Comparaciones de Gastos de Capital (CAPEX)

Se viene aplicando con mayor incidencia el transporte de grandes volúmenes del dióxido de carbono (CO2) y el gas natural a alta presión (o fase densa), para atravesar grandes distancias. En el Previo del Mes de este mes, continuaremos nuestra investigación de algunos aspectos claves de este transporte en tuberías en fase densa. El enfoque de este mes será el de estimar los costos de capital como herramienta para comparar y luego seleccionar las presiones de operación asociadas con las largas distancias – altos volúmenes del gas en líneas de transmisión.

En recientes PDM’s (Enero a Abril 2012, y luego en Agosto, y Septiembre 2012),  discutimos varios aspectos del comportamiento físico, y transporte del dióxido de carbono (CO2), y el gas natural en su fase densa.  Hemos ilustrado como las propiedades térmico físicas se alteran en la fase densa y el impacto de éstas en los cómputos para la distribución de presión. Se han comparado las caídas de presión aplicando tanto la fase líquida como la de vapor.

En el PDM de Agosto 2012, hemos estudiado el transporte de de un gas natural rico en su fase densa , y comparado estos resultados con el caso de transporte del mismo gas bajo la opción de dos fases ( gas – líquido). Nuestro estudio analizó los criterios a favor y en contra de ésta opción de transporte en fase densa.

En el (PDM) de Septiembre 2012 analizamos el transporte de un gas natural pobre a una extensa variación de presiones desde las relativamente bajas, típicas en varias líneas de transmisión a otras más elevadas ubicadas extensamente dentro de la fase densa.

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 condicione de flujo continuo.
  • La Presión en el punto de descarga y succión de cada estación de compresión es de  615 lpca (4.24 MPa)
  • Ésta es una tubería horizontal sin cambio de elevación.
  • Temperatura Ambiental es 65˚F (18.3˚C).
  • Coeficiente Total de Transferencia de Calor es de: 0.25 Btu/hr-p2-˚F (1.42 W/m2-˚C).
  • Conjunto de Simulación (Software): ProMax y aplicando la Ecuación de Estado Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Tabla1. Composición y condiciones del gas de alimentación, y el gas pobre.

Tres casos para el transporte de este gas natural se consideran y cado uno lleva su breve explicación en el cuadro inferior. El numero de segmentos del gasoducto, longitud de éstos, mas las presiones de entrada de cada uno de éstos segmentos de los tres casos se presentan en la Tabla 2. En unidades de campo (fps (pls), pie, libra, y segundo), mas las unidades SI (Sistema Internacional).

Tabla 2. Especificaciones de los gasoductos par los tres casos

Resultados y Discusiones de la Simulación Hidráulica:

Los tres casos se simulan aplicando el ProMax [3] para determinar los perfiles de presión y temperatura, el caballaje de compresión, y las cargas térmicas de los post enfriadores. La Tabla 3 presenta un resumen de los resultados de simulación para los tres casos en sistemas de unidades pls (fps), y SI.

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 1496 lpca (10.32 MPa), y luego enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C). El gas se comprime adicionalmente en la segunda etapa a  3659 lpca (25.22 MPa). 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 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 615 lpca a 2071 lpca (4.24 a 14.28 MPa) 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). La presión de entrada se ubica muy por debajo de ésta para la fase densa. En cada estación, la presión es elevada de 615 lpca a 1637 lpca (4.24 a 11.28 MPa) 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.

Tabla 3. Resumen de las simulaciones de computación para los tres casos.

Como se puede observar en ésta tabla, el Caso A con una sola estación de compresión requiere la potencial total mínima, y el menor requerimiento de cargas térmicas. La reducción de potencia del Caso A es del orden del 51% comparado al Caso B (con tres estaciones de compresión), y 63 % comprado con el Caso 3 (de 5 estaciones de compresión). Estas reducciones en los requerimientos de potencia y carga térmica son significantes. Similarmente, la reducción en la carga térmica para el Caso A es del 39% comparado al Caso B, y 50% al Caso C, respectivamente.

La variación de las velocidades del gas, presiones, y temperaturas se observan en las Figuras 1 al 3 para los Casos A, y B. Como discutido en los PDM previos, cuando se trans grafican el diagrama de fases con los perfiles de presión empleando 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.

Figura 1. Variación de la velocidad del gas en la línea (Casos A y B)

Diseño Mecánico (Espesor de Pared y Grado)

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 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 para las Lineas de Transmisión de Gas ASME B31.8:

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 la pared, la relación Diámetro a espesor (D/t) es comparado en función de las siguientes aproximaciones generales:

  • Tubería de tierra poseen un máximo D/t de 72.
  • Tuberías Costa Fuera poseen un máximo D/t de 42.

Si la relación D/t calculada es excesiva, el espeso de pared es incrementado para asegurar el D/t máximo permisible.

Figura 2. Variación de la presión en el gasoducto (Casos A y B)

Figura 3. Variación de la temperatura 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 1000 millas (1609 km) igual puede ser calculado. El peso unitario se presenta en lbm/pie (kg/m) y el peso total en toneladas cortas (2000 lbs) y toneladas métricas (2200 lbs; 1000 kg). Los resultados de estos pesos son presentados en la Tabla 5.

Algunas observaciones de éstos computes que se pueden adelantar son:

  • Aumentando el grado del material férrico (Tensión Máxima Permisible de Cesión – TMPC) de X-70 a X-80 disminuiría el tonelaje del hierro aproximadamente un 14%. Como mostrarán los computes de costos, ésta reducción resulta en una reducción significativa de costos. Sin embargo, el uso del compuesto férrico X-80 aun no es aceptado en forma general por la industria de transmisión de crudos y gas.
  • El volumen del hierro combinado con el diámetro más el espesor de pared constituirán la porción principal de la capacidad de fabricación de la tubería.Si éste fuese un proyecto sancionado, la procura del hierro tendría que ser licitado de manera anticipada a la planificación de fabricación.
  • Espesores de pared NO se incrementan al próximo nivel de espesor API. La cantidad importante del hierro requerido le permite el comprador dictar un espesor no-estándar.Las fábricas de las tuberías estarán a ésta disposición para cumplir con éste requerimiento.

Tabla 4. Selecciones de Presiones y Espesores de Pared

Tabla 5. Selecciones de Espesores de Pared y peso total de Patín

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 es sorprendente similar para ambos caso 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, o el requerimiento de atrincherar un gasoducto costa fuera pueden impactar este factor multiplicador del costo.
  • No se contemplan diferencia de costos adicionales entre los escenarios de construcción de tierra, y costa fuera. En realidad existe alguna diferencia que puede ser significativa. Éstas dependen en la gran mayoría de la ubicación del proyecto y factores que pudiésen incluir el tiempo y los cambios de sazón, profundidad del mar par los proyectos costa fuera, terreno para los 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.
  • Las estaciones de compresión costa fuera se cotizan en unos US$ 250 millones para cada estructura fija, fabricaciones sobre la superficie del mar no directamente asociadas con la compresión del gas, y un complejo de alojamiento para el personal. Ésta presunción es sensitiva a la ubicación del proyecto, si la unidad es única o pertenece a un conjunto de estructuras, profundidad del agua, y condiciones acogidas – del -mar.
  • Los casos costa fuera de tuberías originan los de TIERRA con estaciones de pre-compresión.

Con estas presunciones de costos,  un estimado de la orden de magnitud (EODM) para el costo total instalado (CTI) es desarrollado para la tubería, luego las estaciones de compresión, y finalmente combinado para el sistema total del gasoducto 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 la Tubería Instalada

Nuestras presunciones de estimación pueden llegar a costos que son iguales para los gasoductos de tierra, o costa fuera. Ésta es la instancia en donde los conocimientos del proyecto son vitales para el ajuste del estimado para reconocer las condiciones que pueden impactar estas presunciones.

Tabla 7. Costo Total de Instalación Estaciones de Compresión

La variable de mayor sensibilidad para las estaciones de compresión es la ubicación de cualquier facilidad costa fuera. Ubicación, profundidad, y las condiciones acordes – del mar pueden, e impactarán el costo estimado significativamente.

Tabla 8. EODM Total para el Sistema

Los costos totales instalados para un 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 los 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 (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.

Para un sistema COSTA FUERA, la instancia de menor costo instalado indicado es el de configuración de tres estaciones de compresión. Esta solución para el CAPEX “optimo”  será sensible a la ubicación del proyecto como discutido anteriormente, así como como los costos operativos. A menudo, con los costos operativos incluidos, ésta configuración  “optima”  favorece  mayores presiones operativas, y menores estaciones de compresión.  Los ajustes de costos para la ubicación de un proyecto tanto de CAPAX, así como OPEX pueden favorecer ésta “optima” configuración hacia cualquier opción.

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. Mientras aumenta la MPOP, la potencia y capacidad de enfriamiento requerido puede  aumentar significativamente.
  2. Los costos reducidos de la compresión se ven compensados por el incremento de los costos de la tubería. La clave es cuanto.
  3. La ubicación de un proyecto puede tener impacto significativo en los costos, de manera que las decisiones claves se ven en tomar sobre las presiones operativas, rutas de tierra versus costa fuera (donde posible), más el número y niveles de potencia en las estaciones de compresión.
  4. Con las altas demandas de potencia de los gasoductos de grandes diámetros – altas capacidades, los costos operativos del combustible pueden ser factor clave para la selección de la configuración.  Si el gas en su fuente no es de suficiente  nivel de presión,  considerable potencia de presión y carga de enfriamiento podrán ser  requeridos si se adopta la decisión de aplicar la fase densa.

En los futuros Previos del Mes, consideraremos el efecto de la ubicación del proyecto y los costos operativos sobre los costos del ciclo de vida más la configuración seleccionada.

Para informarse adicionalemte, sugerimos su asistencia a nuestras sesiones G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), G5 (Gas Conditioning and Processing-Special), P81 (CO2 Surface Facilities), PF4 (Oil Production and Processing Facilities), and PL 4 (Fundamentals of Onshore and Offshore Pipeline Systems).

La Consultoría John M. Campbell (JMCC) ofrece experiencia sobre este tema y varios adicionales. Para mayor información sobre los servicios proporcionados, visite nuestra dirección en la red al  www.jmcampbellconsulting.com, o envíenos un correo electrónico al  consulting@jmcampbell.com.

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.