Alternativas de Transporte en un Gasoducto de Tierra: Comparaciones de Costos de Capital

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).

Simulación Hidráulica Resultados y Discusiones:

 

Los cuatro casos se simulan en ProMax[3] para determinar los perfiles de la presión y temperatura, caballaje de compresión, y las cargas de los post enfriadores. La Tabla 3 presenta los resultados de la simulación para los citados caso en sistemas de unidades 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 4.24 a 9.363 MPa (615 hasta 1358 lpca), y luego enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F). El gas se comprime adicionalmente en la segunda etapa a  20.684 MPa (3000 lpca). Éste gas comprimido de alta presión es enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F)  y pasado luego por un separador antes de ser introducido a la extensa línea de transmisión. 

Caso B: Presión Intermedia

             Este gasoducto de 42 pulgadas DE (1067 mm) 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 37.8 ˚C (100 ˚F), y finalmente pasado por un separador antes de ser alimentado a cada segmento de la tubería. 

Caso C: Baja Presión

         Este gasoducto de DE de 42 pulgadas (1067 mm) posee cinco estaciones de compresión equitativamente espaciados en segmentos de 322 km (200 millas). 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 37.8 ˚C (100 ˚F), 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 de las Tuberías 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 la primera etapa, la presión del gas pobre se aumenta desde 4.24 a 8.71 MPa (615 a 1264 lpca) para luego ser enfriado  a 37.8 ˚C (100 ˚F). Éste es luego comprimido en la segunda etapa hasta 17.9 MPa (2595 lpca). El gas de alta presión es luego enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F), y pasado por un separador antes de su introducción a la línea de transmisión. En cada estación subsiguiente, la presión es aumentada desde 7 a 17.9 MPa (1015 a 2590 lpca) en una sola etapa, para luego ser enfriado a  37.8 ˚C (100 ˚F), y finalmente pasado por un separador antes de entrar a cada segmento del gasoducto.

            Como se puede observar en la Tabla 3, el Caso A con una sola estación de compresión requiere una 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. De manera similar, los requerimientos de cargas térmicas se ubican en el orden de 6, -1, y 59% para los casos B hasta el D, comparados con el caso A respectivamente. 

Tabla 3. Resumen de las simluaciones 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. 

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 históricamente por aproximadamente otro 40% del mismo CAPEX. La aproximación del CAPEX se desarrollará más adelante en este PDM. Una vez que el espesor de pared 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 1.1 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 de la temperatura, 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 la tubería (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 cuatro casos de ubicaciones de tierra.

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. Selecciones de las presiones y espesores de pared

Tabla 5: Espesores de Pared de las Tuberías 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. Aun cuando existe un incremento en la presión de alimentación para cumplir con el caudal adicional del gas, el menor diámetro resulta en un tonelaje total reducido.
• 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 a la construcción planificada.
• Espesores de pared NO se eleven al estándar 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.

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.    

Tabla 6: Costos Totales de Instalción de la Tubería – SISTEMA DE TIERRA

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

Tabla 8: Total EODM del Sistema – SISTEMA DE TIERRA

Los costos totales instalados para este sistema de TIERRA disminuyen con la disminución de la presión operativa (MPOP) mientras se adicionan estaciones de compresión. Para los sistemas de tierra, el costo operativo, particularmente costos de combustible, pueden ser uno de los parámetros claves sobre la decisión del 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 aumenten 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. Los ajustes de costo CAPEX, y OPEX para la ubicación del proyecto pueden desplazar el  punto “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. La clave es determinar por cuanto.
4. La ubicación física del proyecto puede impactar los costos significativamente, de esta manera las 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 un nivel suficientemente alto de presión,  se podrán requerir considerable potencia de compresión y enfriamiento, si la decisión es de aplicar la fase densa.