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 (gas-líquido). 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 X-70 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 Processing-Special), 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 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.