Tesis De Gasoducto 26d5q

SUMINISTRO DE GAS PUNTO FIJO (NOTICIA DEL 3 DE FEBRERO)

Ya en mar falconiano plataforma para extracción de gas En el Campo Perla, bloque Cardón IV, situado en las profundidades del Golfo de Venezuela y a 50 kilómetros de la parte oeste de la península de Paraguaná, fue instalada la base que servirá de soporte a la subestructura (Jacket) costa afuera requerida para completar los pozos de desarrollo e iniciar la extracción de gas para incorporarlo al sistema nacional. Este hecho histórico en el país, impulsado por el Comandante Eterno Hugo Chávez Frías y supervisado por la gobernadora Stella Lugo, fue inspeccionado por el director ejecutivo de Costa Afuera, Douglas Sosa, así como por el gerente (e) del Proyecto de Gas Rafael Urdaneta, División Costa Afuera, Francisco González, acompañados además del comandante de la Zona de Operaciones de Defensa Integral (ZODI) Marítima Insular, Contralmte. Andrés Gómez Rojas. La subestructura (Jacket), traída del golfo de México, estará en el país en aproximadamente 20 días a fin de hacer la interconexión y comenzar la producción del gas, que de acuerdo a Douglas Sosa, se extraerán los primeros 150 millones de pies cúbicos para, en aproximadamente dos meses, incorporarlo a la matriz del sistema de Venezuela. Se espera que entre agosto y septiembre los pies cúbicos aumenten a 450 MMPCED, hasta lograr 1.200, en aproximadamente dos años. “Este es un momento histórico para el país porque tradicionalmente el gas que hemos venido utilizando se ha venido incorporando por medio de un proceso terrestre y ahora, después de cien años, vamos a utilizar el gas costa afuera que tiene características distintas a la producción de gas natural sobre tierra”, sostuvo Sosa. Explicó que luego de años previos de estudio al subsuelo, trabajos de perforación entre otras actividades, por parte de la estatal petrolera Pdvsa y el gobierno del presidente Nicolás Maduro, hoy se llega a la parte final de la primera etapa del proyecto de extracción de gas Rafael Urdaneta. “Con la instalación de la plataforma haremos luego una interconexión con los sistemas de tubería y a la par, estaremos arrancando la operación de una planta ubicada en tierra desde Punta Cardón, que extraerá los líquidos”, dijo el experto. Beneficios para la comunidad Con este nuevo plan del gobierno bolivariano, se prevé que los líquidos que se queman de la planta termoeléctrica sean reemplazados por el gas, además que puedan ser exportados.

“Vamos a tener más capacidad de exportación de líquidos y vamos a utilizar el gas para los procesos de producción de la planta termoeléctrica, esto nos permitirá aumentar la producción nacional y economizar divisas”, refirió el director ejecutivo de Cuesta Afuera, quien agregó que una porción del recurso se destinará al gas doméstico a través de la red del occidente del país. Resguardo En cuanto al resguardo de este punto estratégico de la región y el país, el comandante de la ZODI Marítima Insular, Contralmte. Andrés Gómez Rojas señaló que junto a otras instituciones se mantendrán alertas ante cualquier eventualidad que pueda afectar el Campo Perla. “Estamos y esteremos abocados, junto a vigilancia costera, la armada aérea, el equipo de guardacostas y otras autoridades, en mantener el resguardo de este y otros espacios de la región y el país”. Acotó que como armada se sienten orgullosos, “pues este hecho constituye el desarrollo integral de la nación y la demostración de la unión cívica militar que prevalece entre los venezolanos”.

Tipos de almacenamiento del gas El Código ASME o Normas ASME (Sección VIII) regula respecto a los desechos y la fabricación de tanques de almacenamiento para presiones de operación mayor de los 15 psig.

1. Tanques de almacenamiento Esféricos Los Tanques de almacenamiento esferas son principalmente usados para almacenamiento de productos encima de los 5 psig. 2. Tanques de almacenamiento 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 usaos par almacenar productos también encima de los 5 psig 3. Tanques de almacenamiento Cilíndricos Horizontales La presión de trabajo puede ser desde 15 Psig a 1000 Psig o mayor. Algunos de esos tanques tienen cabeza hemisférica 4. Tanques de almacenamiento con Techo Fijo Están permanentemente armados al armazón del tanque. Los tanques soldados de 500bls de capacidad y mas largos pueden ser proporcionados con un FRANGIBLE ROOF (diseñado para el cuidado de la liberación de la cubierta soldada de los juntos del armazón en caso ocurra un exceso interno de la presión), en este caso la presión de diseño no excederá la presión equivalente del peso muerto del techo 5. Tanques de almacenamiento con Techo Flotante Este tipo de tanques es principalmente usado por almacenes cercano a la presión atmosférica. Techos flotantes son diseñados para mover verticalmente dentro del armazón del tanque para proporcionar una mínima constante de vacío entre la superficie del producto almacenado y el techo y para proporcionar un sello constante entre la periferia del tanque y el techo flotante. Estas pueden ser fabricadas en un tipo que esta expuesto al medio ambiente o un tipo que esta dentro de un techo fijo. Los tanques de techo flotante interno con un techo fijo externo son usados en áreas de pesadas nevadas desde que la acumulación de nieve o agua afecta la operación de la flotabilidad Ambos tanques: techo fijo o flotante interno son usados para reducir las pérdidas de vapor y conservar el fluido almacenado. 6. Tanques de almacenamiento Empernados Son diseñados y acondicionados como elementos segmentados los cuales son montados en localidades para poder proporcionar un completo vertical, cilíndrico, encima del terreno, cierre y apertura de la parte superior del acero de los tanques. Los tanques empernados API standardizados están disponibles en capacidad nominal de 100 a 10000 bls,diseñados a una presión atmosférica dentro de los tanques. Estos tanques ofrecen la ventaja de ser fácilmente transportados en cualquier localidad y levantados manualmente. 7. 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. 8. Tanques de almacenamiento de Caras Planas Cuando el espacio es limitado, como en mar afuera, se requiere de estos tanques de caras planas por que varias celdas de este tipo pueden ser fácilmente construidas y puestas en espacios reducidos que otros tipos de tanques. Los tanques de caras planas o tanques rectangulares son normalmente usados a presiones atmosféricas.

9. Estanques Forrados Los estanques son usados para la evaporación por desperdicios o almacenamiento de líquidos. Las consideraciones ambientales pueden excluir el uso de estanques forrados para el almacenamiento de mas volátiles o fluidos tóxicos. Los forros son usados par provenir perdidas del líquido almacenado, la filtración del terreno y posibles contaminaciones de las aguas subterráneas. Arcilla, madera, concreto, asfalto y forros metálicos han sido usados por mucho tiempo. Recientemente, una clase de imprevistos materiales de forros han sido desarrollados tal que utilizan membranas sintéticas. Comúnmente los materiales de forros usados son polivinilillo, caucho natural, caucho butilo. El nylon es usado en menor medida Algunas de las más importantes cualidades para un adecuado revestimiento son:       

Alta resistencia al esfuerzo de tensión y flexibilidad Buena aclimatación Inmunidad ante las bacterias y ataque de hongos Gravedad especifica mayor a 1 Resistente al ataque de la luz ultravioleta Ausencia de imperfecciones y defectos físicos Fácilmente reparable

El detector de fugas algunas veces debe ser construido dentro de este sistema – estanque, especialmente cuando son desechos tóxicos los que son almacenados. Los tipos de sistemas detectores de fugas que son comúnmente usados son: sistemas de drenaje, underbed, mediciones de resistividad del terreno y monitoreo de pozos así como combinaciones de estos 10. Almacenamiento en hoyos Es similar que el anterior pero es solo usado en alguna emergencia básica. El uso de estos tipos de sistemas de almacenamiento son limitados por la entidad reguladora de gobierno. 11. Almacenamiento subterráneo Es más ventajoso cuando se requiere almacenar grandes volúmenes. Es muy ventajoso cuando se tiene una alta presión de vapor del producto Los tipos de almacenamiento subterráneo son: construcción de cavernas de sal por solución de minerales o la minería convencional, cavernas construidas en rocas no porosas por minería convencional, cavernas desarrolladas por la conversión de carbón, lutitas o minerales de sal 12. Solución de cavernas minadas Las cavernas son construidas perforando un pozo o perforando en el interior de las cavernas de sal y haciendo circular agua salada por el interior del reservorio de sal para disolver el mismo. Las cavernas pueden ser operadas por desplazamiento de salmuera, extrayendo el interior de la cavidad, por desplazamiento de vapor o para el caso de gas: por expansión Mas soluciones de cavernas minadas son operadas usando la técnica de desplazar salmuera. La cadena de tubería de desplazamiento es instalada cerca de la profundidad de la caverna y el producto es inyectado en el anular entre la tubería de producción y el casing de desplazamiento forzando a la salmuera a subir. Este procedimiento es utilizado para la recuperación de productos. En este tipo de recuperación un reservorio de salmuera es usualmente proporcionado.

13. Cavernas minadas convencionales Pueden ser construidas en algún lugar de rocas no porosas si esta se encuentra disponible a una adecuada profundidad para que el producto resista la presión. Mas cavernas conteniendo productos son construidos en lutitas, arcillas, dolomitas o granitos. Este tipo de cavernas es operado en SECO (la recuperación del producto es hecha por medio de bombeo). 14. Almacenamiento por refrigeración La decisión para usar el almacenamiento por refrigeración en un lugar presurizado es generalmente una función del volumen del líquido para ser almacenado, del rate de llenado, de las propiedades físicas y termodinámicas del líquido para ser almacenado y de la inversión de capital; expresa cada tipo de sistemas a emplearse Los parámetros envueltos en la selección de las facilidades para un óptimo almacenamiento por refrigeración son:      

La calidad y calidad del producto a hacer almacenado El rate de llenado, temperatura y la presión de flujo entrante Condiciones de envió del producto La composición del producto Medio de enfriamiento disponible (aire, agua, etc.) Disponibilidad y costo de utilidades

La adecuada elección de almacenamiento y de la adecuada integración de la facilidad de almacenamiento con la facilidad de refrigeración de almacenamiento es importante para la total economía en la inicial inversión y costos de operación. Cuando usamos almacenamiento por refrigeración, el líquido para ser almacenado es normalmente enfriado a la temperatura del punto de burbuja a presión atmosférica. Tanques de almacenamiento refrigerado normalmente opera a una presión interna de 0.5-2Psig Los requerimientos de refrigeración normalmente incluyen las siguientes funciones:          

Refrigeración de la corriente de llenado para temperatura de almacenamiento Productos de re licuefacción vaporizado por fugas de calor en el sistema Vapores de licuefacción desplazados por los líquidos Otros factores que deberían ser considerados son: Requerimientos de la energía de bombeo Variación de la presión barométrica Composición de productos No condensables Efectos de la radiación solar Productos de alta temperatura

Los fundamentos para los varios tipos de almacenamiento a bajas temperaturas de barcos tienen los mismos diseños como fundamento para comunes esperas y cilindros a presión. Una precaución debe ser notada. Más líquidos a temperaturas bajas son más ligeros que el agua y los barcos son diseñados para almacenar estos líquidos más ligeros. Por lo tanto, es común la práctica para los fundamentos de diseño para el total peso del contenido del producto y para el agua que el barco contiene, esto es para tener un rate de 1.25 veces el peso del producto.

ALTERNATIVAS DE TRANSPORTE DEL GAS

Alternativas de Transporte en un Gasoducto de Tierra: Comparaciones de Costos de Capital En los recientes PDM’s (Enero a Abril, Agosto, y Septiembre 2012 y otra vez en Enero del 2012) hemos expuesto varios aspectos del rendimiento físico y de transporte del dióxido de carbono (CO2) y el gas natural en su fase densa. Hemos ilustrado como las propiedades térmico-físicas varían en la fase densa y el impacto sobre los cómputos de caídas de presión. Éstas fueron comparadas utilizando las ecuaciones de la fase de vapor, así como la fase líquida. En el PDM de Agosto 2012, hemos analizado el transporte de un gas natural rico en su fase densa, comparando los resultados con el caso de transporte de éste gas aplicando la opción de dos fases (gaslíquido). Nuestro estudio destacó las ventajas y desventajas del transporte en la fase densa. En el PDM de Septiembre 2012, hemos analizado el transporte de un gas natural pobre en un amplio rango de presiones de operación desde las presiones relativamente bajas típicas de los gasoductos de transmisión hasta presiones mucho más elevadas dentro de la fase densa. En el PDM de Enero 2013, estimamos los costos de capital (CAPEX) como herramienta de comparación, y luego seleccionar las condiciones operativas asociadas con una facilidad de larga distancia – alto volumen de un gasoducto. En este Previo del Mes (PDM), revisitaremos el PDM de Enero 2013 , y continuaremos la exploración de las alternativas específicas de en un gasoducto de tierra. El enfoque de este mes será también sobre el estimado de los costos de capital como herramienta para la comparación, y luego selección de las presiones operativas mas las facilidades asociadas para una instalación de transmisión de alto volumen. Caso en Estudio: Continuaremos la aplicación de las bases del mismo estudio que fuera utilizado en Septiembre del 2012. La composición del gas mas las condiciones se presentan en la Tabla 1. Para la simplicidad, los cómputos, y discusión subsiguiente se efectuarán en base seca. El punto de rocío del gas de alimentación se redujo a -40 ˚F (-40 ˚C) pasando éste por un sistema de refrigeración mecánica para el control de punto de rocío. La composición resultante y condiciones resultantes del gas se detallan en la Tabla 1. El gas pobre posee un poder calorífico bruto de 1082 BTU/pcs (40.33 MJ/m3s), lo cual es el rango típico para la calidad contractual de un gas natural en Norte América. Los parámetros del gasoducto son: • Longitud de la Línea es de 1000 millas (1609 km). • Diámetro exterior del a tubería es de 42 pulgadas (1067 mm). Diámetros interiores iniciales para los análisis hidráulicos son: Caso A = 39.0 pul. (991 mm), Caso B = 40.0 pul. (1016 mm), y el Caso C = 40.5 pul. (1029 mm). • Se asumen condiciones de flujo continuo. • La Presión en el punto de descarga y succión de cada estación de compresión es de 1000 lpca (7 MPa) • Ésta es una tubería horizontal sin cambio de elevación. • Coeficiente Total de Transferencia de Calor es de: 0.25 Btu/hr-p2-˚F (1.42 W/m2-˚C). • Temperatura Ambiental es 65˚F (18.3˚C). • Eficiencia Politrópica de los Compresores es 75% • Caída de Presionen los Enfriadores Aéreos es 35 kPa (5 lpca) • Conjunto de Simulación (Software): ProMax y aplicando la Ecuación de Estado Soave-Redlich-Kwong (SRK). Tabla 1. Composición y condiciones del gas de alimentación y gas pobre

Cuatro casos de transportación de tierra se consideran y cado uno se detalla brevemente a continuación. El número de segmentos de la tubería, longitud de éste, y presión de alimentación de cada segmento se presentan en la Tabla 2 en unidades internacionales SI, y las de campo (FPS,pie,libra,segundo). Caso A: Alta Presión (Fase Densa) Este gasoducto es de configuración de única estación de compresión. La presión de alimentación se ubica en la fase densa. Posterior a su procesamiento y paso por el depurador de la primera etapa, la presión del gas pobre es aumentada a 4.24 a 9.363 MPa (615 hasta 1358 lpca), y luego enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C). El gas se comprime adicionalmente en la segunda etapa a 20.684 MPa (3000 lpca). Éste gas comprimido de alta presión es enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C) y pasado luego por un separador antes de ser introducido a la extensa línea de transmisión. Caso B: Presión Intermedia Este gasoducto es integrado por tres estaciones de compresión espaciadas equitativamente a 536 km (333 millas). La presión de entrada de la línea es cercana a zona de la fase densa. En cada estación, la presión se aumenta desde 4.24 a 12.8 MPa (615 a 1858 lpca) en una etapa, luego enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y finalmente pasado por un separador antes de ser alimentado a cada segmento de la tubería. Caso C: Baja Presión Este gasoducto posee cinco estaciones de compresión equitativamente espaciados en segmentos de 200 millas (322 km). En la primera estación, se incrementa la presión desde 4.24 hasta 10.9 MPa (615 a 1577 lpca), y en las cuatro estaciones siguientes, la presión es elevada de 7 hasta 10.9 MPa (1015 a 1577 lpca) en una etapa, para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y finalmente pasado por un separador antes de ser introducido a cada segmento del gasoducto. La presión de alimentación del gasoducto se ubica muy por debajo de la de su fase densa. Tabla 2. Especificaciones del gasoducto para los cuatro casos

Caso D: Alta Presión Este caso es similar al caso B excepto que opera en la fase densa y el diámetro exterior es de 914 mm (36 pul.). Esta línea posee tres estaciones de compresión equitativamente ubicadas a 536 km (333 millas). La tubería refleja presión de entrada en la fase densa. Posterior a su procesamiento y descarga del depurador de descarga de la primera etapa, la presión del gas pobre se aumenta desde 7 a 17.7 MPa (1015 a 2565 lpca) en una etapa, para luego ser enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F). El gas es comprimido adicionalmente en la segunda etapa hasta 17.72 MPa (2570 lpca). Este gas de alta presión es enfriado hasta 37.8 ˚C (100 ˚F) y luego sometido a separación antes de alimentar el gasoducto extenso. En cada estación siguiente, la presión se aumenta desde 7 a 17.7 MPa (1015 a 2565 lpca) en una etapa, para luego ser enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F), y finalmente sometido a separación antes de su introducción a cada segmento del gasoducto. Como se puede observar en la Tabla 3, el Caso A con una sola estación de compresión requiere la potencial total mínima, y el menor requerimiento de cargas térmicas. El aumento de potencia para el Caso B (con tres estaciones de compresión) es del orden del 38% comparado al Caso A, y 54 con 89% comprado con los Casos C (de cinco estaciones de compresión, y el Caso D (con 3 estaciones de compresión), respectivamente. Estos aumentos en los requerimientos de potencia y carga térmica son significantes. Similarmente, el aumento en la carga térmica se estima en 6, -1, y 59% para los Casos B hasta el D comparado con el Caso A, respectivamente. Tabla 3. Resumen de las simulaciones de computación para los cuatro casos.

La variación de las presiones del gas se observan en la Figura 1 para los Casos A, y B. Como discutido en los PDM previos, cuando se trans-grafican los diagrama de fases con los perfiles de presión y temperatura, las condiciones de descarga de del gasoducto se ubican a la derecha de la línea de punto de rocío con el gas permaneciendo en fase gaseosa. El espesor de pared es un factor económico importante. Los materiales de las tuberías representan aproximadamente el 40% del Desembolso de Capital (CAPEX) de la línea. La construcción de la misma responderá históricamente por aproximadamente otro 40% del mismo CAPEX. La aproximación del CAPEX se desarrollará más adelante en este PDM. Una vez que el espesor se haya determinado, se procede a calcular el peso total (bruto) – (tonelaje) de la tubería, así como los costos del material férrico de ésta. El espesor de pared, t, para los tres casos se calcula empleando una variación de la ecuación de Barlow presentada en el Estándar ASME B31.8 para las Líneas de Transmisión de Gas:

Donde, • P es la máxima presión operativa permisible, acá fijada en 1.05 por la presión de entrada. • OD es el diámetro exterior. • E es la eficiencia de la junta (asumida a ser 1) como la línea será soldada mediante soldaduras gruesas de junta y 100% inspeccionadas. • F es el factor de diseño, (rangos entre 0.4 a 0.72), y acá fijado en 0.72 para las aéreas remotas. • T es el factor de ajuste e igual es 1.0 con la temperatura de entrada no mayor de 100 ˚F (37.8 ˚C). • σ es la fuerza de tracción del material (Grado X70 = 70,000 lpca o 448.2 MPa), y • CA es lo permitido para la corrosión (asumido a ser 0 pul. o 0 mm, para este gas seco). Después de calcular el espesor de pared, la relación diámetro a espesor de pared (D/t) es verificada contra los siguientes valores aproximados operativos (rules of thumb): • Tuberías de Tierra operan con un máximo de D/t igual a 72. Si el D/t calculado es alto, el espesor de pared se incrementa para arrojar el D/t máximo permisible. Figura 1. Variación de la presión en el gasoducto (Casos A y B)

Aplicando la conocida presión inicial de la hidráulica como punto de partida, la PMOP (MAOP), y luego el espesor pueden ser calculados. Éste espesor de pared es comparado contra el criterio de máximo D/t. La Tabla 4 resume éstas características para los tres casos, para ambas ubicaciones de tierra, y costa fuera.

Conociendo el espesor de pared y diámetro permite calcular el peso lineal (pie o metro). Éste peso total para la línea de 1609 km (1000 millas) igual puede ser calculado. El peso unitario se presenta en kg/m (lbm/pie) y el peso total en toneladas métricas (1000 kg) y toneladas cortas (2000 lbs). Los resultados de estos pesos son presentados en la Tabla 5. Tabla 4. Presiones, y Selecciones de Espesores de Pared

Tabla 5. Selecciones de Espesores de Pared y Peso Total del Hierro

Algunas observaciones de éstos computes son: • Disminución del diámetro de la tubería de 42 pul hasta 36 pul. no causa reducción dramática del tonelaje total del hierro. Esto se debe al incremento de las presiones requeridas para transmitir el mismo caudal en un diámetro menor, así aumentando el espesor de pared. • Aumentando el grado del hierro (Punto Cedente Mínimo de Tracción Especificado-(SMYS)) desde el X70 al X-80 disminuiría el tonelaje total requerido aproximadamente en un 14%. Como se observará, ésta reducción arrojaría menores costos significativamente. • El volumen del hierro combinado con el diámetro y espesor de pared requerirán una mayor porción en la capacidad de manufactura de la tubería. Si éste fuese un proyecto sancionado, la procura del material férrico tendría que licitarse con antelación de la construcción planificada. • Espesores de pared NO se eleven al estandar mayor de espesor API. La cantidad excesiva del material férrico requerido le permite al comprador dictar un espeso no-estandar. Las fábricas indicadas estarían muy complacidas en cumplir con dicho requerimiento. Desembolsos Estimados de Capital Los costos de capital (CAPEX) para estos estimados se basan en dos variables claves: espesor de pared de la línea y la potencia de compresión requerida. Ambos se ven dependientes en el perfil de presión, el cual es dictado por los números de estaciones de compresión. El costo estimado se ve calculado por las siguientes presunciones: • Costo de la tubería de línea se ubica en US$ 1200 por tonelada corta con un 15 % agregado por los recubrimientos. • Costo total de la Tubería instalada es de 2.5 veces la sumatoria de costo del hierro, mas recubrimientos. Este factor se ha mantenido sorprendente similar históricamente para ambos casos de tierra, así como líneas de largo alcance y diámetros amplios costa fuera. Factores específicos al Proyecto tales como terreno montañoso para el caso de gasoductos tierra pueden impactar este factor multiplicador del costo. • No se contemplan diferencia de costos adicionales entre los escenarios de construcción de tierra. En realidad existe alguna diferencia que puede ser significativa. Éstas dependen en la gran mayoría de la ubicación del proyecto y factores que pudiesen incluir el tiempo y los cambios de sazón, terreno para los

tendidos de tierra, infraestructura disponible y su impacto sobe la logística, así como la disponibilidad de equipos de construcción y mano de obra. • Los Compresores y equipos asociados (unidades de potencia, enfriadores, y ancilares) se cotizan en unos $US 1500 por caballaje de demanda. • Las estaciones de compresión en tierra se cotizan en unos US$ 25 millones para los equipos integrantes de cada sitio, edificaciones, y los equipos no directamente relacionados con la compresión del gas. Con estas presunciones de costos, un estimado de la orden de magnitud (EODM) para el costo total instalado (CTI) es desarrollado para la tubería, y finalmente combinado para el sistema total del gasoducto de TIERRA en la Tabla 6 – Estimado de Gasoducto, Tabla 7 – Estimado de Estaciones de Compresión, y la Tabla 8 – EODM total para el sistema integrado. Tabla 6. Costo Total de Instalación de la Tubería – SISTEMA DE TIERRA

Tabla 7: Costos Totales de las Estaciones de Compresión – SISTEMA DE TIERRA

Tabla 8: Sitema Total EODM – SISTEMA DE TIERRA

Los resultados son indicativas de hallar un conjunto de presiones operativas, diámetros de tuberías y números de estaciones de compresión que resulten en cambios despreciables con combinaciones de los parámetros claves (CASOS B, C, D). La selección de la configuración del sistema “’optimo” involucrará definiciones adicionales de ingeniería, consideración de los retos de construcción, y evaluación de otros parámetros tales como los gastos de operación (CAPEX), retos ambientales y de permisología, y mayor profundidad de análisis en la evaluación de los planes de construcción y costos. Los costos totales instalados para este sistema de TIERRA disminuyen con la disminución de la presión operativa (MPOP), aun cuando la tasa de declinación también se ve mermada mientras se ven necesarias adicionales estaciones de compresión. Para éstos sistemas de tierra, el costo operativo, particularmente

los costos de combustible, pueden impactar la decisión tomada sobre la presión operativa/número de estaciones de compresión. Es común observar que los costos totales del ciclo de vida (OPEX mas CAPEX) empiecen a incrementar en algún momento mientras que el número de las estaciones de compresión y caballaje aumente con disminución de presión. A menudo, con la inclusión de los costos operativos la configuración “óptima” favorece presiones de operación mayores, y menores estaciones compresión. Éstos ajustes de costo CAPEX, y OPEX para la ubicación del proyecto pueden desplazar el “óptimo” hacia cualquier selección. Comentarios Finales: Hemos estudiado el transporte del gas natural en la región de la fase densa (alta presión), y comparado los resultados con los casos del transporte del mismo gas aplicando presiones intermedias, y reducidas. Nuestro estudio indica las siguientes observaciones: 1. Pueden existir varias configuraciones de sistema (diámetro de tubería, presiones operativas, y número de estaciones compresión) que resultan en mínimas variaciones. 2. Mientras aumenta la Presión Máxima Operativa Permisible (PMOP:MAOP), la potencia requerida mas el enfriamiento correspondiente pueden verse significativamente reducidos. 3. Los costos reducidos de compresión se ven compensados por los aumentos costos de instalación de tubería. 4. La ubicación física del proyecto puede impactar los costos significativamente, de esta manera la decisiones claves se basan en la presiones operativas, más el número de niveles de potencia en las estaciones de compresión. 5. Con la alta demanda de potencia de un mayor diámetro – alta capacidad de línea, los costos operativos del combustible pueden ser factor clave en la selección de configuración. Si la fuente del gas no refleja suficiente alto nivel de presión, se podrán requerir considerable potencia de compresión y enfriamiento, si la decisión es de aplicar la fase densa. En subsiguientes Previos del Mes, consideraremos el transporte costa fuera del gas natural, así como el efecto de la ubicación del proyecto más costos de operación en el ciclo de vida y la selección de su ciclo de vida. Para informarse adicionalemente, sugerimos su asistencia a nuestras sesiones G40 (Process/Facility Fundamentals),G4 (Gas Conditioning and Processing), G5 (Gas Conditioning and ProcessingSpecial), PF81 (CO2 Surface Facilities), PF4 (Oil Production and Processing Facilities), and PL4 (Fundamentals of Onshore and Offshore Pipeline Systems). La Consultoría John M. Campbell (JMCC) ofrece experiencia en su consultoría sobre este tema y varios adicionales. Para mayor información sobre los servicios proporcionados por la JMCC, visite nuestra dirección en la red alwww.jmcampbellconsulting.com, o envíenos un correo electrónico al [email protected]. Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford References: 1. Beaubouef, B., “Nord stream completes the world’s longest subsea pipeline,” Offshore, P30, December 2011. 2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/ 3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2012.

La experiencia de SUDEL, C.A. permite que su personal capacitado, pueda ofrecer servicios de consultoría a los clientes, para guiarlos en las soluciones más rentables en cuanto a costos y beneficios.

Ingeniería conceptual SUDEL, C.A. está en capacidad de realizar ingeniería conceptual considerada en los siguientes términos: La ingeniería conceptual es la primera etapa de un proyecto, después de que se ha planteado su necesidad. Durante esta etapa se definen, de una manera preliminar, aspectos como los siguientes:



Capacidad requerida para la instalación.



Ubicación aproximada.



Área física de la instalación.



Costo de inversión.



Costo de mantenimiento.



Rentabilidad de la inversión.



Previsión para ampliaciones futuras.



Disposición general de los equipos en el área de la planta.



Diagrama de flujo de los procesos principales.



Estudio de vías de .



Requerimientos de los servicios públicos o determinación de producción propia.

Ingeniería básica SUDEL, C.A. está en capacidad de realizar ingeniería básica considerada en los siguientes términos:

La ingeniera básica es una profundización del análisis realizado en la ingeniería conceptual previa cuyo resultado son los datos de entrada para esta etapa del diseño. Algunos de los avances que se logran en la ingeniería básica son los siguientes:



Definición mas precisa de la ubicación, lo cual puede variar posteriormente, por normas.



Revisión del área física requerida.



Revisión de los planos de equipos, en función del espacio físico requerido y de las normas.



Revisión de los diagramas de flujo de los procesos principales, y elaboración de los diagramas de procesos y de tubería e instrumentación (p&i) correspondientes.



Elaboración de los diagramas p&i correspondientes.



Elaboración de los diagramas unifilares para la alimentación eléctrica.



Elaboración de rutas preliminares de tuberías, cables y demás dispositivos.



Cálculos preliminares de cada sistema (hidráulico, eléctrico, etc.).



Determinación preliminar de las condiciones de operación, peso y dimensiones de los equipos principales del proceso.



Especificaciones de compra de los equipos principales, y otros que presenten largos tiempos de entrega.



Lista preliminar de equipos tales como: válvulas, tubería, instrumentos y cables. En general se deben emitir los cómputos de materiales.



Estimados de costo, el cual se hace a partir de los cómputos mencionados anteriormente.

Ingeniería de detalles SUDEL, C.A. está en capacidad de realizar ingeniería de detalle considerada en los siguientes términos: La ingeniería de detalle tiene como objetivo obtener el diseño detallado de la instalación, necesario para proceder con la construcción.



Revisión de la ingeniera básica.



Plano de disposición de equipos.



Diagramas de proceso y p&i definitivo.



Planos de rutas de tubería y cable.



Calculo definitivo de los sistemas mecánicos, hidráulicos y eléctricos.



Especificaciones de equipos, materiales y obras, emisión de licitaciones y órdenes de compras, para todos los equipos y materiales cuyas compras no hayan sido tramitadas previamente.

Instalación, procura y construcción (IPC) SUDEL, C.A. cuenta con la experiencia y personal capacitado para realizar la ingeniería IPC.

Procura Nuestro departamento de procura, velara para que las ordenes de compra al proveedor sean emitidas a tiempo, para cumplir con las fechas establecida de entrega.

Instalación



Instalación de equipos en cuanto normas



Instrucciones para arranque y puesta en marcha



Instrucciones en operación normal



Instrucciones en parada normal y de emergencia

Adiestramiento Entrenamiento a personal de los equipos que integran el sistema.

SUDEL, C.A. dispone de personal especializado en servicios, instalación y mantenimiento en las siguientes áreas:



Petróleo y gas



Petroquímica



Minero y siderúrgico



Alimentos y bebidas



Pulpa y papel



Plástico y elastómeros



Vidrio



Automotriz



Instituciones



Construcción



Ferretero

http://www.sudelca.com.ve/ingenieria.htm