 8.50 1.00 9.50 8 0.88 13.50 10.62 1.12 11.75 8 0.88 16.00 2.75 1.19 14.25 12 1.00 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 3.75 1.38 0.56 2.62 4 0.62 4.62 1.69 0.62 3.25 4 0.75 4.88 2.00 0.69 3.50 4 0.75 6.12 2.88 0.81 4.50 4 0.88 6.50 3.62 0.88 5.00 8 0.75 7.50 4.12 1.00 5.88 8 0.88 8.25 5.00 1.12 6.62 8 0.88 10.0 6.19 1.25 7.88 8 0.88 12.50 8.50 1.44 10.62 12 0.88 15.00 10.62 1.62 13.00 12 1.00 17.50 12.75 1.88 15.25 16 1.12 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 3.75 1.38 0.56 2.62 4 0.62 4.62 1.69 0.62 3.25 4 0.75 4.88 2.00 0.69 3.50 4 0.75 6.12 2.88 0.88 4.50 4 0.88 6.50 3.62 1.00 5.00 8 0.75 7.50 4.12 1.12 5.88 8 0.88 8.25 5.00 1.25 6.62 8 0.88 10.75 6.19 1.50 8.50 8 1.00 14.0 8.50 1.88 11.5 12 1.12 16.50 10.62 2.19 13.75 12 1.25 20.00 12.75 2.50 17.00 16 1.38 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 4.75 1.38 0.88 3.25 4 0.88 5.12 1.69 1.00 3.50 4 0.88 5.88 2.00 1.12 4.00 4 1.00 7.00 2.88 1.25 4.88 4 1.12 8.50 3.62 1.50 6.50 8 1.00 9.62 4.12 1.62 7.50 8 1.12 9.50 5.00 1.50 7.50 8 1.00 11.50 6.19 1.75 9.25 8 1.25 15.0 8.50 2.19 12.5 12 1.25 18.50 10.62 2.50 15.50 12 1.50 21.50 12.75 2.75 18.50 16 1.50 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 4.75 1.38 0.88 3.25 4 0.88 5.12 1.69 1.00 3.50 4 0.88 5.88 2.00 1.12 4.00 4 1.00 7.00 2.88 1.25 4.88 4 1.12 8.50 3.62 1.50 6.50 8 1.00 9.62 4.12 1.62 7.50 8 1.12 10.5 5.00 1.88 8.00 8 1.25 12.25 6.19 2.12 9.50 8 1.38 15.5 8.50 3.25 12.5 12 1.50 19.00 10.62 3.62 15.50 12 1.75 23.00 12.75 4.25 19.00 12 2.00 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10 5.25 1.38 1.19 3.50 4 0.88 5.50 1.69 1.25 3.75 4 0.88 6.25 2.00 1.38 4.25 4 1.00 8.00 2.88 1.75 5.75 4 1.25 9.25 3.62 2.00 6.75 8 1.12 10.50 4.12 2.25 7.75 8 1.25 12.0 5.00 2.62 9.00 8 1.38 14.00 6.19 3.00 10.75 8 1.62 19.0 8.50 4.25 14.5 8 2.12 21.75 10.62 5.00 17.25 12 2.12 26.50 12.75 6.50 21.25 12 2.62 ANSI Clase 300 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno ANSI Clase 600 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno ANSI Clase 900 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno ANSI Clase 1500 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno ANSI Clase 2500 Tamaño nominal de tubería Diámetro de brida Diámetro cara levantada Espesor de brida, mín. Diám. Perno del círculo Número de pernos Diám. Orificio de perno 171 Anexo 10; Válvulas de alivio pilotadas Anexo 10.1; Válvulas de alivio pilotadas orificio “H” (Área efectiva de orificio = 0.785 plg2) 172 Anexo 10.2; Válvulas de alivio pilotadas, orificio “J” (Área efectiva de orificio = 1.287 plg2) 173 Anexo 10.3; Válvulas de alivio pilotadas, orificio “K” (Área efectiva de orificio = 1.838 plg2) 174 Anexo 11; Viscosidad del agua y de líquidos derivados del petróleo 175 Anexo 12; Propiedades pseudo-críticas de gases naturales como función de la gravedad específica (Brown) 176 Anexo 13; Factor de compresibilidad del gas 177 Anexo 14; Viscosidad de gases naturales a 1 atmósfera de presión 178 Anexo 15; Viscosidad de gases naturales corregida por presión .I. S.C A MB BO SO CE AC A RIT GA Y = 10012552.15N X = 292137.72E CO Y = 10012522.42N X = 292045.05E TA SE S CA ERA U NG MA 10012547.12 292094.26 EL AD CIN OR OFI ERAD OP Y = 10012576.84N X = 292153.40E TK. A U AG PISCI NAS DE REC ICLAJE X = 292219.94E Y = 10012657.09E X = 292195.92E Y = 10012639.67N R BE RU SC DRENAJE ES ON LM PU S RE SO RE S M P GA CO DE S RE DO RA DRENAJE RO DE LIN PA SE RO DE LIN S OLD NIF MA LIN RO DE A CIN DA PIS E NA LL RE OD POZ OS CH ESE ED OR LECT RECO UAS DE AG LA AL M PR DE OC DE ES SE AD CH OR O S RO DE L RO NT LEVANTAMIENTO DE LA ESTACIÓN ESTACION LAGO NORTE LIN E DE ND GA DE ACIO S BO IFIC HO EC AS CL DES 179 Anexo 16; Levantamiento de la Estación Norte DIAGRAMA DE PRODUCION DE PETROLEO ISOMETRIA LINEAS Y SEPARADORES ESTACION LAGO NORTE 180 Anexo 17; Isometría líneas de crudo y separadores 181 10.9123 ISOMETRIA LINEAS DE GAS Y SEPARADORES ESTACION LAGO NORTE Anexo 18; Isometría líneas de gas y separadores BO MB AS HO D I PS A RG CA S E 00 40 RI ZO NT AL ES SU CC IÒ N SC AR GA ON CI OP DE SI 0P 12 LAGO NORTE DETALLE PULMON S BA FILIAL DE PETROECUADOR M BO 182 Anexo 19; Detalle pulmón, Bombeo Hidráulico ON PULM BO MB AS D EDO TORP E SU RE DA CCI ON TO RP ED OD ED ES CA RG A BAS BOM " Ø8 STE BOO R Ø8 " TO RP ED OD ES UC CIO N Ø8 " TANQUE DE REINYECCIÓN DE AGUA PETROPRODUCCION INYECTOR DE AGUA DE FORMACION CONTIENE SCH 80 Ø 8 5/8" x 0.500 WT. 43.39 Lbs./Ft SEAMLESS. API 5L GRADO x 52 INYECTOR DE AGUA DE FORMACION 183 Anexo 20; Reinyector de agua de formación ESTACION LAGO NORTE ISOMETRIA LÍNEAS Y SEPARADORES ESTACION LAGO NORTE 184 Anexo 21; Isometría Líneas de crudo y separadores 185 Anexo 22; Fotografías y símbolos de válvulas Válvula de compuerta Válvula check Válvula de globo Válvula de alivio Válvula macho Válvula de bola Válvula de diafragma Válvula de mariposa 186 Anexo 23; Fotografías de accesorios de tubería Codo de 90º Codo de 45º Reductores concéntricos Sockolet T reductora Nipple T no reductora Weldolet Threadolet Reductor exéntrico 187 Anexo 24; Fotografías de la estación Lago Norte Múltiple Separadores Tanque de surgencia Tanque de lavado 188 Tanque agua de formación Bombas booster Balancín (Bombeo Mecánico) Scrubber
