Indice
1.
Transporte de Petróleo y Gas
2. Distribución
3. Planificación de Sistemas de
Transmisión de Gas
4. Los estudios de impacto
ambiental y de riesgo como herramienta de planificación de
ductos
1. Transporte de
Petróleo y
Gas
El papel del
transporte en
la industria
petrolera es considerable: Europa Occidental
importa el 97% de sus necesidades, principalmente de Africa y de
Oriente Medio y Japón
el 100%.
Pero los países que se autoabastecen están apenas
mejor dotados, porque los yacimientos más importantes se
encuentran a miles de kilómetros de los centros de
consumo, en
EE.UU como en Rusia, en Canadá como en América
Latina.
En el mundo del petróleo
los oleoductos y los buques tanqueros son los medios por
excelencia para el transporte del crudo. El paso inmediato al
descubrimiento y explotación de un yacimiento es su
traslado hacia los centros de refinación o a los puertos
de embarque con destino a exportación.
Los "buques-tanques", barcos donde el
petróleo es transportado, se construyen generalmente
para este fín y son, en realidad, verdaderos tanques
flotantes. En Europa, el
aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el
equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de
300.000 y 500.000 Tn de carga, almacenamientos gigantes para la
descarga y tuberías de conducción (pipe-lines) de
gran capacidad.
Los buques petroleros o buques-tanque llevan las máquinas
propulsoras a popa, para evitar que el árbol de la
hélice atraviese los tanques de petróleo y como
medida de protección contra el riesgo de
incendio. Algunos de los petroleros de mayor porte encuentran
dificultades para atracar en puertos que carecen de calado
adecuado o no disponen de muelles especiales. En estos casos se
recurre a boyas fondeadas a distancia conveniente de la costa,
provista de tuberías. Estas, conectadas a terminales en
tierra,
permiten a los grandes buques petroleros amarrar y descargar
el
petróleo sin necesidad de ingresar al puerto.
La pipe line de petróleo crudo (oleoducto) es el
complemento indispensable y a veces el competidor del
navío de alta mar: en efecto, conduce el petróleo
del yacimiento situado a una distancia más o menos grande
de tierra
adentro, al puerto de embarque del yacimiento submarino a la
costa más cercana; del yacimiento directamente a la
refinería o finalmente, del puerto de desembarco a la
refinería.
En suma, el transporte de petróleo tiene dos momentos
netamente definidos: el primero es el traslado de la materia prima
desde los yacimientos hasta la refinería donde finalmente
será procesada para obtener los productos
derivados; el siguiente momento es el de la distribución propiamente dicha, cuando los
subproductos llegan hasta los centros de consumo.
Los oleoductos troncales (o principales) son tuberías de
acero cuyo
diámetro puede medir hasta más de 40" y que se
extienden a través de grandes distancias, desde los
yacimientos hasta las refinerías o los puertos de
embarque. Están
generalmente enterrados y protegidos contra la corrosión mediante revestimientos
especiales.
El petróleo es impulsado a través de los oleoductos
por estaciones de bombeo, controlados por medios
electrónicos desde
una estación central, que hacen que el petróleo
avance continuamente a unos cinco kilómetros por
hora.
Fig. 1 – Estación de bombeo
Los gasoductos, en primer término, conducen el
gas natural
que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o
asociado a plantas
separadoras y fraccionadoras.
A partir de dichos procesos de
separación, el gas ya tratado entra a los sistemas de
transmisión para ser despachado al consumidor
industrial y doméstico.
La instalación de oleoductos y gasoductos requiere gran
cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta
todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso de
transporte. Por caso, la construcción de un oleoducto o gasoducto
que puede tener que cruzar montañas, ríos o
desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es realizada
conjuntamente por varias empresas que
contribuyen a la enorme inversión de capital
necesaria.
Hoy por hoy, el sistema de
transporte de hidrocarburos
por tuberías resulta tan eficiente y económico que
existen miles de kilómetros de ellas.
Oleoductos (O) y Poliductos (P) | ||||
Denominación y Operadora | Trazado | Diám. (pulgadas) – Cap. transporte | Situación al 31/12/99 | |
Pto. Hernández, Nqn (*) | O | Pto. Hernández – Luján de | 16" (13.000) | Operativo |
Pto. Hernández, Nqn – YPF S.A., ENAP, Unocal | O | Pto. Hernández – Concepción, | 16" (24.000) | Operativo |
Pto. Hernández, Nqn (*) | O | Pto. Hernández – El | 14" (20.000) | Operativo |
Medanito, Nqn (*) | O | Medanito – Allen | 16" (26.000) | Operativo |
Challacó, Nqn (*) | O | Challacó – Allen | 14" (5.000) | Operativo |
Challacó, Nqn (*) | O | Challacó – Plaza Huincul | 10" (10.000) | Operativo |
Plaza Huincul, Nqn (*) | O | Plaza Huincul – Allen | 10" (6.000) | Operativo |
Allen, Río Negro (*) | O | Allen – Puerto Rosales (**), Buenos | 14" (39.000) | Operativo |
Allen, Río Negro (*) | O | Allen – Puerto Rosales, Buenos | 14" (40.000) | En Proyecto |
Pto. Rosales, B. Aires | O | Puerto Rosales – La Plata | 32" (42.000) | Operativo |
Campo Durán, Salta | P | Campo Durán – | 12" (6.700) | Operativo |
Montecristo, Córdoba | P | Montecristo – San Lorenzo | 12" (7.500) | Operativo |
Luján de Cuyo, Mendoza | P | Luján de Cuyo – Villa | 14" (15.000) | Operativo |
Villa Mercedes, San Luis | P | Villa Mercedes – Montecristo | 12" (11.500) | Operativo |
Villa Mercedes, San Luis | P | Villa Mercedes – La Matanza | 12" (4.800) | Operativo |
La Plata, B. Aires | P | La Plata – Dársena | (10.800) | Operativo |
La Matanza, B. Aires | P | La Matanza – Dársena | Operativo |
(*) Oleoductos operados por consorcio
Pérez Companc, Bolland, Astra, Bridas, Pluspetrol y
Tecpetrol.
(**) Terminal de Embarque de Oiltanking-Ebytem (Puerto
Rosales).
Gasoductos | |||
Denominación y Operadora | Trazado y longitud (km) | Diám. (pulgadas) – Cap. transporte | Situación al 31/12/99 |
NEUBA II / I San Martín Tramos Finales (3) TGS | Neuquen – Gral. Cerri TF – Gral. Cerri Cerri – Gutiérrez / Gral. 7.000 | 36" / 24" 30" 30" (56,9 MM) | Operativos |
NORTE CENTRO OESTE TGN | Salta – San Jerónimo – Mendoza N – San Jerónimo 7.300 | 24" 24" (54 MM) | Operativos |
METHANEX Bridas / YPF / Chauco Resources | TF / S. Chile 50 (Punta Arenas) | 10" (2 MM) | Operativo (Ene.1997) |
GASANDES TGN / Nova Gas Int’L. | C. Nqn / Chile 460 | 24" (10 MM) | Operativo (Jul.1997) |
PAYSANDÚ TGN | C. Nqn. / Uruguay (Paraná – Paysandú)- | 10" (1 MM) | Operativo (Oct.1998) |
URUGUAYANA Gainvest S.A./CMS/ Gas Argentina Co. | C. Nqn. (Paraná-Paso de los Libres)- BRASIL (Uruguayana-Porto Alegre)- 615 | 24" (10 MM) | En Construcción |
GASATACAMA- CMS Energy/ Endesa (Ch) / Astra | Salta (Cornejo)/ N. Chile 925 | 20" (9 MM) | Operativo (Jun1999) |
NORANDINO – TGN/ Tractebel | Salta (Pichanal) / N. Chile (Tocopilla) 1.140 | 20" (8,5 MM) | Operativo (Oct.1999) |
MERCOSUR (En proyecto) | NOA/Paraguay/Brasil 3.100 | En estudio Proyectado 2002 | |
GAS DEL PACIFICO Nova Gas Int’L. | C. Nqn. (Loma de la Lata)/C. Chile (VII (Talcahuano/Concepción) 537 | 20"/24" (3,5 MM) | Operativo (Nov.1999) |
CRUZ DEL SUR PAE/British Gas/ANCAP/Wintershall) | Buenos Aires (Punta Lara)/ Montevideo/ Brasil | 24"/18" (6 MM) | En proyecto (primer tramo) |
(*) Punta Lara – Colonia 24" 54 Km.
Colonia – Montevideo 18" 142Km.
Dado que los combustibles fósiles son
fundamentales en la economía mundial,
puesto que aproximadamente el 60% de la energía que se
consume en el planeta se obtiene de ellos, el proceso de
distribución cuenta con el desarrollo de
una extensa red logística para llevar los combustibles
desde la refinería hasta los centros de consumo.
Este proceso de distribución usa instalaciones y
vehículos para el transporte y almacenamiento.
En el caso de combustibles de amplia utilización como las
naftas, el gas oil y el combustible para aviación, este
complejo sistema incluye a los poliductos, terminales de
despacho, camiones de transporte especiales y estaciones de
servicio. Las
tecnologías de estas instalaciones son diversas y
permanentemente actualizadas procurando la llegada de los
combustibles a sus usuarios en los lugares, momentos y cantidades
requeridas, con el mínimo riesgo
ambiental.
Ciertos clientes
importantes pueden ser servidos por las refinerías de
manera directa. Así es como una central eléctrica
recibirá su fuel-oil directamente por poliducto o por
camiones cisternas.
Los poliductos son sistemas de
cañerías destinados al transporte de hidrocarburos
o productos
terminados. A diferencia de los oleoductos convencionales
-dedicados exclusivamente al transporte de petróleo
crudo-, los poliductos transportan una gran variedad de
combustibles ya procesados en la refinería. A
través de ellos pueden trasladarse principalmente
kerosene, combustibles para aviación, naftas, gas oil y
gases. El
transporte se realiza en baches sucesivos. Sucede normalmente que
un poliducto de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco
productos diferentes en distintos puntos de su recorrido, que son
entregados en la terminal de recepción o en estaciones
intermedias ubicadas a lo largo de la ruta. Para esta
operación se programan los envíos: las presiones y
la velocidad de
desplazamiento de cada producto son
controladas por medio de centros de computación. A condición de que se
cumplan ciertas normas, el nivel
de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el poliducto
alcanza sólo a pocas decenas de metros cúbicos.
Esto permite recuperar esta mínima fracción que
pasó por el poliducto como producto de
menor calidad, sin que
se afecte la calidad final del
producto.
Las terminales de despacho son plantas de
almacenamiento,
donde se acopian los combustibles enviados desde las
refinerías, a la espera de su carga en los camiones
cisterna que abastecen a las estaciones de servicio.
Además de los grandes tanques de almacenaje, un elemento
central de estas terminales es el Laboratorio de
Control de
Calidad. Este permite asegurar que todas las partidas de
combustible que se despachan en la planta estén dentro de
las especificaciones requeridas.
Fig. 2- Desde las terminales de despacho se |
Para llevar los combustibles desde las plantas de
despacho hasta las estaciones de servicio, se utilizan camiones
cisterna, especialmente diseñados y equipados con las
últimas tecnologías. Los modernos camiones pueden
transportar aproximadamente 40.000 litros de combustible,
contando además con dispositivos electrónicos que
miden permanentemente la carga recibida, en tránsito y
despachada. Utilizan un sistema de carga ventral -esto es, el
líquido ingresa por la parte inferior del tanque-. De esta
manera no se genera electricidad
estática y se recuperan los gases que se
encuentran dentro del receptáculo, evitando que sean
liberados a la atmósfera.
En la Argentina hay
más de dos mil camiones cisterna en operación; las
flotas son renovadas continuamente, adecuándolas a las
crecientes exigencias de seguridad y
protección ambiental.
Las estaciones de servicio están integradas a la
experiencia diaria de los habitantes de las ciudades y viajeros
de las rutas. Hoy, muchas de ellas son modernos puntos de
venta, que
incluyen Servicompras, Lubricentros y Lavados. Conforme a los
"Considerando" del Decreto Nacional Nº 1.028/01, las bocas
de expendio que trabajan bajo distintas banderas y denominaciones
asciende a 6.156. Sin embargo, esta familiaridad no debe hacernos
olvidar que se trata de instalaciones complejas, capacitadas para
brindar múltiples servicios bajo
estrictas normas de
seguridad y
ambientales. Las estaciones de servicio cuentan con
depósitos subterráneos, donde se almacena el
combustible que llega en los camiones cisterna. Estos tanques son
de acero recubierto
de materiales
sintéticos, que aseguran su hermeticidad y la calidad del
producto.
Fig. 3- Los últimos eslabones de la cadena: |
Otro equipamiento central de la estación son los
surtidores. Consisten en bombas accionadas
eléctricamente que llevan el combustible hasta los tanques
de los vehículos. Un sistema electrónico permite
controlar la cantidad de líquido cargado y realizar la
facturación.
El despacho de gas natural al
consumidor
individual es manejado por las compañías
distribuidoras con su propio sistema de tuberías. El gas
llega, por ejemplo para uso doméstico, a través de
pequeñas tuberías, frecuentemente plásticas,
con medidores individuales para sus clientes.
Acerca del OLDELVAL
Actividad
Transporte de Petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta
Puerto Rosales (Océano Atlántico).
OLDELVAL opera el sistema de Oleoductos desde la Provincia de
Neuquén hacia la Provincia de Buenos Aires,
transportando el petróleo de la cuenca Neuquina hacia el
Océano Atlántico (Puerto Rosales).
Para ello se utilizan 14 estaciones de bombeo, a lo largo de 1.521
km de recorrido que tienen sus tuberías. La
composición accionaria de OLDELVAL es: YPF S.A.
30%; Pecom Energía S.A 23,10%; Bolland y Cía. S.A.
14%; Pluspetrol Exploración y Producción S.A. 11,90%; Bridas S.A.P.I.C.
11,90%; Astra Compañía de Petróleo S.A. 7% y
Tecpetrol S.A. 2,10%.
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999,
OLDELVAL transportó alrededor de 86,4 millones de
barriles de crudo a un promedio aproximado de 237.000 barriles
diarios.
3. Planificación de Sistemas de
Transmisión de Gas
Un sistema de transmisión de gas natural
comprende tuberías de alta presión
que transportan gas entre puntos de abastecimiento y puntos de
distribución a las áreas de consumo (de mercado).
El gas distribuido en las áreas de mercado ingresan
al sistema de distribución a presión
más baja para ser distribuída a los consumidores
finales. El gas también puede ser transportado para su
almacenaje o bien para su conexión a otros sistemas de
transmisión.
Los sistemas de transmisión consisten de secciones de
tubería interconectados y frecuentemente incluyen
estaciones compresoras ubicadas a intervalos conforme a las
necesidades de variación de presión del flujo de
gas a través de las tuberías. La distancia entre
estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48 km a
más de 241 km, dependiendo de las condiciones del flujo
como así también de los requerimientos
económicos y las condiciones del terreno por donde se
desarrolla el sistema.
Las presiones de operación máximas de los sistemas
de transmisión son generalmente mayores a 3.450 kPa y
pueden llegar a los 10.340 kPa.
Relación Presión-Distancia en ductos.
Supongamos una sección de gasoducto típico con una
capacidad de transporte de 20 * 106
m3/diarios.
Comenzando a 6.895 kPa, el gas disminuye aproximadamente 1.800
kPa de presión en los primeros 100 km, y 3600 kPa en los
100 km siguientes. A los 220 km, la presión debería
descender a cero. Esta relación no lineal entre la
presión y la distancia es causada por la expansión
del gas.
Condiciones supuestas | |
Diámetro | 76,2 mm |
Flujo | 20 millones m3/d |
Temperatura | 15º C |
Para una tubería horizontal, el gradiente de
presión en algún punto es proporcional al cuadrado
de la velocidad del
gas en ese punto. Como su presión baja, el gas se expande
ocupando mayor volumen y
extensión de la tubería, y también la
velocidad se incrementa. El incremento de velocidad, a su turno,
hace que el gradiente de presión sea mayor.
Esto ilustra por qué la compresión es localizada a
intervalos relativamente cortos en sistemas de ductos. Si una
estación compresora de poder
suficiente es ubicada a los 100 km., por ejemplo, ésta
puede volver la presión a 7.000 kPa y con lo cual se
retorna a la relación presión-distancia
relativamente monótona. En cambio, si la
próxima estación compresora es ubicada al doble del
intervalo aquel (a los 200 km), más de tres veces de
caballos de fuerza (HP)
serán requeridos para retornar a la presión de
7.000 kPa.
Este ejemplo también muestra los
beneficios de presiones de operación más altas y el
mantenimiento
de estas presiones en un sistema de transmisión. Para un
ducto de diámetro y flujo dados, a la más alta de
las presiones, la pendiente de la curva de presión es la
más monótona (no presenta casi
variación).
La presión de operación más alta, sin
embargo, requiere de más compresión para el gas
abastecido al sistema, junto con un mayor grosor de la
lámina de acero o bien la utilización de acero
más resistente en la construcción del ducto.
Selección del ducto.
Efecto del diámetro sobre la capacidad del ducto
La capacidad de transporte de un ducto, aproximadamente, es una
función
de su diámetro elevado a la 2,5; asumiendo fijas las
presiones de entrada y salida, esta puede expresarse
como:
donde Ci es la capacidad y Di es el diámetro de
la línea respectiva.
Condiciones supuestas | |
Distancia | 100 km |
MAOP | 6.895 kPa |
P1 | 6.895 kPa |
P2 | 5.280 kPa |
Efecto de la presión de operación sobre la
capacidad
La capacidad máxima de transporte de un gasoducto de un
tamaño dado es prácticamente una función
lineal de la presión de operación, pasando por alto
el hecho que el gas natural no sigue las leyes
clásicas de gas de presión, volumen y
temperatura.
La presión máxima a la cual un gasoducto puede ser
operado se llama presión de operación máxima
permitible (MAOP).
Condiciones supuestas | |
Diámetro | 91,4 mm |
Temp. Flujo | 15º C |
P1 | MAOP |
P2 | MAOP/1,3 |
Determinación del espesor de las paredes del
ducto
El método
aceptado para la determinación del espesor de las paredes
de un ducto es la fórmula de Barlow,
donde:
t: espesor nominal de pared (mm)
P: presión de diseño
(kPa)
D: diámetro exterior (mm)
S: resistencia
mínima especificada (MPa)
F: factor de diseño
E: factor de unión longitudinal
T: factor de temperatura
El factor de diseño
depende del tipo de localización; los mismos son,
generalmente, aplicables en Norteamérica, aunque difieren
según las jurisdicciones,
Clase de Localización | Densidad de Población | Factor de Diseño |
1 | < 11 | 0,72 |
2 | 11 a 45 | 0,60 |
3 | > 45 | 0,50 |
4 | 0,40 |
El factor de temperatura
depende de la temperatura del gas de diseño como se
muestra a
continuación:
Temperatura (ºC) | T – factor de temperatura (*) |
£ | 1,000 |
150 | 0,966 |
180 | 0,929 |
200 | 0,905 |
230 | 0,870 |
(*) Para temperaturas intermedias, el
factor se determina por interpolación
Tipos de fuerza motriz
y compresores
En general, hay cuatro tipos de fuerza motriz que se utilizan y
dos tipos de compresores. La
unidad integrada por la fuerza motriz y el compresor debe ser
seleccionado teniendo en cuenta la aplicación particular
de la estación compresora.
Estaciones Compresoras
La función de una estación compresora de gas es
elevar la presión del fluido en la línea, con el
fín de suministrar la energía necesaria para su
transporte. Para la estación se cuenta con una
línea de succión donde el flujo inicia su
recorrido, pasando luego por unos medidores de flujo
computarizados que son los encargados de medir y almacenar minuto
a minuto toda la información referente a la corriente de
entrada, datos de
presión, temperatura, volumen y caudal. El gas
continúa su recorrido hacia los compresores,
pasando antes por los "scrubbers", que se encargan de extraer el
posible contenido de líquido. Finalmente, el gas a una
mayor presión, sale por la línea de descarga de las
compresoras, pasando por los medidores de flujo de esta
línea.
Toda estación cuenta, también, con un suministro de
potencia para la
puesta en marcha de los compresores, un motor por cada
compresor, un ventilador para el sistema de enfriamiento, un
sistema de válvulas
que regulan el paso de gas tanto para el funcionamiento de los
compresores como para el sostenimiento de la presión de
trabajo deseada, un pequeño compresor para el
accionamiento de dichas válvulas,
filtros que se encargan de extraer las impurezas que pueda
contener el gas para cumplir con los requerimientos del mercado y
toda la instrumentación necesaria para el control del
proceso de compresión.
Además, dentro de la estación se cuentan con
tanques de almacenamiento para los lubricantes y refrigerantes
que son utilizados en los motores, y para
los condensados drenados en la operación, esto
último, con el propósito de proteger y conservar el
entorno natural. Es importante señalar que en cada
estación compresora de gas natural, se cuenta con el
plan de manejo
ambiental dando cumplimiento a la disposiciones legales
nacionales sobre la materia.
Selección del compresor
Un compresor consiste de dos componentes principales: una fuerza
motriz y un compresor. La selección
de un particular tipo dependerá de las
consideración en conjunto de los aspectos técnicos
y económicos.
Las consideraciones técnicas
deberían incluir:
· disponibilidad en el tamaño
requerido;
·
compatibilidad con los tipos ya existentes en
operación;
· fiabilidad, seguridad y flexibilidad
bajo variaciones de presión;
· conveniencia para operación
remota o manual;
· disponibilidad de energía (por
ejemplo, para motores
eléctricos) y
· consideraciones ambientales (emisiones,
niveles nocivos).
Las consideraciones económicas debieran
incluir:
·
costo de capital;
· costos de
mantenimiento
y operación;
· costo de
combustible.
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