ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS T

UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO
CURSO ESPECIAL DE GRADO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL.
NUEVAS TECNOLOGIAS.
REALIZADO POR:
ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL
MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL
Monografía de Investigación, en Modalidad Curso Especial de Grado,
presentado ante la Universidad de Oriente para obtener el título de:
INGENIERO DE PETRÓLEO.
MATURÍN, MAYO 2016
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO
CURSO ESPECIAL DE GRADO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS
TECNOLOGIAS.
REALIZADO POR:
ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL C.I: 20403294
MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL C.I: 20421051
REVISADO POR:
______________________________
ING. MSc. RUBEN VEGAS
Asesor académico
MATURÍN, MAYO 2016
ii
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO
CURSO ESPECIAL DE GRADO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS
TECNOLOGIAS.
REALIZADO POR:
ANTHONY JOSE FIGUEROA RENGEL C.I: 20403294
MAGBI NOHELI FLORES CARVAJAL C.I: 20421051
APROBADO POR:
__________________________
__________________________
ING. MSc. RUBEN VEGAS
ING. MIGUEL FLORES
ASESOR ACADEMICO
JURADO
__________________________
__________________________
ING. MSc. PEDRO TINEO
ING. MSc. TOMAS MARIN
JURADO
JURADO
MATURÍN, MAYO 2016
iii
RESOLUCIÓN
De acuerdo al Artículo 41 del reglamento de Trabajos de Grado: “Los
Trabajos de Grado son de la exclusiva propiedad de la Universidad de Oriente,
y sólo podrán ser utilizados a otros fines con el consentimiento del Consejo de
Núcleo respectivo, quién deberá participarlo previamente al Consejo
Universitario, para su autorización”
iv
DEDICATORIA
Mi tesis se la dedico a mi madre por su sacrificio y esfuerzo para
apoyarme en mi meta de alcanzar una carrera Universitaria, gracias por creer
en mí y en mi capacidades.
Figueroa Anthony
v
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme sabiduría para realizar mis estudios Universitarios y
cuidarme en todo momento.
A mi madre Isenia Rengel y su esposo José Viloria por apoyarme en todos los
aspectos de mi vida.
A mi padre Ramón Figueroa.
A mi Amiga Amarilys por ayudarme a tener la dicha de poder estudiar en la
Universidad de Oriente y estar pendiente de mí en ella.
A mis hermanos, tíos, primos y amigos por su apoyo en todo momento. En
especial a mis tías Ismenia, Virginia, Erika y mis tíos Armando y Héctor porque
siempre estuvieron muy pendiente de mí.
A mi compañera de tesis Magbi Flores y su familia por su apoyo.
A mis compañeros de áreas de grado que contribuyeron por su colaboración
en esta etapa de mi estudios.
Al tutor académico Rubén Vegas, por su colaboración y buena disposición en
la asesoría de este trabajo.
A la Universidad de Oriente y a los profesores.
Figueroa Anthony
vi
DEDICATORIA
Le dedico este logro a Dios en primer lugar por estar conmigo en todo
momento, a mi hermana Kharla Flores como prueba de que con perseverancia
y confiando en dios se puede alcanzar cualquier meta por difícil que parezca
y
a todos aquellos que requieran de este trabajo para sus estudios y
desarrollar trabajos de investigación.
Flores Magbi
vii
AGRADECIMIENTO
A Dios por darme la Bendición de realizar estudios universitarios.
A mis padres, mi tía Lilisbeth y Pedro Álvarez por su apoyo.
A mis hermanos, abuelas, tíos y primos porque siempre me alentaron.
A mi compañero de tesis Anthony Figueroa y su familia por su apoyo. Gracias
Anthony por acompañarme en todo momento y alentarme para alcanzar este
logro, por tu paciencia, por ser mi amigo y parte de mi vida.
A mis amigas Osmelys V, Patricia S, Yessica G, Yisbelis M y compañeros de
áreas de grado que contribuyeron en cada uno de mis progresos.
Al tutor académico Rubén Vegas, por los aportes metodológicos y técnicos
para la estructuración de este proyecto.
A la Universidad de Oriente por permitirme formarme como profesional en sus
aulas.
A los profesores por compartir conmigo sus conocimientos y experiencias
profesionales.
Flores Magbi
viii
INDICE GENERAL
RESOLUCIÓN ............................................................................................... iv
DEDICATORIA ............................................................................................... v
AGRADECIMIENTO ...................................................................................... vi
INDICE GENERAL ........................................................................................ ix
LISTA DE GRAFICAS ................................................................................... xi
LISTA DE FIGURAS .................................................................................... xii
LISTA DE TABLAS ..................................................................................... xiv
RESUMEN .................................................................................................... xv
INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
CAPÍTULO I.................................................................................................... 2
EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES .................................................. 2
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ...................................................... 2
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN ..................................................... 3
1.2.1 Objetivo General ............................................................................ 3
1.2.2 Objetivos específicos ..................................................................... 4
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN............................................... 4
CAPITULO II................................................................................................... 6
MARCO TEORICO ......................................................................................... 6
2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN............................................. 6
2.2 BASES TEÓRICAS ................................................................................... 8
2.2.1 Almacenamiento de gas natural. ................................................... 8
ix
2.2.1.1 Almacenamiento subterráneo del gas natural. ............... 8
2.2.1.2 Almacenamiento de gas en superficie. ........................ 13
2.2.2 Normas técnicas y requerimientos que regulan el almacenamiento
del gas natural. ............................................................................ 20
2.2.2.1 Legislación aplicable almacenamiento de gases ......... 21
2.3 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS................................................. 26
CAPITULO III................................................................................................ 29
DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS. ........................................................ 29
3.1 Descripción las diferentes formas de almacenamiento del gas natural. . 29
3.1.1 Almacenamiento subterráneo. ..................................................... 29
3.1.1.1 Yacimientos agotados de crudo/gas. ........................... 29
3.1.1.2 Acuíferos. ..................................................................... 32
3.1.1.3 Cavernas de Sal. ......................................................... 35
3.1.1.4 Cavernas de roca dura. ............................................... 40
3.1.2 Almacenamiento en superficie..................................................... 42
3.1.2.1 Tanques de almacenamiento de gas Natural Comprimido
(GNC) ............................................................................ 42
3.1.2.2 Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado
(GNL). ........................................................................... 46
3.1.2.3 Tanques de almacenamiento de gas Licuado De
Petróleo. ........................................................................ 53
3.2
EXPLICACIÓN
DEL
DISEÑO
PARA
UN
TANQUE
DE
ALMACENAMIENTO DE GAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA. .... 60
3.2.1 Diseño general. ........................................................................... 61
x
3.2.2 Diseño de tanques de almacenamiento. ..................................... 61
3.2.2.1 Pasos para diseñar una esfera presurizada. ............... 63
3.2.2.2 Cálculos necesarios en el diseño de recipientes esféricos
sujetos a presión. .......................................................... 64
3.3
INDAGACIÓN
SOBRE
LAS
NUEVAS
TECNOLOGÍAS
EN
EL
ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL........................................ 66
3.3.1 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento subterráneo del
gas natural. .................................................................................. 66
3.3.2 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento en superficie del
gas natural. .................................................................................. 67
CAPITULO IV ............................................................................................... 68
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES................................................ 68
4.1 CONCLUSIONES ................................................................................... 68
4.2 RECOMENDACIONES ........................................................................... 68
REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS ............................................................ 70
APÉNDICE ................................................................................................... 72
LISTA DE GRAFICAS
Grafica 2.1: Distribución de volúmenes de gas de trabajo por tipo de unidad de
almacenamiento en el mundo. ........................................................... 11
Grafica 3.1: Yacimientos agotados como unidades de almacenamiento del gas
natural. ............................................................................................... 32
Grafica 3.2: Acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de gas
por el país........................................................................................... 34
xi
Grafico 3.3: Cavernas de sal adecuadas como unidades de almacenamiento
de gas natural por país. ...................................................................... 40
LISTA DE FIGURAS
Fig. 2.1: Clasificación de tipos de almacenamiento de gas natural en el
subsuelo. .............................................................................................. 9
Fig. 2.2: Relación entre el volumen almacenado y la presión en un yacimiento
de gas................................................................................................. 11
Fig. 2.3: Esquema de inyección de una facilidad de almacenamiento
subterráneo. ....................................................................................... 12
Fig. 2.4: Clasificación de los tanques de almacenamiento. .......................... 17
Fig. 2.5: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural
comprimido (GNC). ............................................................................ 19
Fig.2.6: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural licuado
(GNL).................................................................................................. 19
Fig. 2.7: Clasificación de los tanque de gas licuado de petróleo (GNL). ....... 20
Fig. 3.1: Diagrama que muestra a un domo de sal entre capas geológicas. 35
Fig. 3.2: Detalle que ilustra la forma y dimensión de los domos de sal. ........ 36
Fig. 3.3: Construcción de una caverna de sal. .............................................. 39
Fig. 3.4: Depósito de acero. .......................................................................... 43
Fig. 3.5: Depósitos de plástico reforzado con fibra de carbono. ................... 44
Fig. 3.6: Depósito de gas natural en el Golf Bi Fuel. ..................................... 44
Fig. 3.7: Variación del volumen almacenado en función del tiempo en un
sistema integrado. .............................................................................. 45
xii
Fig. 3.8: Gasoducto....................................................................................... 46
Fig. 3.9: Tanque de almacenamiento esferico. ............................................. 47
Fig. 3.10: Tanque exterior de hormigón pretensado. .................................... 48
Fig. 3.11: Estructura interna y externa del tanque de gas natural licuado. ... 49
Fig. 3.12: Tanque de contención sencilla. ..................................................... 49
Fig. 3.13: Tanques de contención completa. ................................................ 50
Fig. 3.14: Tanqueros de gas natural licuado. ................................................ 51
Fig. 3.15: Buque con tanque de almacenamiento esférico. .......................... 52
Fig. 3.16: Buque de gas natural licuado tipo membrana. .............................. 52
Fig. 3.17: El Barco Tanque Bucklaw, de 1.200 m3, construido en 1971. ...... 53
Fig. 3.18: Cilindro Tipo I. ............................................................................... 54
Fig. 3.19: Cilindro Tipo II. .............................................................................. 54
Fig. 3.20: Bombonas de Gas. ....................................................................... 56
Fig. 3.21: Casquete semielíptico ................................................................... 57
Fig. 3.22: Casquete toriesférico .................................................................... 57
Fig. 3.23: Casquete semiesférico.................................................................. 57
Fig. 3.24: Cigarros. ....................................................................................... 58
Fig. 3.25: Camión cisterna de Gas................................................................ 59
Fig. 3.26: Señalización de que la unidad está transportando Gas Licuado de
Petróleo (GLP). .................................................................................. 59
Fig. 3.27: Flujograma del procedimiento de diseño para recipientes a presión.
........................................................................................................... 62
Fig. 3.28: Flujograma de los pasos para diseñar un recipiente a presión. .... 63
xiii
Fig. 3.29: Esfuerzos principales en esferas presurizadas. ............................ 64
LISTA DE TABLAS
Tabla 3.1: Datos de entrada para obtener los parámetros de diseño de un
tanque esférico de almacenamiento. .................................................. 64
Tabla 3.2: Datos necesarios para los cálculos del diseño del tanque esférico
para almacenamiento de gas natural licuado. .................................... 65
Tabla 3.3: Resultados obtenidos por la hoja de cálculo. ............................... 65
xiv
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERIA DE PETRÓLEO
CURSO ESPESIAL DE GRADO
MATURÍN/ MONAGAS/ VENEZUELA
ESTUDIO DEL ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL. NUEVAS
TECNOLOGIAS.
REALIZADO POR:
Anthony José Figueroa Rengel C.I: 20403294
Magbi Noheli Flores Carvajal C.I: 20421051
ASESOR:
Ing. Ruben Vegas
RESUMEN
El almacenamiento de gas natural consiste en recibir y guardar el gas, este
se puede efectuar en subterráneo o en superficie, el primero se basa en
almacenar el gas en yacimiento agotado de crudo o gas, acuíferos convertidos,
cavernas de sal, cavernas de roca dura y minas de carbón. El segundo se basa
en almacenar el gas en forma de gas natural licuado (GNL) o comprimido (GNC)
en tanques. Otra forma de almacenamiento del gas natural en superficie es en
gasoductos (tuberías especiales). El almacenamiento es un sistema de respaldo
para el suministro, que permita garantizar el abastecimiento de gas natural a los
usuarios ante necesidades energéticas futuras, además algunos tanques de
almacenamiento son acoplados a embarcaciones o vehículos con el fin de
transportar gas natural para su comercialización. Se definieron los aspectos
técnicos y condiciones de operación para el almacenamiento de gas natural
subterráneo y en superficie, además se describen las nuevas tecnologías
aplicadas a dichas operaciones. La metodología del trabajo consistió en recopilar
y analizar la información existente de fuentes confiables de la República
Bolivariana de Venezuela y países donde se ha implementado estas alternativas
para el almacenamiento de gas natural, seguidamente depurar la información
requerida y así desarrollar los objetivos planteados.
Palabras clave: gas natural, almacenamiento subterráneo, almacenamiento en
superficie, Nuevas tecnologías.
xv
INTRODUCCIÓN
El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de
hidrocarburos paranínficos, denominados Alcanos. El componente principal
del gas natural es el Metano (55 y 98 % molar). Contiene también, Etano,
Propano, Butano y componentes más pesados en proporciones menores y
decrecientes. Además de cantidades menores de gases inorgánicos como el
Nitrógeno, Dióxido de Carbono, Sulfuro de Hidrógeno, Monóxido de Carbono,
Oxígeno, Vapor de Agua, etc. (Pino, 2005). Venezuela cuenta con 147 billones
de pies cúbicos (BPC) de gas en reservas probadas, además posee recursos
entre 40 y 60 BPC por confirmar. (Petróleo de Venezuela S.A), sin embargo
no cuenta con la tecnología necesaria para su manejo y utilización por lo tanto
se ha visto en la necesidad de quemar parte del gas producido para mantener
la seguridad en el proceso. Esta quema de gas implica daños ambientales y
pérdidas de divisas que se podrían obtener de su comercialización.
Para evitar el desperdicio de este importante recurso energético se han
desarrollado métodos de almacenamiento que permiten preservar el gas hasta
que sea necesaria su utilización. En los cuales se encuentran: El
almacenamiento subterráneo (en formaciones geológicas que cumplan las
condiciones de porosidad y permeabilidad requeridas para almacenar gas) y
el almacenamiento en superficie (en tanques aptos para albergar gas y para
las importaciones de gas en forma de gas natural licuado). Otra forma de
almacenamiento del gas natural es en gasoductos (tuberías especiales), estas
dos últimas representan
parte de las innovaciones tecnológicas en el
almacenamiento de gas. Todos estos posesos cuentan con una legislación
que busca garantizar la seguridad en el almacenamiento del gas natural.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA Y SUS GENERALIDADES
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Según cifras oficiales de Petróleo de Venezuela S.A (PDVSA) en su
página Web, Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15
Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre
40 y 60 BPC por confirmar. Dichas cifras representan el primer lugar de
América Latina, la novena a escala mundial y la séptima respecto a los países
que integran la OPEP. Sin embargo en la referida página también se expresa
que la producción de gas en Venezuela está íntimamente ligada a la
producción de petróleo, debido a que las reservas probadas de gas natural
corresponden en un 91% al gas natural asociado, y el 9% de Gas natural no
asociado. Asimismo, Kurarenews (2012) expresa:
“El hecho es, que es público y notorio como se vienen produciendo
los diferentes campos Petroleros en el Oriente del País, con una
gran producción de Gas, sin tener la infraestructura necesaria para
recolectar este gran volumen de Gas, donde sobrepasa los 500
Millones de Pies Cúbicos por día (MMPCGD), generando miles de
toneladas de CO2, grandes cantidades de sulfuraos y Compuestos
Oxigenados del Nitrógeno (H2S y NOx), causando daños al Medio
Ambiente, y quizás lo más grave de todo, que no lo podemos
observar, pero científicamente sabemos que está sucediendo, un
daño irreversible a los yacimientos, originando con esta mala praxis,
la imposibilidad de extraer millones y millones de barriles de crudo,
que con las tecnologías existentes, es imposible recuperarlos del
subsuelo.”
2
Con respecto al gas quemado o venteado, el referido autor establece un
estimado del gas venteado (500 MMPCD) en el oriente del país equivalente
en dólares de doce mil quinientos noventa millones de dólares de EE.UU
(12.590.000.000,00 $) para el año 2012. En tal sentido, el consumo del gas
natural que se produce conjuntamente con el petróleo, se ve limitado dentro
del mercado de consumo interno venezolano, dado que los programas donde
se pueden utilizar los excedentes son recuperación secundaria, combustible
vehicular, industria química, industria petroquímica, uso doméstico, entre
otros. No obstante en el país los mismos Son deficientes o no existen. Lo que
conlleva a un desperdicio del mismo quemándolo para evitar la presurización
de las líneas de producción y así prevenir accidentes.
Por lo tanto es importante desarrollar proyectos de almacenamiento del
gas natural para su conservación en vista de una utilización futura (hasta que
se tenga las infraestructuras necesarias para su manejo), además del
establecimiento de la industria del gas natural licuado, que facilite el transporte
del gas para su comercialización. Llevar a cabo lo anteriormente mencionado
requiere del estudio de los métodos, Normas de Seguridad, las Normas
técnicas y requerimientos en
almacenamiento del gas, además de los
parámetros que influyen en el diseño de un tanque de almacenamiento de
gas.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 Objetivo General
Estudiar el almacenamiento del Gas Natural y las nuevas tecnologías.
3
1.2.2 Objetivos específicos
 Describir las diferentes formas de almacenamiento del gas natural.
 Explicar los criterios de diseño para un tanque de almacenamiento de gas
en la industria petrolera.
 Indagar referente a las nuevas tecnologías utilizadas en el almacenamiento
del gas natural
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
El gas ha pasado a ocupar un importante espacio en el escenario
energético mundial, con un crecimiento continuo de la demanda. Venezuela
está considerada como una de las naciones más importantes como potencial
suplidor de energía gasífera por sus cuantiosas reservas de gas (147 billones
de pies cúbicos (BPC) de gas en reservas probadas, además posee recursos
entre 40 y 60 BPC por confirmar), su ventajosa posición geográfica e
importancia geopolítica, constituyendo uno de los cinco grandes polos de
atracción gasífera del mundo: Rusia, Medio Oriente, Norte de África,
Norteamérica y Venezuela, conjuntamente con Trinidad y Bolivia, en
Suramérica (PDVSA, 2005).
El gas natural representa hoy en día una de las principales fuentes
energéticas al ser considerado una energía limpia y más económico
comparado con otros combustibles como la gasolina y el carbón, además de
poseer un alto poder calorífico, razón por la cual, muchos países han utilizado
este recurso como fuente principal de energía para su desarrollo, lo que lo
4
hace competitivo en el mercado mundial, todo esto indica una pérdida de
divisas que pueden ser empleadas en el mejoramiento de la calidad de vida
de los venezolanos.(Pino 2005).
Venezuela ocupa el primer lugar entre los países con mayores reservas
petroleras, con un total de 316 millones de barriles, de los cuales 235 millones
de barriles de petróleo
pertenecen a las reservas existentes en la Faja
Petrolífera del Orinoco (crudo pesado y extra-pesado), (PDVSA 2005). La
industria de los hidrocarburos en Venezuela en los últimos año ha enfocado
su esfuerzo en la producción de estos crudo, sin embargo esta resulta más
costosa en comparación con la del gas, ya que este se produce de manera
natural (por expansión, aproximadamente 90%) por lo que no requiere de
métodos de levantamiento artificial como en el caso de los crudo pesado y
extra-pesado. Basados en lo expuesto anteriormente, surge la necesidad de
conocer y evaluar los procesos y factores que inciden en la comercialización
del gas natural, como son: el transporte, almacenamiento y distribución del
mismo; en el presente trabajo se hará énfasis en el almacenamiento del gas.
Es importante conocer la forma de almacenar dicho fluido bajo
condiciones seguras desde el punto técnico y operativo para su reserva o con
el fin de garantizar el traslado del gas de una manera eficiente a los lugares
de destino. Lo que confirma la gran importancia de este tipo de trabajos como
material de referencia para estudios más profundos.
5
CAPITULO II
MARCO TEORICO
2.1 ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
González, C. y Rondón E. (2000). Desarrollaron su trabajo de
investigación titulado “Tecnología para el almacenamiento de gas natural
a gran escala”; para presentarlo en la convención XIV Internacional de gas
de la asociación Venezolana de procesadores de Gas (AVPG CaracasVenezuela). En su investigación se presenta un estado del arte de las
principales tecnologías que existen para el almacenamiento de gas natural a
gran escala. Se exponen sus características, la experiencia a escala mundial
y las tendencias tecnológicas que se perfilan para los próximos años en esta
área del negocio del gas natural. Como conclusión se obtuvo que cada tipo de
yacimiento tiene características particulares en cuanto a porosidad,
permeabilidad, volumen de gas de trabajo, gas base requerido, etc.; que
determinan la cantidad de gas almacenado y la velocidad con la cual este
puede ser entregado. En general de los tres tipos de yacimientos, las cavernas
de sal son las que ofrecen las mayores ventajas comparativas pero
lamentablemente no son muy abundantes. De este documento se sustrajo la
información correspondiente a los tipos de almacenamiento subterráneos
(características, procesos involucrados, ventajas y desventajas, entre otros),
además de la información sobre las tendencias tecnológicas.
Bayeh, C. y Suniaga, D. (2010). Desarrollaron su trabajo de grado
titulado “Evaluación de las formas de almacenamiento y transporte del
gas Natural Licuado (GNL)”; para optar por el título de Ingeniero Químico en
la Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui. En su estudio se realizó una
6
descripción del sistema del gas natural licuado (GNL), gas natural compuesto
por metano y trazas de componentes más pesados, donde la cadena de
procesamiento se estudió desde su extracción del yacimiento; tratamiento que
para este caso se requirió de endulzamiento utilizándose el simulador HYSYS
3.2; licuefacción que consiste en llevarlo a una temperatura aproximada de 161 °C; transporte del GNL en buques especializados para su entrega a los
mercados; almacenamiento donde se utilizan tanques para mantener las
condiciones de temperatura criogénica; regasificación para el cambio de fase
a las condiciones iniciales del gas y distribución a los centros de
comercialización; para ello se simularon las envolventes de fase en cada una
de las etapas antes mencionadas de dicho gas siguiendo las especificaciones
de mezclas estándar internacional, evaluando así el tipo de almacenamiento y
transporte requeridos para estas condiciones extremas y comparar las
diferencias que existen entre ellos. Donde se concluye que para el gas natural
licuado (GNL) a sus condiciones de almacenamiento se utilizan tanques de
contención sencilla y doble, y tanques semi-presurizados. De este documento
se obtuvieron como aporte la descripción de los diferentes tipos de tanques de
almacenamiento de gas natural licuado (GNL).
Romero, B. y Fermin, K. (2010). Desarrollaron su trabajo de grado
titulado “Evaluación de los criterios de diseño y configuración estructural
de recipientes a presión”; para optar el título de Ingeniero Químico en la
Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui. En su estudio se realizó la
evaluación de los criterios de diseño y configuración estructural de recipientes
a presión. Se realizó mediante la identificación de los diferentes tipos de
recipientes a presión, de acuerdo a su función como recipientes de proceso,
almacenamiento y transporte. Se especificaron las características de diseño
como el espesor de pared, margen de corrosión admisible, máximo esfuerzo
admisible y otros; según el Código ASME para Calderas y Recipientes a
7
Presión, Sección VIII, División 1. A su vez, se explican los cálculos necesarios
en el diseño de recipientes cilíndricos y esféricos, sujetos a presión y se
ilustran los pasos para diseñar una esfera presurizada para el almacenamiento
de cien mil barriles de propano a una presión de 339,7psia, para la cual se
obtuvo un diámetro de 48ft y un espesor de pared de 1,25 in. Asimismo, se
estudiaron las pruebas hidrostática, neumática y elástica que se requieren
aplicar a los recipientes a presión una vez fabricados para su certificación y se
obtuvo que la prueba hidrostática es la más recomendable para certificar un
recipiente a presión. Finalmente, se debe acotar que el principal criterio que
debe prevalecer durante el diseño de recipientes a presión, es la seguridad del
mismo. Aporto a nuestra investigación los criterios y cálculo matemático para
el diseño de un recipiente de alta presión (Esférico).
2.2 BASES TEÓRICAS
2.2.1 Almacenamiento de gas natural.
El almacenamiento de gas natural hace referencia a un acto mediante el
cual se recibe y guarda el gas natural con el fin de poder luego recurrir a él en
el caso que sea necesario. El gas natural se puede almacenar tanto en el
subsuelo como en la superficie a través de distintos métodos. (González,
2000)
2.2.1.1 Almacenamiento subterráneo del gas natural.
Para el almacenamiento subterráneo de gas se emplean diferentes
formaciones geológicas tales como yacimientos agotados de crudo/gas,
acuíferos convertidos, cavernas de sal, cavernas de roca dura y minas de
carbón. Tales formaciones son diferentes en su construcción y modos de
8
operación. Los más utilizados son los yacimientos agotados debido a su gran
abundancia. Los domos de sal son los que reúnen las mayores ventajas
técnicas pero no son muy abundantes.
En la figura 2.1 se muestra los diferentes tipos de almacenamiento del
gas natural en el subsuelo más utilizados como:
Fig. 2.1: Clasificación de tipos de almacenamiento de gas natural en el
subsuelo.
Este tipo de almacenamiento se emplea para muy elevados volúmenes
de gas natural, existiendo instalaciones con capacidades comprendidas entre
1 y 150 billones de pies cúbicos de gas (10 9 pie cubico estándar). El
almacenamiento subterráneo no solo se ha aplicado para almacenar gas
natural sino también para crudo y gas licuado del petróleo (GLP).
Entre los aspectos más importantes a considerar durante la instalación
y operación de este tipo de instalaciones, tendientes a la minimización de
costos, se encuentran:
9
-
Optimización del rango de presión disponible Pmax/Pmin.
-
Dimensionamiento de las cavernas tomando en consideración las
condiciones geológicas con respecto a la ganancia máxima de la cavidad.
-
Optimización del proceso en forma global con respecto a la máxima
capacidad de almacenamiento de gas y la capacidad de retiro.
El inventario de gas existente dentro de una caverna es considerado en
dos partes: “gas base “y “gas de trabajo”. Tal como se muestra en la figura 2.2.
La selección del nivel del gas base es una decisión económica producto de un
análisis del régimen de consumo, flujo máximo requerido, numero de pozos y
potencia al ser instalada.
En los yacimientos de gas y crudo, la “presión de descubrimiento” (figura
2.2, página 23) es aquella presión que existe en el yacimiento al momento de
inicial la explotación. El uso de presiones sobre la presión de descubrimiento,
brinda volumen adicional por encima del volumen original de gas existente en
el yacimiento. Esta práctica ha demostrado buenos beneficios económicos.
Por su parte el “gas nativo” es aquel gas que todavía permanece en el
yacimiento una vez que la producción cesa por razones económicas y que se
encuentra en la formación al momento de iniciar la conversión del yacimiento.
La grafica 2.1 muestra la distribución de gas de trabajo por tipo de unidad de
almacenamiento usados en el mundo. Allí se puede observar que alrededor
del 81 % del gas de trabajo usado como soporte de los sistemas de gasoductos
en el mundo corresponden a yacimientos agotados. Un 14,5 % corresponde a
acuíferos debido a su cercanía en términos geológicos a los yacimientos
agotados. El gas de trabajo proveniente de cavernas de sal corresponde a un
3,9 % del total caracterizada por altas tasas de producción y al mayor número
10
de
ciclos por año cuando es comparada. Con las otras dos alternativas,
finalmente un 0,02 % corresponden a minas abandonadas.
Fig. 2.2: Relación entre el volumen almacenado y la presión en un
yacimiento de gas.
Distribución de volumenenes de gas de trabajo por
tipo de unidad de almacenamiento en el mundo.
3,90% 0,02%
14,50%
81,60%
Yacimientos de gas agotado
Acuíferos
Cavernas de Sal
Minas Abandonadas
Grafica 2.1: Distribución de volúmenes de gas de trabajo por tipo de
unidad de almacenamiento en el mundo.
Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No.
21.
11
Cada tipo de almacenamiento tiene sus propias características físicas
(porosidad, permeabilidad, capacidad de retención) y económicas (costos de
preparación del terreno, tasa de entrega, capacidad de operación intermitente)
las cuales gobiernan su aplicabilidad.
Dependiendo de la operación de entrega, los almacenamientos son
clasificados en baja (yacimientos agotados y acuíferos) y de alta entrega
(cavernas de sal). Los primeros son utilizados para consumos estacionales
siendo llenados en aproximadamente 210 días y vaciados en 150 días. Por su
parte, los de alta entrega pueden ser llenados en 40 días o menos y vaciados
en 20 días o menos. Esto es debido a la alta permeabilidad que se tiene en los
yacimientos de sal en comparación con los agotados. A nivel de superficie los
equipos y sistemas que usualmente conforman las facilidades de almacenaje
subterráneo (ver figura 2.3) se mencionan a continuación:
Fig. 2.3: Esquema de inyección de una facilidad de almacenamiento
subterráneo.
12
a) Sistema de inyección:
-
Planta compresora o de inyección.
-
Tubería de gas.
-
Sistema de inyección de metanol y/o calentador de líneas para evitar la
formación de hidratos.
-
Válvulas reguladoras de flujo.
b) Sistema de retiro:
-
Tubería de gas.
-
Filtros separadores.
-
Unidad de deshidratación.
-
Medidores de flujo.
2.2.1.2 Almacenamiento de gas en superficie.
Es un proceso basado en recibir y mantener en depósitos (Tanques)
temporalmente el gas natural cumpliendo con las normas de almacenamiento
establecidas por los entes nacionales e internacionales de alto reconocimiento.
(Solderee, 2009)
El gas almacenado en estos depósitos es sometido a determinadas
condiciones de presión y temperatura lo que permitió que algunos autores le
dieran una clasificación.
Clasificación de los gases bajo determinadas condiciones de presión y
temperatura.
MONTOYA (2005), expresa que se puede definir a los gases como
aquellas sustancias cuya temperatura de ebullición es inferior a la
13
Temperatura ambiente. Atendiendo a su forma de almacenamiento, los gases
se pueden dividir en:
-
Gases permanentes: No se pueden licuar a temperatura ambiente.
-
Gases licuados: Se pueden licuar a temperatura ambiente.
-
Gases disueltos: Gases disueltos a presión en un disolvente, que puede
estar absorbido por un material poroso.
-
Gases permanentemente licuados: Refrigerados a temperaturas muy
bajas.
PINO (2005), expresa que en términos generales un gas licuado de
hidrocarburos, es un líquido que a condiciones normales de presión y
temperatura (presión atmosférica y temperatura ambiente), es un gas. Los
gases licuados de hidrocarburos que se manejan en Venezuela son tres:
-
Gas licuado de petróleo (G.L.P): Es una mescla de propano y butano en
estado líquido a temperatura ambiente bajo presiones inferiores a 14,06
Kg/cm2 (200psi).
-
Gas Natural licuado (G.N.L): Es un gas natural que ha sido enfriado hasta
el punto que se condensa (se transforma a estado líquido), a temperaturas
inferiores a – 160 °C, a presión atmosférica. Se reduce el volumen del gas
aproximadamente 600 veces, haciéndolo así más económico para
transportar entre continentes en embarcaciones marítimas especiales.
-
Líquidos del Gas Natural (L.G.N): Está formado etano, propano, butano
y otros compuestos hidrocarburos más pesados, son utilizados en el
mercado interno como combustible y materia prima para uso industrial,
entre ellas la industria petroquímica.
14

Técnicas para el almacenamiento y trasporte del gas natural en
superficie.
El gas natural bajo las condiciones de presión y temperatura
normalmente utilizadas para su manipulación siempre está en estado gaseoso.
Ello limita la cantidad de energía por unidad de volumen que se puede obtener
en un espacio dado para un gas determinado.
Lo anterior es uno de los factores que hace costoso el transporte del gas
natural por gasoductos cuando se compara con el transporte de otros
energéticos. En general, cuando la demanda a atender es pequeña y la
distancia de transporte es larga, los gasoductos pueden no ser la mejor opción
de transporte desde el punto de vista económico.
En tal caso pueden ser viable utilizar técnicas para aumentar la energía
almacenada por unidad de volumen del gas, tales como: gas natural
comprimido (GNC) y gas natural licuado (GNL) en ingles compressed natural
gas (CNG) y liquified natural gas (LNG).
-
Técnica del gas natural comprimido.
Según en lo establecido por la comisión de regulación de energía y gas
(CREG-048) mediante esta técnica se aumenta la presión del gas en cilindros
o tanques transportados por vehículos, el cual puede estar en estado gaseoso
o líquido, de tal forma que se incrementa la energía por unidad de volumen
reduciendo los costos unitarios de transporte. Cabe mencionar que el GNC es
la técnica utilizada para almacenar el gas natural en vehículos que utilizan
dicho energético.
15
Etapas del gas natural comprimido (GNC):
a) Compresión: Se toma el gas natural del campo de producción, de un
gasoducto de transporte o de una red de distribución y mediante
compresores se aumenta la presión del gas que se deposita en cilindros o
tanques diseñados para el caso. La presión máxima utilizada para el gas
comprimido es de 3600 psig.
b) El almacenamiento y transporte: Los cilindros o tanques se transportan
en Vehículos por carretera o vía fluvial.
c) La descompresión: Utilizando válvulas para expandir el gas se reduce la
presión y se inyecta el gas a las redes de distribución para llevarlo a los
usuarios finales.
-
Técnica de licuefacción del gas natural.
(Bayeh M. 2010) Mediante esta técnica el gas es enfriado (-160°C aprox.)
hasta convertirlo en líquido para almacenarlo en grandes recipientes
transportados por barcos. Actualmente esta tecnología es económicamente
viable para transportar grandes volúmenes (más de 250 MPCD y reservas
superiores a 2 TPC) en distancias apreciables (más de 3500 km).
Etapas del Gas natural Licuado (GNL):
a) Refrigeración/licuefacción: Es el proceso destinado a licuar el gas
natural, y se realiza en módulos de procesamiento llamados trenes donde
se elimina el calor sensible y latente del gas natural, de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presión a estado líquido a presión
atmosférica. Después de licuar el gas natural, éste es sub-enfriado antes
de ser almacenado.
16
b) Almacenamiento y transporte: Los depósitos de GNL poseen tanque
interior metálico y tanque exterior de hormigón pretensado entre los cuales
existe un material aislante a fin de minimizar la entrada de calor desde el
ambiente.
c) Regasificación: Consiste en llevar el gas natural nuevamente a su estado
gaseoso, devolviéndole el calor removido en el proceso de refrigeración.
Esto se realiza en vaporizadores que utilizan agua de mar como fluido
intercambiador y se alimentan de GNL a través de tuberías provenientes
de los grandes tanques donde es almacenado.

Clasificación de tanques de almacenamiento de gas natural.
De manera práctica se clasifica los tipos de tanques de almacenamiento
de gas natural según el tipo de gas que contenga (Pino, 2005), describiendo
el diseño y uso respectivamente.
Fig. 2.4: Clasificación de los tanques de almacenamiento.
17
-
Tanques de almacenamiento de gas natural comprimido (GNC).
De acuerdo, González (2000) expresa que son comúnmente empleados
para el almacenamiento de gas natural comprimido (GNC) en vehículos que
operan a gas (GNV). El gas es comprimido y almacenado en cilindros con
capacidades entre 200 y 600 PCS a una presión de 3000 psig.
Desde el punto de vista de la seguridad y el medioambiente son más
seguras y menos contaminantes que las gasolineras tradicionales, ya que el
GNC pesa menos que el aire, por lo que en caso de escapes éste se disipa
rápidamente en la atmósfera siendo menos probable que se produzcan
contaminaciones de suelos o atmósferas potencialmente explosivas por
acumulación de gases.
No es necesario que la estación tenga suministro directamente desde el
gaseoducto ya que es posible suministrar a la estación mediante tráileres de
botellas en lo se denomina como “gaseoducto virtual”.
-
Tanques de almacenamiento Especiales.
Tuberías de almacenamiento. Tubería que es usada especialmente
para almacenamiento y tratamiento de componentes de petróleo líquido o
líquidos con anhídrido y amoniaco para el cual deben ser diseñados y
construidos con lo acordado con algún adecuado código. (Normas ASME,
Sección VIII).
En la siguiente figura 2.5 se muestra los diferentes tanques de
almacenamiento del gas natural comprimido:
18
Fig. 2.5: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural
comprimido (GNC).
-
Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado (GNL).
Según Gonzales (2000), Hoy en día existen diversos recipientes para
almacenar este gas natural licuado, lo cual va a depender del uso que se les
va a dar y de la facilidad para su almacenamiento y transporte dependiendo
de la distancia de destino, volumen a transportar, tratamiento y uso a seguir,
consideraciones económicas, entre otras. En la siguiente figura 2.6 se muestra
los diferentes tanques de almacenamiento del gas natural licuado:
Fig.2.6: Clasificación de los tanques de almacenamiento de gas natural
licuado (GNL).
19
-
Tanques de almacenamiento de gas licuado de petróleo (GNL).
La norma venezolana COVENIN 649:1997 establece. El Gas natural
licuado de petróleo se almacena en cilindros que son envases especialmente
diseñados, construidos y autorizados para contener y transportar estos gases.
Estos cilindros se encuentran colocados de forma horizontal o vertical
dependiendo de su uso. En la figura 2.7 se muestra la clasificación de los
tanques que contienen gas licuado de petróleo.
Fig. 2.7: Clasificación de los tanque de gas licuado de petróleo (GNL).
2.2.2 Normas técnicas y requerimientos que regulan el almacenamiento
del gas natural.
En la página web de Fundación MAPFRE exponen que el campo de los
gases es muy amplio y diverso, estando presentes en el mundo industrial como
materia prima, producto intermedio, producto acabado o residuo. Sin las
medidas adecuadas de Seguridad, estas sustancias pueden dar lugar a
intoxicaciones, incendios y explosiones. Con la finalidad de prevenir estas
situaciones se han creado normas y reglamentos nacionales e internacionales
que establecen las medidas de seguridad en el diseño, construcción e
instalación de los equipos requeridos para el manejo de los gases, además de
20
las medidas de seguridad en estos ambientes de trabajo. Las características
de los almacenamientos de materias gaseosas dependen mucho de la
naturaleza y la forma de distribución de éstas. La principal documentación es
la siguiente:
-
Normas API (American Petroleum Institute).
-
ASTM American Society for Testing Materials.
-
NFPA National Fire Protection Association.
-
STI Steel Tank Institute.
-
UL Underwriters Laboratories Inc. (E.U.A.).
2.2.2.1 Legislación aplicable almacenamiento de gases
En nuestro país, comúnmente se diseña según normas API que hacen
referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las
normas de seguridad dadas por NFPA.

El Código ASME o Normas ASME (Sección VIII), Calderas y
Recipientes a Presión.
División 1 para detallar los criterios propios de cada una de ellas, entre
estos criterios se tiene: presión de diseño (del cuerpo), máxima presión de
trabajo permisible, temperatura de diseño, carga de diseño, entre otras. Las
presentes especificaciones,
que incluyen a aquellas prácticas más
ampliamente aceptadas y utilizadas, nos permitirán interpretar mejor los
procedimientos y alternativas prescriptas por la Norma al conocer de
antemano conceptos generales de diseño y de construcción, las que ahora
podrán ser fácilmente interpretadas con la simple lectura de la misma.
21
División 2 del Código, Los mismos contienen todo lo concerniente al
diseño, la fabricación y el correspondiente control. A su vez, también hacen
referencia a las fuentes de consulta sobre aspectos específicos tales como
Materiales, Soldaduras y Ensayos no Destructivos, a los que denomina
Códigos de Referencia. Estos son: Sección. II: Materiales – Sección. V:
Ensayos no Destructivos – Sección. IX: Calificación de Soldaduras, los que
también deben ser cumplidos por los Fabricantes en la medida que el Código
de Construcción invoque determinado requerimiento y remita al Código de
Referencia correspondiente.

Normas API 2510 (American Petroleum Institute).
Especificaciones técnicas para plantas de producción, refinerías y patios
de almacenamiento de hidrocarburos API 2510 – “Diseño y construcción de
instalaciones de terminales marinos de GLP, plantas de procesamiento de
GLP, refinerías, Plantas petroquímicas y patios de tanques”, API 2510A –
“Consideraciones de Protección contra incendios para el diseño y operación
de tanques de almacenamiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP)”.

Norma Venezolana COVENIN 649-1997 2da Revisión, Cilindros para
gases licuados de Petróleo (GLP).
En esta norma se contempla las características de los cilindros de acero,
con costuras, actos para el almacenaje y transporte de gases licuados de
petróleo, cuya capacidad nominal máxima sea 120 litros de agua y presiones
de diseño de 1653,6 Kpa (16,9 Kg/cm2 o 240 lb/pulg2) a 37,8 ˚C (100 ˚F).
22

Asociación Nacional de Protección contra el Fuego (NFPA Nº 704):
Especifica la manera para comunicar los riesgos de los materiales
peligrosos. Es importante para ayudar a mantener el uso seguro de productos
químicos. Se emplea para el transporte de productos envasados y a granel, y
no para el almacenamiento estacionario como tanque de Crudo, Productos,
etc.

Instrucción técnica complementaria (ITC) del Ministerio de industria y
energía (MIE) – A47 "Botellas y Botellones de Gases Comprimidos,
Licuados y Disueltos a Presión".
Expresa las especificaciones de los envases para la distribución de
gases se encuentran reflejadas en la del Reglamento de Aparatos a Presión.
Por su parte, el transporte de estos envases por carretera está sujeto a las
condiciones fijadas en el Reglamento de Transporte de Mercancías Peligrosas
por Carretera.

Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos
– D.S. N° 052–93–EM.
Establece normas y disposiciones para construir, operar y mantener
instalaciones para Almacenamiento de Hidrocarburos, sea petróleo o
derivados, en cualquiera de las etapas de la industria de los hidrocarburos, es
decir, en la explotación, en el transporte, en la refinación y en la
comercialización. Considera los hidrocarburos líquidos, gases licuados y/o
líquidos criogénicos. Establece, entre otras cosas, distancias de seguridad
entre tanques de almacenamiento a linderos o líneas de propiedad de terceros,
23
a zonas de proceso y a otros tanques, siendo la distancia mínima de los
tanques de almacenamiento de GLP de 60 metros a los linderos de la empresa
y 28 metros a las demás áreas de proceso, entre esferas se tomará como
distancia mínima la mitad del diámetro de la esfera mayor, la distancia mínima
a una edificación debe ser de 30 metros, la distancia mínima los tanques a las
bombas de GLP que toman de estos tanques es de 3 metros. Al menos un
lado de cada tanque debe ser adyacente a una vía de acceso.
El terreno alrededor de un tanque de almacenamiento de GLP deberá
tener una pendiente y un sistema de drenaje, la capacidad del área estanca
para cada esfera no deberá ser menor que el 25% del volumen del tanque. Se
detallan requerimientos básicos para las esferas de GLP e instalaciones
eléctricas. Toda instalación para almacenamiento de hidrocarburos debe tener
un sistema de agua para enfriamiento; la capacidad de agua contra incendio
de una instalación se basa en lo mínimo requerido para extinguir el incendio
en el mayor tanque más la cantidad de agua necesaria para enfriar los tanques
adyacentes a dicho tanque, considerando un almacenamiento que permita
asegurar el abastecimiento de agua para 4 horas según este régimen de
diseño, considerando agua adicional para chorros de enfriamiento.

Reglamento de Seguridad para Establecimientos de Venta al Público
de Combustibles Líquidos derivados de Hidrocarburos – D.S. N° 054–
93–EM.
Es un complemento del Reglamento de Seguridad para las Actividades
de Hidrocarburos, aplicable a las estaciones de servicio y plantas de ventas.
Normas para la seguridad de las instalaciones, clasificación de áreas
peligrosas, clasificación de combustibles, almacenamiento en cilindros.
24

Reglamento de Seguridad para Instalaciones y Transportes de Gas
Licuado de Petróleo – D.S. N° 27–94–EM.
Normas para el diseño, construcción, mantenimiento y operación de las
instalaciones y equipos, en que intervenga el GLP, tales como: plantas
envasadoras, locales de venta de GLP en cilindros, transporte de GLP,
Instalaciones de GLP para usuarios, trasferencia de GLP; también especifica
los mecanismos de extinción de incendios, estableciendo condiciones
generales para la extinción y control de los incendios.

ITC-MIE-APQ-005. "Almacenamiento y utilización de botellas y
botellones de gases comprimidos, licuados y disueltos a presión".
Esta ITC se aplicará al almacenamiento y utilización de gases
comprimidos, licuados y disueltos a presión, así como sus mezclas, destinados
a su venta, distribución o posterior utilización, ya sea en botellas y/o botellones
sueltos, en bloques o en baterías, con excepción de los que posean normativa
específica. La presente norma no será de aplicación a los almacenes ubicados
en las áreas de fabricación, preparación, gasificación y/o envasado, ni a los
almacenes de gases que posean normativa de seguridad industrial específica.
Asimismo no será de aplicación a los recipientes en uso. A los recipientes en
reserva imprescindible para la continuidad ininterrumpida.

Normas Para El Transporte Terrestre, Almacenamiento E Instalación
De Sistemas De Gases De Petróleo Licuados (Resolución N° 290 del
28 de marzo de 1977, publicada en la Gaceta Oficial de la República
de Venezuela N°31.427 del 08 de agosto de 1977).
25
Las personas naturales o jurídicas que ejerzan o deseen ejercer las
actividades de transporte, almacenamiento e instalación de sistemas de gases
de petróleo licuados, deberán cumplir con lo dispuesto en las presentes
normas, las cuales no reglamentan al transporte marítimo o por tuberías, ni las
operaciones e instalaciones relacionadas con el uso de dichos gases en los
motores de combustión interna.

MERCOSUR/GMC/RES. Nº 03/08 Reglamento Técnico Mercosur Sobre
Cilindros Para Almacenamiento De Gas Natural Comprimido (GNC)
Utilizado Como Combustible, A Bordo De Vehículos Automotores.
Que se deben armonizar las exigencias esenciales de seguridad para la
fabricación, comercialización y utilización de los componentes para gas natural
comprimido utilizado como combustible vehicular, tomando en consideración
las medidas pertinentes para consolidar la protección de los usuarios de este
combustible dentro de los Estados Partes. Que es necesario asegurar a los
Estados Partes una protección eficaz para el consumidor contra los riesgos
asociados a la utilización del gas natural comprimido como combustible
vehicular y de los componentes de los equipos asociados.
2.3 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS
Capacidad: Es el máximo volumen de gas que puede ser almacenado
en una facilidad de acuerdo con su diseño. La capacidad de almacenamiento
de gas es la suma del gas de trabajo más el gas base. (Correa, T. 2008, pág.
150)
Ciclos: El número de veces que el volumen de gas de trabajo puede ser
inyectado y producido en un año. (Correa, T. 2008, pág. 150)
26
Cuerpo del recipiente: Es el elemento estructural hecho para circundar
un espacio. La mayoría de los cascos son generados por la revolución de una
curva plana, en un recipiente a presión se llama casco esférico. (Romero, B.
2010 pág. 22)
Eficiencia de las soldaduras (E): Se puede definir la eficiencia de las
soldaduras, como el grado de confiabilidad que se puede tener de ellas. (León,
J. 2001, pág. 12)
Esfuerzo de diseño a la tensión (S): Es el valor máximo al que
podemos someter un material, que forma parte de un recipiente a presión, en
condiciones normales de operación. (León, J. 2001, pág. 12)
Factor de compresibilidad (Z): Factor de desviación del gas, es la
relación entre el volumen realmente ocupado por un gas a una presión y
temperatura dada sobre el volumen que ocuparía ese mismo gas a la misma
presión y temperatura si este se comportara como un gas ideal. (Correa, T.
2008, pág. 151)
Gas base (cushion gas): La cantidad mínima de gas que la formación
necesita para operar; en otras palabras, es la cantidad de gas que permite la
presión necesaria para producir el total de gas de trabajo. Comúnmente se le
llama también como gas colchón. (Correa, T. 2008, pág. 150)
Gas de trabajo (working gas): Se refiere a la capacidad total menos el
gas base. (Correa, T. 2008, pág. 150)
Permeabilidad: La permeabilidad absoluta es una propiedad intrínseca
del medio poroso que expresa la capacidad que tiene el medio de permitir el
flujo a su través cuando está saturado 100 % de una sola fase, expresado
comúnmente en unidades Darcy. (Correa, T. 2008, pág. 150)
Presión de diseño (P): Es la presión máxima, interna o externa, utilizada
para determinar los espesores mínimos en el recipiente. (Romero, B. 2010
pág. 28)
27
Presión de operación (Po): Es identificada como la presión de trabajo y
es la presión manométrica a la cual estará sometido un equipo en condiciones
de operación normal. (León, J. 2001, pág. 10)
Presión de trabajo máxima permisible: Es la presión máxima a la que
se puede someter un recipiente, en condiciones de operación. (León, J. 2001,
pág. 11)
Porosidad: Es volumen de poros (espacio vacío) de una roca dividida
por el volumen total de la roca. Este es expresado en porcentaje y se denota
por ϕ. (Correa, T. 2008, pág. 150)
Recipiente A Presión: Se considera como un recipiente a presión
cualquier vasija cerrada que sea capaz de almacenar un fluido a presión
manométrica, ya sea presión interna o vació, independientemente de su forma
y dimensiones. (Romero, B. 2010 pág. 17)
Tasa de inyección (llenado): Tasa a la cual el gas debe ser inyectado
en la formación de acuerdo con consideraciones de diseño y operación.
(Correa, T. 2008, pág. 150)
Tasa de Producción (vaciado): Tasas a la cuales el gas será producido
de acuerdo a los volúmenes y tiempos de demanda requeridos. (Correa, T.
2008, pág. 150)
28
CAPITULO III
DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS.
3.1 DESCRIPCIÓN LAS DIFERENTES FORMAS DE ALMACENAMIENTO
DEL GAS NATURAL.
3.1.1 Almacenamiento subterráneo.
3.1.1.1 Yacimientos agotados de crudo/gas.
(González, C. 2000) Los yacimientos agotados de gas son los primeros
candidatos a ser utilizados como facilidades para el almacenamiento
subterráneo de gas natural como una consideración en el uso de un yacimiento
agotado de gas se debe tener presente que típicamente (en países con
consumos estacionales) se remueve del 80 al 100% del volumen inicialmente
contenido en el yacimiento en un periodo de 120 días en un año determinado.
Esto significa que requieren más pozos que los existentes cuando el
yacimiento se encontraba en la fase de producción así como la aplicación de
las facilidades para el transporte del gas. Uno o más de los pozos productores
son normalmente usados para la inyección del gas natural.

Ventajas comparativas.
-
Son los más aplicablemente utilizados debido a su gran disponibilidad
-
Su capacidad de utilización intermitente es baja (“cycling”: ciclos de
inyección/vaciado por año.
-
La capacidad de retención (hermeticidad) es la más alta de los tres tipos
de facilidades.
29
-
Es el menos costoso para desarrollar, operar y mantener.

Procedimiento para la conversión de yacimiento agotado.
-
Recopilación de información geológica o de ingeniería.
-
Evaluar la condición mecánica de los pozos.
-
Determinar la capacidad de gas de trabajo en el reservorio.
-
Determinar la necesidad del pozo.
-
Considerar requerimientos de compresión, tuberías de superficie y
facilidades de acondicionamiento del gas.
En la sección de un yacimiento agotado incurren dos factores como son
la geología y la geografía. La geología está vinculada a las características
físicas del yacimiento tales como porosidad y permeabilidad. Mientras más
porosa sea la roca mayor es la capacidad del yacimiento para inyección y retiro
de gas. Otro aspecto bien importante es la localización del yacimiento. En el
caso de que el yacimiento se encuentre alejado de los centros de consumo se
debe realizar una evaluación de la inversión requerida para el tendido de la
tubería y el sistema de compresión.
Para determinar la capacidad de gas de trabajo del yacimiento se debe
definir un rango de presiones. La presión mayor debe definirse dependiendo
de la condición mecánica de los pozos. El rango de presión también tiene que
ver con la capacidad de flujo de los pozos.
La mayoría de los yacimientos gasíferos son descubiertos a presiones
(cabezal de pozo) correspondientes a gradientes de presión de agua o
salmuera comprendidos entre 0.43 y 0,52 Psi/pie de profundidad. La
30
experiencia demuestra que típicamente se puede agregar una diferencia de
presión por encima de la presión de descubrimiento hasta de 0.65 y 0.70
psi/pie. La cantidad de gas de trabajo se puede calcular de la siguiente
expresión:
𝐺𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 = 𝐺𝑎𝑠 max − 𝐺𝑠 𝑏𝑎𝑠𝑒
𝑍𝑖
𝐺𝑤 = 𝐺𝑖 ∗ (
𝑍𝑚𝑎𝑥
)∗(
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝑃𝑖
) − 𝐺𝑖 ∗ (
𝑍𝑖
𝑍𝑚𝑖𝑛
)∗(
𝑃𝑚𝑖𝑛
𝑃𝑖
)
Ec.1
Donde:
Gi: Gas Originalmente en sitios, BPC
Pmax: Presión máxima del yacimiento, Psia
Pmin: Presión mínima del yacimiento, Psia
La capacidad de entrega (“deliberability”) expresada en MMPCSD de
un yacimiento agotado normalmente se encuentra entre 1 y el 4% del gas de
trabajo por día.
La grafica 3.1 muestra el número de yacimientos agotados adecuados
como unidades de almacenamiento de gas en el mundo. Puede observarse
que Norteamérica y Europa son los mayores usuarios de este tipo de
almacenamiento: 359 y 99, respectivamente.
31
Yacimientos agotados como unidades de
almacenamiento de gas natural.
41
99
359
Norte América
Europa
Australia
China
Grafica 3.1: Yacimientos agotados como unidades de almacenamiento
del gas natural.
Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No.
21
3.1.1.2 Acuíferos.
Un acuífero es adecuado para almacenamiento de gas si existe una
capa de roca impermeable que sirva de elemento sellante. La geología de los
acuíferos es similar a los de los yacimientos agotados. Asimismo, requiere de
gas base que permita la operación de la facilidad a presiones por encima de
la demandada por el sistema. Existe una gran influencia por parte del agua
remanente en el acuífero en el almacenamiento y retiro de gas natural. En tal
sentido, la presencia de una capa de agua activa puede contribuir a mejorar la
capacidad de entrega del gas.
Los acuíferos son más costosos para desarrollar y mantener que en un
yacimiento agotado de gas y representan la facilidad para el almacenamiento
subterráneo de gas menos preferido debido a las siguientes desventajas:
32
-
Su desarrollo demora alrededor de 4 años, lo cual es aproximadamente el
doble del tiempo requerido para la conversión de un yacimiento agotado.
Esto se debe fundamentalmente a que a diferencia de los yacimientos
agotados no se tiene información geológica del acuífero (características de
la roca, permeabilidad, porosidad, capa de roca sellante, etc.)
-
Todas las facilidades requeridas deben ser instaladas, incluyendo pozos,
tuberías, unidades de deshidratación y plantas compresoras. Normalmente
requieren compresión extra para el desplazamiento del agua existente en
el yacimiento.
-
No existe gas nativo en la formación. Se requiere inyectar grandes
volúmenes de gas para conformar el gas base en cual en una gran parte
no podrá ser recuperado, ni siquiera cuando el campo se abandone. En el
pasado muchos campos fueron desarrollados en acuíferos aprovechando
el bajo valor del gas natural para aquel entonces. Hoy en día el escenario
es completamente diferente.
-
Su capacidad de utilización intermitente es baja.
-
La inyección de gas atenta contra la contaminación de las fuentes naturales
de agua. Se requieren permisos especiales respaldados por análisis de
agua que demuestren que se trata de aguas de alto nivel de salinidad
inadecuadas para beber o para la agricultura.
Las condiciones que debe cumplir un acuífero para poder ser utilizado
para almacenamiento de gas natural son:
-
Existencia de un contenedor o lecho de roca porosa desde la cual el gas
pueda fluir hacia los pozos.
-
Existencia de una capa rocosa no permeable que sea capaz de sellar la
estructura y no permita la migración del gas vertical o lateralmente.
33
-
Debe ser lo suficientemente resistente para soportar una presión
definitivamente superior a la atmosférica
-
No debe constituir un reservorio de agua dulce.
La profundidad es considerada un elemento de gran importancia, por
criterios económicos se requiere profundidades mayores a 1000 pies. Esto es
para que las presiones del gas puedan ser lo suficientemente altas lo que
permite albergar grandes volúmenes y que el gas fluya rápidamente.
La presión máxima del yacimiento está limitada por la capacidad del
sello de la capa rocosa (hermeticidad). Debido a esto el rango de presión
máxima en los acuíferos oscila típicamente entre 400 y 1500 Psig. En la
actualidad existen alrededor de 91 acuíferos adecuados como unidades de
almacenamiento de gas natural en el mundo. La grafica 3.2 muestra la
distribución por países de los acuíferos adecuados como unidades de
almacenamiento de gas natural en el mundo.
Acuíferos adecuados como unidades de
almacenamiento de gas por país.
13
12
47
8
11
EE.UU
Bélgica
Republica Checa
Alemania
Francia
Otros
Grafica 3.2: Acuíferos adecuados como unidades de almacenamiento de
gas por el país.
Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No.
21
34
3.1.1.3 Cavernas de Sal.
Los domos de sal son columnas de sal gema que se extienden hacia la
superficie desde una gran profundidad (figura 3.1).
También denominada “halite” o sal de roca, la sal gema es cloruro de
sodio cristalizado en depósitos de sales sólidas, compuesta de una mezcla de
cloruro de sodio (NaCl), sulfato de calcio (CaSO4) y otras sales.
Fig. 3.1: Diagrama que muestra a un domo de sal entre capas
geológicas.
En Norteamérica, se han descubierto alrededor de 520 domos de sal,
muchos de los cuales no son lo suficientemente profundos como para ser
utilizados para el almacenaje del gas natural. Los domos de sal están también
presentes en México, Sur-América, Europa, Rusia, Medio-Oriente y otras
partes del mundo.
Los
depósitos
almacenamiento.
En
de
el
sal
son
excelentes
almacenaje
de
estructuras
hidrocarburos
uno
para
el
de
los
requerimientos más importantes es asegurar la no ocurrencia de fugas. Tal
característica se consigue en las cavernas de sal, donde bajo presión las sales
35
se mueven como plástico para sellar las
fisuras. Por otro lado, la sal
compactada tiene una fortaleza comprable al concreto lo que permite la
construcción de grandes estructuras. Desde 1950, muchos depósitos de sal
han sido convertidos en cavernas para el almacenamiento de gas, una vez que
la producción de sal ha cesado.
Los domos de sal pueden ser visualizados como grandes montañas
subterráneas de sal comparadas a gigantes estructuras construidas por el
hombre (figura 3.2). Pueden variar en espesor desde unos cuantos pies hasta
miles de pies y existir a muy diferentes profundidades. Cada domo de sal tiene
su tamaño y forma específica pero típicamente, su forma es cilíndrica, tienen
un diámetro de 1,5 kilómetros, una altura de 30.000 pies y la parte superior se
encuentra aproximadamente 1500 pies de la superficie. Están esencialmente
compuestas de sal gema pura con granos dispersos de arena de tipo
anhídrido. Debido a que estas formaciones son impermeables las cavernas
pueden también ser construidas en la sal.
Fig. 3.2: Detalle que ilustra la forma y dimensión de los domos de sal.
36

Ventajas comparativas.
-
Son de mayor capacidad de entrega debido a su alta presión de operación.
La capacidad de entrega de una caverna de sal se encuentra alrededor de
10% del gas de trabajo por día.
-
El gas es aproximadamente un 25 % del gas base de los yacimientos
agotados y puede ser casi totalmente recuperado en condiciones de
emergencia.
-
La relación gas de trabajo/gas total almacenado es alrededor del 80%
contra 40% en yacimientos agotados.
-
Permite una gran capacidad de operación intermitente. El mayor de todos
los tipos.
-
Ocupan una menor área que los yacimientos agotados (hasta de 1:100).
-
Toma entre 18 y 24 meses para su desarrollo, menor a los yacimientos
agotados (24 a 36 meses).
-
Se encuentra limitadas hasta profundidades de 6000 pies, debido a la
tendencia de la sal a perder resistencia a grandes profundidades. A
profundidades intermedias las paredes de arena tienen una resistencia
equivalente a la del acero.
-
Es mucho más costosa para desarrollar que los otros tipos de
almacenamiento (2 a 3 veces más costosa).
Durante los estudios geológicos se perfora un núcleo para evaluar las
propiedades mecánicas y físicas. Se determina el esfuerzo a tensión, módulo
de elasticidad, deformación elástica, entre otras propiedades del domo salino.
37

Proceso de construcción.
-
El primer paso para la construcción de una caverna de sal es perforar un
pozo en la formación de sal. Posteriormente se coloca el tubular (“casing”)
y se cementa. Dos tuberías adicionales son bajadas (una dentro de la otra).
-
Para construir la caverna se bombea agua a través de la tubería interna
con la finalidad de disolver la sal. La salmuera resultante es enviada hacia
la superficie a través de la otra tubería y es normalmente bombeada hacia
pozos profundos.
-
Mientras el proceso de extracción de sal continúa, más sal es disuelta y así
la cavidad se agranda. Cuando la caverna alcanza el volumen requerido,
esta es probada para asegurarse de que no exista fugas y entonces esta
lista para ser puesta en servicio de almacenamiento (figura 3.3).
-
Para poner en operación las cavernas, una vez completadas se inyecta gas
a presión para desplazar el agua. El gas es retirado en periodos de alta
demanda con lo cual baja la presión de la caverna y es repuesto a alta
presión, en otras ocasiones.
Las cavernas desarrolladas en lechos de sal también han sido utilizadas
para almacenaje de gases licuados del petróleo (GLP) a presiones
relativamente bajas, en Norteamérica y otras partes del mundo a pequeñas
profundidades.
38
Fig. 3.3: Construcción de una caverna de sal.
Una caverna típica para almacenamiento de GLP puede tener un
diámetro de 1000 pies y una altura de 1000 pies y puede almacenar alrededor
de 1 millo de barriles de producto. Por su parte una caverna para gas natural
puede tener aproximadamente tres veces el tamaño para almacenar 5 BPC.
Igualmente, se han construido cavernas de 10 millones de barriles para el
almacenamiento de crudo. Algunos investigadores piensan que las cavernas
de forma esférica constituyen la forma geométrica más estable para el
almacenamiento del gas natural en cavernas de sal.
La grafico 3.3 muestra la distribución por países del número de cavernas
de sal adecuadas como unidades. Se observa que Estados Unidos tiene el
mayor número de este tipo.
39
Cavernas de sal adecuados como unidades de
almacenamiento de gas natural por país.
3
3
7
26
13
EEUU
Alemania
Canadá
Francia
Otros
Grafica 3.3: Cavernas de sal adecuadas como unidades de
almacenamiento de gas natural por país.
Fuente: Revista Tecnológicas (Almacenamiento de gas natural) ITM No.
21
3.1.1.4 Cavernas de roca dura.
Las formaciones rocosas deben reunir ciertas características para poder
ser utilizadas como cavernas de almacenamiento. Por ejemplo, la roca debe
ser lo suficientemente compacta para que no se presente fugas del producto
y resistentes a soportar el peso de la tierra sobre la estructura minada. Además
debe ser inerte con el producto almacenado. Tales características son
determinadas antes de la construcción, mediante la perforación de núcleos de
pequeño diámetro a través de la formación y haciéndole pruebas a la roca.
Algunas rocas típicas empleadas para el almacenamiento son granito, piedra
caliza y lutita.
40
Las cavernas de roca dura construidas en Norteamérica tienen
capacidades comprendidas entre 20.000 y 1.300.000 barriles. Todas las
cavernas han sido construidas para el almacenamiento de GLP. Generalmente
se encuentran a profundidades de 500 a 600 pies, donde la presión del agua
subterránea es superior a la presión de vapor del GLP. Otro método consiste
en almacenar el GLP semirefrigerado permitiendo construir la caverna a menor
profundidad. Así se han construidos cavernas para almacenamiento de
propano a temperaturas de -40 oF.
Las cavernas de roca dura pueden ser usadas para almacenamiento de
gas natural. Una caverna de carbón abandonada poco profunda fue convertida
hace 30 años para el almacenamiento de gas natural y hoy en día almacena 2
BPC. Un pequeño número de cavernas en Europa han sido usadas para el
mismo propósito y un estudio reciente demostró la factibilidad de construir una
caverna en el noreste de USA a 2500 pies de profundidad.
Las cavernas de roca dura son construidas, mediante la perforación de
un hoyo de gran diámetro (6 pies) para acceso y ventilación, luego se excava
la roca usando técnicas convencionales de minería. Las cavernas son
usualmente excavadas en lo que es conocido con el nombre de patrón “salón
y pilar” donde grandes pilares no son excavados con la finalidad de que sirvan
de soporte a la estructura. Las áreas minadas son determinadas salones. Otra
técnica utilizada consiste en la construcción de un túnel de acceso desde la
superficie hasta el nivel minado. El material excavado es transportado hasta la
superficie mediante el empleo de camiones a través del túnel.
Una vez que la caverna es excavada hasta el tamaño requerido se sella
y se prueba con aire comprimido. Luego es inertizada con nitrógeno y puesta
41
en operación. El producto es inyectado a través de un tubo y retirado a través
de otro.
3.1.2 Almacenamiento en superficie.
A continuación se describen cada uno de los tanques utilizados en el
almacenamiento de gas, como se mencionó en el capítulo I se clasificaron los
según el tipo gas contenga.
3.1.2.1 Tanques de almacenamiento de gas Natural Comprimido (GNC)

Gas Natural Vehicular (GNV).
En Volkswagen se implantan dos diferentes tipos de depósitos para el
almacenamiento del gas natural (GNC):
-
Depósitos de acero.
Un depósito de acero pesa unos 80 kilogramos y tiene una capacidad de
aprox. 80 litros. Un volumen en depósito de 80 litros de gas natural tiene un
peso equivalente a unos 12,9 kilogramos. Los depósitos de gas se diseñan y
se sitúan de tal forma que ocupen el menor espacio posible en el vehículo.
Como podemos ver en la figura inferior, el fabricante Volkswagen en el modelo
Caddy instala hasta 4 depósitos. Los cuatro depósitos de gas natural poseen
una capacidad unitaria de 40 litros. Se instalan dos depósitos delante y dos
detrás del eje trasero. Los depósitos de gas natural se sostienen con cintas
tensoras bajo la plataforma del piso. Hay una cubierta de material plástico para
proteger los depósitos.
42
Fig. 3.4: Depósito de acero.
-
Depósitos de CFK (depósitos de plástico reforzado con fibra de
carbono).
El Golf BI FUEL utiliza un depósito de CFK (depósito de plástico
reforzado con fibra de carbono). Se montan dos diferentes depósitos de gas
natural en material plástico reforzado con fibra de carbono. Ambos tienen una
capacidad total de 74 litros y suman un peso de 34 kilogramos. Un volumen
en depósito de 74 litros de gas natural tiene un peso de 11,9 kilogramos. Los
depósitos de gas natural del Golf BI FUEL se montan en el maletero. Mediante
una cubierta por separado van protegidos contra influencias externas y
posibles daños.
El depósito de gas natural del Golf BI FUEL consta de un cuerpo básico
de polietileno, bobinado con varias capas de resina epoxi reforzada con fibra
de carbono. En ambos frentes lleva bridas de empalme en aluminio para alojar
el protector térmico y la válvula de cierre del depósito.
43
Fig. 3.5: Depósitos de plástico reforzado con fibra de carbono.
Fig. 3.6: Depósito de gas natural en el Golf Bi Fuel.
Fuente: página web http://www.aficionadosalamecanica.com/

Tanques de Almacenamiento Especiales (Gasoductos Empacados).
(González C. 2000) Se emplea para el almacenamiento de volúmenes
importantes de gas, consiste en el almacenamiento de gas (empaque) en
líneas de gran longitud a un nivel de presión y su posterior desempaque en
periodos de alta demanda. Se utiliza para suplir volúmenes de gas.
44
Fig. 3.7: Variación del volumen almacenado en función del tiempo en un
sistema integrado.
Por un corto periodo de tiempo a clientes con demandas fluctuantes
(ejemplo. Generación eléctrica). La cantidad de gas empacado en un
gasoducto se encuentra asociado a las características geométricas del
sistema (diámetro, longitud, etc.), a las condiciones de presión y temperaturas
y a las variaciones de flujos tanto en la fuente de suministro como en las
fuentes de entrega.
Como referencia se puede situar el gasoducto Altagracia-Tacoa el cual
tiene una longitud de 145 km y un diámetro que oscila entre 26 y 20 pulgadas.
La
cantidad
de
gas
empacado
en
aproximadamente en 150 MMPCS.
45
dicho
gasoducto
se
estima
Fig. 3.8: Gasoducto.
3.1.2.2 Tanques de almacenamiento de gas Natural Licuado (GNL).

Esféricos.
Las esferas se construyen en gajos utilizando chapas de acero. Se
sostienen mediante columnas que deben ser calculadas para soportar el peso
de la esfera durante la prueba hidráulica (pandeo). Cuentan con una escalera
para acceder a la parte superior para el mantenimiento de las válvulas de
seguridad, aparatos de tele-medición, etc. Todas las soldaduras deben ser
radiografiadas para descartar fisuras internas que se pudieran haber producido
durante el montaje.
Los Tanques de almacenamiento esferas son principalmente usados
para almacenamiento de productos encima de los 5 psig. (Normas ASME
Sección VIII)
46
Fig. 3.9: Tanque de almacenamiento esférico.

Esferoidales.
Un tanque esferoidal es esencialmente esférico excepto que esto es un
tanto aplanado. Tanques hemisféricos tienen un armazón cilíndrico con techos
curveados. Los tanques esferoidales son generalmente usados en tamaños
más grandes y tienen ataduras internas para así soportar el esfuerzo de flujo
en el armazón. Esos tanques son generalmente usados para almacenar
productos también encima de los 5 psig. (Normas ASME Sección VIII)

Contención.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Almacenamiento de gas natural a granel:
Es un proceso basado en almacenaje y control de gas natural cumpliendo
normas de almacenamiento criogénico. Los depósitos de gas natural licuado
(GNL) como se muestra en la Figura 3.10 y Figura 3.11. Poseen tanque interior
47
metálico (acero al 9% de Ni) y tanque exterior de hormigón pretensado. Este
es capaz de contener una eventual fuga de GNL desde el tanque interior. Entre
los dos tanques existe un material aislante, con el fin de minimizar la entrada
de calor desde el ambiente. La losa de hormigón del fondo del depósito exterior
está atravesada por una serie de tubos que contienen resistencias de
calefacción, cuyo objeto es mantener el terreno a temperatura superior a la de
congelación.
La tapa del depósito interior la constituye un techo suspendido de la
cúpula del exterior por medio de tirantes. Este techo suspendido permite la
comunicación entre los vapores presentes sobre la superficie del líquido y el
gas contenido bajo la cúpula. El techo suspendido está aislado, por el lado
cúpula, con una manta de fibra de vidrio.
Todas las conexiones de entrada y salida de líquido y gas del tanque, así
como las conexiones auxiliares para nitrógeno y tomas de instrumentación, se
hacen a través de la cúpula, con lo que se tiene una medida de seguridad
pasiva consistente en evitar posibles fugas de GNL.
Fig. 3.10: Tanque exterior de hormigón pretensado.
48
Fig. 3.11: Estructura interna y externa del tanque de gas natural licuado.
-
Tanques de contención sencilla.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Es un sistema de contención compuesto por
un tanque interno y otro externo. En cuanto al almacenamiento del producto,
el diseño de ingeniería requiere que únicamente el tanque interno llene los
requisitos de ductilidad a temperaturas bajas. Compuesto por un tanque de
contención sencilla, el contenedor sirve principalmente para sujetar al aislante
y retener el vapor, ya que no fue diseñado para contener derrames de GNL
provenientes del tanque interno.
Fig. 3.12: Tanque de contención sencilla.
49
-
Tanques de contención completa.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Fueron diseñados y construidos para que,
tanto el tanque interior como el exterior tuvieran capacidad para contener el
GNL almacenado. El tanque interno contiene el GNL bajo condiciones
normales de operación. El tanque o pared exterior, con aproximadamente tres
pies de espesor de concreto, queda de uno a dos pies de distancia del tanque
interno. El tanque externo apoya el techo exterior y tiene como objeto la
contención de GNL. Los tanques fueron diseñados con apego a los códigos
de GNL (U.K. Engineering Equipment and Materials Users Association
(EEMUA)). El tanque de contención completa es menos susceptible a daños
causados por fuerzas externas, y los que se construyen con paredes y techos
de concreto reforzado pueden encontrarse en el Japón, Corea, Grecia, Turquía
y Portugal. Cameron LNG, ha propuesto un sistema de tanques de contención
completa para la terminal de GNL en Hackberry, Louisiana .EEUU.
Fig. 3.13: Tanques de contención completa.

Embarcaciones (buques).
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Son embarcaciones de casco dobles,
especialmente diseñados y aislados para prevenir el goteo o ruptura en el
50
evento de un accidente. El GNL está almacenado en un sistema especial
dentro del casco interior donde se mantiene a presión atmosférica y -161°C.
Tres tipos de sistemas de almacenamiento han evolucionado como los
estándares. Estos son el diseño esférico (Moss), diseño de membrana y
diseño semi - presurizado.
Fig. 3.14: Tanqueros de gas natural licuado.
-
Los buques de tanque esférico.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Son los más comúnmente identificados
como buques de GNL debido a que las cubiertas de dichos tanques son
visibles. Sin embargo, muchos de los buques bajo construcción actualmente
son los de tipo membrana. Los buques de membrana y los de prisma se
parecen más a los buques de petróleo en los cuales la estructura de los
tanques son menos visibles.
51
Fig. 3.15: Buque con tanque de almacenamiento esférico.
-
Los buques de GNL de tipo membrana.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Los sistemas de contención de los buques
de GNL de tipo membrana se componen de un contenedor primario, uno
secundario y mayor cantidad de aislante. El contenedor primario es la
contención principal de la carga. Su construcción puede ser de acero
inoxidable, “invar” (36% de acero de níquel). Los materiales más comúnmente
usados como aislantes de la carga incluyen el poliuretano, la espuma del
cloruro de polivinilo y “perlite”. El espacio de aislamiento se carga con
nitrógeno. Debido a que el nitrógeno no reacciona con otros gases o
materiales, aún un derrame menor puede ser detectado monitoreando la
presencia del metano en el espacio de aislamiento cargado con nitrógeno.
Fig. 3.16: Buque de gas natural licuado tipo membrana.
52
-
Buques semi – presurizados.
(Bayeh C y Suniaga D 2010) Por el tamaño de los tanques, para
mantenerles su presión dentro de límites prácticos (17.2 psia), la carga
necesita estar refrigerada y tanques aislados. Los tanques semi - presurizados
se construyen posición horizontal, pudiendo ser un solo tanque o dos gemelos,
montándose cada uno en sus propios apoyos. Como las sociedades de
clasificación no requieren una segunda barrera cuando la carga es llevada en
barcos a presión, este tipo de barco (cuando menos hasta una capacidad de
12.000 m3) es competitivo con el barco totalmente refrigerado a presión
atmosférica.
Fig. 3.17: El Barco Tanque Bucklaw, de 1.200 m3, construido en 1971.
3.1.2.3 Tanques de almacenamiento de gas Licuado De Petróleo.

Cilíndricos Verticales (Bombonas).
Son recipientes herméticos, transportables, de capacidad no mayor a 120
litros de agua y de una altura máxima de 1,5 metros.
Posee una base de sustentación que es un aro soldado en el extremo
inferior que impide el roce del fondo del cilindro con el piso. Además de un
53
protector en el aditamento soldado a la parte superior del cilindro, cuya función
es la de proteger la multiválvulas, se clasifican en:
-
Tipo I: Cilindro recto, formado por un cuerpo y dos casquetes
semielipsoidales con relación de ejes de 2:1, un acople, un protector y una
base de sustentación (Fig. 3.18).
Fig. 3.18: Cilindro Tipo I.
-
Tipo II: Cilindro recto, formado por dos partes semicapsuladas, soldadas
circunferencialmente, un acople, un protector y una base de sustentación.
Los extremos de las semicapsulas deben ser de forma semielipsoidal con
una relación de ejes de 2:1. (Fig. 3.19)
Fig. 3.19: Cilindro Tipo II.
54
Donde:
ha = Es la altura mínima entre el fondo del cilindro y el plano de apoyo de la
base de sustentación.
hb = Es la altura mínima de la base de sustentación.
hp = Es la altura mínima del protector soldado.
R1 = Es la relación entre el diámetro del protector y el diámetro del cilindro.
R2 = Es la relación mínima entre el diámetro de la base de sustentación y el
diámetro del cilindro.
Nota: Cilindros con otras capacidades pueden ser fabricados, siempre y
cuando estén ubicados en el rango contemplados en el objeto de esta norma
y cumplan con las relaciones establecidas.
Las bombonas de gas vienen en tres presentaciones: 10, 18 y 43
kilogramos. Todas contienen gas licuado de petróleo (propano y butano),
hidrocarburo recomendado para uso en hogares y comercios e incluso se
utiliza para transporte en otros países. Debido a que en el país se dispone con
mayor frecuencia de las más pequeñas, éstas tienen menor carga y están
equipadas con un sistema de chupón (clip on) que es antifugas. Por regla
general se recomienda instalar la bombona fuera del hogar, en un lugar lo
suficientemente ventilado como para que cualquier escape de gas sea liberado
al ambiente y no produzca una explosión si llega a tener contacto con una
chispa. Los cilindros más pequeños con sistema clip no son la excepción a
esta regla. La manera en que debe conectarse la bombona es a través de
tuberías plásticas o de cobre, para evitar que ocurran fugas. En muchos
55
edificios estas tuberías están empotradas, pero si están al aire libre debe
asegurarse de no que queden colgantes.
Fig. 3.20: Bombonas de Gas.

Cilíndrico horizontales.
-
Cigarros.
La presión de trabajo puede ser desde 15 Psig a 1000 Psig o mayor.
Algunos de esos tanques tienen cabeza hemisférica. (Código ASME o Normas
ASME, Sección VIII), todas las soldaduras deben ser radiografiadas para
descartar fisuras internas que se pudieran haber producido durante el montaje.
Los recipientes horizontales (cigarros) se emplean hasta un determinado
volumen de capacidad. Para recipientes mayores, se utilizan las esferas. Los
casquetes de los cigarros son toriesféricos, semielípticos o semiesféricos. Sus
espesores están en el orden de (para una misma p, T y φ):
-
Semielíptico: Es casi igual al de la envolvente (Figura 3.21).
-
Toriesférico: Es aproximadamente un 75% mayor que el semielíptico
(Figura 3.22).
-
Semiesférico: Es casi la mitad del semielíptico (Figura 3.23)
56
Fig. 3.21: Casquete semielíptico.
Fig. 3.22: Casquete toriesférico
Fig. 3.23: Casquete semiesférico
Fuente: http://www.stoccohnos.com.ar/empresa.html
57
Fig. 3.24: Cigarros.
-
Camiones Cisternas.
Consisten en camiones en los cuales se le ha adaptado tanques fijos los
cuales tienen forma de cigarros (mencionados anteriormente). Las unidades
utilizadas en Venezuela (PDVSA Gas) tienen capacidad de 38 mil 611 litros,
realizan tres viajes cada una en siete días, lo cual equivale a un incremento de
579 mil 165 litros de GLP semanal. Así Gas Comunal aumenta la capacidad
de respuesta en el suministro de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a las plantas
de llenado Cipriano Castro, Campaña Admirable, Francisco de Mirando y
Libertador, con el fin de compensar el consumo residencial, comercial, los
programas sociales y centros de asistencia médica públicos y privados.
El transporte carretero de gases licuados de petróleo (GLP, propanobutano) es una de las formas de transporte de gas natural en Venezuela, estos
vehículos estos señalizados según la norma NFPA Nº 704 donde el símbolo
de llama en interior de rombo: en color negro o blanco. Fondo del rombo de
58
color rojo. Número “2” en el ángulo inferior representa que la unidad está
transportando Gas Licuado de Petróleo (GLP).
Fig. 3.25: Camión cisterna de Gas.
Fig. 3.26: Señalización de que la unidad está transportando Gas Licuado
de Petróleo (GLP).
Según Bayeh C y Suniaga D (2010) enuncia las características de los
camiones cisternas como:
- Las cisternas cilíndricas de transporte para gases, se incluyen entre las
normas que regulan los recipientes a presión. Están sujetas a inspección
59
técnica y oficial, y llevan marcas de inspección en la tapa de la trampilla de
visita, y una placa de características sobre la armadura de base de la
cisterna (envoltura de acero, con pintura externa de aluminio).
- Las cisternas para gases licuados llevan 3 - 6 válvulas de acero, de
diámetros reglamentarios, y cada una está conectada a un tubo dentro de
la cisterna. Disponen de mangueras de hasta 10 metros, y de válvulas de
seguridad automáticas.
- La presión del gas se vigila mediante un manómetro que está instalado en
la cabina de conducción.
- A ambos lados, y en toda la línea media de la cisterna, el camión lleva una
banda fija indicando el gas que transporta, y la palabra "inflamable" en
letras negras. Debe estar puesto a tierra para evitar los peligros de la
electricidad estática.
- También van equipados con un intercambiador de calor tubular para evitar
las dificultades del trasvase de gases, especialmente en tiempo frío (pues
la presión del gas en los tanques de almacén, puede ser mayor que la de
las cisternas). Debe atenderse especialmente a los riesgos en el proceso
de llenado de la cisterna (parada del motor en la plataforma, puesta a tierra
del camión, conexión correcta de las mangueras, apertura de válvulas,
etc.).
3.2
EXPLICACIÓN
DEL
DISEÑO
PARA
UN
TANQUE
DE
ALMACENAMIENTO DE GAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA.
El diseño de un tanque esférico que se presenta a continuación está
basado en la código ASME Calderas y Recipientes a Presión, Sección VIII,
División 1 y División 2 del Código.
60
3.2.1 Diseño general.
-
Los requerimientos del código ASME para Recipientes a Presión y
Calderas deben ser considerados como los mínimos requerimientos.
-
Los recipientes a presión deben ser diseñados para soportar las cargas
ejercidas por la presión interna, peso del recipiente, viento, sismos,
impactos y temperatura. El fabricante debe verificar las cargas externas en
el cuerpo y cabezales del recipiente.
-
La máxima presión de trabajo permitida debe ser limitada por el cuerpo o
cabezal, no por partes menores.
-
Todo recipiente debe ser diseñado para sostenerse por sí mismo.
-
Todo recipiente debe ser diseñado para soportar cargas por viento o
sismos, cualquiera de éstas que sea mayor. Se asume que las cargas por
viento y sismos no ocurren de forma simultánea.
3.2.2 Diseño de tanques de almacenamiento.
Los recipientes a presión así como sus componentes son diseñados para
cumplir varios requerimientos determinados por los diseñadores y analistas
responsables del diseño total. El primer paso en el procedimiento de diseño es
seleccionar la información necesaria relevante, se establece de esta manera
un conjunto de requerimientos de diseño, como se muestra en la figura 3.27
en la pag.62.
Una vez que los requerimientos de diseño han sido establecidos, los
materiales idóneos son seleccionados y el código de diseño específico dará el
esfuerzo nominal necesario para dimensionar el espesor principal del
recipiente a presión. Reglas adicionales del código cubren el diseño de varios
componentes como boquillas, bridas y otros. Siguiendo estas reglas de los
61
distintos componentes, éstos son finalizados y analizados por falla. La mayoría
de los tipos de falla relevantes en el diseño de recipientes a presión son los
esfuerzos y por lo tanto es necesaria la adecuada distribución de esfuerzos. El
propósito del diseño es finalmente iterar hasta que el producto más seguro,
económico y rentable es obtenido. En el flujograma 3.2 se muestra de una
forma detallada un flujograma para realizar el diseño de un recipiente a
presión. A continuación se presentan los pasos necesarios para diseñar una
esfera presurizada para el almacenamiento de propano, tomando en cuenta
las especificaciones del Código ASME.
Requerimientos de
Requerimientos
Proceso.
Operacionales.
Establecer las condiciones de
diseño.
Código de Diseño.
Limites de Operación.
Selección de Material.
Evaluación Estructural
Diseño Final
Fig. 3.27: Flujograma del procedimiento de diseño para recipientes a
presión.
62
3.2.2.1 Pasos para diseñar una esfera presurizada.
Los recipientes esféricos se utilizan generalmente como tanques de
almacenamiento, y se recomiendan para almacenar grandes volúmenes a
altas presiones.
Puesto que la forma esférica es la forma “natural” que toman los
cuerpos al ser sometidos a presión interna, ésta sería la forma más económica
para almacenar fluidos a presión, sin embargo, la fabricación de este tipo de
recipientes e mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos.
Objetivo del
Recipiente.
Estimar la
Temperatura y
presión de diseño.
Calcular las
dimensiones del
recipiente.
Calcular el área
superficial.
Fijar el Código y/o
Norma.
Seleccionar la
configuración
estructural.
Calcular el espesor
de pared.
Seleccionar el
material a utilizar.
Calcular la masa del
material.
Calcular la masa de
la sustancia a
almacenar.
Obtener la masa
total del recipiente
y la sustancia
contenida en el.
Dimensionar el
dispositivo de
sujeción y apoyo.
Diseño final.
Fig. 3.28: Flujograma de los pasos para diseñar un recipiente a presión.
63
3.2.2.2 Cálculos necesarios en el diseño de recipientes esféricos sujetos
a presión.
El diseño del cuerpo y de los cabezales de un recipiente sometido a
presión interna y/o externa son englobados en general por los apartes UG-16
a UG-35 del Código ASME, y específicamente por los apartes UG-27 y UG32. En la figura 3.24 se puede visualizar que los esfuerzos principales son de
igual intensidad actúan en los elementos esféricos cualquiera que sea la
inclinación del elemento. Esto significa que sin que importe la inclinación del
plano en el elemento estudiado, el esfuerzo normal permanece constante y no
existen esfuerzos cortantes.
Fig. 3.29: Esfuerzos principales en esferas presurizadas.
Se diseñó una página Excel para el diseño de tanques esférico de
almacenamiento de gas natural licuado (ver apéndice A), los datos de entrada
se reflejan en la tabla 3.1.
Tabla 3.1: Datos de entrada para obtener los parámetros de diseño de
un tanque esférico de almacenamiento.
64
Los valores de eficiencia de soldadura (E), se obtuvieron de la tabla
establecida por la norma ASME sección VIII división I que estandariza los
requerimientos generales para el diseño y construcción de recipientes a presión
ubicada en el apéndice B, los valores de la densidad del acero (ρa) y el
esfuerzo del material (S) están establecidos en el ejemplo tomado para el
diseño de tanque propuesto por Romero, B. y Fermín, K. (2010) los cuales
expresan que obtuvieron estos datos a través de una entrevista no estructurada,
en la Planta de Fraccionamiento y Despacho José.
Tabla 3.2: Datos necesarios para los cálculos del diseño del tanque
esférico para almacenamiento de gas natural licuado.
Los resultados obtenidos a través de la hoja de cálculo se presentan en la
tabla 3.3:
Tabla 3.3: Resultados obtenidos por la hoja de cálculo.
65
Los resultados obtenidos mediante la hoja de cálculo se ajustan a los
obtenidos a los cálculos manuales (ver apéndice C).
3.3 INDAGACIÓN SOBRE LAS
NUEVAS TECNOLOGÍAS EN EL
ALMACENAMIENTO DEL GAS NATURAL.
3.3.1 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento subterráneo del gas
natural.
Las tecnologías de almacenamiento subterráneo de gas se encuentran
fuertemente impulsada por la creciente necesidad de satisfacer altas
demandas de volumen de gas en sistemas que operan con consumos picos.
Seguidamente se indican algunas líneas de investigación en esta área, que
están siendo llevadas a cabo por institutos tecnológicos en diferentes partes
del mundo:
-
Mejoramiento de métodos de explotación basados en sísmica 3D.
-
Desarrollo
de
nuevos
métodos
numéricos
para
predecir
el
comportamiento fluido-dinámico del gas en las cavernas durante el proceso de
inyección y retiro, tales como PREPRE, MULTI y SITHERGAZ de Gas de
Francia.
-
Reducción de costos y mejoramiento de la operación.
a) Maximizando la capacidad de gas de trabajo.
b) Reduciendo el tiempo necesario para cambiar la condición de operación
(vaciado/inyección).
c) Mejorando el flujo por pozo mediante la aplicación de métodos de
estimulación.
66
d) Inyectando gas inerte (Ejemplo: N2) para que haga las veces de gas
base, de esta manera se puede sustituir hasta un 20% del gas base con
ahorros calculados entre 100 y 200MM$.
-
I&D de nuevos tipos de almacenamiento subterráneos: Cavernas de sal
con túneles horizontales y cavernas de roca no alineadas.
-
Desarrollo de la tecnología “Salternativer TM” por la empresa Natural
Storage Corporation of North América. Esta tecnología se basa en la utilización
de pozos horizontales los que mejoran la capacidad de entrega e inyectibilidad
respecto a los pozos verticales. Es aplicable a cavernas de sal y yacimientos
agotados. Mediante esta técnica se logra aumentar el flujo de gas
inyectado/entregado de 10 a 20 veces. En la actualidad existe un proyecto de
campo Stuart localizado en Oklahoma. Este es un campo agotado que se está
convirtiendo para el almacenaje del gas natural.
3.3.2 Tendencias tecnológicas en el almacenamiento en superficie del
gas natural.
El gas natural licuado es una de las formas que se adoptó con el avance
de la tecnología para satisfacer la demanda de este gas; ya que se creó una
cadena de procesamiento para su licuefacción, almacenamiento y transporte
para distribuirlo a los consumidores que están a grandes distancias de su
producción.
El almacenamiento en tuberías espéciales también es considerado como
parte de las nuevas tecnologías en el almacenamiento de gas natural.
67
CAPITULO IV
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES

El almacenamiento del gas natural es una medida para garantizar el
abastecimiento de este recurso energético.

Las normas que regulan el diseño de tanques y los criterios en el proceso
de almacenaje en subsuelo es fundamental si se quiere tener un mayor
grado de seguridad

Las nuevas tecnologías permiten tener un mayor control en el proceso de
almacenamiento subterráneo y en almacenamiento superficie tienen
aplicación como método para el transporte del gas natural.

En Venezuela solo se almacena gas a baja escala.
4.2 RECOMENDACIONES

Sincerar la data de gas venteado o quemado en la página oficial de
Petróleos de Venezuela (PDVSA).

Al estudiar las diferentes
formaciones geológicas utilizadas para el
almacenamiento de gas natural se recomienda el almacenamiento en
yacimientos agotados en la zona norte de Monagas.
68

Tomar en cuenta la División 1 y 2 del código ASME Sección VIII, en el
diseño de tanques esférico.
69
REFERENCIAS BIBLIOGRAFÍCAS
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Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS, Campus Los Guaritos,
Maturín, Estado Monagas.
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transporte de gas natural comprimido (GNC), link internet:
http://www.puntofocal.gov.ar/doc/r_gmc_03-08.pdf
Gascan (2007), tanque de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) link
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natural a gran escala, PDSA – INTEVEP, Caracas – Venezuela.
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planta de gas natural licuado (GNL), Trabajo de grado Universidad de
Oriente núcleo Anzoátegui, Departamento de Ingeniería Química,
Barcelona-Venezuela.
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Buenos Aires – Argentina, link de internet:
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Tecnológicas ITM No. 21.
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transporte del gas natural licuado (GNL) Barcelona- Venezuela.
70
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natural a gran escala. Caracas –Venezuela.
Durán, L Y González, O (2009) Evaluación de la factibilidad comercial del
pentano en la planta de fraccionamiento, almacenaje y despacho del
Complejo Criogénico José Antonio Anzoátegui. Puerto la CruzVenezuela.
71
APÉNDICE A
HOJA DE CÁLCULO PARA EL DISEÑO DE TANQUES ESFÉRICOS
DE ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL LICUADO.
72
APÉNDICE B
TABLA DE VALORES DE EFICIENCIA DE SOLDADURA (E).
APÉNDICES C
CÁLCULOS DE DISEÑO DE TANQUE ESFÉRICO DE
ALMACENAMIENTO DE GAS NATURAL.
Datos:
Tamb (°F)
Po (lb/pulg2)
V (Bls)
Gas a Almacenar
95
295
100000
Metano
(CH4)
a) Densidad de los Gases.
ρg =
P∗M
T∗R
20.070357 ∗ 16.04
104.5 ∗ 0.0821
ρg =
ρg = 37.5362 𝑔/𝑙
b) Temperatura de Diseño (oF).
𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = Tamb + 9.5
𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = 95 + 9.5
𝑇𝑑𝑖𝑠 ( 𝑜𝐹 ) = 104.5
c) Presión de Diseño (Lb/pulg2).
Si Po ≤ 300
Si Po > 300
Pdis = Po ∗ 1.1
Pdis = Po + 30
Pdis = Po + 30
Pdis = 295 + 30
Pdis = 325
d) Volumen de diseño (Bls).
𝑉𝑑𝑖𝑠 = 𝑉 ∗ 1.1
𝑉𝑑𝑖𝑠 = 100000 ∗ 1.1
𝑉𝑑𝑖𝑠 = 110000
e) Diámetro Interno (pie).
3
𝑉𝑑𝑖𝑠
𝐷𝑖𝑛𝑡 = √
0.093257
3 110000
𝐷𝑖𝑛𝑡 = √
0.093257
𝐷𝑖𝑛𝑡 = 105.66
f) Radio Interno (pie).
𝐷𝑖𝑛𝑡
2
105.66
=
2
𝑅𝑖𝑛𝑡 =
𝑅𝑖𝑛𝑡
𝑅𝑖𝑛𝑡 = 52.83
g) Área superficial de la esfera (pie2).
2
𝐴𝑠𝑢𝑝 = 3.1415593 ∗ 𝐷𝑖𝑛𝑡
𝐴𝑠𝑢𝑝 = 3.1415593 ∗ 105.662
𝐴𝑠𝑢𝑝 = 35071.37
h) Espesor de la pared de la esfera (pulg).
𝑃∗𝑅
] + 𝐶𝐴
2 ∗ 𝑆 ∗ 𝐸 − 0.2 ∗ 𝑃
325 ∗ 52.83
𝑡= [
] + 0.125
2 ∗ 55000 ∗ 1 − 0.2 ∗ 325
𝑡= [
𝑡 = 2.33 = 2 1⁄3
i) Volumen del Acero (pie3).
𝑉𝑎 = 𝐴𝑠𝑢𝑝 ∗ 𝑡
𝑉𝑎 = 35071.37 ∗ 2.33
𝑉𝑎 = 81719.89
j) Masa del Acero (lb).
𝑚𝑎 = 𝜌𝑎 ∗ 𝑉𝑎
𝑚𝑎 = 486.9294 ∗ 81719.899
𝑚𝑎 = 39791817
k) Masa del Gas (lb).
𝑚𝑔 = 𝜌𝑔 ∗ 𝑉
𝑚𝑔 = 2.3443 ∗ 100000
𝑚𝑔 = 234428.17
l) Masa total de la esfera (lb).
𝑚𝑡 = 𝑚𝑎 + 𝑚𝑔
𝑚𝑡 = 39791817 + 234428.17
𝑚𝑡 = 40026245.17
m) Máxima presión de trabajo permisible.
𝑆∗𝐸∗𝑡
𝑅 + 0.6 ∗ 𝑡
55000 ∗ 1 ∗ 2.33
𝑃𝑚𝑎𝑥 =
52.83 + 0.6 ∗ 2.33
𝑃𝑚𝑎𝑥 =
𝑃𝑚𝑎𝑥 = 2043.94
n) Presión Prueba hidrostática.
𝑃ℎ = 𝑃𝑚𝑎𝑥 ∗ 1.43
𝑃ℎ = 2043.94 ∗ 1.43
𝑃ℎ = 2922.8376
Datos de Entrada (Gas a almacenar):
Nomenclatura
Significado
Unidades
Tamb
Temperatura ambiente
°F
Po
Presión de Operación
lb/pulg2
V
Volumen
Bls
Datos de Salida (Especificaciones de diseño):
Nomenclatura
Significado
Unidades
Ρg
Densidad de los Gases
Lb/pie3
Tdis
Temperatura de Diseño
°F
Pd
Presión de Diseño
Lb/pulg2
Vdis
Volumen de diseño
Bls
Dint
Diámetro Interno
pie
Rint
Radio Interno
pie
Asup
Área superficial de la esfera
pie2
T
Espesor de la pared de la esfera
Pulg
ρa
Densidad del Acero
Lb/pie3
Va
Volumen del Acero
pie3
Ma
Masa del Acero
lb
ρg
Densidad del Gas
Lb/pie3
mg
Masa del Gas
lb
mt
Masa total de la esfera
lb
Pmax
Máxima presión de trabajo permisible
Lb/pulg2
Ph
Presión Prueba hidrostática
Lb/pulg2