ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

ESTUDIO Y DIAGNÓSTICO DEL USO ADECUADO DE

ACCESORIOS, BRIDAS, VÁLVULAS, TUBERÍAS EN LOS

DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE

GAS, AGUA Y PETRÓLEO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO EN

PETRÓLEOS

TERÁN RODRÍGUEZ LEONARDO FLORENTINO

leonardo10x10@hotmail.com

DIRECTOR: ING. JOSÉ CEPEDA, MSc

pepecepe2004@yahoo.com

Quito, Abril de 2010

ii

DECLARACIÓN

Yo, Terán Rodríguez Leonardo Florentino, declaro bajo juramento que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

Leonardo Florentino Terán Rodríguez

iii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Leonardo Florentino Terán

Rodríguez, bajo mi supervisión.

Ing. José Cepeda, Msc DIRECTOR DE PROYECTO

iv

AGRADECIMIENTO

Agradezco primero a mi Dios Jehová, por estar conmigo siempre, espero poder

seguir los pasos de Jesús quien se deleitaba en hacer Su voluntad, yo quiero

esforzarme por poder hacer lo que Él nos pide en Proverbios 27:11, porque así

como Jesús regocija siempre el corazón de su Padre, yo también quiero hacerlo.

A mis padres José y Nelly, por su apoyo y paciencia, a mis hermanos Yanela y

Darlin, con quienes siempre puedo contar.

Sin la ayuda del Ingeniero José Cepeda este trabajo no hubiera sido posible por lo

que le agradezco infinitamente. Al Ingeniero Raúl Valencia ya que el siempre

trataba de inculcarnos valores y principios en las aulas de clase, y en general a

todos los profesores, quienes me transmitieron los conocimientos que ellos tienen

sobre esta profesión.

A mis amigos, Lenin, Andrés y Xavier, quienes son incondicionales. Y a una

amiga especial, que aunque he podido conocerla mejor hace poco, es un ejemplo

para mí de poner primero el Reino de Dios y después el resto, gracias Dayana.

Leonardo Terán

v

DEDICATORIA

Mi vida y todo lo que ella encierra,

incluyendo este proyecto, está dedicada a

Jehová, el Creador del Universo.

Leonardo Terán

vi

ÍNDICE CAPÍTULO 1 ........................................ .............................................................................................. 1

DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES ACCESORIOS Y TUBERÍAS INSTALADOS EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE UN CAMPO PETROLERO ... .............................................. 1

1. 1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN.......................................................................................... 1 1.1.1 MÚLTIPLES ...................................................................................................................... 1 1.1.2 SEPARADORES .............................................................................................................. 2 1.1.3 TANQUES ........................................................................................................................ 2

1.2 CÓDIGOS DE TUBERÍAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES. ............................................. 3 1.2.1 AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASME) B31, CÓDIGOS PARA PRESIÓN DE TUBERÍAS.......................................................................................................... 4 1.2.2 ASME SECCIÓN II, ESPECIFICACIONES DE MATERIAL............................................. 5 1.2.3 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API) .................................................................. 6 1.2.4 AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (ASTM) ................................. 7

1.3 COMPONENTES DE TUBERÍA ............................................................................................... 8 1.3.1 INTRODUCCIÓN A LOS COMPONENTES DE TUBERÍA .............................................. 8 1.3.3 TUBERÍA. ....................................................................................................................... 10

1.3.3.1 Tamaños de tubería ............................................................................................................... 11 1.3.3.2 Especificaciones de material ................................................................................................. 13

1.3.3.2.1 Materiales resistentes a la corrosión .............................................................................. 13 1.3.4 ACCESORIOS DE TUBERÍA ......................................................................................... 14

1.3.4.1 Uniones soldadas a tope ....................................................................................................... 15 1.3.4.2 Uniones roscadas .................................................................................................................. 15

1.3.5 BRIDAS .......................................................................................................................... 16 1.3.5.1 Tipos de Bridas ...................................................................................................................... 17

1.3.5.1.1 Bridas de Cuello (Weld Neck Flanges) .......................................................................... 17 1.3.5.1.2 Bridas de enchufe (Socket-Weld Flanges) ................................................................... 17 1.3.5.1.3 Bridas Roscadas (Threaded Flanges) ......................................................................... 18 1.3.5.1.4 Bridas Lap Joint (Lap-Joint Flanges) ........................................................................... 19 1.3.5.1.5 Bridas Corredizas (Slip-on Flanges) ............................................................................ 19 1.3.5.1.6 Bridas Ciegas (Blind Flange) ....................................................................................... 20

1.3.5.7 Normas ASME dimensionales para bridas ............................................................................ 21 1.3.6 VÁLVULAS ..................................................................................................................... 21

1.3.6.1 Funciones básicas de las válvulas ......................................................................................... 22 1.3.6.1.1 Permitir el paso de un flujo o detenerlo ........................................................................ 22 1.3.6.1.2 Regular o limitar el flujo................................................................................................ 23 1.3.6.1.3 Evitar el retorno del flujo .............................................................................................. 23 1.3.6.1.4 Regulación de presión y/o gasto .................................................................................. 23

1.3.3.1 Normas y códigos para válvulas ............................................................................................ 25 1.3.6.2.1 Normas ASME ............................................................................................................. 25 1.3.6.2.2 Especificaciones API ................................................................................................... 25 1.3.6.2.3 Normas API .................................................................................................................. 26

1.3.6.3 Tipos de válvulas ................................................................................................................... 26 1.3.6.3.1 Válvula de compuerta (Gate valves) ............................................................................ 27 1.3.6.3.2 Válvula de compuerta (Gate valves) ............................................................................ 29 1.3.6.3.3 Válvula Check (Check valves) ..................................................................................... 30 1.3.6.3.4 Válvula de Aguja (needle valve) ................................................................................... 32 1.3.6.3.5 Válvula de Seguridad (Pressure relief valve) ................................................................ 33 1.3.6.3.6 Válvula de Relevo (Discharge valve) ........................................................................... 34 1.3.6.3.7 Válvula Macho o válvula de Tapón (Plug valves) ......................................................... 35 1.3.6.3.8 Válvula de Bola (Ball valves) ........................................................................................ 35 1.3.6.3.9 Válvula de Diafragma (Pinch or diaphragm valves) ..................................................... 36 1.3.6.3.10 Válvula de Control (Control valves) ............................................................................ 37

CAPÍTULO 2 ........................................ ............................................................................................ 39

DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES DE TRABAJO DE LOS AC CESORIOS Y TUBERÍAS COMO PRESIÓN, TIPO DE FLUIDO, TEMPERATURA, ETC. ... ................................................... 39

2.1 CAMPO LAGO AGRIO ........................................................................................................... 39 2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO ........................................................................................ 39 2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ........................................................................................... 39

vii

2.1.3 PRODUCCIÓN LAGO AGRIO ....................................................................................... 40 2.2 PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO ............................................................................ 41 2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ........................................................................ 43

2.2.1 VISCOSIDAD .................................................................................................................. 44 2.2.2 VISCOSIDAD ABSOLUTA O DINÁMICA ....................................................................... 44 2.2.3 VISCOSIDAD CINEMÁTICA .......................................................................................... 45 2.2.4 DENSIDAD, VOLUMEN ESPECÍFICO Y PESO ESPECÍFICO ..................................... 45

2.3 REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS: LAMINAR Y TURBULENTO .......... 46 2.3.1 VELOCIDAD MEDIA DE FLUJO .................................................................................... 47 2.3.2 NÚMERO DE REYNOLDS ............................................................................................. 47

2.4 CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL ÁREA LAGO AGRIO .............................................. 48 2.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ................................................. 50 2.6 ECUACIÓN GENERAL DE ENERGÍA TEOREMA DE BERNOULLI ..................................... 50 2.6 MEDIDA DE LA PRESIÓN ..................................................................................................... 52

2.6.1 PRESIÓN BAROMÉTRICA ............................................................................................ 53 2.6.2 PRESIÓN MANOMÉTRICA ........................................................................................... 53 2.6.3 VACÍO ............................................................................................................................. 53 2.6.4 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO ................................................................................. 53

2.7 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN .............................................................................................. 54 2.7.1 FLUJO NATURAL........................................................................................................... 55 2.7.2 BOMBEO MECÁNICO ................................................................................................... 56 2.7.3 BOMBEO ELECTROSUBERGIBLE ............................................................................... 58 2.7.4 BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL) ......................................................................... 59

2.7.1.1 Diagrama de flujo ................................................................................................................... 59 2.8 INSTALACIONES DE SUPERFICIE ...................................................................................... 61

2.8.1 SEPARADORES ............................................................................................................ 62 2.8.2 TANQUES ...................................................................................................................... 63 2.8.3 EQUIPOS Y LÍNEA DE GAS .......................................................................................... 63

2.8.3.1 Separador .............................................................................................................................. 63 2.8.3.2 Scrubbers (Depuradores) ...................................................................................................... 63 2.8.3.3 Compresores ......................................................................................................................... 64

2.8.4 EQUIPOS DE REINYECCIÓN DE AGUA ...................................................................... 64 2.8.4.1 Bombas de Transferencia o Booster ..................................................................................... 65 2.8.4.2 Bombas de alta presión ......................................................................................................... 65 2.8.4.3 Tubería y accesorios instalados en la reinyección de agua ................................................... 66

2.9 CORROSIÓN ......................................................................................................................... 66 2.9.1 TIPOS DE CORROSIÓN ................................................................................................ 66 2.9.2 PÉRDIDA DE PESO CAUSADA POR CORROSIÓN. ................................................... 67 2.9.3 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS ........................................................ 68 2.9.4 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR CLORUROS ........................................................ 68 2.9.5 CONTROL DE LA CORROSIÓN. .................................................................................. 69 2.9.6 APLICACIÓN DE NACE MR-01-75. ............................................................................... 70 2.9.7 MONITOREO DE CORROSIÓN .................................................................................... 70

2.9.7.1 Observación directa ............................................................................................................... 70 2.9.7.1.1 Sin Corrosión ................................................................................................................. 71 2.9.7.1.2 Corrosión Superficial Definida ........................................................................................ 71 2.9.7.1.3 Ataque Metálico Poco Profundo ..................................................................................... 71 2.9.7.1.4 Picado o Acanalado ....................................................................................................... 71 2.9.7.1.5 Ampollas o Descamado ................................................................................................. 72 2.9.7.1.6 Rajaduras o Agrietamientos ........................................................................................... 72

2.9.7.2 Muestras para comprobación de corrosión ............................................................................ 72 2.9.7.2.1 Cupones......................................................................................................................... 72 2.9.7.2.2 Sujetadores y Aisladores ............................................................................................... 72 2.9.7.2.3 Sujetadores y Aisladores ............................................................................................... 73 2.9.7.2.4 Interpretación de los Resultados .................................................................................... 73 2.9.7.2.5 Rendimiento del Inhibidor .............................................................................................. 74

2.9.7.3 Monitoreo de corrosión en los equipos de operación ............................................................ 74 2.9.7.3.1 Probetas de Resistencia Eléctrica ................................................................................. 74 2.9.7.3.2 Conjunto de Probeta Galvánica ..................................................................................... 75 2.9.7.3.3 Medidores de Polarización Lineal .................................................................................. 75 2.9.7.3.4 Toma de Lecturas .......................................................................................................... 75 2.9.7.3.5 Picaduras Metálicas ....................................................................................................... 76

viii

2.9.7.3.6 Remoción de la Probeta................................................................................................. 76 2.9.7.3.7 Probetas de Hidrógeno .................................................................................................. 76 2.9.7.3.8 Inspección Ultrasónica ................................................................................................... 76 2.9.7.3.9 Radiografía .................................................................................................................... 77 2.9.7.3.10 Inspección de Partículas Magnéticas ........................................................................... 77 2.9.7.3.11 Inspección con Tintura Penetrante .............................................................................. 77 2.9.7.3.12 Registros ...................................................................................................................... 77

2.9.8 EJEMPLOS DE INSPECCIÓN VISUAL Y MEDICIÓN DE ESPESORES EN EL DISTRITO AMAZÓNICO. ........................................................................................................ 77

2.9.8.1 Línea de flujo LAG 17 Año 2007 ............................................................................................ 77 2.9.8.2 Línea de flujo LAG 17 Año 2009 ............................................................................................ 79 2.9.8.3 Power Oil ............................................................................................................................... 81

CAPÍTULO 3 ........................................ ............................................................................................ 84

SELECCIÓN DE TUBERÍAS Y ACCESORIOS PARA LOS SISTEMA S DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN UN CAMPO PETROLERO .. ............................................ 84

3.1 GENERALIDADES ................................................................................................................. 84 3.1.1 DEMARCACIÓN ENTRE SISTEMAS CON DIFERENTES CLASES DE PRESIÓN. ... 84 3.1.2 CONSIDERACIONES DE CORROSIÓN. ...................................................................... 85

3.2 DISEÑO DE TUBERÍA ........................................................................................................... 86 3.2.1 GRADOS DE TUBERÍA ................................................................................................. 86

3.2.1.1 Servicio de hidrocarburo no corrosivo ................................................................................... 86 3.2.1.2 Servicio de hidrocarburo corrosivo ........................................................................................ 87 3.2.1.3 Servicio para fisuración bajo tensión por sulfuros.................................................................. 87

3.2.2 DIMENSIONES, CRITERIO GENERAL ......................................................................... 88 3.2.3 CRITERIOS DE DIMENSIONES PARA LÍNEAS DE LÍQUIDO ..................................... 89 3.2.4 CRITERIO DEL DIMENSIONAMIENTO PARA LAS LÍNEAS DE GAS DE UNA FASE 91

3.2.4.1 Ecuación general de caída de presión ................................................................................... 92 3.2.4.2 Caída de presión empírica ..................................................................................................... 93

3.2.4.2.1 Ecuación de Weymouth ................................................................................................. 93 3.2.4.2.2 Ecuación de Panhandle ................................................................................................. 94 3.2.4.2.2 Ecuación de Spitzglass .................................................................................................. 95

3.2.4.3 Ecuación de la velocidad del gas........................................................................................... 96 3.2.5 CRITERIOS DE DIMENSIÓN PARA LÍNEAS DE DOS FASES GAS/LÍQUIDO. .......... 97

3.2.5.1 Velocidad erosional ............................................................................................................... 97 3.2.5.2 Velocidad mínima .................................................................................................................. 99 3.2.5.3 Caída de presión ................................................................................................................... 99

3.2.6 ESPESORES DE PARED DEL TUBO ......................................................................... 100 3.2.7 CONEXIONES DE ACOPLE ........................................................................................ 101 3.2.8 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD .................................................................................... 102 3.2.9 DISPOSICIONES DE INICIO DE OPERACIÓN .......................................................... 104

3.3 SELECCIÓN DE VÁLVULAS ............................................................................................... 104 3.3.1 GENERALIDADES ....................................................................................................... 104 3.3.2 SUGERENCIAS PARA LA APLICACIÓN DE CIERTOS TIPOS DE VÁLVULAS ....... 105

3.3.2.1 Válvulas de bola .................................................................................................................. 105 3.3.2.2 Válvulas de compuerta ........................................................................................................ 105 3.3.2.3 Válvulas macho o de tapón ................................................................................................. 106 3.3.2.4 Válvulas de mariposa .......................................................................................................... 106 3.3.2.5 Válvulas de globo ................................................................................................................ 107 3.3.2.6 Válvulas de diafragma ......................................................................................................... 107 3.3.2.7 Válvulas de aguja ................................................................................................................ 107 3.3.2.8 Válvulas check ..................................................................................................................... 108

3.3.3 DIMENSIÓN DE VÁLVULAS ........................................................................................ 109 3.3.4 CLASES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE VÁLVULAS ....................................... 110

3.4 ACCESORIOS Y BRIDAS .................................................................................................... 111 3.4.1 GENERALIDADES ....................................................................................................... 111 3.4.2 ACCESORIOS SOLDADOS ......................................................................................... 112 3.4.3 ACCESORIOS ATORNILLADOS ................................................................................. 112 3.4.4 CONEXIONES RAMIFICADAS .................................................................................... 112 3.4.5 BRIDAS ........................................................................................................................ 113

3.4.5.1 Generalidades ..................................................................................................................... 113 3.4.5.2 Protectores de bridas ........................................................................................................... 114

ix

3.4.5.3 Pernos y tuercas .................................................................................................................. 114 3.4.7 REQUERIMIENTOS ESPECIALES PARA SERVICIOS DE FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS ................................................................................................. 115 3.4.8 PREVENCIÓN DE EROSIÓN ...................................................................................... 115

3.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN .................................................................. 115 3.5.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL .................................................................................. 116 3.5.2 PRODUCCIÓN ESPERADA EN LA ESTACIÓN LAGO NORTE ................................. 116

3.5.2.1 Declinación de la producción ............................................................................................... 116 3.5.2.2 Incremento de la producción con los nuevos pozos ............................................................ 118

3.5.2.2.1 Producción de los nuevos pozos ................................................................................. 118 3.5.2.2.2 Suma de la proyección de la producción en condiciones actuales y con los nuevos pozos .......................................................................................................................................... 120

3.5 CÁLCULO DE LA LÍNEA DE FLUJO .................................................................................... 121 3.5.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 121 3.5.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 124

3.6 CÁLCULO DE LÍNEA PARA BOMBEO HIDRÁULICO ......................................................... 125 3.6.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 125 3.6.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 126

3.7 CÁLCULO DE LÍNEA PARA REINYECCIÓN DE AGUA ...................................................... 127 3.7.1 TUBERÍA ...................................................................................................................... 127 3.7.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS ....................................................................... 128

3.8 CÁLCULOS EN LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN ............................................................ 129 3.8.1 LÍNEAS DE GAS .......................................................................................................... 129

3.8.1.1 Línea de separador a scrubber ............................................................................................ 130 3.8.1.1.1 Tubería......................................................................................................................... 130

3.8.1.2 Línea de gas de scrubber a compresor ............................................................................... 132 3.8.1.2.1 Tubería......................................................................................................................... 132

3.8.1.3 Línea de separador a mechero ............................................................................................ 133 3.8.1.3.1 Tubería......................................................................................................................... 133

3.8.1.4 Válvulas, bridas y accesorios para las líneas de gas ........................................................... 134 3.8.2 LÍNEAS DE CRUDO ..................................................................................................... 135

3.8.2.1 Línea del múltiple a separador ............................................................................................ 135 3.8.2.1.1 Tubería......................................................................................................................... 135 3.8.2.1.2 Válvulas, bridas y accesorios ....................................................................................... 138

3.8.2.2 Línea de separador a tanques ............................................................................................. 139 3.8.2.2.1 Tubería......................................................................................................................... 139 3.8.2.2.1 Válvulas, bridas y accesorios ....................................................................................... 140

3.8.2.3 Cálculo de válvulas de alivio ................................................................................................ 140

CAPÍTULO 4 ........................................ .......................................................................................... 146

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA APLICACIÓN DEL P ROYECTO ....................... 146

4.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 146 4.2 ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO ............................................................................... 146 4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO ......................................................................... 146

4.3.1 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS ....................................................... 146 4.3.2 EVALUACIÓN DEL COSTO - BENEFICIO .................................................................. 147

4.3.2.1 Análisis del costo – beneficio por unidad ............................................................................. 147 4.3.2.2 Análisis del costo – beneficio según costo total ................................................................... 149

4.4 RESUMEN DE COSTOS EN GENERAL ............................................................................. 151

CAPÍTULO 5 ........................................ .......................................................................................... 154

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................... ............................................................ 154

5.1 CONCLUSIONES................................................................................................................. 154 5.2 RECOMENDACIONES ........................................................................................................ 155

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS......................... ..................................................................... 156

ANEXOS ........................................................................................................................................ 157

x

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: Estadísticas de pozos Lago Agrio ................................................................................... 40 Tabla 2.2: Producción histórica del Campo Lago Agrio ................................................................... 41 Tabla 2.3: Producción histórica Lago Agrio Norte ............................................................................ 42 Tabla 2.4: Características del crudo Lago Agrio .............................................................................. 49 Tabla 2.5: Análisis físico-químico del agua de formación ................................................................ 50 Tabla 2.6: Máximas presiones de trabajo para las diferentes clases (T = -20ºF -100ºF, Acero al carbono) ........................................................................................................................................... 54 Tabla 2.7: Tipos de levantamiento Lago Agrio ................................................................................. 55 Tabla 2.8: Línea de flujo pozo a estación ........................................................................................ 56 Tabla 2.9: Unidades del sistema Power Oil del Campo Lago Agrio, Estación Lago Norte ............. 60 Tabla 2.10: Pozos productores com bombeo hidraúlico que aportan a la estación Lago Norte ..... 60 Tabla 2.11: Tuberías, válvulas y accesorios de 1 bomba Power Oil. .............................................. 60 Tabla 2.12: Instalaciones en el área Lago Agrio .............................................................................. 61 Tabla 2.13: Capacidad de separadores del área Lago Norte. ......................................................... 62 Tabla 2.14: Capacidad de tanques del área Lago Norte. ................................................................ 63 Tabla 2.15: Compresor de gas en la estación Lago Norte .............................................................. 64 Tabla 2.16: Bombas Booster en la estación Lago Norte ................................................................. 65 Tabla 2.17: Funcionamiento actual de las bombas del sistema de reinyección de agua. ............... 66 Tabla 2.18: Tubería, válvulas y accesorios en reinyección de agua ............................................... 66 Tabla 2.19: Guía cualitativa para la pérdida de peso por corrosión del acero ................................ 68 Tabla 2.20: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 ................................. 78 Tabla 2.21: Datos de la inspección visual de la línea Lag 17 en el año 2007 ................................. 80 Tabla 2.22: Datos de la inspección visual de la línea Lag 34 .......................................................... 82 Tabla 3.1: Factores de compensación típicos .................................................................................. 89 Tabla 3.2: Producción esperada en la Estación Norte ................................................................... 116 Tabla 3.3: Cronograma de perforación para 2008 ......................................................................... 118 Tabla 3.4: Cronograma de perforación para 2009 ......................................................................... 118 Tabla 3.5: Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte ............................................... 119 Tabla 3.6: Producción diaria esperada en Lago Norte................................................................... 120 Tabla 4.1 Comparación de costos por unidad ............................................................................... 148 Tabla 4.2 Comparación de costos totales ...................................................................................... 149 Tabla 4.3 Costos en el campo y estación de producción............................................................... 151

xi

ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1: Variedad de componentes usados en un arreglo de tubería ----------------------------------- 9 Figura 1.2: Brida de Cuello ------------------------------------------------------------------------------------------- 17 Figura 1.3: Socket-Weld Flanges ----------------------------------------------------------------------------------- 18 Figura 1.4: Brida Roscada -------------------------------------------------------------------------------------------- 19 Figura 1.5: Brida lap joint con stub end --------------------------------------------------------------------------- 19 Figura 1.6: Brida Corrediza ------------------------------------------------------------------------------------------ 20 Figura 1.7: Brida ciega ------------------------------------------------------------------------------------------------ 20 Figura 1.8: Válvula reductora de presión ------------------------------------------------------------------------- 24 Figura 1.9: Válvula de compuerta y sus partes principales -------------------------------------------------- 28 Figura 1.10: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago ascendente ------------------ 28 Figura 1.11: Partes principales de la válvula de compuerta de vástago no ascendente -------------- 29 Figura 1.12: Válvula de globo y sus partes principales -------------------------------------------------------- 30 Figura 1.13: Válvula de retención----------------------------------------------------------------------------------- 30 Figura 1.14: Partes principales de la válvula de Retención de pistón ------------------------------------- 31 Figura 1.15: Partes principales de la válvula de Retención de balanceo --------------------------------- 31 Figura 1.16: Partes principalesde la válvula de Retención a) Horizontal de Levantamiento y b) Vertical de Levantamiento -------------------------------------------------------------------------------------------- 32 Figura 1.17: Válvula de aguja y sus partes principales -------------------------------------------------------- 33 Figura 1.18: Válvula de seguridad y sus partes principales -------------------------------------------------- 33 Figura 1.19: Válvula de Descarga y sus partes principales -------------------------------------------------- 34 Figura 1.20: Válvula macho y sus partes principales ---------------------------------------------------------- 35 Figura 1.21: Válvula de Bola y sus partes principales --------------------------------------------------------- 36 Figura 1.22: Válvula de Diafragma y sus partes principales ------------------------------------------------- 36 Figura 1.23: Válvula de Control y sus parte principales ------------------------------------------------------- 37 Figura 1.24: Válvula de Mariposa y sus partes principales --------------------------------------------------- 38 Figura 2.1: Ubicación del Campo Lago Agrio -------------------------------------------------------------------- 40 Figura 2.2: Balance de energía para dos puntos de un fluido ----------------------------------------------- 51 Figura 2.3: Relación entre las presiones manométrica y absoluta ----------------------------------------- 52 Figura 2.4: Mecanismos de empuje de agua y gas ------------------------------------------------------------ 56 Figura 2.5: Descripción del Bombeo Mecánico ----------------------------------------------------------------- 57 Figura 2.6: Descripción del bombeo electrosumergible ------------------------------------------------------- 58 Figura 2.7: Diagrama de Bombeo Hidráulico (Power Oil) ---------------------------------------------------- 59 Figura 3.1: Ejemplo de sistema que denota el cambio de clases de presión de bridas y válvulas - 85 Figura 3.2: Tipo de válvula de alivio en la estación Lago Norte ------------------------------------------- 142 Figura 3.3: Esquema de válvula de alivio pilotada ----------------------------------------------------------- 145

xii

Simbología

A = Área de la sección transversal de tubería u orificio en metros cuadrados (pies

cuadrados)

Am = área mínima de flujo de la sección transversal del tubo requerida, plg2/1000

barriles de líquido por día.

B = coeficiente promedio de la expansión térmica a temperaturas de operación

normalmente encontradas (aproximadamente 7.0*10-6 pulgadas/pulgada/ºF

para tubos de acero al carbono; para un número exacto ver ASME B31.3).

BIPD = Barriles inyectados por día

BPD = Barrilaes por día

BPPD = Barriles de petróleo por día

BAPD = Barriles de agua por día

c = constante empírica.

Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula

con una caída de presión de 1 psi).

D = diámetro externo de la tubería como se ve las tablas de normas o

especificaciones.

di = Diámetro interno de tubería

di,min = Diámetro interno mínimo de la tubería

∆P = caída de presión

∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo.

∆T = cambio de temperatura, ºF.

E = factor de calidad.

f = factor de fricción de Moody, adimensional.

g = constante gravitacional (generalmente 32.2 pies/segundo2).

GPM = rata de flujo del líquido, galones por minuto.

γl = gravedad específica del líquido (agua = 1)

γg = gravedad específica del gas (aire = 1).

L = longitud

Le = longitud equivalente

Lm = longitud, millas.

MPCPD= Mil pies cúbicos por día

xiii

MMPCPD = millones de pies cúbicos por día

µ′ � Viscosidad absoluta en libras/pie-segundo

µ � Viscosidad absoluta (dinámica) en centipoises

µ� � Viscocidad de la mezcla centipoises

P = presión

PCPD = Pies cúbicos por día

P1 = presión de entrada, psia.

P2 = presión de salida, psia.

Ql = rata de flujo de líquido

Qg = rata de flujo del gas

Re = Número de Reynolds, adimensional.

Rs = relación gas/líquido, pies3/barriles a condiciones normales.

Rp = velocidad de la bomba, revoluciones/minuto.

ρ � Densidad del fluido en libras/pie3

ρl = densidad del líquido, lb/pies3.

ρg = densidad del gas, lb/pies3.

ρm = densidad de la mezcla gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3.

S = valor de tensión para el material correspondiente.

t = espesor de pared

T1 = temperatura de flujo, ºR.

U = distancia de anclaje, pies (distancia de la línea directa entre anclajes).

υ � Velocidad media de flujo en metros por minuto (pie/minuto) V� � Volumen específico de fluido en metros cúbicos por kilogramo (pie3/libra) �= Velocidad media de flujo en pies/minuto

υl = velocidad de flujo de líquido, pies/segundo.

υg = velocidad del gas, pies/segundo.

υe = velocidad de erosión, pies/segundo.

W = líquido total más taza de vapor, lbs/hr.

ω � Caudal en kilogramos por minuto (libra/minuto)

Y = coeficiente, válido para t D/6 y para los materiales mostrados.

Z = factor de compresibilidad del gas.

xiv

RESUMEN

En este proyecto de titulación “ESTUDIO Y DIAGNÓSTICO DEL USO ADECUADO DE ACCESORIOS, BRIDAS, VÁLVULAS, TUBERÍAS EN LOS DIFERENTES SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE GAS, AGUA Y PETRÓLEO” se han analizado diferentes aspectos del área Instalaciones de Superficie, así:

En el capítulo 1, se hace una descripción de lo que compone una instalación de

superficie en un campo petrolero, enfocándose en las tuberías, válvulas y

accesorios, que son el objeto de estudio de este proyecto. Se dan detalles de los

diferentes códigos, especificaciones y normas bajo los cuales deben ser

construidos e instalados.

En el capítulo 2, se presentan los sistemas de producción, y las condiciones en

las que se trabajan en la estación Lago Norte, se detalla su ubicación geográfica,

las instalaciones de superficie con las que cuenta, su producción histórica, las

propiedades del crudo. Se presenta además una explicación de las propiedades

físicas de los fluidos, los regímenes de flujo y el teorema de Bernoulli. Se habla

finalmente de corrosión, la forma de monitorearla.

En el capítulo 3, se habla de la selección de tuberías y accesorios, primero se

presentan los criterios y ecuaciones para dimensionar las tuberías cuando se

trabaja con líquido, gas o líquido y gas, también se presentan criterios para

escoger las diferentes válvulas y accesorios. Luego con los datos del capítulo 2 y

con una proyección de la producción se calcula los tamaños de las líneas, se

seleccionan las respectivas clases de presión y se dimensionan las válvulas.

En el capítulo 4 se presenta un análisis técnico-económico haciendo una

comparación de costos que representaría seleccionar una determinada línea.

En el capítulo 5 Para finalizar se pueden observar las conclusiones y

recomendaciones del presente estudio.

xv

PRESENTACIÓN

Una mala aplicación tanto de tuberías como accesorios reportan pérdidas

económicas y situaciones de alto riesgo por cuanto en los sistemas de producción

y tratamiento de petróleo se utiliza alta presión, temperatura, haciendo de esta

industria una de las de mayor riesgo, por lo que se debe realizar una selección

adecuada de los elementos que conforman las facilidades de producción

Este trabajo no tiene como fin diseñar las diferentes líneas de la estación de

producción, sino, a base de los diferentes parámetros a los que trabaja dicha

estación, verificar si las tuberías y sus componentes están correctamente

seleccionadas

También tiene como fin presentar los criterios que se utilizan para realizar la

selección, para no correr riesgos y que técnicamente se trabaje sin problemas.

La aplicación de las normas internacionales es fundamental, por lo que en este

estudio se detallan los códigos, normas y especificaciones con las que se diseña

y construye las tuberías, válvulas, bridas y accesorios.

El dimensionamiento se lo realiza para el campo Lago Agrio, estación Norte. se

tomaron los datos de esta estación, y con ellos se seleccionan las tuberías y las

clases de presión para los componentes, y se los compara con los ya instalados,

pues estos no corresponden con las proyecciones de producción de esta

estación.

El estudio se lo hizo para flujo natural, el sistema de bombeo hidráulico,

reinyección de agua, dentro de la estación de producción para las líneas de

líquido y gas.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES ACCESORIOS Y

TUBERÍAS INSTALADOS EN LAS FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN DE UN CAMPO PETROLERO

1. 1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

Las Facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos e

infraestructura requeridos en superficie para la recolección, separación y

tratamiento de fluidos, así como la caracterización y medición de cada una de las

corrientes provenientes de los pozos productores, bien sea crudo, gas o agua.

El petróleo se produce desde el reservorio, como una completa mezcla de

hidrocarburos, todos con diferentes densidades, presiones de vapor y otras

características físicas. La corriente del pozo va siempre bajo condiciones de

continua reducción de presión y temperatura, los gases envueltos en los líquidos,

vapor de agua condensado y algunos otros en la corriente del pozo cambian en

burbujas, neblina y gas libre. El gas a altas velocidades acarrea gotas de líquido

y el líquido acarrea burbujas de gas. El Proceso de campo es indispensable para

remover los componentes indeseables y separar de la corriente de los pozos el

gas y el petróleo, para poder recuperar las máximas cantidades a menor costo,

para lo cual se necesita contar con los equipos y dispositivos adecuados para que

el proceso se realice con la mayor eficiencia.

1.1.1 MÚLTIPLES

Se denominan también como múltiples de producción o colector. Es una

combinación de tuberías y válvulas cada una de ellas con sus correspondientes

2

accesorios de conexión, nos sirve para recolectar los fluidos que vienen de los

pozos en producción y direccionarlos a los separadores de producción o de

prueba. Este equipo está diseñado para manejar diferentes presiones pues los

pozos no son iguales ni manejan el mismo caudal, es decir, debe ser apto para

manejar altas y bajas presiones.

1.1.2 SEPARADORES

El crudo que llega de los pozos ha pasado el múltiple e ingresa al separador que

es el sitio (recipiente) en donde empieza el proceso de separación del petróleo.

Como ya se mencionó la mayoría de petróleos crudos están saturados con gas a

presiones y temperaturas del yacimiento. Las características Físico – Químicas

del petróleo y las condiciones de presión y temperatura del yacimiento

determinarán la cantidad de gas que contiene dicho hidrocarburo, en

consecuencia la cantidad que se liberará dependerá de la presión del yacimiento.

La relación de solubilidad del gas en el petróleo (Rs) y la presión de operación del

separador.

1.1.3 TANQUES

El fluido proveniente de los separadores bifásicos no solo es petróleo sino que

viene asociado con agua y un remanente de gas, esta agua debe ser separada en

un proceso de lavado a través de un tanque de lavado. Exteriormente se lo ve

como un tanque normal de almacenamiento pero además, antes de la entrada al

tanque tiene una bota de gas que es la encargada de eliminar el gas que no se

separó en los separadores de producción, en la bota el fluido cae por gravedad al

tanque y choca con un deflector, para obligar a cambiar el sentido del flujo del

fluido; además de este deflector posee bafles interiores localizados a 1.20m de

altura del piso del tanque, y de 3.5m de alto y tienen la función de cambiar el

sentido de flujo de fluido y dar un área mayor de contacto al fluido, las gotas de

agua que se forman se pegan a estos bafles y caen al fondo del tanque.

3

Posteriormente a este proceso, este fluido irá al tanque de surgencia para

almacenar el petróleo y eliminar los residuos de agua que mantiene todavía el

fluido debido a que no hay agitación en este tanque las gotas de agua caen por

gravedad en unas cajas colectoras colocadas en el fondo del tanque cerca del

anillo de concreto de donde mediante cuellos de ganso se elimina el agua

abriendo una válvula de compuerta.

Existen otros elementos como los generadores para aprovechar la producción de

gas, las bombas que permiten transportar los diferentes fluidos y los diferentes

tanques de almacenamiento.

Todos estos equipos están conectados por sistemas de tuberías y accesorios que

son seleccionados por códigos, normas y especificaciones.

1.2 CÓDIGOS DE TUBERÍAS, NORMAS Y ESPECIFICACIONES.

Una gran mayoría de estos códigos, normas y especificaciones se originaron en

los Estados Unidos, porque fue aquí donde la mayoría de la actividad petrolera se

apoyó inicialmente y es seguro que no cambiará en futuro cercano; sin embargo,

en los años recientes, ha habido un alineamiento con ISO. A pesar de la fuerza

de de las especificaciones, códigos y normas americanas, no deben ignorarse

documentos similares como las normas británicas (UK), DIN (Germany), AFNOR

(Francia), JIS (Japón), entre otros.

Un código identifica los requirimientos generales para el diseño, materiales,

fabricación, montaje, pruebas e inspección de los sistemas de tuberías. Por

ejemplo, ASME B31.3-Process Piping es clasificada como un código de diseño.

Este código es el que comunmente se usa para plantas de procesos.

Una norma contiene más detallado los parámetros de diseño y construcción y los

requerimientos normalizados de dimensiones y tolerancias para los componentes

individuales de la tubería, como son los tipos de válvulas, tes, bridas y otros

dispositivos en línea para completar un sistema de tubería. Por ejemplo, ASME

4

B16.5, bridas y accesorios bridados, es clasificada como una norma dimensional,

además que referencia las especificaciones de material ASTM.

Una especificación, como el nombre lo indica, da información más específica y

datos en el componente; y ASTM considera especificaciones del material, ASTM

A105 es la “especificación para acero forjado al carbono para aplicaciones de

tubería“.

Para conculir y combinar esta definiciones, ASME B31.3 es un código de diseño,

con bridas diseñadas por la norma ASME B16.5. los que son construidos con la

especificación del material ASTM A105.

1.2.1 AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS (ASM E) B31,

CÓDIGOS PARA PRESIÓN DE TUBERÍAS

Antes del trabajo de diseño de ingeniería, se debe establecer que norma, código o

especificación aplica al proyecto. Sin esto es imposible deliberar un proyecto que

tenga niveles internacionales de seguridad y la calidad de ingeniería necesaria

para que una licencia de operación sea concedida.

En la actualidad, las secciones siguientes de ASME B31, código para tuberías de

presión, son publicadas:

• ASME B31.1, Power Piping.

• ASME B31.2, Fuel Gas Piping.

• ASME B3 1.3, Process Piping.

• ASME B31.4, Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Liquid

Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia, and Alcohol.

• ASME B31.5, Refrigeration Piping.

• ASME B31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

• ASME B3 1.8S, Managing System Integrity of Gas Pipelines.

• ASME B31.9, Building Services Piping.

5

• ASME B31.11, Slurry Transportation Piping Systems.

• B31G, Manual for Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines.

• ASME B31, Standards of Pressure Piping.

El grupo de códigos ASME B31, previamente conocido como ANSI B31, cubre la

presión en tuberías. Fue creada por la Sociedad Americana de Ingenieros

Mecánicos e incluye, tubería de gas, tubería de proceso, sistema de tubería de

transporte de hidrocarburos líquidos y otros líquidos, tubería de refrigeración y

componentes de transferencia de calor, y servicios de tubería para construcción.

1.2.2 ASME SECCIÓN II, ESPECIFICACIONES DE MATERIAL

ASME Sección II consiste de cuatro partes, tres de las cuales contienen

especificaciones de materiales y la cuarta las propiedades de los materiales

enlistados previamente.

Parte A, Especificaciones de material ferroso.

Parte B, Especificaciones de material no ferroso.

Parte C, Especificaciones para barras soldadas, electrodos, y metales de relleno.

Parte D, propiedades

Guía práctica para ASME sección II.

La parte A, especificaciones para material ferroso, provee especificaciones de

material para material ferroso adecuado para la seguridad en el campo de

equipos a presión. Estas especificaciones contienen requerimientos y

propiedades mecánicas, muestras de ensayo, métodos de ensayo. Ellas son

diseñadas por grupo SA y derivadas de especificaciones ASTM A.

La parte B, especificaciones de material no ferroso, igualmente provee

especificaciones para material no ferroso que brinda seguridad en el campo para

equipos a presión. Estas especificaciones contienen requerimientos para el

tratamiento de calor, fabricación, composición química, requerimientos

mecánicos, y propiedades mecánicas, muestras de ensayo, métodos de ensayo.

6

Ellos son diseñados por grupo SB y derivados desde las especificaciones ASTM

B.

La parte C, especificaciones para barras soldadas, electrodos y metales de

relleno, provee especificaciones de material para la fabricación, aceptabilidad,

composición química, uso mecánico, revestimiento, requerimientos y

procedimientos de ensayos, características de operación, posibles usos para

barras soldadas, electrodos y metales de relleno. Estas especificaciones son

diseñadas por grupo SFA y derivados de especificaciones AWS.

La parte D, propiedades, provee tablas de valores de diseño, tablas, gráficos de

propiedades de materiales. La parte D además contiene información requerida

para aprobar un nuevo material.

1.2.3 AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API)

El Instituto Americano del Petróleo publica especificaciones (Spec.), boletines

(Bull.), prácticas recomendadas (RP), normas (Std.), y publicaciones (Publ.) como

una ayuda para la adquisición de materiales y equipos estandarizados para la

industria del petróleo.

Los siguientes documentos, los cuales se relacionan a tubería, son publicados por

API:

Especificaciones (Spec.)

• Spec. 5B

• Spec. 5L, Specification for Line Pipe.

• Spec. 15LE, Specification for Polyethylene Line Pipe (PE).

• Spec. 15LR, Specification for Low Pressure Fiberglass Line Pipe.

Prácticas recomendadas (RP)

• RP 941.

• RP 14 E

7

Normas (Std.)

• Std. 526, Flanged Steel Pressure-Relief Valves Seat.

• Std. 594, Wafer and Wafer-Lug Check Valves.

• Std. 599, Metal Plug Valves-Flanged and Welding Ends.

• Std. 600, Steel Gate Valves-Flanged and Butt- Welding Ends.

• Std. 602, Compact Steel Gate Valves-Flanged, Threaded, Welding, and

Extended Body Ends.

• Std. 603, Class 150, Cast, Corrosion-Resistant, Flanged-End Gate Valves.

• Std. 608, Metal Ball Valves-Flanged, Threaded, and Welding Ends.

• Std. 609, Lug and Wafer Type Butterfly Valves.

Publicaciones (Publ.)

• Publ. 1113, Developing a Pipeline Supervisory Control Center.

1.2.4 AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS (A STM)

La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (ASTM) es una organización

científica y técnica que desarrolla y publica normas sobre las características y

comportamiento de los materiales, productos, normas, sistemas y servicios. Las

normas publicadas por la ASTM incluyen procedimientos de ensayo para

determinar o verificar las características, tales como la composición química, y

medir el desempeño, tales como la resistencia a la tracción y las propiedades de

flexión. Las normas cubren refinados materiales, como acero, y productos

básicos, como la maquinaria y fabricantes de equipos. Los estándares son

desarrollados por las comisiones procedentes de un amplio espectro de intereses

profesionales, industriales y comerciales. Muchas de las normas son obligatorias

en función de los códigos aplicables en las tuberías. Las normas de ASTM se

publican en una serie de 67 volúmenes divididos en 16 secciones. Cada volumen

es publicado anualmente para incorporar nuevas normas y revisiones de las ya

existentes y eliminar las obsoletas.

8

1.3 COMPONENTES DE TUBERÍA

Otro factor que permanece inalterable en los avances tecnológicos y la

representación digital de los sistemas de tubería, son los componentes de tubería.

Esta parte del primer capítulo trata sobre los numerosos tipos de componentes

que forman el arreglo de un sistema de tubería. La selección del diseño y los

materiales de construcción son muy importantes y deben estar basados en el

rendimiento pasado del componente de la tubería en similar o en condiciones más

extremas de diseño. Rara vez un ingeniero o diseñador se enfrentará con

decisiones de selección que no han ocurrido en un proyecto previo en algún lugar

del planeta. Es esencial que el individuo esté completamente enterado de las

limitaciones del componente y de todas las condiciones de diseño. Esta parte se

ha dividido en las siguientes secciones:

• Introducción a los componentes de tubería.

• Tubería.

• Accesorios de tubería.

• Bridas.

• Válvulas.

• Tornillos, pernos y juntas (mecanismos de cierre y sellado)

1.3.1 INTRODUCCIÓN A LOS COMPONENTES DE TUBERÍA

Para conectar varios procesos y equipos dentro de una planta de procesos, es

necesario usar una variedad de componentes de tubería que, usados

colectivamente, se los conoce como un sistema de tubería.

Este capítulo explica la función del diseño de los componentes y como están

especificados, fabricados, e instalados. Todos los componentes tienen sus

ventajas y desventajas. Los componentes individuales necesarios para completar

un sistema de tubería son:

• Tubería.

9

• Accesorios de tubería.

• Válvulas.

• Tornillos, pernos y juntas (mecanismos de cierre y sellado).

• Artículos especiales de tubería, como trampas de vapor, soportes, válvulas

de enclavamiento.

Se introduce cada categoría y una visión general de las normas internacionales y

especificaciones que aplican al grupo particular de componentes. Aunque los

componentes individuales tienen diferentes valores comerciales y disponibilidad,

todos son de igual importancia en un sistema de tubería para obtener un

funcionamiento seguro y eficiente (ver figura 1.1)

Figura 1.1: Variedad de componentes usados en un ar reglo de tubería

Por ejemplo, se podría tener una válvula muy cara sostenida en su posición por

dos bridas, comparativamente menos caras, dos juntas, y un set de tornillos que

valgan una fracción del costo pero no menos importante. La especificación y el

correcto procedimiento de instalación de emparejamiento de bridas, juntas, y

tornillos son esenciales para que la válvula sea instalada y tenga un

funcionamiento eficiente dentro de un sistema de tubería.

Se empieza describiendo el componente menos complejo en un sistema de

tubería.

10

1.3.3 TUBERÍA.

La tubería es la principal arteria que conecta las diferentes piezas y el equipo

dentro del proceso de planta. Aunque es considerada el componente menos

complejo dentro de un sistema de tubería, tiene sus peculiaridades. La tubería

usada dentro de un proceso de planta, diseñada por uno de los códigos del ASME

B31 generalmente es de construcción metálica, como acero al carbono, acero

inoxidable, doble, cobre, o menos usado en uno de los más exóticos metales

como titanio.

La tubería es identificada en varios códigos industriales, normas y

especificaciones como un tamaño nominal de la tubería (NPS), en Estados

Unidos en las unidades acostumbradas, o en unidades métricas del diámetro

nominal (DN), con un espesor de pared que se lo identifica de las siguientes

formas:

• Peso estándar (STD), extra fuerte (XS), cédula extra doble (XXS).

• Cédulas en tubería de acero al carbono, Sch 20, 30, 40, 60, 80, 120, 160.

• Tubería de acero inoxidable en cédulas, Sch 5S, 10S, 40S, 80S, 160S.

• Los espesores calculados en Estados Unidos en las unidades

acostumbradas (pulgadas) o unidades métricas (mm).

La tubería de acero es generalmente hecha por uno de los siguientes métodos:

sin fisuras, soldada longitudinalmente o en espiral. El primero de los dos es el

que más se usa comúnmente con disponibilidad de mayores de 24”; y la tubería

soldada longitudinalmente, generalmente es especificada para tamaños sobre las

16”, pero puede ser fabricada en menores tamaños.

Un factor de calidad E (ASME B31.3 tabla A-1B) es usado en la fórmula en el

código ASME B31 para calcular los espesores de la pared de la tubería. Así que

un mayor factor E en los cálculos resulta en una tubería más delgada y por tanto

más liviana. Esta fórmula puede ser encontrada en ASME B31.3 (304, presión de

diseño de componentes; 304.1, tubería recta; 304.1.1, general).

11

� � ��2�� ��� 1.1�

Donde:

P = presión manométrica del diseño interior.

D = diámetro externo de la tubería como se ve las tablas de normas o

especificaciones.

S = valor de tensión para el material correspondiente.

E = factor de calidad.

Y = coeficiente, válido para t D/6 y para los materiales mostrados.

El valor de Y puede ser interpolado para temperaturas intermedias. Para t D/6

� � � 2�� � 2� 1.2�

El valor más bajo del factor de calidad E, el mayor valor del espesor de pared

serán calculados con estas fórmulas. Esto incrementa la cantidad de material

requerido para la tubería y su peso. Una radiografía eleva a 1 el factor de calidad

E, lo cual hace que se tenga un espesor de pared más delgado y una reducción

en su peso.

1.3.3.1 Tamaños de tubería

Durante los orígenes de la industria petrolera y gas en los Estados Unidos, el

sistema dimensional fue conocido como tamaño de tubería de hierro (iron pipe

size IPS). El tamaño identificaba el diámetro aproximado interno de la tubería en

pulgadas. Por ejemplo, la tubería IPS 6 tiene un diámetro interno aproximado de

6 pulgadas. Estos tamaños IPS tenían los espesores que fueron identificadas

como:

12

• Peso estándar (STD WT) para tubería de baja presión – ASME clase 150 y

300.

• Extra fuerte (XS) o extra pesada (XH) para presiones medias – ASME

clase 600.

• Doble extra fuerte (XXS) o doble extra pesada (XXH) para presiones altas

– ASME clase 900 y más.

Como la industria de petróleo y gas se desarrolló, fue más sofisticada, entonces

nuevos materiales fueron desarrollados también, y llegaron a estar disponibles,

tales como acero al carbono en sus varias formas, aleaciones bajas e

intermedias, aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) como aceros inoxidables,

el sistema de dimensión original debió ponerse al día para acomodar las

características de mejoramiento que estos nuevos materiales traen.

Las aleaciones resistentes a la corrosión se refieren a que la corrosión aceptada

podría ser reducida y, en muchos casos, desaparecida, resultando en una

reducción de los espesores de pared y menos peso. Estas paredes más

delgadas requirieron un nuevo método de identificación del tamaño y espesores

de pared de este rango expandido de tuberías. La nueva designación, conocida

como “tamaño de tubería nominal”, reemplazó la terminología IPS, y el término

cédula fue aplicado para especificar los espesores de pared nominales de tubería.

Esencialmente, el tamaño nominal de tubería se trata de una designación

adimensional del tamaño de tubería. Identifica una tubería sin el símbolo de

pulgada. Por ejemplo, NPS 2 indica una tubería con un diámetro de 2.375 in. El

NPS 12 en tuberías más pequeñas tiene diámetro externos más grandes que el

tamaño designado (2, 4, 6, 8, 10, 12). Sin embargo, el diámetro externo de NPS

14 en tuberías más grandes es el mismo que el que se le designa en pulgadas.

Por ejemplo, una tubería de NPS14 tiene un diámetro externo igual a 14

pulgadas. El diámetro interno depende del espesor de la tubería especificada por

su cédula. Se refiere a ASME B36.10M o ASME B36.19M.

13

A pesar de la introducción del término “cédula” para identificar los espesores de

una tubería, STD, XS (XH), y XXS (SSH) todavía son comúnmente usados en la

industria, y en ciertos tamaños, existe una correlación entre STD/Sch40,

XS/Sch80, y XXS/Sch 160, pero siempre se debe chequear y nunca suponer.

1.3.3.2 Especificaciones de material

El material más común usado en tuberías en la industria de petróleo y gas es el

acero al carbono (CS) y una versión químicamente modificada para operar a

temperaturas bajo 46ºC, llamado acero al carbono a temperatura baja (low

temperatura carbon steel –LTCS), ambas versiones de acero al carbono

combinan fuerza y un nivel básico de resistencia a la corrosión. En un servicio

corrosivo más fino, un cálculo adicional puede ser sumado al espesor de la

tubería. Llamado corrosión aceptada (tolerancia de corrosión - CA). Los

incrementos de CA usualmente son 1/16’’ (1.5mm), 1/8’’(3mm), o 1/4’’(6mm) y es

muy raro para el CA exceder 1/4’’, porque un metal de mayor resistencia a la

corrosión será especificado.

1.3.3.2.1 Materiales resistentes a la corrosión

Las tuberías también pueden ser distribuidas en una variedad de aleaciones

resistentes a la corrosión, por ejemplo el acero inoxidable o aleación de níquel y

otros materiales con composiciones químicas especializadas. Estas aleaciones,

no tan comunes, de níquel son llamadas materiales exóticos a causa de su

rareza; ellos son usados para servicios muy especiales que tienen particulares

características corrosivas y elevadas temperaturas.

Una lista de los materiales de los componentes de tubería es referenciada en

ASME B31.3. Esta lista identifica materiales que pueden ser usados en proyectos

de diseño sin necesidad de verificar sus propiedades físicas o mecánicas.

14

1.3.4 ACCESORIOS DE TUBERÍA

Los accesorios complementan a la tubería, dentro de un sistema de tubería,

deben ser mecánica y químicamente compatibles. Los accesorios de tubería son

usados para una o más funciones:

Cambian de dirección – codos de 45º y 90º, tes.

Reducen el diámetro de la tubería – reducciones concéntricas y excéntricas.

Reducen el diámetro de la tubería y cambian de dirección – Te reductora.

Unen tubería – bridas, uniones, acoplamientos.

Accesorios de pared reforzada: Weldolet, Sockolet, Threadolet.

Conexiones embridadas mecánicas.

Cuando los ramales son de pequeño diámetro se utilizan los llamados Weldolet

(soldado), Elbolet (en un codo), Latrolet (en ángulo), Sweepolet (en montura),

Sockolet (ramal socked) y Thredolet (roscada). Su uso evita la utilización de

placas de refuerzo de pequeño diámetro que trae como consecuencia una

enorme cantidad de soldadura en áreas reducidas y por tanto concentración de

tensiones residuales en la zona del ramal.

Los accesorios de tubería usados para proyectos de diseño en el código ASME

B31 son fabricados con dimensiones estándar, basados en su tamaño y espesor

de pared. Estas dimensiones son esenciales para permitir a un diseñador de

tubería establecer o realizar el seguimiento del sistema de tuberías de manera

eficiente.

Los accesorios componentes de tubería pueden ser identificados por varios

métodos mecánicos: soldadura a tope, extremos roscados, bridas (pernos y

juntas).

15

1.3.4.1 Uniones soldadas a tope

Las uniones soldadas a tope tienen los extremos biselados, especialmente

preparados en ASME B16.25, lo que permite una alta integridad, completa

penetración, soldadura circunferencial que se complete y une los accesorios de

tubería, accesorio a accesorio, accesorio a válvula y válvula a tubería.

Las uniones soldadas a tope incluyen codos, tes (completas y reductoras), y

reducciones concéntricas y excéntricas que se cubren en ASME B16.25.

ASME B16.9, Factory-Made Wrought Butt Welding Fittings, define las

dimensiones en general, la norma cubre los siguientes aspectos:

1. Alcance.

2. Índices de presión.

3. Tamaño.

4. Material.

5. Dimensiones de accesorios.

6. Perfiles de superficie.

7. Preparación de extremos.

8. Prueba de diseño.

9. Pruebas de producción.

10. Tolerancias.

1.3.4.2 Uniones roscadas

Generalmente son instaladas en tamaños más pequeños (NPS 2’’, DN 50 y

menos) y son útiles en bajas presiones (14.5 psig y menos), temperaturas

ambiente y un poco elevadas

16

Las uniones de enchufe son conexiones macho/hembra, no tienen una alta

integridad como los soldados a tope pero se suelda con más facilidad y son más

baratos para fabricarlos.

Las uniones de enchufe y los accesorios roscados incluyen codos, tes,

reducciones concéntricas y excéntricas, acoplamientos, y son cubiertas por ASME

B16.11 Forged Fittings Socket Welding and Threaded. La B16.11 es una

especificación dimensional para accesorios forjados, uniones de enchufe y

uniones roscadas, desde NPS 1/8’’ a 4’’, que cubre:

1. Alcance

2. Índices de presión

3. Dimensiones.

4. Tamaño y tipo.

5. Tolerancias.

6. Material.

1.3.5 BRIDAS

Las uniones bridadas son métodos mecánicos no permanentes para juntar

componentes de tubería y los usos más frecuentes son de tubo a tubo, tubo a

accesorio, y tubo a válvula. Es una unión mecánica que, si es correctamente

ensamblada, usando los componentes adecuados y el procedimiento idóneo,

resulta en una conexión libre de fugas que puede ser desmantelada o re-

ensamblada, si es necesario, gracias a una circunferencia de agujeros a través de

los cuales se montan pernos de unión.

17

1.3.5.1 Tipos de Bridas

1.3.5.1.1 Bridas de Cuello (Weld Neck Flanges)

Es un elemento de tubería con cuello preparado para poderse soldar; se usa en la

construcción de tuberías para tener una brida compañera cuando se instalen

válvulas con extremos bridados. También se usa para convertir válvulas de

extremos para soldar en válvulas de extremos bridados y viceversa.

Se las prefiere cuando se requiere uniones radiografiadas, cuando los esfuerzos

sobre la unión son máximos. El largo cuello cónico optimiza la distribución de

tensiones. Están disponibles en todos los tamaños e índices, y ofrecen la mejor

alternativa de alta integridad, costo de instalación y estandarización. Vienen en

una variedad de caras de bridas, incluyendo las tres más comunes: cara con

resalte (raised face, RF), con clases de baja, media y alta presión; cara plana (flat

flace, FF), con una clase de baja presión; y cara con anillo (ring-type joint, RTJ),

con clases de baja, media, alta, y muy alta presión. La cara más usada por esta

clase de bridas es la RF. La clase de presión de la brida dicta la altura de la cara

levantada acorde con ASME B16.5.

Figura 1.2: Brida de Cuello

1.3.5.1.2 Bridas de enchufe (Socket-Weld Flanges)

Las bridas de enchufe están disponibles hasta 4’’ NPS, el tamaño comúnmente

usado está en el rango de ½-2’’ NPS. El tubo es insertado dentro del enchufe y

es soldado. Se debe tener cuidado de no empujar el tubo demasiado en el

18

enchufe tal que quede en el “fondo”, y durante el proceso de soldadura, el tubo

caliente se expanda y se deforme a causa de la base del enchufe que está

demasiado cerca.

El extremo de soldadura usado para unir el tubo a la brida no es considerado una

soldadura de alta integridad, por esto, el uso de las bridas de enchufe es

restringido a clases de presión bajas y medias, hasta ASME clase 600. Las caras

de la brida son usualmente limitadas a cara levantada y cara plana.

Figura 1.3: Socket-Weld Flanges

1.3.5.1.3 Bridas Roscadas (Threaded Flanges)

Las bridas roscadas son usadas generalmente en un rango de ½ a 2’’ y solo para

servicios de aire, agua, o nitrógeno a bajas presiones, sobre una clase ASME

300. El uso de estas bridas a elevadas temperaturas no es recomendado, pues la

geometría de la rosca puede deformarse a altas temperaturas. Una ventaja es

que la conexión roscada es que no es permanente y puede ser desensamblada.

Así como la brida de enchufe, las caras de la brida generalmente se limitan a cara

levantada (baja, media, y alta clase de presión) y cara plana (baja y media clase

de presión).

19

Figura 1.4: Brida Roscada

1.3.5.1.4 Bridas Lap Joint (Lap-Joint Flanges)

Una brida lap joint es un componente doble ensamblado, con un extremo saliente

que tiene un anillo lap-joint ubicado sobre la brida. El extremo saliente es

entonces soldado a tope al tubo, y el anillo de la brida puede ser rotado para

alinearse con el acople de la brida. Este tipo de conexión bridada es usada

particularmente para bridas grandes difíciles de adaptarse. La brida lap joint

puede ser usada en tamaños y clases de presión similares a la de las bridas con

cuello para soldar.

Figura 1.5: Brida lap joint con stub end

1.3.5.1.5 Bridas Corredizas (Slip-on Flanges)

Son las que tienen la propiedad de deslizarse hacia cualquier extremo del tubo

antes de ser soldada. Generalmente, se pasan dos filetes de soldadura, uno

20

interno y otro externo. Aunque el costo inicial de una brida deslizante es menor

que una brida de cuello para soldar, la diferencia del costo es muy pequeña por

los dos filetes de soldadura que se usan. Generalmente la brida deslizante está

disponible en tamaños similares a los de la brida con cuello para soldar, pero su

uso no es muy común sobre una clase ASME 600.

Figura 1.6: Brida Corrediza

1.3.5.1.6 Bridas Ciegas (Blind Flange)

Se utilizan a fin de cerrar extremos de tuberías, pueden ser usados en

combinación con todas las bridas que previamente se estudió, en todos los

tamaños y clases de presión. Viene en las siguientes caras: cara con resalte

(clases baja, media y alta de presión), cara plana (clase baja de presión), y cara

con anillo (clase baja, media, alta y muy alta de presión).

Figura 1.7: Brida ciega

21

1.3.5.7 Normas ASME dimensionales para bridas

Las normas dimensionales para los varios tipos de bridas mencionadas son

cubiertas por dos normas ASME: ASME B16.5 NPS ½’’ a 24’’ (DN15 a 600) y

ASME B16.47, NPS 26’’ a 60’’ (DN 650 a 1500). Dependiendo de los métodos de

unión entre la brida y la tubería, una de las siguientes normas dimensionales

ASME se aplicará: B16.25 para extremos soldados a tope, ASME B1.20.1 para

extremos roscados, o ASME B16.11 para extremos de enchufe. La norma B16.5,

2003, Pipe Flanges and Flanged Fittings: ½’’ a 24’’, cubre índices de presión y

temperatura, materiales, dimensiones, tolerancias, pruebas, y métodos de

designación de las aberturas para bridas de tubería y accesorios bridados.

Incluidas las bridas con designaciones de clase 150, 300, 400, 600, 900, 1500 y

2500, en tamaños de ½ a 24’’ en unidades métricas y americanas; accesorios

bridados con designaciones de clase 150 y 300 en tamaños de ½ a 24’’, en

unidades métricas y americanas; accesorios bridados de clase 400, 600, 900,

1500, y 2500 en tamaños de ½ a 24’’.

Estas normas se limitan a bridas y accesorios bridados hechos con materiales

forjados, bridas ciegas y ciertas bridas reductoras.

1.3.6 VÁLVULAS

La conducción o transporte de fluidos por medio de tuberías como agua, petróleo,

gas, requieren las más de las veces el control del flujo, su regulación, o impedir

que este pueda retornar en contra de un determinado sentido de circulación y,

muchas veces también, se requiere poder mantener el flujo a una determinada

presión de servicio o liberar el exceso de presión cuando esta sobrepasa ciertos

límites de seguridad.

Para estas variadas funciones se utilizan las válvulas, la cuales, intercaladas

convenientemente en las tuberías, deben cumplir a cabalidad el fin para el cual se

las ha elegido.

22

La correcta elección del tipo y características de la válvula adecuada para una

aplicación determinada es muy importante, toda vez que de esta elección

depende en gran parte la eficiencia del proceso.

.

En principio, la elección es simple. Para ello se debe tener en cuenta su

capacidad, la clase de fluido, su temperatura, la clase y tipo de tubería en la cual

se debe instalar.

Las válvulas pueden ser operadas manualmente o usando una fuente de poder

independiente, sea eléctrica, neumática o hidráulica, dependiendo de los

requerimientos de poder y disponibilidad.

A continuación se presentan las principales funciones y características

constructivas de las válvulas con miras a orientar su correcta elección.

1.3.6.1 Funciones básicas de las válvulas

1.3.6.1.1 Permitir el paso de un flujo o detenerlo

El servicio para el cual son más utilizadas las válvulas de compuerta es cuando se

debe abrir o cerrar por completo el paso de un fluido.

Dichas válvulas son las más convenientes, ya que, por su construcción interior,

cuando están cerradas producen un cierre hermético, y cuando se abren

completamente permiten el máximo paso al fluido, con la mínima pérdida de carga

a través de la válvula, ya que en posición abierta, la válvula no solo facilita el paso

en línea recta sino que además mantiene la misma área de la tubería a la cual

está unida.

Se construyen en todos los diámetros entre ¼’’ y 36’’, o más.

23

1.3.6.1.2 Regular o limitar el flujo

Para regular o limitar el paso de un fluido las válvulas más adecuadas son las de

globo y de ángulo.

Dichas válvulas tienen sus asientos construidos de tal modo que producen un

cambio en la dirección del flujo que las atraviesa, incrementando su resistencia al

paso en forma gradual, según la posición de cierre.

Estas válvulas se usan poco para los diámetros mayores de 12’’ debido a los

grandes esfuerzos que requieren para ser operadas bajo altas presiones.

Para regular el flujo con mayor precisión en diámetros menores de una pulgada,

se usa otra versión de la válvula globo, que, por tener su vástago cónico muy

alargado, se conoce con el nombre de aguja.

1.3.6.1.3 Evitar el retorno del flujo

Para evitar el retorno del flujo se utilizan las válvulas de retención (válvulas

"check"). Estas válvulas se construyen en dos tipos distintos, conocidos con los

nombres de: retención a bisagra y retención horizontal.

Ambos tipos están diseñados para producir la misma simple función de permitir el

paso del flujo solo en una dirección, de modo que el sentido del flujo las abre,

mientras que la fuerza de la gravedad y el contrasentido del mismo flujo las cierra

automáticamente.

Como regla general, las válvulas de retención del tipo a bisagra se usan con las

válvulas de compuerta y las de tipo horizontal con las válvulas de globo.

1.3.6.1.4 Regulación de presión y/o gasto

Las válvulas reguladoras de presión se utilizan cuando es necesario reducir la alta

presión variable existente en el suministro de entrada, a una presión más baja y

24

constante requerida por el servicio. Estas válvulas no solo reducen la presión,

sino que la mantienen a los valores prefijados en forma independiente de la

cantidad de fluido que pasa a través de ellas, todo dentro de límites razonables

previamente establecidos.

Calderas y otros equipos que pueden ser dañados por presiones excesivas deben

estar equipados con válvulas de seguridad. Generalmente son válvulas ajustadas

con un resorte que se abren automáticamente cuando la presión excede el limite

para el cual la válvula está calibrada. Estas válvulas se conocen como: válvulas

de seguridad o válvulas de relevo. Las válvulas de seguridad se usan

generalmente para vapor, aire y otros gases. Las válvulas de relevo se usan

generalmente para líquidos.

Figura 1.8: Válvula reductora de presión

Las válvulas reguladoras de flujo funcionan de manera muy similar a las válvulas

reguladoras de presión, solo que en vez de reducir y mantener la presión de

salida, reducen y mantienen el flujo de salida.

25

1.3.3.1 Normas y códigos para válvulas

Las normas que se presentan a continuación son las que generalmente se aplican

en válvulas usadas en proyectos de diseño bajo el código ASME B31. Estos

códigos y normas contienen las reglas y requerimientos para el diseño, clases de

presión-temperatura, dimensiones, tolerancias, materiales, pruebas no

destructivas, ensayos, e inspecciones y garantías de calidad.

1.3.6.2.1 Normas ASME

• B16.10, Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Valves.

• B16.20, Metallic Gaskets for Pipe Flanges: Ring Joint, Spiral Wound,

Jacketed.

• B16.21, Non Metallic Flat Gaskets for Pipe Flanges.

• B 16.34, Valves-Flanged, Threaded, and Welding End.

• B16.38, Large Metallic Valves for Gas Distribution (Operadas

Manualmente, NPS 2 1/2 " to 12, 125 psig Maximum).

• B16.40, Manually Operated Thermoplastic Gas Shutoffs and Valves in Gas

Distribution Systems.

1.3.6.2.2 Especificaciones API

• 6D, Specification for Pipeline Valves (Gate, Plug, Ball, and Check Valves).

• 6FA, Specification for Fire Test for Valves.

• 6FB, Specification for Fire Test for End Connections.

• 6FC, Specification for Fire Test for Valves with Automatic Backseats.

• 6FD, Specification for Fire Test for Check Valves.

• 14A, Specification for Subsurface Safety Valve Equipment.

• 14D, Specification for Wellhead Surface Safety Valves and Underwater

Safety Valve for Offshore Service.

26

1.3.6.2.3 Normas API

• 526, Flanged Steel Pressure Relief Valves.

• 527, Seat Tightness of Pressure Relief Valves.

• 589, Fire Test for Evaluation of Valve Stem Packing.

• 594, Wafer and Wafer-Lug Check Valves.

• 598, Valve Inspection and Testing.

• 599, Metal Plug Valves-Flanged and Welding Ends.

• 600, Steel Gate Valves-Flanged and Butt-Welding Ends.

• 602, Compact Steel Gate Valves-Flanged, Threaded, Welding, and

Extended-Body Ends.

• 603, Class 150, Cast, Corrosion-Resistant, Flanged-End Gate Valves.

• 607, Fire Test for Soft-Seated Quarter-Turn Valves.

• 608, Metal Ball Valves-Flanged, Threaded, and Welding Ends.

• 609, Lug- and Wafer-Type Butterfly Valves.

1.3.6.3 Tipos de válvulas

Las válvulas comúnmente usadas en los proyectos de diseño en el código ASME

B31 son:

• Compuerta

• Globo

• Check

• Seguridad

• Descarga (alivio)

• Válvula macho

• Bola

• Diafragma

• Control

• Mariposa

27

1.3.6.3.1 Válvula de compuerta (Gate valves)

Es una válvula de paso directo cuyo elemento de cierre es una cuña o una placa

de caras paralelas situada entre dos superficies de asiento, que puede

desplazarse dentro o fuera de la corriente de flujo, en una dirección perpendicular

al eje de la tubería.

Son las más usadas en tubería industrial, se usan solo como válvulas de cierre

para cortar totalmente o abrir totalmente el flujo. Ésta es la única función para la

cual se recomiendan las válvulas de compuerta.

El fluido se mueve a través de la válvula de compuerta en línea recta ofreciendo

pequeña resistencia al flujo y reduce la caída de presión al mínimo. El disco de

compuerta, accionado por el vástago roscado y un volante, sube y baja en ángulo

recto respecto a la dirección del flujo y se aprieta contra dos superficies de asiento

para cortar el flujo.

Las válvulas de compuerta son preferidas para servicios que no requieren

operación frecuente y donde el disco se mantiene totalmente abierto o totalmente

cerrado. No son prácticas para ajustar el flujo.

Una válvula de compuerta normalmente requiere más giros (más trabajo) para

abrirla completamente.

El volumen de flujo a través de la válvula no está en relación directa con el

número de vueltas del volante.

Puesto que la mayoría de las válvulas de compuerta usadas tienen discos en

forma de cuña triangular con un par de asientos que terminan en forma

semejante, recubrir o reparar las superficies de asiento no es una operación

sencilla.

28

Figura 1.9: Válvula de compuerta y sus partes principales

En las válvulas de compuerta de vástago ascendente, el vástago roscado

permanece fuera del cuerpo de la válvula tanto si está abierta como cerrada. La

rosca del vástago no está sujeta a los fluidos de la línea que pueden dar lugar a

corrosión, erosión, sedimentos, etc. Esta construcción también permite una

lubricación conveniente de la sección roscada del vástago.

El vástago ascendente muestra en un instante la posición del disco. Debe

proveerse espacio adecuado para el vástago ascendente cuando la válvula está

abierta y el vástago debe estar protegido contra daños cuando la válvula se abre.

Figura 1.10: Partes principales de la válvula de compuerta de vá stago ascendente

29

En las válvulas de compuerta de vástago no ascendente, el vástago gira con el

volante pero no se eleva cuando el disco se levanta, ideal cuando el espacio

disponible para el vástago es limitado. Puesto que el vástago solamente gira

cuando se opera, se minimiza el desgaste de la empaqueta.

Figura 1.11: Partes principales de la válvula de compuerta de vá stago no ascendente

1.3.6.3.2 Válvula de compuerta (Gate valves)

También llamadas válvulas de asiento o válvulas de tapón. Es una válvula cuyo

elemento de cierre es un disco o un tapón cónico que sella en un asiento y que

usualmente es paralelo al eje de flujo. La complicada trayectoria del flujo a través

de la válvula produce una caída de presión relativamente alta. El asiento en las

válvulas de globo es paralelo a la línea de flujo, todo el contacto entre el asiento y

el y disco termina cuando el flujo empieza. Esto es más ventajoso para un ajuste

más eficiente del flujo, con menor pérdida de metal por erosión del asiento.

La relación directamente proporcional entre la abertura del asiento y el número de

vueltas del volante es una característica distintiva de las válvulas de globo tipo

tapón, que permite estrecha regulación del flujo por el número de vueltas del

volante.

30

Asientos y discos en la mayoría de válvulas de globo pueden repararse sin

remover la válvula de la tubería.

Las válvulas de globo no se recomiendan cuando la resistencia al flujo y la caída

de presión pueden resultar excesivas, pero son generalmente ideales para

regulación y se prefieren cuando se requieren ajustes de flujo frecuentes.

Figura 1.12: Válvula de globo y sus partes principales

1.3.6.3.3 Válvula Check (Check valves)

También llamadas Válvulas de Retención o Válvulas Unidireccionales. Es una

válvula para servicio en una sola dirección. Se abre por el efecto de la acción del

fluido y se cierra automáticamente cuando el flujo se detiene o su acción se

efectúa en el sentido contrario.

Figura 1.13: Válvula de retención

31

Las válvulas de retención de pistón dependen de la gravedad para su operación.

Cuando hay flujo hacia arriba, el pistón se levanta de su asiento pero es retenido

en la válvula por guías. Si se produce flujo inverso, el pistón es forzado hacia

abajo sobre su asiento y bloquea cualquier ulterior flujo inverso. La válvula de

retención de pistón tiene una caída de presión más alta que la de una válvula de

retención de balanceo.

Figura 1.14: Partes principales de la válvula de Retención de pi stón

Dado que el fluido fluye a través del cuerpo de la válvula aproximadamente en

línea recta, las válvulas de retención de balanceo ofrecen menor resistencia al

flujo que las válvulas de retención de levantamiento. Las válvulas de retención de

balanceo se utilizan por tanto en todos los servicios de presión, y especialmente

en líneas de líquidos. Su característica similar al de una válvula de compuerta

permite su trabajo combinado.

Figura 1.15: Partes principales de la válvula de Retención de ba lanceo

32

El flujo a través de una válvula de retención de levantamiento sigue un curso

tortuoso a través de un orifico en una pared horizontal en la cual el disco se

asienta. El disco está equipado con una pequeña guía, usualmente arriba y abajo,

que se mueve verticalmente en guías moldeadas en la tapa y en la pared del

puente. El disco se asienta debido al flujo inverso o a la gravedad cuando no hay

flujo, y puede moverse libremente dependiendo de la presión que actúa sobre él.

Se recomiendan válvulas de retención de levantamiento para vapor, aire, gas,

agua y servicio general de vapor.

En tubería vertical, la válvula de retención de levantamiento normal no podría

operar por lo que se ha diseñado una válvula de retención de levantamiento

vertical para este servicio

Figura 1.16: Partes principalesde la válvula de Ret ención a) Horizontal de Levantamiento y b) Vertical de Levantamiento

a) b)

1.3.6.3.4 Válvula de Aguja (needle valve)

Es una válvula pequeña, que se usa para mediciones de flujo, la cual tiene un

elemento obturador cónico en forma de aguja en combinación con un asiento que

tiene un orificio pequeño.

Las válvulas de aguja están diseñadas para dar un control fino del flujo en

tuberías de diámetro pequeño, Su nombre se deriva de la forma del disco cónico

33

aguzado y del asiento semejante. Vienen en modelos de globo y de ángulo, en

bronce y acero, y encuentran aplicación en vapor, aire, petróleo, gas, líquidos

ligeros, fuel oil, y servicios similares. Las roscas del vástago son más finas de lo

usual, de tal manera que puedan realizarse finos ajustes de flujo.

Figura 1.17: Válvula de aguja y sus partes principa les

1.3.6.3.5 Válvula de Seguridad (Pressure relief valve)

Es una válvula de apertura rápida, se usa para relevar rápidamente el exceso de

presión. Las válvulas de seguridad son para fluidos compresibles vapor y otros

gases. Esta compresibilidad demanda un desfogue rápido de la sobrepresión. Así,

las válvulas de seguridad tienen asientos y tapones que se abren rápidamente en

caso de sobrepresión, desfogando a flujo total. Pueden descargar vapor

directamente a la atmósfera o a un sistema de recuperación si se trata de un gas

tóxico o costoso.

Figura 1.18: Válvula de seguridad y sus partes prin cipales

34

1.3.6.3.6 Válvula de Relevo (Discharge valve)

Las válvulas de descarga manejan fluidos no compresibles líquidos tales como

agua y aceites.

Una descarga inmediata de flujo total no es necesaria puesto que una pequeña

cantidad de flujo reduce la sobrepresión de forma apreciable. Así, los asientos y

tapones se abren y se cierran lentamente y descargan a un sistema de baja

presión a fin de recuperar el líquido.

Las válvulas de alivio de presión de seguridad son utilizadas en tanques de

presión, calderos y aparatos diversos, donde es necesario evitar que un exceso

eventual o fortuito de presión pueda causar daño.

Estas válvulas, reguladas para una determinada presión de apertura, permanecen

cerradas en funcionamiento normal y solo se abren si el fluido sobrepasa la

presión preestablecida, liberando el exceso perjudicial de presión.

El paso en las mencionadas válvulas es mantenido cerrado mediante un resorte o

un contrapeso, cuya fuerza es vencida por la presión en exceso.

A estas válvulas generalmente se las llama de alivio o relevo de presión, cuando

se las usa para líquidos; y de seguridad, cuando se las usa para vapor, aire u

otros gases.

Figura 1.19: Válvula de Descarga y sus partes princ ipales

35

1.3.6.3.7 Válvula Macho o válvula de Tapón (Plug valves)

Es una válvula con cierre de 90º o de un cuarto de vuelta. Su elemento de

obturación es por lo general un tapón cónico que tiene una abertura rectangular.

El tapón tiene perforaciones transversales que son similares a las aberturas en el

cuerpo de la válvula. El acabado del cuerpo está pulido para que se adapte al

tapón troncocónico. La válvula se mueve de completamente abierta a

completamente cerrada en un cuarto de vuelta. Se inyecta grasa alrededor del

tapón para que actúe como agente sellante y como lubricante.

Figura 1.20: Válvula macho y sus partes principales

1.3.6.3.8 Válvula de Bola (Ball valves)

Es una válvula que usa un elemento esférico de cierrre (bola) el cual rota 90º para

abrir o cerrar la válvula. La bola, lastrada con un resorte, tiene sus partes

alineadas con las partes del cuerpo de la válvula. El resorte mantiene la bola en

contacto íntimo con los asientos para dar un cierre hermético. El resorte también

compensa los desgastes de la bola. En el tipo de válvula de bola ilustrada, la bola

y el asiento en forma de cuña pueden ser removidos sin retirar la válvula de la

tubería.

36

Figura 1.21: Válvula de Bola y sus partes principal es

1.3.6.3.9 Válvula de Diafragma (Pinch or diaphragm valves)

Se utilizan en líneas que manejan fluidos corrosivos.

Un diafragma reemplazable se usa en lugar de la compuerta o tapón para regular

o cortar el flujo. El diafragma separa las partes metálicas de los productos

corrosivos; como no hay empaquetadura, no hay problema de fugas. Si se

observa una fuga en el vástago, es señal de que el diafragma está perforado.

Las partes mostradas son típicas de las válvulas operadas con volante manual.

Estos esquemas ayudan a identificar y especificar las partes individuales. Las

válvulas de diafragma constan de tres componentes principales: cuerpo,

diafragma y bonete.

Figura 1.22: Válvula de Diafragma y sus partes prin cipales

37

1.3.6.3.10 Válvula de Control (Control valves)

Es una válvula que controla a un proceso variable tal como presión, flujo o

temperatura, a base de controlar su abertura, respondiendo a una señal del

regulador. El regulador es un dispositivo que mide a una variable regulada, a

base de comparar con un valor establecido, enviando una señal al actuador para

reajustar la abertura de la válvula para restablecer el control pre-establecido.

Se aplica presión de aire de instrumentos a un lado del diafragma que presiona

contra un resorte de mucha resistencia. El movimiento del diafragma se transmite

directamente al tapón de la válvula por una varilla. El diafragma y el resorte están

diseñados de tal manera que el tapón de la válvula vaya de abierto a cerrado (o

de cerrado a abierto) con una presión de aire sobre el diafragma de 15 a 3 psig (o

de 3 a 15 psig.) Para cambiar la posición de la válvula es necesario cambiar la

presión del aire. Las válvulas se clasifican en: válvulas de acción directa y

válvulas de acción inversa.

• Acción directa: se abren cuando se aumenta la presión del aire.

• Acción inversa: se cierran cuando se aumenta la presión del aire.

La mayoría de las válvulas pueden ser cambiadas de acción directa a acción

inversa. Se especifica la válvula de acción directa o inversa en el diseño de una

planta para que, en caso de fallo, la válvula se quede en una posición segura

tanto para el equipo como para el personal.

Figura 1.23: Válvula de Control y sus parte princip ales

38

1.3.6.3.11 Válvula de Mariposa (Butterfly valves)

Es una válvula “corta” cara a cara que contiene un disco, a veces llamado veleta o

aleta, en el centro de la línea de flujo, mismo que gira 90º para abrir o cerra la

válvula, un eje y el respectivo cuerpo. El eje está soportado en cojinetes y está

sellado con alguna forma de empaquetadura. Las válvulas de mariposa se usan

normalmente en situaciones de control donde no se requiere un cierre hermético.

Pueden ser operadas manualmente, pero a menudo son operadas por alguna

forma de accionador.

Figura 1.24: Válvula de Mariposa y sus partes princ ipales

39

CAPÍTULO 2

DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES DE TRABAJO DE

LOS ACCESORIOS Y TUBERÍAS COMO PRESIÓN, TIPO

DE FLUIDO, TEMPERATURA, ETC.

2.1 CAMPO LAGO AGRIO

2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO

El campo Lago Agrio fue descubierto por la compañía Texaco en 1967 con la

perforación del pozo Lago Agrio-01el cual inició su producción en Mayo de 1972

con 10450 BPPD de los yacimientos Napo y Hollín. La estructura del campo

tiene una extensión de 8 km de largo por 4 de ancho con un área de 32 km2.

La estructura fue definida con la interpretación de la sísmica 2D, cuya adquisición

e interpretación fue realizada en los años 1978, 1958, 1987, 1990, 1991, 1992,

1995, reprocesadas y reinterpretadas en el 2004 y 2005.

En el campo se encuentran las estaciones de producción Lago Agrio Norte y Lago

Agrio Central, que son estaciones de recepción, tratamiento, sistema de bombeo

a oleoducto secundario, el estudio de este trabajo se centra a la estación Lago

Norte.

2.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

Geográficamente, el campo Lago Agrio está ubicado al Noroeste del Oriente

Ecuatoriano, en la provincia de Sucumbíos, cantón Lago Agrio en la parroquia

Lago Agrio. El límite Norte es el campo Charapa, al Sureste el campo Guanta-

Dureno, y al Este el campo Parahuacu, como se puede observar en la figura 2.1.

40

Figura 2.1: Ubicación del Campo Lago Agrio

Fuente: Petroproducción

2.1.3 PRODUCCIÓN LAGO AGRIO

Sus reservas remanentes son 32‘421005 BBLP con una producción diaria

promedio de 5550 BFPD1 aproximadamente, porvenientes de 22 pozos sus

niveles productivos son: formación Hollín Superior, formación Napo (T y U) y

Basal Tena.

Tabla 2.1: Estadísticas de pozos Lago Agrio ESTADO PRODUCIENDO CERRRADOS ABANDONADOS REINYECTORES TOTAL #POZOS 22 20 6 1 49

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

41

2.2 PRODUCCIÓN HISTÓRICA DEL CAMPO

El campo Lago Agrio empezó con una producción de 2955 BPPD. La historia de

este pozo empieza en 1967, pues en este año se perforó su primer pozo. Por

falta de registros, el historial de producción comienza en 1983.

Tabla 2.2: Producción histórica del Campo Lago Agri o AÑO BPPD BAPD MPCD

1983 12114 13282 5050

1984 11960 14794 4717

1985 11674 14144 4304

1986 8647 10695 5917

1987 5753 6543 2964

1988 10060 11724 3133

1989 8677 9233 3317

1990 7990 8949 3433

1991 8889 7731 3927

1992 8458 3918 2588

1993 8763 4196 2869

1994 7688 4135 2296

1995 7072 3545 2143

1996 6182 2746 1697

1997 6014 2153 1249

1998 5745 2164 1157

1999 6409 2432 1311

2000 5060 2172 1249

2001 5489 2277 1220

2002 5775 2165 1091

2003 5637 2119 1086

2004 5117 2118 741

2005 5128 2179 967

2006 4104 2011 930

2007 3626 2254 988 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

42

Gráfica 2.1 Historial del Campo Lago Agrio

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Tabla 2.3: Producción histórica Lago Agrio Norte AÑO BPPD BAPD MPCD

1983 8502 11144 4218

1984 8681 11774 3952

1985 8422 12304 3362

1986 6918 10091 4953

1987 4875 6184 2813

1988 8209 10965 2632

1989 7016 8225 2598

1990 6740 8504 2494

1991 7543 7053 2834

1992 7236 3515 2212

1993 7428 3534 2453

1994 6503 3397 1927

1995 5833 3418 1761

1996 4901 2656 1338

1997 4874 2068 980

1998 4189 2002 850,6

1999 4015 2263 911,4

2000 2980 1868 884,5

2001 2206 1939 843,1

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

mil

es

de

pie

s cú

bic

os

Ba

rril

es

po

r d

ía

Años

Petróleo Agua Gas

43

AÑO BPPD BAPD MPCD 2002 3042 1624 725,7 2003 2434 1694 729,3 2004 2829 1347 464 2005 2549 1408 629,4 2006 2229 1153 598,4 2007 1838 1223 602

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Gráfica 2.2 Historial Lago Agrio Norte 1983-2007

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.3 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS

La solución de cualquier problema de flujo de fluidos requiere un conocimiento

previo de las propiedades físicas del fluido en cuestión. Valores exactos de las

propiedades de los fluidos que afectan a su flujo, principalmente la viscosidad y el

peso específico, han sido establecidos por muchas autoridades en la materia para

todos los fluidos utilizados normalmente y muchos de estos datos se encuentran

en tablas.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

Mil

es

de

pie

s cú

bic

os

po

r d

ía

Ba

rril

es

po

r d

ía

Años

Petróleo Agua Gas

44

2.2.1 VISCOSIDAD

La viscosidad expresa la facilidad que tiene un fluido para fluir cuando se le aplica

una fuerza externa. El coeficiente de viscosidad absoluta, o simplemente la

viscosidad absoluta de un fluido, es una medida de su resistencia al deslizamiento

o a sufrir deformaciones internas. La melaza es un fluido muy viscoso en

comparación con el agua; a su vez, los gases son menos viscosos en

comparación con el agua.

Existe gran confusión respecto a las unidades que se utilizan para expresar la

viscosidad; de ahí la importancia de utilizar las unidades adecuadas cuando se

sustituyen los valores de la viscosidad en las fórmulas.

2.2.2 VISCOSIDAD ABSOLUTA O DINÁMICA

La unidad de viscosidad dinámica en el sistema internacional (SI) es el pascal

segundo (Pa s) o también newton segundo por metro cuadrado (N s/m2), o sea

kilogramo por metro segundo (kg/ms). Esta unidad se conoce también con el

nombre de poiseuille (Pl) en Francia, pero debe tenerse en cuenta que no es la

misma que el poise (P) descrita a continuación.

El poise es la unidad correspondiente en el sistema CGS de unidades y tiene

dimensiones de dina segundo por centímetro cuadrado o de gramos por

centímetro segundo. El submúltiplo centipoise (cP), 10-2 poises, es la unidad más

utilizada para expresar la viscosidad dinámica y esta situación parece que va a

continuar durante algún tiempo. La relación entre el Pascal segundo y el

centipoise es:

1 Pas = 1 N s/m2 = 1 kg/(m s) = 103 cP

1 cP = 10-3 Pa s

La viscosidad del agua a 68°F es muy cercana a un c entipoise o 0.001 Pascal

segundos.

45

2.2.3 VISCOSIDAD CINEMÁTICA

Es el cociente entre la viscosidad dinámica y la densidad. En el sistema

internacional (SI) la unidad de viscosidad cinemática es el metro cuadrado por

segundo (m2/s). La unidad CGS correspondiente es el stoke (St), con dimensiones

de centímetro cuadrado por segundo y el centistoke (cSt), lO-2 stokes, que es el

submúltiplo más utilizado.

1 m2/s = 106 cSt

1 cSt = 10-6 m2/s

ν Centistokes� � µ � !"#$%#& �' ()*�%&/��,�

2.2.4 DENSIDAD, VOLUMEN ESPECÍFICO Y PESO ESPECÍFICO

La densidad de una sustancia es su masa por unidad de volumen. La unidad de

densidad en el SI es el kilogramo por metro cúbico y se denota por ρ (Rho) (libras

por pie cúbico).

Otras unidades métricas que también se usan son:

gramo por centímetro cúbico (g/cm3) 1 g/cm3 o

gramo por mililitro (g/ml) 1 g/ml = 1000 Kg/m3

La unidad correspondiente en el sistema SI para volumen específico V� que es el

inverso de la densidad, es el metro cúbico por kilogramo (m3/kg) ( pie3/libra).

-. � 1/ / � 1-. 2.1�

A menudo también se usan las siguientes unidades para volumen específico:

litro por kilogramo (litro/kg) 1 litro/kg

decímetro cúbico por kilogramo (dm3/kg) 1 dm3/kg = 0.001m3/kg

46

Se usa un hidrómetro para medir directamente la densidad relativa de un líquido.

Normalmente se utilizan dos escalas hidrométricas, a saber:

La escala API que se utiliza para productos de petróleo.

Las escalas Baumé, que a su vez usan 2 tipos: uno para líquidos más densos que

el agua y otro para líquidos más ligeros que el agua.

2.3 REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS:

LAMINAR Y TURBULENTO

Un experimento simple muestra que hay dos tipos diferentes de flujo de fluidos en

tuberías. El experimento consiste en inyectar pequeñas cantidades de fluido

coloreado en un líquido que circula por una tubería de cristal y observar el

comportamiento de los filamentos coloreados en diferentes zonas, después de los

puntos de inyección. Si la descarga o la velocidad media es pequeña, las láminas

de fluido coloreado se desplazan en líneas rectas, a medida que el caudal se

incrementa, estas láminas continúan moviéndose en líneas rectas hasta que se

alcanza una velocidad en donde las láminas comienzan a ondularse y se rompen

en forma brusca y difusa. Esto ocurre en la llamada velocidad crítica. A

velocidades mayores que la crítica los filamentos se dispersan de manera

indeterminada a través de toda la corriente.

El tipo de flujo que existe a velocidades más bajas que la crítica se conoce como

régimen laminar y a veces como régimen viscoso. Este régimen se caracteriza

por el deslizamiento de capas cilíndricas concéntricas una sobre otra de manera

ordenada. La velocidad del fluido es máxima en el eje de la tubería y disminuye

rápidamente hasta anularse en la pared de la tubería.

A velocidades mayores que la crítica, el régimen es turbulento. En el régimen

turbulento hay un movimiento irregular e indeterminado de las partículas del fluido

en direcciones transversales a la dirección principal del flujo; la distribución de

47

velocidades en el régimen turbulento es más uniforme a través del diámetro de la

tubería que en régimen laminar. A pesar de que existe un movimiento turbulento a

través de la mayor parte del diámetro de la tubería, siempre hay una pequeña

capa de fluido en la pared de la tubería, conocida como la “capa periférica” o

“subcapa laminar”, que se mueve en régimen laminar.

2.3.1 VELOCIDAD MEDIA DE FLUJO

El término “velocidad”, a menos que se diga lo contrario, se refiere a la velocidad

media o promedio de cierta sección transversal dada por la ecuación de

continuidad para un flujo estacionario:

� � 01/ � 0-.1 2.2�

Donde: υ � Velocidad media de flujo en metros por minuto (pie/minuto) ω � Caudal en kilogramos por minuto (libra/minuto) A � Área de la sección transversal de tubería u orificio en metros cuadrados (pies

cuadrados) ρ � Densidad del fluido en kilogramos por metro cúbico (libras/pie3) V� � Volumen específico de fluido en metros cúbicos por kilogramo (pie3/libra)

2.3.2 NÚMERO DE REYNOLDS

Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo

en tuberías, es decir, si es laminar o turbulento, depende del diámetro de la

tubería, de la densidad y la viscosidad del fluido y de la velocidad del flujo. El valor

numérico de una combinación adimensional de estas cuatro variables, conocido

como el número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas

dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación

ocasionados por la viscosidad.

48

El número de Reynolds es:

67 � ��/89 : �;�/8 2.3�

Donde:

di = Diámetro interior de tubería en pies �= Velocidad media de flujo en pies/minuto ρ � Densidad del fluido en libras/pie3

µ= � Viscosidad absoluta en libras/pie-segundo µ � Viscosidad absoluta (dinámica) en centipoises

Para estudios técnicos, el régimen de flujo en tuberías se considera como laminar

si el número de Reynolds es menor que 2000 y turbulento si el número de

Reynolds es superior a 4000. Entre estos dos valores está la zona denominada

“crítica” donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar,

turbulento o de transición, dependiendo de muchas condiciones con posibilidad de

variación. La experimentación cuidadosa ha determinado que la zona laminar

puede acabar en números de Reynolds tan bajos como 1200 o extenderse hasta

los 40 000, pero estas condiciones no se presentan en la práctica.

2.4 CARACTERÍSTICAS DEL CRUDO DEL ÁREA LAGO AGRIO

Se presenta las características del crudo ACT’S, en Lago Agrio, que nos servirán

para el diagnóstico y posterior selección de tuberías y accesorios.

49

Tabla 2.4: Características del crudo Lago Agrio

PARÁMETROS

UNIDADES NORMA ASTM

LAGO NORTE

LAGO CENTRAL

GUANTA

API OBS/TEMP ºF ºAPI/ºF

D 1298-85

29.8/72ºF 31.5/72ºF 31.2/82ºF API 60ºF ºAPI 29 30.5 29.8 API SECO ºAPI 29.02 30.54 29.84 GRAVEDAD ESPECÍFICA 0.8816 0.8734 0.8772 AGUA LIBRE % D 96-88

0.1 0.1 0.1 EMULSIÓN % 0 0 0 SEDIMENTOS % 0 0 0 PARAFINA % 2 1.8 0.4 BSW POR DESTILACIÓN % D 40006-81 0.038 0.014 0.011 SÓLIDOS POR EXTRACCIÓN % D 473-81 0.14 0.25 0.3 BSW TOTAL % 0.178 0.264 0.311 AZUFRE % PESO D 4294-90 0.7316 0.6354 0.859 SAL EN CRUDO lbNaCl/1000bls D 3230-89 17.99 30.26 45.17 PODER CALORÍFICO BTU/lbs D 240-92 19050 19100 19000 PODER CALORÍFICO kj/kg 44216 44332 44100 PODER CALORÍFICO k/CAL 10561 10589 10533 VISCOCIDAD cSt 80ºF cSt

D 445-88

15.74 13.18 17.3 VISCOCIDAD cSt 104ºF cSt 12.16 9.37 12.68 VISCOCIDAD cSt 120ºF cSt 10.4 7.66 10.55 CENIZAS % PESO D 482-91 0.0493 0.0616 0.0572 CARBON CONRADSON % PESO D 189-88 0.135 0.1498 0.1225 DESCOMPOSIC TERMIC (FK) 585 595 575 TEMP MEDIA VOLUMETR ºF 451 439 412 REL. CARBONO HIDRÓGENO C/H 7.4 7.2 7.4 FACTOR DE CARACTERIZAC. Koup 11.1 11.1 10.9 CALOR LATEN. DE VAPORIZ. BTU 112 113 118 PESO MOLECULAR G/MOL 175 170 160 DESTILACIÓN ºF D 86-90 PE = 180ºF PE = 140ºF PE = 170ºF DESTILACIÓN ºF D 86-90 5% = 220 5% = 205 5% = 235 DESTILACIÓN ºF D 86-90 10% = 275 10% = 252 10% = 270 DESTILACIÓN ºF D 86-90 20% = 360 20% = 340 20% = 355 DESTILACIÓN ºF D 86-90 30% = 475 30% = 455 30% = 450 DESTILACIÓN ºF D 86-90 40% = 560 40% = 551 40% = 575 DESTILACIÓN ºF D 86-90 49% = 585 48% = 595

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

50

2.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

Tabla 2.5: Análisis físico-químico del agua de form ación PARÁMETROS UNIDADES LAGO CENTRAL LAGO NORTE

TEMPERATURA °C 31 33,0 Ph _ 6,200 7,003 HIERRO ppm 21,650 4,700 TURBIDEZ NTU 61 78 ALCALINIDAD TOTAL ppm CaCO3 700 1400 ALCALINIDAD BICARBONATOS ppm HCO3

- 854 1708 DUREZA TOTAL ppm CaCO3 2900 5000 DUREZA CALCICA ppm CaCO3 2100 4000 DUREZA MAGNESICA ppm CaCO3 800 1000 CALCIO Ca++ 840 1600 MAGNESIO Mg++ 192 240 CONDUCTIVIDAD µmhos 1100 2600 CLORUROS ppm Cl- 6650 13600 SULFATOS ppm SO4

= 1000 2 SÓLIDOS SUSPENDIDOS TOTALES ppm 128 92 SÓLIDOS DISUELTOS TOTALES ppm 737 2010 ACEITE RESIDUAL ppm 7,08 55,76

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.6 ECUACIÓN GENERAL DE ENERGÍA TEOREMA DE

BERNOULLI

El teorema de Bernoulli es una forma de expresión de la aplicación de la ley de la

conservación de la energía al flujo de fluidos en una tubería. La energía total en

un punto cualquiera por encima de un plano horizontal arbitrario fijado como

referencia, es igual a la suma de la altura geométrica, la altura debida a la presión

y la altura debida a la velocidad, es decir:

> �/?@ �A2?@ � B

> 144�/ �A2? � B 2.4�

Donde:

Z = Altura o elevación potencial sobre el nivel de referencia en metros pies

ρ = Densidad del fluido en libras/pie3

51

υ = Velocidad media de flujo pie/minuto

gn o g = Aceleración de la gravedad = 32.2 pies/seg2

H = Altura total expresada en pies de columna de fluido

Si las pérdidas por rozamiento se desprecian y no se aporta o se toma ninguna

energía del sistema de tuberías (bombas o turbinas), la altura total H en la

ecuación anterior permanecerá constante para cualquier punto del fluido. Sin

embargo, en la realidad existen pérdidas o incrementos de energía que deben

incluirse en la ecuación de Bernoulli. Por lo tanto, el balance de energía puede

escribirse para dos puntos del fluido, según se indica en el ejemplo de la figura

2.2.

Figura 2.2: Balance de energía para dos puntos de u n fluido

Nótese que la pérdida por rozamiento en la tubería desde el punto uno al punto

dos (hL) se expresa como la pérdida de altura en pies de fluido. La ecuación

puede escribirse de la siguiente manera:

>D �D/D?@ �DA2?@ � >A �A/A?@ �AA2?@ EF

52

>D 144�D/D �DA2? � >A 144�A/A �AA2? EF 2.5�

Todas las fórmulas prácticas para el flujo de fluidos se derivan del teorema de

Bernoulli, con modificaciones para tener en cuenta las pérdidas debidas al

rozamiento.

2.6 MEDIDA DE LA PRESIÓN

En la figura 2.3 se ilustra gráficamente la relación entre las presiones absoluta y

manométrica. El vacío perfecto no puede existir en la superficie de la Tierra pero

es, sin embargo, un punto de referencia conveniente para la medición de la

presión.

Figura 2.3: Relación entre las presiones manométric a y absoluta

53

2.6.1 PRESIÓN BAROMÉTRICA

Es el nivel de la presión atmosférica por encima del vacío perfecto.

La presión atmosférica normalizada es 1 .01325 bar (14.696 libras/pulg *) o 760

mm de mercurio.

2.6.2 PRESIÓN MANOMÉTRICA

Es la presión medida por encima de la atmosférica, mientras que la presión

absoluta se refiere siempre al vacío perfecto.

2.6.3 VACÍO

Es la depresión por debajo del nivel atmosférico. La referencia a las condiciones

de vacío se hace a menudo expresando la presión absoluta en términos de altura

de columna de mercurio o de agua. Las unidades utilizadas normalmente son

milímetros de mercurio, micras de mercurio, pulgadas de agua y pulgadas de

mercurio.

2.6.4 MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO

Es la presión máxima de trabajo (libras por pulgada cuadrada) a la cual una

válvula puede ser usada. Las máximas presiones de trabajo para las diferentes

clases, según la tabla 2.6 de la especificación API – 6D, dentro de los límites de

temperatura de -20ºF y +100ºF, son como sigue:

54

Tabla 2.6: Máximas presiones de trabajo para las di ferentes clases (T = -20ºF -100ºF, Acero al carbono)

CLASE PSIG 150 285 300 740 400 990 600 1480 900 2220 1500 3705 2500 6170

Fuente: ASME B16.34 Elaborado por: Leonardo Terán

Los índices de presión-temperatura de las válvulas son definidos por ASME class

numbers. Basado en el o los materiales de construcción de las partes principales

presurizadas, los índices de presión-temperatura para cada clase son tabulados

para proveer la presión de trabajo máxima permitida, expresada como presión

manométrica. Estas clases presión-temperatura se las puede encontrar en ASME

B16.34 a la temperatura mostrada para un índice de presión correspondiente en

la temperatura de la estructura presurizada o del cuerpo del componente

presurizado. Estos índices aplican a todas las válvulas a pesar de su tipo.

ASME B16.34, Valves-Flanged, Threaded, and Welding End, es una de las

normas para válvulas que se usa ampliamente. Define los tipos de clase: válvulas

de 150, 300, 600, 900, 1500, 2500 y 4500. Esta norma es usualmente

referenciada en conjunción con otras normas específicas de válvulas, como

APIGOO, Steel Gate Valves; API602, Compact Steel Gate Valves; and API609,

Lug- and Wafer-Type Butterfly Valves.

2.7 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN

Una manera sencilla de conocer los sistemas de producción es mediante un

diagrama de flujo, que indique como está distribuida la operación desde el subsuelo

hasta la superficie, en la tabla 2.7 se presentan los tipos de levantamiento con que

cuenta el campo Lago Agrio.

55

Tabla 2.7: Tipos de levantamiento Lago Agrio TIPO DE LEVANTAMIENTO BOMBEO

ELECTROSUMERGIBLE BOMBEO

HIDRAÚLICO BOMBEO

MECÁNICO TOTAL

#POZOS 3 18 1 22

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.7.1 FLUJO NATURAL

Los reservorios están generalmente a presiones elevadas debido a las fuerzas

subterráneas. Los mecanismos de empuje en un reservorio es uno de los dos

tipos principales: empuje de agua o de gas (ver figura 2.4). Un reservorio de

empuje de agua está conectado a un acuífero activo que provee el mecanismo de

empuje. Un reservorio de empuje de gas deriva su energía de la expansión de

gas; puede ser desde una capa de gas o gas en solución (otros tipos de

mecanismos de empuje son: compactación de la roca, segregación gravitacional).

En su vida productiva temprana, las presiones de fondo empujaran los

hidrocarburos todo el camino al pozo hasta la superficie. Según las condiciones

del depósito, el flujo natural puede continuar por muchos años.

Cuando la diferencia de presión es insuficiente para que el crudo fluya

naturalmente, se debe utilizar algún método de levantamiento artificial para llevar

el petróleo a la superficie.

56

Figura 2.4: Mecanismos de empuje de agua y gas

Tabla 2.8: Línea de flujo pozo a estación CANTIDAD DESCRIPCIÓN

1 Threadolet de 1/2" NPT 2 Neplo roscado de 4"SCH 80 NPT 1 Válvula de Bola 4"x300# bridada 2 Bridas de 4" x 300 # R.F. 2 Empaque de 4" x 300 #

16 Espárragos ∅ 3/4" x 4 1/2" 1265 m. Tubería de 4 1/2" SCH. 40

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.7.2 BOMBEO MECÁNICO

El bombeo mecánico combina un cilindro (barril) y un pistón (émbolo buzo) con

válvulas para transferir los fluidos del pozo dentro del tubing y desplazarlos a la

superficie. Estas bombas son conectadas a la superficie por una serie de varillas

de metal dentro del tubing y operada por unidades recíprocas de balancín de

superficie, o caballetes de bombeo, que son impulsados por un motor primario,

eléctrico o a gas (ver la figura 2.5). Existen dos tipos de bombeo mecánico de

desplazamiento linear. La bomba introducida con la tubería de producción tiene

un cilindro de pleno caudal con una válvula fija (standing valve) y son apegadas al

final del tubing o tubería de producción. Un émbolo, o una válvula viajera, son

corridos dentro de este cilindro en las varillas. El tubing debe ser extraído para

57

reparar o reemplazar las bombas introducidas con la tubería. Las bombas de

inserción más pequeñas consisten de un barril, una válvula de admisión, un

émbolo y una válvula de descarga combinada en un montaje integral corrido

dentro del tubing sobre las varillas. Las bombas de inserción pueden ser

recuperadas y reparadas o reemplazadas sin molestar la producción en el tubing

por el hecho de extraer las varillas.

Los fluidos son extraídos dentro de los barriles de la bomba por émbolos

conectados con válvulas check para desplazar el fluido dentro del tubing. Las

válvulas fijas o de admisión consisten de una bola y asiento fijos. La válvula de

descarga, o la válvula viajera, se mueve durante cada ciclo de la bomba

recíproca. El bombeo mecánico es simple, familiar a la mayoría de operadores y

considerablemente usadas. Sin embargo, la capacidad del bombeo mecánico, o

la eficiencia volumétrica es limitada en pozos con altas relaciones gas/líquido,

diámetros pequeños del tubing o intervalos productores profundos. Otras

desventajas son: un alto capital de inversión y potencial fugas o rebosamientos en

el cabezal.

Figura 2.5: Descripción del Bombeo Mecánico

58

2.7.3 BOMBEO ELECTROSUBERGIBLE

. El levantamiento artificial con bombeo centrífugo sumergible se ha convertido en

un método común para levantar volúmenes de fluidos en una gran variedad de

rangos que van desde 100 a 65000 BFPD con profundidades que alcanzan hasta

15000 pies, puesto que su implementación está siendo cada vez más requerida,

es importante conocer como este sistema es operado y diseñado.

El diagrama indicado en la figura 2.4 describe los componentes esenciales de

este tipo de unidad, la cual consta de un motor eléctrico ubicado en la parte

inferior del aparejo, el cual recibe la energía por medio de un cable eléctrico

proveniente de una fuente ubicada en la superficie. El protector o sección sellante

está localizado arriba del motor y es utilizado para prevenir que los fluidos del

pozo entren en él, está ensamblado herméticamente tanto al motor como a la

bomba o al separador de gas si éste es necesario para ventear el gas en la

instalación, en su interior existe un eje cuya función es transmitir el movimiento

del motor a la bomba y al separador de gas, permitiendo que el fluido de

formación supere el gradiente del fluido y llegue a superficie.

Figura 2.6: Descripción del bombeo electrosumergibl e

59

2.7.4 BOMBEO HIDRÁULICO (POWER OIL)

2.7.1.1 Diagrama de flujo

La figura 2.5 indica la secuencia como recorre el fluido a través de los dispositivos

mecánicos más usuales. El fluido hidráulico empleado en este sistema de producción

puede ser el mismo petróleo producido o agua tratada, el cual debe estar sometido a

procesos de tratamiento, sean estos: químicos, filtros, separación gravitacional o

centrifugación.

El fluido motriz ha sido sometido a un proceso general de separación: gas y

sedimentos, sujetos a periodos de asentamiento y limpieza mediante

almacenamiento, productos químicos, filtros, etc. Con el fin de proporcionar la calidad

para que el contenido de sólidos sea mínima o tolerable en la operación y desgaste

del equipo; procedimiento llevado a cabo en la sección (A), posterior a esto el fluido

motriz es enviado a la succión de las bombas (B) para proporcionar la presión, a la

que será inyectada hacia el cabezal de distribución (C), donde se regula en función

de volumen o presión dependiendo de los requerimientos de cada pozo. Una vez que

el aceite esta en el cabezal del pozo (D), pasa por la válvula de 4 vías que permite

controlar la dirección de flujo. Al ingresar al pozo el fluido motriz opera la unidad de

bombeo y retorna a superficie mezclado o no dependiendo del sistema escogido (E).

Figura 2.7: Diagrama de Bombeo Hidráulico (Power Oi l)

60

En la tabla 2.9 se presentan los detalles de las unidades de bombeo hidraúlico de

la estación Lago Norte, y en la tabla 2.7, la tubería y accesorios en relación a una

bomba power oil.

Tabla 2.9: Unidades del sistema Power Oil del Campo Lago Agrio, Estación Lago Norte

BOMBA

UBICACIÓN

POZOS ALIMENTADOS

BIPD

CAPACIDAD (BPD)

PRESIÓN (PSI) SUCCIÓN DESCARGA

Quintuplex National

LA-17 LA 17-18-44 3260 4114 125 3650

HPS Norte Wood Group

Norte LA 24-31-32-36-43

6860 7000 120 3900

Triplex National

LA-29 LA-41 1140 2468 120 3600

Quintuplex National

LA-23 LA 11A-34-35 2926 4114 120 3700

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Tabla 2.10: Pozos productores com bombeo hidraúlico que aportan a la estación Lago Norte

POZO ARENA PRODUCTORA

FECHA DEL INFORME

PRODUCCIÓN TIPO DE BOMBEO BFPD BPPD BSW API

LAG 11A H 18-Feb-08 228 177 22.2 28.7 PISTÓN LAG 17 T 24-May-08 149 138 7.3 29.1 JET LAG 18 H 03-Abr-08 436 235 46.1 20 JET LAG 24 U 17-Feb-08 128 127 1 28.6 JET LAG 29 BT 18-Abr-08 141 91 35.2 28.8 PISTÓN LAG 32 H 17-Feb-08 423 252 40.5 28.5 JET LAG 35 HS 19-May-08 190 178 6.5 29 JET LAG 36 BT 13-Mar-08 82 43 47.6 24.9 JET LAG 43 HS 08-May-08 132 117 11.5 29.4 JET LAG 44 HS 11-Mar-08 195 188 3.7 29.3 PISTÓN

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Tabla 2.11: Tuberías, válvulas y accesorios de 1 bo mba Power Oil.

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

CANTIDAD DESCRIPCIÓN 2 VALVULAS 1"x150 CLASE 2 VALVULAS BOLA DE 6" CLASE 4 BRIDAS DE 6"x150 2 VALVULA BOLA 3" x 2500 1 VALVULA DE SEGURIDAD 3" x 2500ALVULA 4 CODOS DE 31/2" HXX SELT 160

1789 m. TUBERÍA DE 3 1/2‘‘

61

2.8 INSTALACIONES DE SUPERFICIE

Tabla 2.12: Instalaciones en el área Lago Agrio ESTACIÓN PRODUCCIÓN EQUIPO TIPO

NORTE

BFPD 3224

BPPD 1935

BAPD 1271

MPCPD 685

27 – 30 ºAPI

MÚLTIPLE 3 de producción y 1 de prueba

SEPARADOR 1 de prueba 5000 Bls

2 de producción 10000 Bls

BOTA DE GAS Capacidad 15000 Bls

TANQUE Lavado 24680 Bls

Reposo 18800 Bls

CALENTADOR 800 BAPD (T1=105ºF T2=125ºF)

BOMBAS

Recirculación TK – TK

2 de transferencia incrementadoras de

presión

2de transferencia centrífugas Durco

CENTRAL

BFPD 1785

BPPD 1614

BAPD 17

MPCPD 183

27 – 30 ºAPI

MÚLTIPLE 2 de producción y 1 de prueba

SEPARADOR 1 de prueba 5000 Bls

1 de producción 10000 Bls

BOTA DE GAS Capacidad 20000 Bls

TANQUE Lavado 14690 Bls

Reposo 14100 Bls

CALENTADOR 1100 BAPD (T1=98ºF T2=120ºF)

BOMBAS

Calentador-Durco Mark III

RECIRC TK-TK-INGERSOLLAND

2 de transferencia-Durco Mark II

GUANTA

BFPD 5234

BPPD 3680

BAPD 1554

MPCPD 606

27 – 30 ºAPI

MÚLTIPLE 1 de producción y 1 de prueba

SEPARADOR 1 de prueba 5000 Bls

2 de producción 10000 Bls c/u

BOTA DE GAS Capacidad 15000 Bls

TANQUE Lavado 24680 Bls

Reposo 18800 Bls

CALENTADOR 1100 BAPD (T1=103ºF T2=125ºF)

BOMBAS

2 de transferencia incrementadoras de

presión

2de transferencia centrífugas HD

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

62

A continuación se detallan los equipos y dispositivos instalados en la estación

Lago Norte.

2.8.1 SEPARADORES

Los separadores de petróleo, además de la capacidad, son diseñados en base a

una presión y temperatura de operación determinada; sin embargo, debido a

varios factores esta presión y temperatura muy poco se mantiene constante, pues

está variando permanentemente. El rango de fluctuación de estos parámetros es

controlado y depende principalmente de la presión con la cual fluye el petróleo en

cada pozo y de las condiciones ambientales del sitio.

Tabla 2.13: Capacidad de separadores del área Lago Norte.

SEPARADOR LARGO

Pies DIÁMETRO pulgadas

CAPACIDAD Bls.

TIPO

Prueba 20 48 5000 Bifásico Producción 20 72 10000 Bifásico Producción 20 72 10000 Bifásico

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Parámetros a considerar:

API promedio: 28.35

rg: 1.044

GLP promedio: 250 PCS/BF

Presión de operación: 25 psi

Temperatura de operación: 100ºF

63

2.8.2 TANQUES

Tabla 2.14: Capacidad de tanques del área Lago Nort e.

TANQUE

CANTIDAD ALTURA

pies DIÁMETRO

pies CAPACIDAD (Bls.)

NOMINAL OPERATIVA Tanque Lavado 1 36 70 24680 24680 Tanque surgencia 1 24 60 12090 11100

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.8.3 EQUIPOS Y LÍNEA DE GAS

Las líneas de gas en la estación Norte tienen un diámetro de 6 plg. El gas tiene

una gravedad específica de 1.044 y un factor de compresibilidad Z de 0.93.

2.8.3.1 Separador

La presión del gas natural a la salida del separador es la misma presión que tiene

el separador. En vista de que esta presión está variando no se puede especificar

un valor de presión único y constante del gas; pero se puede determinar un valor

promedio al igual que el valor de temperatura pues este varía incluso mucho más

que la presión.

La capacidad del separador de gas de la estación Lago Norte es de 5000 barriles,

la presión de operación es de 25 psig y la temperatura de operación es de 100ºF.

2.8.3.2 Scrubbers (Depuradores)

Son recipientes que se instalan a la descarga de gas de los separadores de alta y

baja presión, respectivamente. Actúan como separadores o depuradores de las

últimas gotas de líquido que pudiesen ir entrampadas en la corriente de gas.

64

Principalmente se aplican en condiciones operacionales que por motivos técnicos

o económicos se requiere de un gas seco. Es decir, sin partes líquidas, como el

necesario para alimentar a los sistemas de compresión.

La presión de operación del Scrubber de Lago Norte es 25 psig y la temperatura

de operación es 90ºF.

2.8.3.3 Compresores

En la industria se utilizan compresores de todos los tipos y tamaños para aire y

gases. La selección de un compresor se basa en los fundamentos de la

termodinámica y no se debe considerar que sea tan difícil y complicada, el primer

paso es definir los tipos y principios de funcionamiento de los compresores. En base

a los principios de funcionamiento los compresores se clasifican en:

• Compresores de desplazamiento positivo

• Compresores centrífugos

En la tabla 2.15 se observa los detalles del compresor en la estación Lago Norte.

Tabla 2.15: Compresor de gas en la estación Lago No rte Estación Norte Compresor de gas Serie 09116 - 15×11, Serie 08890 8×11, motor

Ajax Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

2.8.4 EQUIPOS DE REINYECCIÓN DE AGUA

En el campo Lago Agrio, el sistema de reinyección de agua, está localizado en la

estación Lago Norte, el mismo que está conformado por tuberías de alimentación

de agua que van desde el tanque de surgencia tanto de la estación Lago Central

como de la Norte, hasta el tanque de sedimentos cónico, de aquí pasa por un filtro

de agua, y finalmente a un tanque empernado galvanizado de almacenamiento

cuya capacidad es de 500 barriles. El sistema también está conformado por

líneas de by pass, líneas de conexión entre tanques, dos bombas Booster, dos

65

bombas REDA de reinyección de agua, una línea de descarga desde los tanques

de agua hasta las bombas de reinyección, y una línea de descarga desde los

tanques de agua hasta las bombas de reinyección, y una línea de descarga a los

pozos reinyectores.

El tanque instalado para la reinyección de agua en la estación Norte tiene una

capacidad de 1250 Bls.

Las bombas de químicos instaladas para la reinyección de agua son las

siguientes:

Bomba: TEXAS HOUSTON Motor modelo 1121007410

Cantidad: 2

Potencia: ¼ HP

2.8.4.1 Bombas de Transferencia o Booster

Este tipo de bombas proporcionan la presión necesaria de succión a las bombas

horizontales de alta presión.

Tabla 2.16: Bombas Booster en la estación Lago Nort e DESCRIPCIÓN BÁSICA SERIE

Bomba DURCO centrífuga 2K 4×3-10 402875 Bomba DURCO centrífuga 2K 4×3-10 402874

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.8.4.2 Bombas de alta presión

En la tabla 2.17 se observan las unidades que están instaladas en la estación

Lago Norte.

66

Tabla 2.17: Funcionamiento actual de las bombas del sistema de reinyección de agua.

BOMBAS

CAUDAL BPD

PRESIÓN (psi) DESCARGA SUCCIÓN

REDA 540 GN 3200 3162 950 48 REDA 675 J200N 6500 1650 40

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

2.8.4.3 Tubería y accesorios instalados en la reinyección de agua

Tabla 2.18: Tubería, válvulas y accesorios en reiny ección de agua CANTIDAD DESCRIPCIÓN

20 BRIDAS DE 6‘‘ x 150 24 BRIDAS DE 8‘‘ x 2500 ANSI 8 VÁLVULAS DE 6‘‘ x 150 ANSI. STD GLOBE 2 VÁLVULAS CHECK DE 6‘‘ x 150 STD 2 VÁLVULAS DE AGUJA ½‘‘ x 5000 6 VÁLVULAS DE 8‘‘ x 2500 STD 1 VÁLVULA DE SEGURIDAD SET DE 3000 PSI STD

3500m TUBERÍA DE 8‘‘ Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

2.9 CORROSIÓN

La corrosión es la degradación química o electroquímica de un metal por parte del

medio que lo rodea, lo cual hace que este regrese a su estado natural en forma

de óxidos, hidróxidos y sales.

2.9.1 TIPOS DE CORROSIÓN

Las tuberías metálicas están expuestas a los siguientes tipos de corrosión:

a) Corrosión electroquímica.

b) Corrosión por ataque químico directo.

c) Corrosión por oxidación.

d) Corrosión por picaduras.

67

e) Corrosión por fatiga.

f) Corrosión por oxígeno.

g) Corrosión bacteriana.

h) Corrosión por corrientes vagabundas.

2.9.2 PÉRDIDA DE PESO CAUSADA POR CORROSIÓN.

El acero al carbono el cual es generalmente utilizado para sistemas de tubería de

plataforma puede ser corroído bajo algunas condiciones de proceso. Los flujos de

proceso que contengan agua, salmuera, dióxido de carbono (CO2), sulfuro de

hidrógeno (H2S), u oxígeno (O2), o combinaciones de estos, pueden ser

corrosivos a metales usados en componentes del sistema. El tipo de ataque

(pérdida de metal uniforme, picadura, corrosión/erosión, etc.) tanto como la tasa

de corrosión específica puede variar en el mismo sistema, y puede variar con el

tiempo. La corrosividad de un flujo de proceso es una función compleja de

muchas variables incluyendo (1) hidrocarburo, agua, sal, y contenido de gas

corrosivo, (2) humectabilidad del hidrocarburo, (3) velocidad de flujo, régimen de

flujo, y configuración de tubería, (4) temperatura, presión, y pH, y (5) contenidos

de sólidos (arena, lodos, limo bacteriana y microorganismos, productos de

corrosión, y costras). Las predicciones son muy cualitativas y pueden ser únicas

para cada sistema. Alguna información para gases corrosivos encontrados en los

flujos de proceso se muestra en la tabla 2.19.

La tabla 2.19 presenta únicamente una guía general para las consideraciones de

mitigación de corrosión y no para predicciones específicas de corrosividad. La

inhibición de corrosión es un procedimiento efectivo de mitigación cuando las

condiciones corrosivas son predichas o anticipadas.

68

Tabla 2.19: Guía cualitativa para la pérdida de pes o por corrosión del acero Valores límites en salmueras

Gas Corrosive

Solubilidad ∗∗∗∗ PPM

PPM no corrosivo

PPM corrosivo

Oxígeno (O2) 8 < 0.005 > 0.025 Dióxido de carbono (CO2) 1700 < 600 > 1200 Sulfuro de hidrógeno (H2S) 3900 ∗∗

Fuente: API Recommended Practice 14E Elaborado por: Leonardo Terán

2.9.3 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR SULFUROS

El flujo de proceso que contiene agua y sulfuro de hidrógeno puede causar

fisuración bajo tensión por sulfuros de materiales susceptibles. Este fenómeno es

afectado por una interacción compleja de parámetros incluyendo la composición

química del metal y su dureza, tratamiento térmico, y la micro estructura, tanto

como factores como el pH, concentraciones de sulfuro de hidrógeno, esfuerzos y

temperatura. Los materiales usados para los procesos que tratan con sulfuro de

hidrógeno deben ser seleccionados considerando estos parámetros.

2.9.4 FISURACIÓN BAJO TENSIÓN POR CLORUROS

Se deben dar consideraciones de cuidado para el efecto de tensión y cloruros si

se seleccionan aleaciones y aceros inoxidables para prevenir la corrosión por

sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono. Los flujos de proceso que contienen

agua con cloruros pueden causar resquebrajamientos en materiales susceptibles,

especialmente si oxígeno está presente y la temperatura está sobre los 140ºF.

Altas aleaciones y aceros inoxidables, tales como aceros inoxidables series AISI

∗ Solubilidad a 68ºF en agua destilada a 1 atmósfera de presión parcial. Oxígeno (O2) es para 1

atmósfera de presión de aire. Fuente: Handbook of Chemistry and Physics, Chemical Rubber Company, 36th Edition.

∗∗ Los valores límites para la de pérdida de peso causada por corrosión por sulfuro de hidrógeno (H2S) no son mostrados en esta tabla porque la cantidad de dióxido de carbono (CO2) y/o oxígeno (O2) tiene gran influencia en la rata de corrosión de pérdida de metal. El sulfuro de hidrógeno solo es, por lo general, menos corrosivo que el dióxido de carbono debido a la formación de una película de sulfuro de hierro insoluble que tiende a reducir la pérdida de peso del metal por corrosión.

69

300 austenítico, aceros inoxidables endurecidos por precipitación, y “A-286”

(ASTM A453, Grado 660), no deben ser usados a menos que se demuestre que

son adecuados para el ambiente propuesto. Además se deben dar

consideraciones a la posibilidad que los cloruros pueden ser concentrados en

áreas localizadas en el sistema.

2.9.5 CONTROL DE LA CORROSIÓN.

Para el control de la corrosión de tuberías se han realizado muchos adelantos

técnicos, los mismos que permiten hoy en día disponer de varios métodos. Para

la selección de alguno en particular se requiere del análisis y evaluación de

algunos factores técnicos y económicos. Entre estos métodos podemos

mencionar:

a) Selección de la tubería metálica apropiada, de tal modo que resista la

agresividad corrosiva del medio donde va a trabajar.

b) Protección catódica de tuberías expuestas a medios o terrenos corrosivos.

c) Formar una barrera inerte entre la superficie metálica y el medio corrosivo

mediante la aplicación de un revestimiento o película protectora (pintura).

d) Eliminación de los gases corrosivos (oxígeno, H2S, CO2) que formen parte

de la mezcla de gas que fluye por el interior de la tubería.

e) Uso de inhibidores de corrosión formando una barrera entre la superficie

metálica y el medio corrosivo.

En la industria petrolera las tuberías usadas son de acero, fabricadas según las

normas API; de modo que, la selección de un mejor material que resista más la

corrosión resulta una limitante si se quiere acudir a este método de protección.

Por otro lado. La aplicación de inhibidores de corrosión resulta costosa y es poco

común en nuestro medio.

70

Las sustancias corrosivas, especialmente el H2S y CO2, se presentan con mucha

frecuencia; la eliminación de las mismas se consigue a través de medios

mecánicos o químicos especiales y es muy común en la actividad petrolera

especialmente cuando intervienen en concentraciones altas.

2.9.6 APLICACIÓN DE NACE MR-01-75.

MR-01-75 enumera materiales que exhiben resistencia a fisuración bajo tensión

por sulfuros. Las aleaciones resistentes a la corrosión que no aparecen en MR-

01-75 pueden exhibir tal resistencia y pueden ser usadas si se demuestra que son

resistentes en los ambientes propuestos (o en un ambiente de laboratorio

equivalente). Se debe tener precaución al manejar los materiales que se muestra

en MR-01-75. Los materiales mostrados en el documento pueden ser resistentes

a los ambientes de fisuración bajo tensión por sulfuros, pero tal vez no sea

idóneo para el uso en ambientes fisuración bajo tensión por cloruros.

2.9.7 MONITOREO DE CORROSIÓN

Hay varios métodos para el monitoreo de corrosión: mediante la observación

directa de los equipos, utilizando muestras para la comprobación de corrosión, y

monitoreando dispositivos de los equipos en operación.

2.9.7.1 Observación directa

Cada vez que se apaga una planta o parte de un equipo por cualquier motivo, y

existe la más ligera posibilidad de corrosión, se debe aprovechar la oportunidad

para realizar una inspección para detectar daños por corrosión. De nada sirve

realizar una inspección visual, a menos que se tomen las medidas en términos

cuantitativos y se registren los valores meticulosamente. Con mucha frecuencia la

71

inspección sólo sirve para determinar si el equipo requiere reemplazo, reparación

o reacondicionamiento.

El primer aspecto que se debe registrar es una descripción de la naturaleza

general y la apariencia de la corrosión. Los siguientes términos pueden resultar

útiles en la descripción del grado de ataque en un lugar determinado. También se

debe anotar la distribución.

2.9.7.1.1 Sin Corrosión

Se debe emplear este término para describir una superficie metálica cuando

parezca que ésta no está afectada en su totalidad.

2.9.7.1.2 Corrosión Superficial Definida

Describe una condición en la cual el ataque es lo suficientemente profundo como

para afectar la hoja de un cuchillo. También se la puede describir como

"desafilada", "superficie mate" o "áspera (rigosa)".

2.9.7.1.3 Ataque Metálico Poco Profundo

Se puede utilizar este término para describir la remoción de una cantidad de metal

perceptible, aunque difícilmente cuantificable, de la superficie.

2.9.7.1.4 Picado o Acanalado

Se utiliza este término cuando se remueve el metal hasta una profundidad

cuantificable.

72

2.9.7.1.5 Ampollas o Descamado

El desprendimiento de capas delgadas de superficie metálica puede ser una

indicación de difusión de hidrógeno.

2.9.7.1.6 Rajaduras o Agrietamientos

Se debe notar los números y tamaños evidentes. Note cualquier tendencia de las

rajaduras a seguir un patrón regular.

2.9.7.2 Muestras para comprobación de corrosión

2.9.7.2.1 Cupones

Los cupones son simplemente pedazos de metal que se insertan en un sistema

para evaluar uno o más de los siguientes aspectos:

1. Corrosividad del sistema

2. Rendimiento del material

3. Rendimiento del inhibidor

Estos son pesados antes de ser insertados en el sistema y después de su

remoción del mismo, para así determinar la masa de metal perdida debida a la

corrosión.

2.9.7.2.2 Sujetadores y Aisladores

Se pueden instalar cupones, de tal forma que éstos queden aislados

eléctricamente de la estructura sometida a comprobación. Si el cupón y la

estructura están conectados eléctricamente, el cupón de corrosión normalmente

se corroerá más rápido que la estructura.

73

2.9.7.2.3 Sujetadores y Aisladores

Se suministran cupones que hayan sido limpiados con flujo de arena y pesados.

Cuando usted los retire del sistema, éstos deben ser examinados para detectar

picaduras en el metal y posible formación de depósitos, antes de enviarlos al

laboratorio para su evaluación. Puede resultar ventajoso hacer una evaluación de

los depósitos. Se pueden pesar y evaluar los carretes y neplos, al igual que los

cupones.

2.9.7.2.4 Interpretación de los Resultados

En el laboratorio, los cupones son limpiados de depósitos y se los vuelve a pesar;

la pérdida de masa es tratada como si ésta fuera uniformemente removida del

área de superficie total del cupón, y convertida en un índice de penetración

promedio de espesor perdido por año.

A menudo se utiliza la unidad de milímetros por año (mm/año) y la micrométrica

por año (µm/año) para los índices de corrosión altos y bajos. El cálculo para

mm/año es el siguiente:

ÍJ�K�L �L �:MM:NKóJ P QQRññ:T � 87.6X/7YZ1� 2.6�

Donde:

87.6 = Factor sin unidad para convertir cm/hora a mm/año

W = Pérdida de masa en miligramos

ρest = Densidad de la estructura en gramos/ml

A = Área original de superficie en cm2

t = Tiempo en horas

74

Este índice de corrosión es significativo en los sistemas en los que se produce

una corrosión uniforme. Es relativamente intrascendente en la medición de las

picaduras ya que la pérdida de masa se produce en unos pocos lugares aislados

del cupón. Se debe notar el número, profundidad y diámetro de las picaduras.

2.9.7.2.5 Rendimiento del Inhibidor

Los cupones de corrosión pueden ser usados para monitorear el rendimiento de

un inhibidor de corrosión. Es práctica común el determinar el índice de corrosión

no inhibida de un sistema que se va a utilizar como base en el futuro. Una vez que

se haya establecido el índice de corrosión de la base, se inicia la alimentación del

inhibidor de corrosión y se instalan los cupones de corrosión en el sistema.

El rendimiento del inhibidor generalmente se expresa en términos de protección

porcentual.

[\]^_``aób c]\`_b^def� Íbga`_ b] abhaiag] j íbga`_ abhaiag]íbga`_ b] abhaiag] l mnn o. p�

2.9.7.3 Monitoreo de corrosión en los equipos de operación

2.9.7.3.1 Probetas de Resistencia Eléctrica

La resistencia eléctrica de cualquier conductor está dada por:

6 � /q1 2.8�

Donde:

ρ = la resistividad

L = la longitud del conductor

A = el área transversal del conductor

75

Conforme disminuye el área de un conductor, aumenta la resistencia. Se puede

utilizar este principio para medir la pérdida de corrosión. Se inserta un bucle de

alambre en el sistema y se lo deja corroer. Conforme se corroe, se incrementa su

resistencia eléctrica ya que disminuye su área transversal. Mientras el alambre se

encuentra intacto, la longitud permanecerá constante.

2.9.7.3.2 Conjunto de Probeta Galvánica

Cuando se sumergen en el agua dos metales diferentes y se los conecta

eléctricamente, fluirá una corriente debido a su natural diferencia de potencial. El

flujo de corriente es proporcional a la corrosividad del sistema. El conjunto típico

contiene electrodos de bronce y acero, los cuales van conectados a un

amperímetro que mide el flujo de corriente. No se obtiene una medición directa de

la corrosión pero se detectan los cambios en la corrosividad del sistema.

2.9.7.3.3 Medidores de Polarización Lineal

Los cupones de corrosión proporcionan una medición directa de la pérdida de

metal durante algún periodo de tiempo. Las mediciones de polarización lineal

proporcionan una lectura del índice de corrosión que se produce en un cupón o

electrodo al momento en que se toma la medición.

2.9.7.3.4 Toma de Lecturas

Se pueden tomar lecturas simples con un pequeño medidor accionado por

batería, el cual puede ser transportado a varios sitios de sondeo. En la mayoría de

los casos, esto es adecuado, pero en algunos casos se conecta un medidor

registrador a los electrodos durante un tiempo prolongado. Las probetas deben

ser instaladas en el sistema y se las debe dejar el tiempo suficiente para que

“maduren” o “se acostumbren” al medio, de tal forma que se puedan obtener

índices de corrosión representativos.

76

2.9.7.3.5 Picaduras Metálicas

Un problema que plantean las lecturas de polarización lineal es que estas no

detectan las picaduras metálicas. La tendencia a las picaduras a veces puede ser

inferida por los cambios en la natural diferencia de potencial entre dos electrodos,

sin ninguna corriente aplicada. Sin embargo, no se ha probado que este enfoque

sea confiable.

2.9.7.3.6 Remoción de la Probeta

Las probetas siempre deben ser instaladas de tal forma que éstas puedan ser

removidas del sistema, ya sea mediante la provisión de válvulas de aislamiento o

mediante el uso de probetas retráctiles. Las probetas deben ser removidas

periódicamente, limpiadas e inspeccionadas en forma visual para detectar señales

de picaduras en el metal.

2.9.7.3.7 Probetas de Hidrógeno

Muchos de los átomos de hidrógeno generados por corrosión en el cátodo se

difunden a través del acero, y son liberados en la superficie exterior del metal.

Una probeta de hidrógeno proporciona un medio de medición de la rata a la cual

el hidrógeno ingresa al acero y se difunde hacía la superficie exterior. Esto

proporciona una indicación indirecta del índice de corrosión, especialmente en un

medio que contiene H2S.

2.9.7.3.8 Inspección Ultrasónica

Se utilizan dispositivos ultrasónicos para medir el espesor del metal y para

detectar defectos en el mismo.

77

2.9.7.3.9 Radiografía

La radiografía es un medio no-destructivo utilizado para la inspección de

soldaduras, y también puede ser utilizada para la detección de corrosión.

2.9.7.3.10 Inspección de Partículas Magnéticas

La inspección de partículas magnéticas constituye principalmente un método de

localización de rajaduras, el cual se extiende a la superficie de la pieza metálica.

Esta inspección es únicamente aplicable a materiales magnéticos como el acero.

2.9.7.3.11 Inspección con Tintura Penetrante

Este es un método para detección de grietas o rajaduras que se extienden a la

superficie de un metal.

2.9.7.3.12 Registros

Un programa de monitoreo de corrosión es tan importante como los

procedimientos de conservación de registros que lo acompañan. El tiempo y los

gastos invertidos en la iniciación de un programa de monitoreo de corrosión

pueden desperdiciarse si no se mantienen los registros adecuados.

2.9.8 EJEMPLOS DE INSPECCIÓN VISUAL Y MEDICIÓN DE E SPESORES EN

EL DISTRITO AMAZÓNICO.

2.9.8.1 Línea de flujo LAG 17 Año 2007

Línea: LAG 17 Número de tramos: 29

Fecha de inspección: 01/08/2007 Diámetro: 3 1/2'' 4 1/2''

Inspección anterior: 01/02/2005 Material: API 5L GRADO B

Campo: LAG Presión: 50 PSI

78

Longitud: 1265 m Espesor inicial: 0,237'' 0,300''

Producto: CRUDO Límite de retiro: 0,093'' 0,093''

Tipo de línea: Línea de flujo Temperatura: 100ºF

Tabla 2.20: Datos de la inspección visual de la lín ea Lag 17 en el año 2007

Tramo Longitud

m P med m Esp. min

tramo pulg Diámetro Ubicación Corr/A Protección

1 24 0 0,205 4 1/2'' B

2 10 25 0,192 3 1/2'' P C 030

3 10 65 0,238 3 1/2'' MH

4 10 115 0,239 3 1/2'' MH

5 10 165 0,227 3 1/2'' MH

6 10 225 0,215 3 1/2'' P C 020

7 10 285 0,224 3 1/2'' MH

8 10 345 0,216 3 1/2'' MH

9 10 399 0,201 3 1/2'' MH C 020

10 10 442 0,185 3 1/2'' MH C 030

11 10 481 0,197 3 1/2'' P C 020

12 10 515 0,225 3 1/2'' P

13 10 575 0,195 3 1/2'' P C 020

14 10 612 0,235 3 1/2'' P

15 10 669 0,195 3 1/2'' MH C 020

16 12 689 0,175 3 1/2'' P C 020

17 10 745 0,193 3 1/2'' P C 020

18 10 822 0,2 3 1/2'' MH C 020

19 10 854 0,192 3 1/2'' MH C 020

20 10 938 0,177 3 1/2'' MH C 030

21 10 996 0,22 3 1/2'' MH

22 10 1016 0,194 3 1/2'' MH C 020

23 10 1054 0,208 3 1/2'' MH

25 21 1119 0,2 3 1/2'' MH POLIKEN1

26 2 1176 0,195 3 1/2'' B

27 10 1178 0,14 4 1/2'' B

28 10 1238 0,1 4 1/2'' P C 070 POLIKEN

29 6 1265 0,2 4 1/2'' C 030 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

1 POLYKEN es una marca de sistemas de protección anticorrosivo para las tuberías de agua, gas, petróleo, etc.

79

Gráfica 2.3: Gráfico de espesores año 2007

Elaborado por: Leonardo Terán

2.9.8.1.1 Resultados de la inspección visual

Sobre una longitud total de 1265m se inspeccionó el 24.1%. Los espesores

mínimos medidos presentan una moderada disminución por corrosión interna y

externa. Por presentar espesores muy cercanos al límite de retiro, se recomienda

cambiar dos tubos en el tramo Nº 28 en este sitio la corrosión externa es drástica.

La tubería restante puede continuar en operación sin descuidar las prácticas

anticorrosivas.

2.9.8.2 Línea de flujo LAG 17 Año 2009

Línea: LAG 17 Número de tramos: 29

Fecha de inspección: 01/02/2009 Diámetro: 3 1/2'' 4 1/2''

Inspección anterior: 01/08/2007 Material: API 5L GRADO B

Campo: LAG Presión: 65 PSI

Longitud: 1265 m Espesor inicial: 0,280'' 0,237'' 0,337''

Producto: CRUDO Límite de retiro: 0,083'' 0,093'' 0,093''

Tipo de línea: Línea de flujo Temperatura: 100ºF

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

ES

PE

SO

RE

S (

PU

LGA

DA

S)

PUNTOS MEDIDOS (METROS)

ESPESOR INICIAL

ESPESOR MÍNIMO MEDIDO

LÍMITE DE RETIRO

80

Tabla 2.21: Datos de la inspección visual de la lín ea Lag 17 en el año 2007

Tramo Longitud

m P med m Esp. min

tramo pulg Diámetro Ubicación Corr/A Protección

1 10 0 0,231 4 1/2'' B

2 10 17 0,313 4 1/2'' B

3 6 28 0,325 4 1/2'' MH

4 22 34 0,209 3 1/2'' MH C 030

5 10 96 0,217 3 1/2'' MH C 020

6 10 146 0,212 3 1/2'' MH C 020

7 10 185 0,235 3 1/2'' MH POLIKEN

8 10 342 0,222 3 1/2'' MH POLIKEN

9 10 414 0,23 3 1/2'' MH

10 10 459 0,18 3 1/2'' MH C 030

11 10 493 0,22 3 1/2'' MH/P POLIKEN

12 10 525 0,217 3 1/2'' MH/P C 020 POLIKEN

13 10 570 0,199 3 1/2'' MH C 030

14 10 597 0,215 3 1/2'' MH C 020 POLIKEN

15 10 634 0,2 3 1/2'' MH C 020 POLIKEN

16 10 674 0,195 3 1/2'' MH C 020

17 12 695 0,16 3 1/2'' P C 050

18 10 769 0,192 3 1/2'' MH/P C 030 POLIKEN

19 10 834 0,205 3 1/2'' MH C 020

20 10 859 0,185 3 1/2'' MH C 040

21 10 943 0,18 3 1/2'' P C 030

22 10 991 0,205 3 1/2'' C 020

24 10 1092 0,199 3 1/2'' MH C 030

25 21 1135 0,158 3 1/2'' MH C 040

26 1 1176 0,22 3 1/2'' B

27 10 1178 0,153 4 1/2''

28 13 1238 0,13 4 1/2'' P C 070

29 5 1265 0,181 4 1/2'' C 030 POLIKEN Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

81

Gráfica 2.4: Gráfico de espesores año 2009

Elaborado por: Leonardo Terán

2.9.8.2.1 Resultados de la inspección visual

Sobre una longitud aproximada de 1265m se inspeccionó el 23%. Los espesores

mímimos medidos presentan una importante variabilidad por la presencia de

corrosión externa e interna. Se recomienda cambiar 2 tubos en el tramo Nº 28 por

presentar corrosión externa. El resto de espesores remanentes están por arriba

del límite de retiro lo que garantiza la operación normal de la tubería.

2.9.8.3 Power Oil

Línea : LAG 34 Diámetro: 2 3/8'' 3 1/2''

Campo: LAG Material: API X42

Longitud: 1789 m Presión: 3600 PSI

Producto: CRUDO Espesor inicial: 0,343'' 0,436'' 0,254''

Tipo de línea: Power Oil Límite de retiro: 0,114'' 0,168''

Número de tramos: 37 Temperatura: 100ºF

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0 200 400 600 800 1000 1200 1400

ES

PE

SO

RE

S (

PU

LGA

DA

S)

PUNTOS MEDIDOS (METROS)

ESPESOR INICIAL

ESPESOR MÍNIMO MEDIDO

LÍMITE DE RETIRO

82

Tabla 2.22: Datos de la inspección visual de la lín ea Lag 34

Tramo Longitud m P med m Esp. min tramo

pulg Diámetro Ubicación Corr/A Protección

1 5 0 0,294 2 3/8''

2 1 10 0,405 3 1/2''

C 020

3 10 11 0,177 3 1/2''

C 030

4 10 21 0,186 3 1/2''

C 020

5 10 63 0,188 3 1/2''

C 020

6 10 107 0,18 3 1/2''

C 020 POLIKEN

7 10 313 0,188 3 1/2''

C 030

8 10 361 0,17 3 1/2''

C 030

9 10 416 0,195 3 1/2''

C 030

10 10 466 0,216 3 1/2''

C 020

11 10 534 0,205 3 1/2''

C 020

12 10 584 0,213 3 1/2''

13 10 634 0,226 3 1/2''

C 020

14 10 695 0,217 3 1/2''

C 020

15 10 749 0,217 3 1/2''

C 020

16 10 786 0,228 3 1/2''

17 10 854 0,228 3 1/2''

C 020

18 10 911 0,215 3 1/2''

C 020

19 10 977 0,209 3 1/2''

C 020

20 10 1047 0,228 3 1/2''

C 020

21 10 1109 0,235 3 1/2''

22 10 1159 0,211 3 1/2''

24 15 1291 0,195 3 1/2''

C 020

25 10 1321 0,204 3 1/2''

C 020

26 10 1377 0,19 3 1/2''

C 030

27 15 1401 0,185 3 1/2''

C 020

28 12 1423 0,202 3 1/2''

C 030

29 10 1498 0,195 3 1/2''

C 020

30 10 1513 0,185 3 1/2''

C 020

31 10 1641 0,191 3 1/2''

C 020

32 10 1704 0,179 3 1/2''

C 030

33 10 1725 0,195 3 1/2''

C 030

34 10 1753 0,181 3 1/2''

C 020

35 5 1758 0,4 2 3/8''

36 10 1768 0,407 2 3/8''

37 10 1789 0,391 2 3/8''

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

83

Gráfica 2.4: Gráfico de espesores línea PWO

2.9.8.3.1 Resultados de la inspección visual

Línea de 1789m de longitud y con tubería de 2 3/8’’ y 3 1/2’’ de diámetro. Todo el

sector de la línea de 3 1/2’’ se ha construido con tubería de espesor de pared no

estándar y menor al necesario, lo que ha traído como consecuencia que esta

línea este operando en condiciones no fiables. Se recomienda el cambio total de

esta línea por tener espesores remanentes muy cercanos o por debajo del límite

de retiro.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

0,5

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

ES

PE

SO

RE

S (

PU

LGA

DA

S)

PUNTOS MEDIDOS (METROS)

ESPESOR INICIAL

ESPESOR MÍNIMO MEDIDO

LÍMITE DE RETIRO

84

CAPÍTULO 3

SELECCIÓN DE TUBERÍAS Y ACCESORIOS PARA LOS

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTO DE LOS

FLUIDOS EN UN CAMPO PETROLERO

3.1 GENERALIDADES

El diseño e instalación de la tubería debe estar ajustada a ASME B31.3, con las

modificaciones actuales. Donde ASME B31.3 no sea aplicable, el diseño,

construcción, inspección y ensayos deben estar conforme a ASME B31.4, ASME

B31.8.

3.1.1 DEMARCACIÓN ENTRE SISTEMAS CON DIFERENTES CLA SES DE

PRESIÓN.

Normalmente después que el flujo deja el cabezal del pozo, la presión es reducida

en etapas.

Después que la presión es reducida, los equipos y componentes de procesos de

clase de presión más baja serán usados, un ejemplo típico es mostrado en la

figura 3.1.

Una regla puede ser usada para la presión de diseño: una presión contenida en

un componente de proceso debe ser diseñada para resistir la presión máxima

interna la cual puede ser ejercida sobre él bajo cualquier condición, o ser

protegida por un dispositivo de alivio de presión. En este caso, un dispositivo de

alivio de presión significa una válvula de alivio de seguridad o un disco de ruptura.

En general, cuando se determina si los dispositivos de alivio son necesarios, no

deben ser considerados como componentes de proceso que previenen la

85

sobrepresión las válvulas de cierre de alta presión, válvulas check, válvulas de

control entre otros.

Una buena forma de analizar las clases de presión de diseño de los sistemas

requeridos para componentes de proceso es mostrar los límites de la clase de

presión en hojas de flujo mecánico. Cada componente (recipientes, bridas,

tubería o accesorios) deben entonces ser chequeadas para determinar que está

diseñada para resistir las presiones más altas para lo cual puede ser sujeta, o sea

protegida por un dispositivo de alivio.

Figura 3.1: Ejemplo de sistema que denota el cambio de clases de presión de bridas y válvulas

3.1.2 CONSIDERACIONES DE CORROSIÓN.

En este capítulo no se encuentran prácticas detalladas de control de corrosión

para sistemas de tubería. Tales prácticas, en general, deben ser desarrolladas

por especialistas de control de corrosión. Sin embargo, los sistemas de tubería

deben ser diseñadas para alojar y ser compatibles con las prácticas de control de

corrosión descritas en el capítulo 2.

86

La corrosividad de los flujos de proceso puede cambiar con el tiempo. La

posibilidad de cambios de condiciones debe ser considerada en la etapa de

diseño

3.2 DISEÑO DE TUBERÍA

3.2.1 GRADOS DE TUBERÍA

3.2.1.1 Servicio de hidrocarburo no corrosivo

Los dos tipos de tubería que por lo general se usa con más frecuencia son ASTM

A106 Grado B, y API 5L Grado B. Generalmente se prefiere tubería sin costura

debido a su calidad consistente. ASTM A106 es únicamente fabricada sin

costura, cuando está disponible en API 5L, soldadura por resistencia (ERW) y por

arco sumergido (SAW). Cuando el grado B requiere un espesor de pared

excesivo, se puede requerir un tubo más resistente tal como API 5L, Grado X52;

sin embargo se necesitan procedimientos de soldadura especial y una supervisión

minuciosa cuando se usa API 5L, Grado X46, o más alto.

Mucho de los grados de tubería que se presentan en ASME B31.3 son adecuados

para servicios de hidrocarburo no corrosivo. Los siguientes tipos o grados de

tubería son especialmente excluidos del servicio de hidrocarburos por ASME

B31.3:

1) Todos los grados de ASTM A120.

2) Soldadura por recubrimiento a horno y soldadura a tope a horno.

3) Soldadura por fusión por ASTM A134 y A139.

4) Soldadura espiral, excepto soldadura espiral API 5L.

87

3.2.1.2 Servicio de hidrocarburo corrosivo

El diseño para servicio de hidrocarburo corrosivo debe proporcionar una o más de

las siguientes prácticas mitigantes de corrosión: (1) tratamiento químico; (2)

aleaciones resistentes a la corrosión; (3) capas finas protectoras. De estos, el

tratamiento químico del fluido en contacto con los aceros al carbono es

definitivamente la práctica más común y generalmente recomendada. Las

aleaciones resistentes a la corrosión que se han probado satisfactoriamente en

aplicaciones similares (o por pruebas adecuadas de laboratorio) pueden ser

usadas. Si estas aleaciones son usadas, se debe dar cuidadosa consideración a

los procedimientos de soldadura. Se debe dar consideración además a la

posibilidad de una fisuración bajo tensión por cloruros y sulfuros. Se debe tener

disposiciones adecuadas para monitorear la corrosión (cupones, sondas, carretes,

etc.) y para el tratamiento químico.

3.2.1.3 Servicio para fisuración bajo tensión por sulfuros

La siguiente guía debe ser usada cuando se selecciona tubería siempre que se

anticipe la corrosión por tensión por sulfuro:

1) Únicamente se debe usar tubos sin costura a menos que se haya usado el

control de calidad aplicable a este servicio en la fabricación de tubos ERW

o SAW.

2) Los tubos expandidos en frío no deben ser usados a menos que sean

normalizados, se realice temple y revenido, temple, o tratamiento térmico

como se describe en el punto 4.

3) Los aceros al carbono, las aleaciones de acero y otros materiales que

respondan a la propiedad, dureza, tratamiento térmico y otros

requerimientos de NACE MR-01-75 son aceptables para el uso en servicio

de fisuración bajo tensión por sulfuros.

88

4) Se puede usar materiales que no se encuentran en los requerimientos

metalúrgicos de NACE MR-01-75; sin embargo, el uso debe ser limitado a

aplicaciones o sistemas en los cuales el ambiente externo y el flujo de

proceso pueden ser continuamente mantenidos para asegurar que no haya

fisuración bajo tensión por sulfuros, o a esos materiales para los cuales

existen datos apropiados para demostrar la resistencia a la fisuración bajo

tensión por sulfuros o cloruros en la aplicación o en los ambientes del

sistema a los que los materiales son expuestos.

Los grados de tubo que se usan frecuentemente, que se los encontrará en las

guías son: ASTM A106, Grado B; ASTM A333, Grado 1; y API 5L, Grado B, sin

costura. Además son aceptables API 5L grados X; sin embargo, la soldadura

presenta problemas especiales. Para realzar la fuerza y reducir las tendencias de

la rotura frágil, los tubos API 5L deben ser normalizados para temperaturas bajo

los 30ºF.

3.2.2 DIMENSIONES, CRITERIO GENERAL

Para determinar el diámetro de los sistemas de tubería que se usaran se deben

considerar tanto la velocidad de flujo como la caída de presión. Más adelante se

presentan ecuaciones para calcular los diámetros de tubería (y gráficos para la

rápida aproximación de diámetros de tubería) para líneas de líquido, líneas de gas

de una fase, y líneas bifásicas de gas/líquido, respectivamente. Muchas

compañías además usan programas de computadora para facilitar el diseño de

tubería.

Cuando se determina los tamaños de la línea, se debe considerar la rata máxima

de flujo que se espera durante la vida de la facilidad más que la rata inicial de

flujo. Además es conveniente añadir un factor de compensación de 20 a 50 por

ciento al flujo normal anticipado, a menos que las expectaciones de

compensación hayan sido determinadas con más precisión por mediciones por

89

pulso de presión en sistemas similares o por cálculos repetidos de un fluido

específico. La tabla 3.1 presenta algunos factores de compensación que pueden

ser usados si no está disponible una información más definida.

Tabla 3.1: Factores de compensación típicos Servicio Factor

Producción principal manejada en la facilidad 20% Producción principal manejada en la facilidad desde pozo distante a más de 150 pies 40% Producción principal manejada en la facilidad desde pozo distante 50%

Fuente: API RP 14E Elaborado por: Leonardo Terán

En las líneas de flujo con un gran diámetro que llevan fluido con fase líquido-vapor

a través de sistemas de levantamiento, se conoce que los factores de

compensación exceden el 200% debido a slug flow2. Los programas que se

refieren al slug-flow generalmente están disponibles por la evaluación del mismo.

La determinación de la caída de presión en una línea debe incluir el efecto de las

válvulas y los accesorios. Se puede usar los datos de los fabricantes o una

longitud equivalente que se muestra en el ANEXO 1.

Los tamaños de línea calculados pueden ajustarse de acuerdo a un buen juicio de

ingeniería.

3.2.3 CRITERIOS DE DIMENSIONES PARA LÍNEAS DE LÍQUI DO

Las líneas de líquido monofásico deben ser dimensionadas principalmente en

base a la velocidad de flujo. Para líneas que transportan líquidos monofásicos

desde un recipiente presurizado a otro por diferencia de presión, la velocidad de

flujo no debe exceder los 15 pies/segundo a ratas de flujo máximo, para

minimizar el flasheo3 delante de la válvula de control. Si es práctico, la velocidad

2 En el flujo bifásico gas/líquido en tuberías horizontales, el término "slug flow" se refiere a un patrón o régimen de flujo. Es el patrón de flujo que se observa entre el flujo ondulado (wavy flow) y el flujo anular (annular flow) cuando aumenta el caudal de gas. 3 Flasheo: el fluido entra a la válvula en estado líquido y sale una mezcla de líquido-vapor.

90

de flujo no debe ser menos que 3 pies/segundo para minimizar la deposición de

arenas y otros sólidos. A estas velocidades de flujo, la caída de presión global en

la tubería, usualmente, será pequeña. La mayoría de la caída de presión en las

líneas de líquido entre dos recipientes a presión ocurrirá en la válvula de descarga

y/o en el estrangulador.

Las velocidades de flujo en las líneas de líquido pueden ser leídas de la figura del

ANEXO 6 o calculadas usando la siguiente ecuación:

�r � 0.012tr�;A 3.1�

Donde:

υl = velocidad promedio de flujo de líquido, pies/segundo.

Ql = rata de flujo de líquido, barriles/día.

di = diámetro interno del tubo, pulgadas.

La caída de presión (psi por 100 pies de longitud de flujo) para líneas de flujo de

líquido monofásico puede ser leída de la figura del ANEXO 7 o calculada usando

la siguiente ecuación:

∆� � 0.0015v trAwr�;x 3.2�

Donde:

∆P = caída de presión, psi/100ft.

f = factor de fricción de Moody, adimensional.

Ql = rata de flujo de líquido, barriles/día.

γl = gravedad específica del líquido (agua = 1)

di = diámetro interno del tubo, pulgadas.

El factor de fricción de Moody, f, es una función del número de Reynolds y de la

rugosidad de la superficie del tubo. El diagrama modificado de Moody, ANEXO

91

3.5, puede ser usado para determinar el factor de fricción una vez que se conoce

el número de Reynolds. El número de Reynolds se lo puede determinar por la

siguiente ecuación:

6L � /r�;�r8r 3.3�

Donde:

Re = Número de Reynolds, adimensional.

ρl = densidad del líquido, lb/pies3.

di = diámetro interno del tubo, pies.

υl = velocidad de flujo de líquido, pies/segundo.

µl = viscosidad de líquido, lb/pies-segundo, o

= centipoises dividido para 1488, o

= (centistokes por la gravedad específica) dividido para 1488.

3.2.4 CRITERIO DEL DIMENSIONAMIENTO PARA LAS LÍNEAS DE GAS DE

UNA FASE

Las líneas de gas de una fase deben ser dimensionadas de modo que la presión

final resultante sea lo suficientemente alta para satisfacer los requerimientos de la

próxima parte del equipo. Además la velocidad puede ser un problema de ruido si

excede los 60 pies/segundo; sin embargo, esta velocidad no debe ser interpretada

como un criterio absoluto. Las velocidades más altas son aceptables cuando el

trayecto del tubo, la selección de las válvulas y la colocación son hechos para

minimizar o aislar el ruido.

El diseño de cualquier sistema de tubería, donde se espera utilizar inhibición de

corrosión, debe considerar la instalación de espesor de pared adicional en su

diseño de tubería y/o la reducción de la velocidad para a su vez reducir los

efectos de la extracción de la película inhibidora de la pared del tubo. Se sugiere

que en estos sistemas exista un método de monitoreo para el espesor de pared.

92

3.2.4.1 Ecuación general de caída de presión

�DA j �AA � 25.2 wytyA>zDvq�;x 3.4�

Donde:

P1 = presión de entrada, psia.

P2 = presión de salida, psia.

γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar.

Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF).

Z = factor de compresibilidad para el gas.

T1 = temperatura de flujo, ºR.

f = factor de fricción de Moody, adimensional.

d = diámetro interno del tubo, pulgadas.

L = longitud, pies.

Reagrupando la ecuación 3.6 y resolviendo para Qg tenemos:

ty � 0.199 |�;x�DA j �AA�>zDvqwy }D A~ 3.5�

Una aproximación de la ecuación 3.6 puede ser hecha cuando el cambio de la

presión sea menos que el 10% de la presión de entrada. Si esto es verdad,

podemos asumir:

�DA j �AA � 2�D�D j �A� 3.6�

Sustituyendo en la ecuación 3.6, tenemos:

∆� � 12.6 wytyA>zDvq�;x 3.7�

93

3.2.4.2 Caída de presión empírica

Muchas ecuaciones empíricas han sido desarrolladas para evitar la resolución

mediante el factor de fricción de Moody. Todas las ecuaciones parten de la

ecuación general de flujo con varias asunciones relativas al número de Reynolds.

La ecuación empírica de caída de presión más conocida para flujo de gas en

producción de tubería en facilidades de producción es la ecuación de Weymouth

descrita posteriormente.

3.2.4.2.1 Ecuación de Weymouth

Esta ecuación está basada en medidas de aire comprimido fluyendo en tubos

desde 0.8 a 11.8 pulgadas en el rango del diagrama de Moody donde las curvas

ξ/d son horizontales (por ejemplo, número alto de Reynolds). En este rango, el

factor de fricción de Moody es independiente del número de Reynolds y depende

de la rugosidad relativa.

La ecuación de Weymouth puede ser expresada como:

ty � 1.11�;A.�� |�DA j �AAqwy>zD }D A~ 3.8�

Donde:

Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF).

di = ID del tubo, pulgadas.

P1 y P2 = presión en los puntos 1 y 2 respectivamente, psia.

L = longitud del tubo, pies.

γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar.

T1 = temperatura de gas en la entrada, ºR.

Z = factor de compresibilidad para el gas.

94

Es importante recordar las asunciones usadas en la obtención de esta ecuación y

cuando estas son apropiadas. Las longitudes cortas del tubo con caídas de

presión altas probablemente caerán en flujo turbulento (números de Reynolds

altos) y las asunciones hechas por Weymouth, por lo tanto, son apropiadas. La

experiencia de la industria indica que la ecuación de Weymouth es adecuada para

la mayoría de tuberías dentro de las facilidades de producción. Sin embargo, el

factor de fricción usado por Weymouth es generalmente demasiado bajo para

diámetros grandes o líneas de velocidad bajas donde el régimen de flujo es, en

una forma más adecuada, caracterizada por la porción inclinada del diagrama de

Moody.

3.2.4.2.2 Ecuación de Panhandle

Esta ecuación asume que el factor de fricción puede ser representado por una

línea recta de pendiente negativa constante en la región del número de Reynolds

moderado del diagrama de Moody.

La ecuación de Panhandle puede ser escrita:

ty � 0.028� | �DA j �AAwy�.��D>zDq�}�.xD �A.x� 3.9�

Donde:

P1 = presión de entrada, psia.

P2 = presión de salida, psia.

γg = gravedad específica del gas.

Z = factor de compresibilidad para el gas.

Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF).

T1 = temperatura de flujo, ºR.

Lm = longitud, millas.

di = ID del tubo, pulgadas.

E = factor de eficiencia.

95

= 1.0 para nueva tubería.

= 0.95 para buenas condiciones de operación.

= 0.92 para condiciones de operación promedio.

= 0.82 para condiciones de operación desfavorables.

En la práctica, la ecuación de Panhandle es usada comúnmente para diámetros

grandes (mayores a 10’’) a lo largo de las líneas de tubería (usualmente medidas

en millas) donde el número de Reynolds está en la porción de línea recta del

diagrama de Moody. Se puede notar que ni Weymouth ni Panhandle representan

una asunción “conservativa”. Si la fórmula de Weymouth es adoptada, y el flujo

es de un número de Reynolds moderado, el factor de fricción, en realidad, será

más alto que el asumido (la porción de línea inclinada es más alta que la porción

horizontal de la curva de Moody), y la caída de presión real será más alta que la

calculada. Si la fórmula de Pandhandle es usada y el flujo está verdaderamente

en un número de Reynolds alto, el factor de fricción será más alto que el asumido

(la ecuación asume que el factor de fricción continúa declinando con el

incremento del número de Reynolds fuera de la porción horizontal de la curva), y

la caída de presión real será más alta que la calculada.

3.2.4.2.2 Ecuación de Spitzglass

Esta ecuación es usada para líneas cercanas a la presión atmosférica. La

ecuación se encuentra haciendo las siguientes asunciones en la ecuación 2.7:

a. f � P1 �.��� 0.03d#T P DD��T

b. T � 520ºR

c. PD � 15 psi

d. Z � 1.0 para gas ideal

96

e. ∆P � 10% �L PD

Con estas asunciones, y expresando la caída de presión en términos de pulgadas

de agua, la ecuación de Spitzglass puede ser escrita:

ty � 0.09 � E��;xwyq P1 3.6�; 0.03�;T�D A~

3.10�

Donde:

hw = pérdida de presión, pulgadas de agua.

γg = gravedad específica del gas a condiciones estándar.

Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF).

L = longitud, pies.

di = I.D. del tubo, pulgadas.

3.2.4.3 Ecuación de la velocidad del gas

Las velocidades del gas pueden ser calculadas usando la siguiente ecuación:

�y � 60>tyz�;A� 3.11�

Donde:

υg = velocidad del gas, pies/segundo.

di = diámetro interno del tubo, pulgadas.

Qg = rata de flujo del gas, MMPCPD (a 14.7 psig y 60ºF).

T = temperatura de operación, ºR.

P = presión de operación, psia.

Z = factor de compresibilidad del gas.

97

3.2.5 CRITERIOS DE DIMENSIÓN PARA LÍNEAS DE DOS FASES

GAS/LÍQUIDO.

3.2.5.1 Velocidad erosional

Las líneas de flujo, manifolds, cabezales y otras líneas transportadoras de gas y

líquido en flujo bifásico deben ser dimensionadas principalmente en base a la

velocidad de flujo. La experiencia ha mostrado que la pérdida de espesor de

pared ocurre por un proceso de erosión/corrosión. Este proceso es acelerado por

velocidades altas de fluido, presencia de arena, contaminantes corrosivos como

CO2 y H2S y accesorios que molestan la trayectoria del flujo como son los codos.

Se puede usar el siguiente procedimiento para establecer una “velocidad de

erosión” donde no exista una información específica del fluido, como las

propiedades erosivas/corrosivas.

La velocidad sobre la que la erosión puede ocurrir, puede ser determinada por la

siguiente ecuación empírica:

�7 � ��/� 3.12�

Donde:

υe = velocidad de erosión, pies/segundo.

c = constante empírica.

ρm = densidad de la mezcla gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3.

La experiencia de la industria de hoy indica que para fluidos libres de sólidos, se

conservan los valores de c = 100 para un servicio continuo y para c = 125 para

servicio intermitente. Para fluidos libres de sólidos donde la corrosión no es

anticipada o donde la corrosión es controlada por inhibición o empleando

aleaciones resistentes a la corrosión, los valores de c = 150 a 200 pueden ser

usados para un servicio continuo; valores hasta 250 han sido usados

satisfactoriamente por servicios intermitentes. Si la producción de sólidos es

98

anticipada, las velocidades de fluido deben ser reducidas significativamente. Se

puede usar diferentes valores de c donde los estudios de aplicación específicos

han mostrado que son apropiados.

Se deben considerar estudios periódicos para evaluar el espesor de pared del

tubo, donde se presenten sólidos y/o contaminantes corrosivos o donde los

valores de c mayores a 100 son usados en servicios continuos. El diseño de

cualquier sistema de tubería donde se anticipa la presencia de sólidos debe

considerar la instalación de sondas de arena, y un mínimo de tres pies de tubería

recta flujo abajo del choke de descarga.

La densidad de la mezcla gas/líquido puede ser calculada usando la siguiente

ecuación:

/� � 12409wr� 2.76Ywy�198.7� 6z> 3.13�

Donde:

P = presión de operación, psia.

γl = gravedad específica del líquido (agua = 1; uso de la gravedad promedio para

mezclas de hidrocarburos-agua) a condiciones normales.

Rs = relación gas/líquido, pies3/barriles a condiciones normales.

T = temperatura de operación, ºR.

γg = gravedad específica del gas (aire = 1) a condiciones normales.

Z = factor de compresibilidad del gas, adimensional.

Una vez que υe es conocido, el área mínima de la sección transversal para evitar

erosión por fluido puede ser determinada de la siguiente ecuación:

1� � 9.35 >6z21.25��7 3.14�

99

Donde:

Am = área mínima de flujo de la sección transversal del tubo requerida, plg2/1000

barriles de líquido por día.

3.2.5.2 Velocidad mínima

Si es posible, la velocidad en líneas bifásicas debe ser cerca a 10 pies por

segundo para minimizar el slugging del equipo de separación. Esto es

particularmente importante a lo largo de las líneas con cambios en la elevación.

3.2.5.3 Caída de presión

La caída de presión en un sistema de tubería de acero bifásico puede ser

estimada usando una ecuación simplificada de Darcy.

∆� � 0.000336vXA�;x/� 3.15�

Donde:

∆P = caída de presión, psi/100 pies.

di = diámetro interno del tubo, pulgadas.

f = factor fricción de Moody, adimensional

ρm = densidad de gas/líquido a presión y temperatura de flujo, lbs/pies3. (se lo

calcula de acuerdo a la ecuación 2.15).

W = líquido total más taza de vapor, lbs/hr.

El uso de esta ecuación debe ser limitado a una caída de presión del 10% debido

a inexactitudes asociadas con cambios en la densidad.

Si se asume que el factor de fricción de Moody es en promedio 0.015, entonces la

ecuación será:

100

∆� � 5 � 10��XA�;x/� 3.15a�

W puede ser calculado usando la siguiente ecuación:

X � 3180tywy 14.6trwr 3.16�

Donde:

Qg = rata de flujo del gas, millones de pies cúbicos por día (a 14.7 psig y 60ºF).

γg = gravedad específica del gas (aire = 1).

Ql = rata de flujo del líquido, barriles por día.

γl = gravedad específica del líquido (agua = 1).

Se debe notar que este cálculo de la caída presión es solamente un estimado.

3.2.6 ESPESORES DE PARED DEL TUBO

El espesor requerido de la pared del tubo para un servicio particular de tubería es,

principalmente, una función de la presión y temperatura de operación interna. Las

normas bajo las cuales el tubo es fabricado permiten una variación en el espesor

de pared por debajo del espesor de pared nominal. Usualmente es deseable

incluir un mínimo de tolerancia corrosión/mecánica de 0.050 pulgadas para

tubería de acero al carbono. Se debe usar una tolerancia a la corrosión calculada

si la taza de corrosión puede ser predicha.

El espesor requerido para el diseño a la presión para una aplicación particular

puede ser calculado por ecuación 1.1.

Las máximas presiones de trabajo permisibles para la mayoría de espesores de

pared nominales en tamaños de 2 a 18 pulgadas se muestran en la tabla del

ANEXO 2 para ASTM A106, Grado B, tubo sin costura, usando una tolerancia

corrosión/mecánica de 0.050 pulgadas. Las máximas presiones de trabajo en

dicha tabla fueron calculadas de la ecuación 3.17, para valores de t < D/6. Para

101

valores de t > D/6, se usó la ecuación de Lamé de ASME B31.3. La tabla del

ANEXO 2 considera únicamente la presión y temperatura internas, estos

espesores de pared tal vez tengan que ser incrementados en casos de esfuerzos

térmicos o mecánicos inusuales. La presión máxima de trabajo permisible de la

tubería de producción de acero inoxidable puede ser calculada usando la

ecuación con una tolerancia corrosión/mecánica de cero.

Los diámetros pequeños, los tubos de pared delgada están sujetos a fallar por

vibración y/o corrosión. En servicio de hidrocarburo, los niples de tubería iguales

o menores a ¾ de pulgada de diámetro deben ser mínimo de cédula 160; toda la

tubería igual o menor a 3 pulgadas de diámetro deben ser mínimo de cédula 80.

No se deben usar niples completamente roscados.

3.2.7 CONEXIONES DE ACOPLE

Los métodos comúnmente aceptados para hacer conexiones de acople de la

tubería incluyen soldadura al tope, socket welded, y roscado y acoplado. La

tubería de hidrocarburo de 2 o más pulgadas de diámetro y la tubería de servicio

presurizada (tubería de utilidad a presión) de 3 o más pulgadas de diámetro

deben ser soldadas a tope.

Toda tubería igual o menor a 1 ½ pulgadas de diámetro debe ser socket welded

para:

1) Servicio de hidrocarburo sobre clase 600.

2) Servicio de hidrocarburo sobre 200ºF

3) Servicio de hidrocarburo sujeto a vibración.

4) Servicio de glicol.

102

Puede ser que ocasionalmente no sea posible observar la guía que se presenta

en la parte anterior, particularmente cuando se conecta al equipo. En este caso,

la conexión puede ser roscada o roscada y soldada a costura. Las roscas deben

ser ahusadas, concéntricas con la tubería, corte limpio, sin rebaba, y conforme a

API STD 5B o ASME B2.1. Todos los cortes del interior de la tubería deben ser

rimados. Los componentes roscados deben ajustarse a API Boletín 5A2.

3.2.8 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD

Los sistemas de tubería pueden estar sujetos a muchas cargas diversificadas.

Generalmente solo los esfuerzos causados por 1) presión, 2) peso del tubo,

accesorios y fluidos, 3) cargas externas, y 4) expansión térmica son significantes

en el análisis de esfuerzos de un sistema de tubería. Normalmente, la mayoría

del movimiento del tubo será debido a expansión térmica.

Se debe hacer un análisis de esfuerzos para un sistema de dos anclajes (puntos

fijos) si no se satisface el siguiente criterio de ASME B31.3.

�∆Dq j ��A � 0.03 3.17�

Donde:

D = tamaño nominal del tubo, pulgadas.

∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo, pulgadas (ver ecuación 3.20).

U = distancia de anclaje, pies (distancia de la línea directa entre anclajes).

L = longitud real del tubo, pies.

∆1 puede ser calculada por la siguiente ecuación de ASME B31.3.

∆D� 12q�∆z 3.18�

103

Donde:

∆1 = expansión a ser absorbida por el tubo, pulgadas.

L = longitud real del tubo, pies.

B = coeficiente promedio de la expansión térmica a temperaturas de operación

normalmente encontradas (aproximadamente 7.0*10-6 pulgadas/pulgada/ºF

para tubos de acero al carbono; para un número exacto ver ASME B31.3).

∆T = cambio de temperatura, ºF.

La siguiente guía puede ayudar a discernir la tubería o sistemas que

generalmente no requieren análisis de esfuerzos:

1) Los sistemas donde el máximo cambio de temperatura no excede los 50ºF.

2) La tubería donde el máximo cambio de temperatura no exceda los 75ºF,

siempre que la distancia entre recodos (curvas) en la tubería exceda 12

veces el diámetro nominal del tubo.

ASME B31.3 no requiere un análisis de esfuerzos formal en sistemas que poseen

uno de los siguientes criterios:

1) Los sistemas son copias de instalaciones de operación exitosas o

sustituciones de sistemas con un registro de servicio satisfactorio.

2) Los sistemas pueden ser juzgados adecuadamente comparando con

sistemas previamente analizados.

El movimiento del tubo puede ser manejado por curvas de expansión (incluyendo

“lazos”, tuberías en “U”, “L”, y “Z”), juntas giratorias o fuelles de expansión. Las

curvas de expansión se prefieren cuando son prácticas. Se debe usar juntas

giratorias si las curvas de expansión no son prácticas. Las juntas giratorias

pueden estar sujetas a fugas y se le debe hacer un correcto mantenimiento. Los

fuelles de expansión pueden fallar si son instaladas de una forma inapropiada y

se los debe evitar en tuberías a presión. Los fuelles de expansión son usados

104

con frecuencia en sistemas de escape de la máquina y otros sistemas de baja

presión.

3.2.9 DISPOSICIONES DE INICIO DE OPERACIÓN

Se debe proveer temporalmente de tamices tipo cono en el inicio de operación en

todas las líneas de bombas y compresores de succión. Los tamices (con el cono

apuntando corriente arriba) deben ser colocados tan cerca como sea posible de

las bridas de admisión, pensando en removerlos más tarde. Algunas veces se

requieren bridas de desconexión para remover los tamices. Los tamices deben

ser chequeados durante el inicio de operación y removidos cuando los

sedimentos ya no están siendo reunidos. Se debe tener precaución con la

selección y uso del tamiz para evitar crear problemas del NPSH. Se debe dar

consideración a la necesidad de pequeñas válvulas que se las requiere para

pruebas hidrostáticas, ventear, drenar y purgar.

3.3 SELECCIÓN DE VÁLVULAS

3.3.1 GENERALIDADES

Las válvulas de bola, compuerta, mariposa, globo, diafragma, aguja, y retención o

válvulas check, han sido, todas, usadas en facilidades de producción. Más

adelante encontramos discusiones concisas de las ventajas, desventajas y

aspectos de diseño para cada tipo de válvula. En base a estas consideraciones,

en los siguientes párrafos se dan sugerencias para la aplicación de ciertos tipos

de válvulas. Los fabricantes de válvula, aceptables a una compañía de operación

particular, normalmente están dados en tipos y tamaño de válvula en tablas de

tubos, válvulas y accesorios. Cuando sea posible, las diferentes válvulas

aceptables deben ser enumeradas en tablas de tubos, válvulas y accesorios para

proveer una opción de fabricantes de válvulas. Los catálogos de válvulas

contienen aspectos de diseño, materiales, dibujos y fotografías para los varios

tipos de válvulas.

105

De igual forma las siguientes válvulas deben ser equipadas con operadores de

poder:

1) Válvulas de cierre completo.

2) Válvulas de entrada y descarga de compresor centrífugo. Estas válvulas

deben cerrar automáticamente en el cierre del motor primario.

3) Válvulas de desvío, válvulas de purga y otras válvulas automáticas.

3.3.2 SUGERENCIAS PARA LA APLICACIÓN DE CIERTOS TIP OS DE

VÁLVULAS

3.3.2.1 Válvulas de bola

Las válvulas de bola son adecuadas para la mayoría de servicios de

hidrocarburos de encendido y apagado manual cuando las temperaturas de

trabajo están entre -20ºF y 180ºF. La aplicación de las válvulas de bola sobre los

180ºF debe ser cuidadosamente considerada debido a las limitaciones de

temperatura del material blando del obturador. Las válvulas de bola no están

disponibles para estrangulamiento porque, en la posición de abierto parcial, las

superficies de obturación en el exterior de la bola están expuestas a abrasión por

los fluidos de proceso.

3.3.2.2 Válvulas de compuerta

Las válvulas de compuerta están disponibles para la mayoría de servicios de

hidrocarburo de encendido-apagado no vibratorio para todos los rangos de

temperatura. En servicio vibratorio, las válvulas de compuerta pueden ponerse en

abierto o cerrado desde sus posiciones normales a menos que el empaque del

vástago esté cuidadosamente ajustado. Las válvulas de compuerta tienen mejor

106

características de torque que de las de bola o válvulas macho pero no tienen la

fácil operabilidad de cuarto de vuelta.

Las válvulas de compuerta con vástago ascendente desprotegido no son

recomendados puesto que el ambiente puede corroer a los vástagos y roscas

expuestos, haciendo que las válvulas sean difíciles de operar y dañando el

empaque del vástago.

Las válvulas de compuerta no deben ser usadas por servicios de

estrangulamiento. El estrangulamiento, especialmente con fluidos que contienen

arena, puede dañar las superficies sellantes.

3.3.2.3 Válvulas macho o de tapón

Las válvulas de tapón son adecuadas para las mismas aplicaciones donde se

usan válvulas de bola y además están sujetas a las mismas limitaciones de

temperatura. Las válvulas de tapón están disponibles con un cierre de cuarto de

vuelta. La función de lubricación provee un medio de recuperación para la

liberación de las válvulas de pegado. En el diseño no lubricado, teflón, nylon u

otro material “blando” cumplen la función de sello. Ellos no requieren un

mantenimiento de lubricado frecuente pero puede ser más difícil de moverlos

después de que se han situado prolongadamente en una posición. La

circunstancia de aplicación es la que generalmente dictará una preferencia de

selección basada en estas características.

3.3.2.4 Válvulas de mariposa

Para caudales grandes y ∆P muy bajos. Por lo regular las válvulas de mariposa

son adecuadas para estrangulamientos bruscos y otras aplicaciones donde no se

requiere un estricto cierre. Es difícil que se dé una pérdida del sellado hermético

con una válvula de mariposa regular (de no alto rendimiento). Estas son

adecuadas primeramente como válvulas de bloqueo para recipientes, tanques,

etc. Donde un sello estricto es requerido, se usa una válvula de rendimiento alto

107

o se limita la válvula a una diferencial de presión baja y servicio de baja

temperatura (150ºF).

3.3.2.5 Válvulas de globo

Para caudales bajos y medianos y ∆P moderados a grandes. Cuando se requiere

un buen control de estrangulamiento (por ejemplo, en el servicio de bypass

alrededor de las válvulas de control), las válvulas de globo son las más

adecuadas.

3.3.2.6 Válvulas de diafragma

En este diseño de válvula, se conecta un diafragma hecho de un elastómero al

vástago de la válvula. El cierre se lo hace presionando el diafragma contra un

vertedero de metal que es una parte del cuerpo de la válvula. Las válvulas de

diafragma son usadas principalmente para servicios de agua de presión baja (200

psig o menos). Son especialmente adecuadas para sistemas que contienen

apreciable contenido de arena y otros sólidos.

3.3.2.7 Válvulas de aguja

Las válvulas de aguja son básicamente válvulas globo en miniatura. Son usadas

frecuentemente para instrumentación y válvulas de bloqueo para presión

manométrica, para el estrangulamiento de pequeños volúmenes de aire, gas o

fluidos hidráulicos de instrumentación, y para reducir las pulsaciones de presión

en líneas de instrumentos. Los pequeños pasillos a través de las válvulas de

aguja son fácilmente conectados, y esto debe ser considerado en su uso.

108

3.3.2.8 Válvulas check

Las válvulas de retención de balanceo pueden ser usadas en tubos con el flujo

en dirección ascendente, pero nunca deben ser usadas en una dirección

descendente. Para minimizar las fugas a través del asiento, se debe usar un

obturador elástico. Se prefieren los asientos removibles, ya que las reparaciones

de las válvulas son más fáciles y además facilitan el reemplazo del obturador

elástico en el cuerpo de la válvula. Las válvulas de retención de balanceo deben

ser seleccionadas con una tapa atornilla o empernada para facilitar la inspección

o la reparación del clapper y asientos. En muchos casos estas válvulas de

reparación en línea de alta presión, pueden tener un tamaño mínimo de 2 ½ o 3

pulgadas.

Las válvulas de retención de balanceo en un diseño tipo wafer (los cuales salvan

espacio) están disponibles para instalaciones entre bridas. Este tipo de válvula

normalmente no es de paso total, se requiere removerla de la línea para repararla.

Las válvulas check de levantamiento solamente se las debe usar en líneas con

fluidos limpios, que sean pequeñas y de alta presión. Estas válvulas pueden ser

diseñadas para usarlas en líneas verticales u horizontales, pero las dos no son

intercambiables. Ya que las válvulas de levantamiento dependen generalmente

de la gravedad para operar, pueden someterse a incrustaciones de parafinas o

escombros.

Las válvulas check de bola son muy similares a las de levantamiento. Este tipo

de válvula check no tiene una tendencia a cerrarse de golpe como si lo hacen las

de levantamiento, ya que la bola es levantada por presión del fluido. Por tanto es

preferible en tamaños de 2 pulgadas o más pequeñas para servicios limpios que

tienen frecuente flujo inverso.

Las válvulas check de pistón son recomendadas para flujo con pulsación, tal

como las líneas de bombas de descarga o compresor recíproco. No son

recomendadas para servicios con fluidos arenosos o sucios. Estas válvulas están

109

equipadas con un orificio para controlar la taza de movimiento del pistón. Los

orificios usados para servicios de líquido son considerablemente más grandes que

para los servicios de gas. Una válvula check de pistón diseñada para servicio de

gas no debe ser usada en servicio de líquido a menos que el orificio en el pistón

sea cambiado.

3.3.3 DIMENSIÓN DE VÁLVULAS

En general, las válvulas deben corresponder al tamaño de la tubería en la que las

válvulas son instaladas. A menos que consideraciones especiales requieran una

válvula de paso completo (mínima caída de presión requerida, succión de bomba,

etc.), son aceptables las válvulas de puerto regular.

La caída de presión a través de una válvula en servicio de líquido puede ser

calculada de la siguiente ecuación (Fluid Controls Istitute):

∆� � wr �����  ¡A 3.19�

Donde:

∆P = caída de presión, psi.

GPM = rata de flujo del líquido, galones por minuto.

Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula

con una caída de presión de 1 psi).

γl = gravedad específica del líquido (agua = 1).

Para una válvula de servicio de gas, se puede usar la siguiente ecuación (Fluid

Controls Institute):

∆� � 941 �ty�  ¡A wyz� 3.20�

110

Donde:

∆P = caída de presión, psi.

γg = gravedad específica del gas (aire = 1).

T = temperatura de flujo, ºR.

P = presión de flujo, psia.

Qg = rata de flujo de gas, millones de pies cúbicos por día (14.7 psia y 60ºF).

Cv = coeficiente de válvula (GPM de flujo de agua, a 60ºF, a través de la válvula

con una caída de presión de 1 psi).

Los valores de Cv usualmente son publicados en catálogos de válvulas. Es una

práctica común, para calcular la caída de presión global en un sistema de tubería,

sumar las longitudes equivalentes de las válvulas a la longitud del tubo recto. Los

fabricantes de válvulas usualmente publican datos en sus válvulas, directamente

en términos de longitud equivalente o tubo recto en pies, o como una relación

longitud/diámetro. Si estos datos no están disponibles para una válvula en

particular, se pueden leer valores aproximados en el ANEXO 3.1. Las válvulas de

bloqueo y válvulas de desviación que se usan conjuntamente con válvulas de

control, deben ser dimensionadas de acuerdo con API RP 550.

3.3.4 CLASES DE PRESIÓN Y TEMPERATURA DE VÁLVULAS

Las válvulas de acero son fabricadas de acuerdo con API Std 600, API Std 602,

API Spec 6A, API Spec 6D o ASME B16.5. Las especificaciones de API cubren

completamente los detalles de fabricación, mientras que ASME B16.5 cubre las

clases de presión-temperatura y detalles de dimensión.

La mayoría de válvulas usadas en facilidades tienen designado el ANSI y son

diseñados a las clases de presión-temperatura para bridas de tubo de acero y

accesorios embridados dados por ASME B16.5. Las dimensiones face-to-face y

end-to-end para válvulas de acero son cubiertas por ASME B16.10. La presión de

trabajo permitida por una válvula ASME B16.5, API 600, API 602 o API 6D es una

función de la temperatura de operación.

111

Las válvulas de acero construidas de acuerdo a API Spec 6A son usadas

principalmente en cabezales y líneas de flujo. Las válvulas API 6A son

designadas API 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000. La designación API 6A

numéricamente denota la presión de trabajo admisible para una temperatura entre

-20ºF y 250ºF. Se debe tener precaución en que a pesar de que las bridas API

6A y ASME B16.5 son dimensionalmente similares, son fabricados de diferentes

materiales y consecuentemente tienen diferentes clases de presión, resistencia a

la corrosión y soldabilidad.

Las válvulas de hierro fundido son diseñados de acuerdo con ASME B16.1 y, en

tamaños de 2 a 12 pulgadas, sean valorado ya sea para 125 psi vapor saturado o

200 psi agua fría. Las válvulas de acero son recomendadas para servicio de

hidrocarburo.

Las presiones y temperaturas de trabajo admisibles descritas anteriormente

consideran solamente las partes metálicas de la válvula. Para las válvulas que

utilizan materiales de obturadores elásticos, las máximas temperaturas de

operación permisible para válvulas son indicadas en catálogos y deben ser

incluidas en tablas de tubería, válvulas y accesorios.

3.4 ACCESORIOS Y BRIDAS

3.4.1 GENERALIDADES

Las conexiones de tubería soldadas, atornilladas y embridadas son aceptables

para el uso en tuberías dentro de las limitaciones discutidas más adelante.

Únicamente los materiales de acero al carbono son discutidos ya que el acero al

carbono es adecuado para la preponderancia de los sistemas de tubería. Los

operadores deben seleccionar otros materiales, si es necesario, con una base de

ingeniería.

112

Muchos de los accesorios y bridas descritas en esta sección son fabricados con

materiales de acuerdo con ASTM A105. En general, ASTM A105 no requiere

tratamiento térmico para componentes de tubería (bridas, accesorios y partes

similares) de tamaño nominal de tubo de 4 pulgadas y menores, excepto para

bridas de ANSI sobre las 300 lb.

Los accesorios y bridas que no requieren ser normalizados de acuerdo con ASTM

A105 debido al tamaño o a la clase de presión, se los debe normalizar cuando

son usados para temperaturas de servicio bajo los 30ºF. Los accesorios y bridas

en esta categoría deben ser marcados HT, N, *, o con algún otra marca apropiada

para designar la normalización.

3.4.2 ACCESORIOS SOLDADOS

Los materiales para accesorios con soldadura a tope deben ser sin costura ASTM

A234, Grado WPB. Estos accesorios son hechos de acero al carbono y se

pretende usarlos con tubo Grado B. A menos que el comprador especifique que

los accesorios deben ser sin costura, los accesorios con costuras soldadas

pueden ser provistos en opción del fabricante.

3.4.3 ACCESORIOS ATORNILLADOS

Los accesorios atornillados de acero forjado son normalmente fabricados de

acero ASTM A105 en clases 2000, 3000, y 6000 lb para ASME B16.11.

3.4.4 CONEXIONES RAMIFICADAS

Las conexiones ramificadas en líneas soldadas deben ser tés directas de

soldadura a tope o tés reductoras cuando la línea ramificada es de mayor o igual

a 2 pulgadas el tamaño nominal del tubo, y es igual o mayor a la mitad del tamaño

113

nominal. Si la línea ramificada es mayor o igual a 2 pulgadas el tamaño nominal

del tubo, pero menos que la mitad del tamaño, se pueden usar boquillas soldadas.

Las conexiones stub-in no deben ser usadas por lo general. Las desventajas de

una conexión stub-in son numerosas. Los cambios pronunciados en la sección y

dirección del empalme introducen severas intensificaciones de esfuerzo. Los

refuerzos con un cojín o una silla mejora algo; sin embargo, es difícil de examinar

los defectos de soldadura y otros de la conexión ya finalizada.

Las conexiones ramificadas en sistemas de tubería atornilladas deben ser hechas

usando tés directas y reductores, o tés de descarga reducidas. Todos los

sistemas de tubería atornillados deben ser aislados de los sistemas de tubería

soldados mediante válvulas de bloqueo.

3.4.5 BRIDAS

3.4.5.1 Generalidades

En tuberías de 2 pulgadas o más grandes se deben usar bridas de cuello. Por lo

general no se recomienda el uso de bridas corredizas. Las bridas tipo ANSI,

fabricadas conforme con ASME B16.5, son usadas en la mayoría de las

aplicaciones. Las bridas tipo API, fabricadas de acuerdo a API Spec 6A, son

usadas principalmente cerca del cabezal.

Las bridas ANSI son provistas en cara levantada (RF) y cara con anillo (RTJ).

Las bridas RF ofrecen una gran facilidad de mantenimiento y sustitución de

equipo sobre las bridas RTJ. Las bridas RTJ son comúnmente usadas en

servicios de alta presión mayores que ANSI 900 y puede ser usada por ASI 600

en sistemas de tubería sujetas a servicios vibratorios. Las bridas RTJ además

deben ser consideradas con temperatura especial o problemas de riesgo.

Cuando las bridas RTJ son usadas, la configuración de la tubería debe ser

diseñada de tal manera que permita remover el componente puesto que se

requiere una flexibilidad adicional para remover la junta de anillo. Normalmente

los materiales para las bridas ANSI son fabricados de acuerdo con ASTM A-105.

114

Las bridas fabricadas de acuerdo con ASTM A-181 pueden ser adecuadas para

ciertos servicios no críticos, por ejemplo, drenajes de agua o atmosférico.

Los materiales para bridas API son especificados en API Spec 6A. Algunos tipos

de material API requieren procedimientos especiales de soldadura. Las bridas

API están disponibles en clases de presión de 2000, 3000, 5000, 10000, 15000 y

20000 psi. Las máximas clases de presión de trabajo son aplicables para

temperaturas entre -20ºF y 250ºF. Las bridas API valoradas en 2000, 3000 y

5000 psi son designadas API tipo 6B, y requieren gaskets tipo R o RX; las clases

10000, 15000, y 20000 psi son designadas API tipo 6BX y requieren juntas de

anillo BX. Bridas API tipo 6B deben tener un contorno completo de cara. Las

bridas API tipo 6BX deben tener un contorno de cara aliviado.

3.4.5.2 Protectores de bridas

Varios métodos (pintado, envuelto con cinta, etc) han sido probados para proteger

gaskets, pernos y caras de brida de la corrosión; ninguna ha sido completamente

satisfactoria. Soluciones potenciales incluyen: 1) el uso de protectores de brida

de caucho blando (límite 300ºF) son instalados cuando la brida es integrada; y 2)

bandas de acero inoxidable o de polímero con un accesorio de lubricación. Para

servicio de H2S, los tornillos deben permanecer abiertos para permitir que el

viento disperse cualquier filtración.

3.4.5.3 Pernos y tuercas

Para sistemas de tubería embridadas, se deben usar pernos prisioneros,

roscados sobre su longitud de acuerdo con ASTM A193, Grado B7, o ASTM

A354, Grado BC. Las tuercas deben ser hexágonos densos, semi-terminado, de

acuerdo con ASTM A194, Grado 2H. Los pernos y tuercas deben ser protegidas

de la corrosión; los métodos actuales incluyen laminado de cadmio, galvanización

en caliente y recubrimiento de resina.

115

3.4.7 REQUERIMIENTOS ESPECIALES PARA SERVICIOS DE FISURACIÓN

BAJO TENSIÓN POR SULFUROS

Los materiales de accesorios y bridas, como se los fabrica normalmente, son por

lo general satisfactorios para servicios de fisuración bajo tensión por sulfuros. con

la estipulación adicional de ser modificados conforme a los requerimientos de

NACE MR-01-75. Las tuercas ASTM A194, Grado 2M y los pernos ASTM A193,

Grado B7M son generalmente satisfactorios para bridas de tubo. Se debe

considerar los requerimientos de torque durante la instalación. Los anillos Tipo R

y RX deben ser hechos de acero inoxidable recocido AISI 316.

3.4.8 PREVENCIÓN DE EROSIÓN

Donde la producción de arena es esperada, no se deben usar tubos en “L” de

radio para minimizar la erosión. Todos los giros en líneas de flujo deben ser

hechos con tés y tapas de soldadura (o bridas ciegas), tés de tapa o tés de flujo, o

curvas de gran radio (el mínimo radio de curvatura debe estar de acuerdo con

ASME B31.3).

3.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN

Debido a que la producción de los pozos se produce mediante un sistema de

depletación, las curvas de declinación muestran que la producción de petróleo

disminuye con el tiempo, la representación gráfica mediante curvas disminuyen

con el tiempo y su extrapolación es útil para estimar proyecciones futuras de

producción. La curva de declinación de la producción es encontrada con la

función lineal que representa la curva del historial de producción. La pendiente de

esta curva será el porcentaje de declinación del campo.

Los cambios que se dan en la producción se deben a los siguientes factores:

116

1. Decrecimiento en la eficiencia de los equipos de levantamiento.

2. Reducción del Índice de Productividad como resultado de la depletación del

yacimiento.

3. Cambios en el fondo del pozo como: presión, BSW, GOR, etc.

3.5.1 DECLINACIÓN EXPONENCIAL

La ecuación para la declinación exponencial está expresada de la siguiente forma:

¢ � ¢�L�D£Z � ¢�L�¤Z 3.21�

Donde:

q = Tasa de producción al tiempo t (BPPD)

q0 = Tasa de producción al tiempo t = 0

d = Declinación exponencial (1/año)

t = Tiempo en años

3.5.2 PRODUCCIÓN ESPERADA EN LA ESTACIÓN LAGO NORTE

3.5.2.1 Declinación de la producción

Tabla 3.2: Producción esperada en la Estación Norte AÑO BPPD BAPD MPCD

2007 1706 945 631

2008 1630 947 606

2009 1557 949 582

2010 1487 951 560

2011 1420 953 538

2012 1357 955 517

2013 1296 957 496

2014 1238 959 477

2015 1183 961 458

2016 1130 963 440

2017 1079 965 423

2018 1031 967 406

117

AÑO BPPD BAPD MPCD

2019 985 969 390 2020 941 971 375 2021 898 973 360 2022 858 975 346 2023 820 977 333 2024 783 979 320 2025 748 981 307

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Gráfica 3.1 Proyección de la producción en la estac ión Norte

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Si se mantienen las condiciones actuales de producción, esta es la proyección en

la estación Lago Norte, a continuación se analizará la producción en futuro

considerando los nuevos pozos que se han perforado según el cronograma de

2008 y 2009.

0

100

200

300

400

500

600

700

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2005 2010 2015 2020 2025 2030

mil

pie

s cú

bic

os

po

r d

ía

Ba

rril

es

po

r a

ño

Años

Petróleo Agua Gas

118

3.5.2.2 Incremento de la producción con los nuevos pozos

3.5.2.2.1 Producción de los nuevos pozos

Tabla 3.3: Cronograma de perforación para 2008

CAMPO TALADRO LOCACIÓN POZO MÉTODO PRODUCCIÓN ESPERADA

BSW BFPD BPPD BAPD MPCD

LAGO TORRE

VENEZOLANA 2

LAG-24

LAG-40D PPH 7 430 400 30 2200 LAG-49D PPH 7 484 450 34 2200

LAG-29

LAG-42D PPS 30 571 400 171 0 LAG-47D PPS 30 643 450 193 0 LAG-48D PPS 30 571 400 171 0

TOTAL 2700 2100 600 4400

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Tabla 3.4: Cronograma de perforación para 2009

CAMPO LOCACIÓN POZO MÉTODO PRODUCCIÓN ESPERADA

BSW BFPD BPPD BAPD LAGO LAG – 44 PPS 30 571 400 171 PPS 30 643 450 193

TOTAL 1214 850 364 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

En la tabla 3.3 se observa que la producción promedia de petróleo es 420 BPPD,

y en la tabla 3.4 la producción promedia de petróleo es de 425 BPPD. Para

calcular la proyección de producción con los pozos perforados, se va a tomar 420

BPPD como producción promedio de petróleo, 120 BAPD como producción

promedio de agua y 880 MPCD como producción promedio de gas.

En la gráfica 3.1 se calcula que la declinación para la producción de petróleo y

gas son 4.63% y 4% respectivamente, y el aumento en la producción de agua es

de 0.21%.

Con estos datos se obtiene la proyección de la producción de los pozos nuevos.

119

Tabla 3.5: Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte AÑOS BPPD BAPD MPCD

2007 0 0 0

2008 2100 600 1477

2009 2846 841 1934

2010 2718 843 1858

2011 2596 845 1785

2012 2480 847 1716

2013 2369 848 1648

2014 2263 851 1584

2015 2162 852 1521

2016 2066 854 1462

2017 1973 855 1404

2018 1884 858 1349

2019 1800 859 1296

2020 1720 861 1246

2021 1643 863 1197

2022 1569 865 1150

2023 1498 866 1105

2024 1432 869 1062

2025 1368 870 1020 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

Gráfica 3.2 Producción esperada de los nuevos pozos Lago Norte

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

0

500

1000

1500

2000

2500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2005 2010 2015 2020 2025 2030

mil

pie

s cú

bic

os

po

r d

ía

Ba

rril

es

po

r d

ía

Años

Agua Petróleo Gas

120

3.5.2.2.2 Suma de la proyección de la producción en condiciones actuales y con los nuevos

pozos

Tabla 3.6: Producción diaria esperada en Lago Norte AÑO BPPD BAPD MPCD

2007 1706 945 631

2008 3730 1547 2083

2009 4403 1790 2516

2010 4205 1794 2418

2011 4016 1798 2323

2012 3837 1802 2233

2013 3665 1805 2144

2014 3501 1810 2061

2015 3345 1813 1979

2016 3196 1817 1902

2017 3052 1820 1827

2018 2915 1825 1755

2019 2785 1828 1686

2020 2661 1832 1621

2021 2541 1836 1557

2022 2427 1840 1496

2023 2318 1843 1438

2024 2215 1848 1382

2025 2116 1851 1327 Fuente: Petroproducción

Elaborado por: Leonardo Terán

121

Gráfica 3.3 Comportamiento de la producción en la e stación Lago Norte

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

3.5 CÁLCULO DE LA LÍNEA DE FLUJO

3.5.1 TUBERÍA

Para la línea de flujo se va a tomar la presión de cabeza de un pozo. Para este

estudio se tomará la presión de cabeza del pozo LAG 17 que es de 1000 psi.

El criterio de velocidad erosional se lo aplica cuando se tiene fluidos arenosos,

como es el caso del crudo cuando sale del pozo, para esto se usa la ecuación

3.13 para encontrar la densidad de la mezcla, y se reemplaza en la ecuación 3.12

para calcular la velocidad erosional. El caudal es el actual más el mismo caudal

por el factor que se presenta en la tabla 3.1.

Datos:

Presión de cabeza =1000 psi

Temperatura de flujo = 100ºF (560ºR)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2005 2010 2015 2020 2025 2030

mil

es

de

pie

s cú

bic

os

po

r d

ía

Ba

rril

es

po

r d

ía

Años

Petróleo Agua Gas

122

Presión de flujo en la tubería =65 PSI

R =212.5 PCS/BF

Longitud =1265m (4150ft)

γl =0.8816

γg =1.044

Z =0.93

Qo = (138 + 138×0.5) = 207 BPD

Qw = (11 + 11×0.5) = 17 BPD

C =100 (para servicios continuos)

wr � 207 l 0.8816 17224 � 0.8906

ρ� � 12409 l 0.8906 l 79.7 2.7 l 212.5 l 1.044 l 79.7198.7 l 79.7 212.5 l 560 l 0.93 � 7.34 lbs/pies�

υ � 100√7.34 � 36.91 pies/seg

Con la ecuación 3.14 se determina el área mínima de la sección transversal para

evitar erosión por fluido.

A� � 9.35 0.93 l 212.5 l 56021.25 l 79.736.92 � 2.02 plgA 1000BPD⁄ � 282 BPD � 0.45 plgA

Entonces se establece el diámetro interno mínimo para evitar la erosión por fluido.

d# � ¬4 l 0.57π � 0.76 plg

Ahora se usa el ANEXO 2 para una dimensión de línea, la clase de presión

requerida debe ser mayor a 1000psi.

123

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared

plg.

Peso nominal

por pie Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE - PSIG

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

4 4.500 0.237

0.337 0.438 0.531

10.79 14.98 18.98 22.52

STD XS - -

40 80 120 160

1439 2276 3149 3979

1360 2151 2976 3760

1245 1969 2724 3442

1223 1934 2676 3382

Este diámetro es mucho mayor que el que se encontró para la velocidad

erosional, por lo que no habrá problemas en este aspecto.

Se calcula la velocidad para ver que no tenga problemas de ruidos

®lujo másico del gas � 47.6MPCD l 1.044 l 29 lbslb mol aire86400seg/día l 379PClb mol � 0.044 lbs/seg

®lujo másico del petróleo � 207 l 0.8816 l 350 lbs/bbl86400seg/día � 0.74 lbs/seg

®lujo másico del agua � 17 l 350 lbs/bbl86400seg/día � 0.069 lbs/seg

®lujo másico total � 0.85 lbs/seg

®lujo volumétrico � 0.857.34 � 0.12 pies�/seg

La velocidad será:

υ � 0.12π/4 l 4.026/12�A � 1.36 pies/seg

De acuerdo con esta velocidad la elección es correcta. A continuación se

presentan detalles de las características más importantes de la tubería

seleccionada:

124

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: B

Diámetro nominal: 4 plg.

Diámetro interno: 4.026 plg.

Espesor de pared: 0.237 plg

Cédula: 40

3.5.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS

La caída de presión se la estimará con la ecuación 3.15. El cálculo del Cv se lo

hará para una válvula de compuerta y una válvula check. Las longitudes

equivalentes para estas válvulas se las encuentra en el ANEXO 1.

Le válvula swing check = 32 pies

Le válvula compuerta = 3 pies

W puede ser determinada usando la ecuación 3.16

W � 3180 l 0.0476 l 1.044 14.6 l 224 l 0.8906

W � 3070.60 lbs/hr

µº � 12.16 l 0.8816 l 207 0.68 l 17207 17 � 9.96 cp

µ� � 9.96 l 224 0.010 l 47600/5.615224 47600/5.615 � 0.27 cp

Re � 7.34 l 6.065/12� l 1.360.27/1488 � 27805

f = 0.025 (ANEXOS 4 y 5)

125

Entonces la caída de presión será:

∆P � 0.000336 l 0.025 l 3070.60A4.026x l 7.34 � 0.010 psi100 pies

∆P»áº»¼º* �½ �¾ � 0.00326 psi ∆P»áº»¼º* �%�$¼ )"* � 0.0003 psi

Para calcular el Cv de las válvulas se usará la ecuación 3.19

C» � 53.86¬0.8906∆P

¿À ÁÂÃÁÄ � ÅÆn ¿À ÁÇÈÉÊÃËÌÍ � oÆÎÏ

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de

trabajo es 65 psi (ANEXO 8).

CLASE PSIG 150 285

Nota: Para el caso de bombeo mecánico y bombeo electro sumergible, el análisis

es similar.

3.6 CÁLCULO DE LÍNEA PARA BOMBEO HIDRÁULICO

3.6.1 TUBERÍA

El pozo para este estudio será LAG 34, la presión de descarga de la bomba es

3700 psi y con una capacidad de 4114 BPD. La tubería tiene una longitud de

1789 m (5869.4 pies)

126

Para seleccionar el diámetro usaremos la tabla 2.5, la presión requerida debe ser

mayor a 3700 psi.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

3.500 0.300

0.438 0.600

10.25 14.31 18.58

XS -

XXS

80 160

-

2553 4123 6090

2412 3896 5755

2208 3566 5268

2170 3504 5176

Detalles de las características más importantes de la tubería seleccionada:

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: X42

Diámetro externo: 3.5 plg.

Diámetro interno: 2.624 plg.

Espesor de pared: 0.438 plg

Cédula: 160

3.6.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS

En este caso se determinará la caída de presión usando la ecuación 3.2. El

caudal será el de la capacidad de la bomba para trabajar en condiciones

extremas. Para el ejemplo de cálculo se usará una válvula de compuerta.

�r � 0.012 l 41142.624A � 7.17 ÐKLN/NL?

Re � 55.012 l P2.62412 T l 7.177.2 l 10�� � 11979.17

127

f = 0.03

∆P � 0.0015 l 0.03 l 4114A l 0.88162.624x � 5.39 psi100 pies l 2 pies

∆P � 0.12psi

La ecuación para calcular el Cv de las válvulas es la 3.19

C» � 120¬0.88160.12

¿À � ÎoÏ

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 2500 porque la presión de

trabajo es 3700 psi.

CLASE PSIG 1500 3705 2500 6170

3.7 CÁLCULO DE LÍNEA PARA REINYECCIÓN DE AGUA

3.7.1 TUBERÍA

La presión de descarga de la bomba es 1650 psi, con un caudal de 6500 BPD.

Como en los casos anteriores se usará la el ANEXO 2 para determinar el

diámetro de la tubería. La presión requerida debe ser mayor a 1650 psi

128

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared

plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

8 8.625 0.277

0.322 0.406 0.500 0.594

24.70 28.55 35.66 43.39 50.93

- STD

- XS -

30 40 60 80 100

908 1098 1457 1864 2278

858 1038 1377 1762 2153

786 950 1260 1612 1970

772 934 1238 1584 1936

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: X52

Diámetro externo: 8.625 plg.

Diámetro interno: 7.625 plg.

Espesor de pared: 0.5 plg

Cédula: 80

3.7.2 VÁLVULAS, BRIDAS Y ACCESORIOS

Como en el caso anterior, aquí se maneja líquido monofásico, para calcular la

caída de presión se seguirán los pasos descritos anteriormente. Se va a trabajar

para el ejemplo con una válvula de compuerta y check.

�r � 0.012 l 65007.625A � 1.342 ÐKLN/NL?

La viscosidad del agua la encontramos con el ANEXO 11. El agua se encuentra a

33ºC (91.4 ºF) según la tabla 2.5, entonces la viscosidad del agua es 0.7 cp.

µw = 0.7 cp /1488 = 4.7×10-4 lb/pies-segundo

Re � 62.4 l P7.62512 T l 1.3424.7 l 10�Ñ � 113213.4

f = 0.019

129

∆P � 0.0015 l 0.019 l 6500A7.625x � 0.047 psi100 pies

∆P»áº»¼º* �½ �¾ � 0.03 psi ∆P»áº»¼º* �%�$¼ )"* � 0.0028 psi

La ecuación para calcular el Cv de las válvulas es la 3.19

C» � 189.58¬ 1∆P � 125

¿À ÁÂÃÁÄ � mnÆÏ ¿À ÁÇÈÉÊÃËÌÍ � ÎÏÅÎ

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 900 porque la presión de

trabajo es 1650 psi.

CLASE PSIG 600 1480 900 2220

1500 3705

3.8 CÁLCULOS EN LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN

3.8.1 LÍNEAS DE GAS

Las líneas de gas en la estación serán dimensionadas en base a la máxima

cantidad de gas esperada en la estación Lago Norte.

Datos:

P1 = 39.7 psia

P2 = 34.7 psia

Qg = 2517 MPCD

130

γg = 1.044

T = 560 ºR

Z = 0.93

La ecuación 3.22 permitirá conocer el diámetro interno mínimo que debe tener la

tubería para que la velocidad del gas no produzca erosión.

�;,�;@ � 0.0314ÓÔÔÔÕ ty� ��y>zwy¡D A~ Ö××

×ØD A~

3.22�

Donde:

di,min = Diámetro interno mínimo de la tubería, pulgadas.

Qg = Taza de gas a la cual empezará la erosión, MPCPD.

Pmg = Presión más baja a lo largo de la línea, psia.

T = temperatura en el punto donde Pmg es determinada, ºR.

Z: Factor de compresibilidad del gas.

γg: Gravedad específica del gas, adimensional.

El cálculo del diámetro de las líneas de gas se lo va a hacer usando la ecuación

de Weymouth (ecuación 3.8) ya que esta ecuación es adecuada cuando nos

encontramos dentro de la estación de producción.

3.8.1.1 Línea de separador a scrubber

3.8.1.1.1 Tubería

L = 130 pies

d#!",�#! � 0.0314 ÓÔÔÕ 2517P 34.70.93 l 560 l 1.044TD A~ Ö××

ØD A~� 3.13 plg

131

d# � Ù2.0831.11 Ú130 l 1.044 l 0.93 l 56039.7A j 34.7A ÛD A~ ÜD A.��~

d# � 3.63 plg

Se selecciona el diámetro preliminar y se calcula la velocidad del gas con la

ecuación 3.11.

υ( � 60 l 0.93 l 2.517 l 5604.026A l 39.7 � 122.23 piesseg Ý 60 pies/seg

Como se observa, la velocidad, con un diámetro interno de 4.026 plg, excede los

60 pies/seg por lo que se podría tener problemas de ruido. El diámetro

seleccionado será mayor

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared

plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

4 4.500 0.237

0.337 0.438 0.531 0.674

10.79 14.98 18.98 22.52 27.54

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1439 2276 3149 3979 5307

1360 2151 2976 3760 5015

1245 1969 2724 3442 4591

1223 1934 2676 3382 4511

6 6.625 0.280

0.432 0.562 0.719 0.864*

18.97 28.57 36.42 45.34 53.16

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1206 2062 2817 3760 4660

1139 1949 2663 3553 4404

1043 1784 2437 3252 4031

1025 1753 2395 3196 3961

La velocidad del gas, con este diámetro será:

υ( � 60 l 0.93 l 2.517 l 5606.065A l 39.7 � 53.86 piesseg � 60 pies/seg

Las características principales de la tubería son:

132

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: B

Diámetro nominal: 6 plg.

Diámetro interno: 6.065 plg.

Espesor de pared: 0.280 plg

Cédula: 40

3.8.1.2 Línea de gas de scrubber a compresor

3.8.1.2.1 Tubería

Datos:

L = 1056 pies

d#,�#! � 0.0314 ÓÔÔÕ 2517P 34.70.93 l 560 l 1.044TD A~ Ö××

ØD A~� 3.13 plg

d# � Ù2.5171.11 Ú1056 l 1.044 l 0.93 l 56039.7A j 34.7A ÛD A~ ÜD A.��~

d# � 5.37 plg

El diámetro interno seleccionado es 6.065 plg, se calcula la velocidad del gas con

la ecuación 3.11 para verificar que no se tengan problemas de ruido.

υ( � 60 l 0.93 l 2.517 l 5606.065A l 39.7 � 53.86 pies/seg � 60 pies/seg

Las características principales de la tubería son:

133

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: B

Diámetro nominal: 6 plg.

Diámetro interno: 6.065 plg.

Espesor de pared: 0.280 plg

Cédula: 40

3.8.1.3 Línea de separador a mechero

3.8.1.3.1 Tubería

L = 1000 pies

P2 = 14.7 psia

d#,�#! � 0.0314 ÓÔÔÕ 2517P 14.70.93 l 560 l 1.044TD A~ Ö××

ØD A~� 3.88 plg

d# � Ù2.5171.11 Ú1000 l 1.044 l 0.93 l 56039.7A j 14.7A ÛD A~ ÜD A.��~

d# � 4.17 plg

Las características principales de la tubería son:

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: B

Diámetro nominal: 6 plg.

Diámetro interno: 6.065 plg.

134

Espesor de pared: 0.280 plg

Cédula: 40

3.8.1.4 Válvulas, bridas y accesorios para las líneas de gas

Para calcular el Cv, primero se debe calcular la caída de presión y después se

usará la ecuación 3.20. Este ejemplo de cálculo se lo hará con una válvula de

bola. Con la tabla que se encuentra en el ANEXO 1, buscamos la longitud

equivalente para poder determinar la caída de presión en esta clase de válvula.

ρ( � γ( l ρ*#) � 1.044 l 39.7 l 28.9710.732 l 560 � 0.20 lb/pies�

Para calcular la viscosidad del gas, se encuentran el peso molecular del gas, la

presión y temperatura seudoreducidas, y finalmente se usan las correlaciones

desarrolladas por Carr, Kobayashi y Burrows que se encuentran en los ANEXOS

14 y 15 respectivamente.

M � 1.044 l 28.97 � 30.24 lb j mol

Psc = 650 psi (ANEXO 12)

Tsc = 500 ºR

P&) � 39.7650 � 0.061 T&) � 560500 � 1.12

µ � µD l � µµD¡ � 0.0095 l 1.05 � 0.010 cp

Re � 0.2 l P6.065 12~ T l 53.86ß0.010 1488~ à � 810119

f = 0.0158

135

∆P � 12.6 1.044 l 2.517A l 0.93 l 560 l 0.0158 l 46.065x � 0.33 psia

Cá � 2.517¬941 l 1.044 l 5600.33 l 39.7

¿â � Ïmã

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de

trabajo es 25 psi.

CLASE PSIG 150 285

3.8.2 LÍNEAS DE CRUDO

Datos:

Presión de operación = 25 psi

Temperatura de operación = 100ºF (560ºR)

R = 406.4 PCS/BF

γo = 0.8816

γg = 1.044

Z = 0.93

Qo = 4403 BPD

Qw = 1790 BPD

Ql = 6193 BPD

3.8.2.1 Línea del múltiple a separador

3.8.2.1.1 Tubería

En este tramo el fluido no hay separación, por lo que se usará el criterio de la

velocidad erosional para determinar el diámetro mínimo (ec. 3.12).

136

La densidad de la mezcla se la calcula con la ecuación 3.13.

wr � 4403 l 0.8816 17906193 � 0.9158

ρ� � 12409 l 0.9158 l 39.7 2.7 l 406.4 l 1.044 l 39.7198.7 l 39.7 406.4 l 560 l 0.93 � 2.26 lbs/pie�

υ � 100√2.26 � 66.49 pies/seg

Con la ecuación 3.14 se determina el área mínima de la sección transversal.

A� � 9.35 0.93 l 406.4 l 56021.25 l 39.749.63 � 3.91 plgA 1000BPD�⁄ l 6193 BPD � 24.24 plgA

Se establece el diámetro interno mínimo.

d# � ¬4 l 24.24π � 5.55 plg

Entonces el diámetro seleccionado es:

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

4 4.500 0.237

0.337 0.438 0.531 0.674

10.79 14.98 18.98 22.52 27.54

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1439 2276 3149 3979 5307

1360 2151 2976 3760 5015

1245 1969 2724 3442 4591

1223 1934 2676 3382 4511

6 6.625 0.280

0.432 0.562 0.719 0.864*

18.97 28.57 36.42 45.34 53.16

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1206 2062 2817 3760 4660

1139 1949 2663 3553 4404

1043 1784 2437 3252 4031

1025 1753 2395 3196 3961

137

Para saber si es el correcto se determinará la velocidad de flujo, para no tener

problemas de ruido, para esto primero se calcula el flujo másico.

®lujo másico del gas � 2517000PCD l 1.044 l 29 lbslb mol aire86400seg/día l 379PClb mol � 2.33 lbs/seg

®lujo másico del petróleo � 4403 l 0.8816 l 350 lbs/bbl86400seg/día � 15.72 lbs/seg

®lujo másico del agua � 1790 l 350 lbs/bbl86400seg/día � 7.25 lbs/seg

®lujo másico total � 25.30 lbs/seg

®lujo volumétrico � 25.302.26 � 11.19 pies�/seg

La velocidad para el diámetro seleccionado será:

υ � 11.19π/4 l 6.065/12�A � 55.78 pies/seg � 60 pies/seg

Las características principales de la tubería son:

Norma: API

Especificación: 5L

Grado: B

Diámetro nominal: 6 plg.

Diámetro interno: 6.065 plg.

Espesor de pared: 0.280 plg

Cédula: 40

138

3.8.2.1.2 Válvulas, bridas y accesorios

La caída de presión se la calculará con la ecuación 3.15. En este caso se usará

una válvula de compuerta como ejemplo.

Primero se calcula W (ec. 3.16)

W � 3180 l 2.517 l 1.044 14.6 l 6193 l 0.9158

W � 91162.84 lbs/hr

µº � 12.16 l 0.8816 l 4403 0.68 l 17904403 1790 � 7.82 cp

µ� � 7.82 l 6193 0.010 l 2516000/5.6156193 2516000/5.615 � 0.12 cp

Re � 2.26 l P6.065 12~ T l 55.780.12 1488~ � 406724

El factor de fricción es 0.016

∆P � 0.000336 l 0.016 l 91162.84A6.065x l 2.26 � 2.41 psi100 pies l 4 pies � 0.096 psi

C» � 5022.44¬0.91580.096

¿À � mÏÏmo

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 porque la presión de

trabajo es 25 psi.

139

CLASE PSIG

150 285

3.8.2.2 Línea de separador a tanques

3.8.2.2.1 Tubería

Datos:

L = 683 pies

La recomendación es que la velocidad del líquido esté entre los límites de 3 y 15

El diámetro interno preliminar se establecerá con la ecuación 3.1, usando una

velocidad de 9 pies/seg.

�; � ¬0.012 l 61939 � 2.87 plg

La tubería seleccionada será:

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo plg.

Espesor nominal de pared plg.

Peso nominal por pie Lb

Peso Clase

Cédula No

3 3.500 0.300

0.438 0.600

10.25 14.31 18.58

XS -

XXS

80 160

- 4 4.500 0.237

0.337 0.438 0.531 0.674

10.79 14.98 18.98 22.52 27.54

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

Con este diámetro se vuelve a calcular la velocidad para verificar que esté dentro

de los límites.

�r � 0.012 l 61934.026A � 4.58 pies/seg

140

3.8.2.2.1 Válvulas, bridas y accesorios

Para encontrar el Cv de las válvulas, primero determinamos la caída de presión en

las mismas con la ecuación 3.2. De igual manera se usará una válvula de

compuerta para el ejemplo de cálculo. La longitud equivalente se la determinará

con la tabla del ANEXO 1.

µº � 12.16 l 0.8816 l 4403 0.68 l 17904403 1790 � 7.82 cp

Re � 0.9158 l 62.4� l ß4.026 12~ à l 4.587.82 1488~ � 16709

f = 0.027

∆P � 0.00115 l 0.027 l 6193A l 0.91584.026x � 1.031 psi100 pies l 3 pies � 0.03 psi

C» � 180.63¬0.94580.03

¿À � mnmä

Las válvulas, bridas y accesorios serán de CLASE 150 como en el caso anterior

CLASE PSIG 150 285

3.8.2.3 Cálculo de válvulas de alivio

El cálculo de las válvulas se realizará con la ayuda de una hoja de cálculo donde

se trabaja con las siguientes ecuaciones (Para más detalles de las ecuaciones

consultar en API RP 520 parte 1):

141

�åæ�D � � 2ç 1¡è è�D�⁄ 3.23�

1 � X�é¤�Déêéå ¬z>� 3.24�

� � 520¬ç � 2ç 1¡èëDè�D 3.25�

1 � X735 l ìAé¤éå ¬ z>��D�D j �A� 3.26�

ìA � ¬� çç 1¡ M�A è⁄ |1 j Mè�D� è⁄1 j M } 3.27�

Los caudales que se manejan actualmente en la estación son:

Tabla 3.4 Caudales en Lago Norte

Fluido

Flujo Volumétrico Flujo Másico Requerido

Kg/hr

Unidades

Requerido Petróleo BPPD 1935 11201 Agua BAPD 1271 7943 Gas MPCPD 685 1330

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Si las pérdidas por fricción en la línea que va a la bota desgasificadora y luego al

mechero es mayor que el 10% de la presión de operación, entonces se necesitará

válvulas balanceadas, ya que las válvulas convencionales no sirven cuando se

tiene grandes pérdidas de presión en las líneas de alivio.

142

Estos datos junto a otros parámetros de los fluido se ingresan en la hoja de

cálculo.

Si las pérdidas por fricción superan el 50% se necesitan válvulas pilotadas, en la

figura se observa que en la estación Lago Norte estas válvulas son balanceadas,

para una verificación exacta se necesita conocer el tipo de válvula y su tipo de

orificio para comparar con el máximo flujo que soporta la válvula.

Figura 3.2: Tipo de válvula de alivio en la estació n Lago Norte

Para manejar estos flujos la válvula que debe de estar instalada como mínimo es

de un orificio tipo H (detalles ANEXO 10.1)

143

Si se considera el diseño del separador (capacidad de 10000 barriles) entonces

tenemos el siguiente cálculo:

144

Para el diseño de este separador la válvula deberá de ser como mínimo un orificio

K (detalles ANEXO 10.3) de dimensiones 3 x 4 con sets de presión de 100 psig si

cambia demasiado el set podría cambiar el orificio de la válvula.

Para estas presiones es necesario únicamente un ANSI CLASE 150 en la entrada

y descarga de la válvula.

El ANSI de las bridas debe de ser CLASE 150 en todas las instalaciones de

facilidades de separación.

145

Figura 3.3: Esquema de válvula de alivio pilotada

/

146

CAPÍTULO 4

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA

APLICACIÓN DEL PROYECTO

4.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se va a analizar los beneficios económicos que reporta el

seleccionar adecuadamente las tuberías, válvulas y accesorios.

4.2 ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO

En el capítulo 3, se ve paso a paso como se seleccionan las diferentes tuberías

válvulas y accesorios, prestando atención al máximo caudal que se espera

manejar, la presión y temperaturas a las que van a trabajar, la clase de crudo que

va a manejar, etc. por lo que técnicamente el proyecto es aplicable.

4.3 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO

4.3.1 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS

Los métodos de análisis para la evaluación de proyectos que se pueden aplicar

para evaluar proyectos son los siguientes:

a. Flujo de caja.

b. El Valor Presente Neto (VPN)

c. Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)

d. Costo/Beneficio (B/C)

e. Tiempo de recuperación de inversión (Pay-Back)

En este estudio se va a dar énfasis a la relación Costo/Beneficio.

147

4.3.2 EVALUACIÓN DEL COSTO - BENEFICIO

El costo-beneficio es una lógica o razonamiento basado en el principio de obtener

los mayores y mejores resultados al menor esfuerzo invertido, tanto por eficiencia

técnica como por motivación humana. Se supone que todos los hechos y actos

pueden evaluarse bajo esta lógica, aquellos dónde los beneficios superan el coste

son exitosos, caso contrario fracasan.

El análisis de costo-beneficio es un término que se refiere tanto a:

• Una disciplina formal (técnica) a utilizarse para evaluar, o ayudar a evaluar,

en el caso de un proyecto o propuesta, que en sí es un proceso conocido

como evaluación de proyectos.

• Un planteamiento informal para tomar decisiones de algún tipo, por

naturaleza inherente a toda acción humana.

Bajo ambas definiciones el proceso involucra, ya sea explícita o implícitamente,

un peso total de los gastos previstos en contra del total de los beneficios previstos

de una o más acciones con el fin de seleccionar la mejor opción o la más rentable.

Muy relacionado, pero ligeramente diferentes, están las técnicas formales que

incluyen análisis coste-eficacia y análisis de la eficacia del beneficio.

4.3.2.1 Análisis del costo – beneficio por unidad

En la tabla 4.1 se observan costos según la selección del proyecto, en

comparación con los costos de lo que está instalado en la estación Lago Norte

148

Tabla 4.1 Comparación de costos por unidad

DESCRIPCIÓN COSTOS SEGÚN

ESTUDIO COSTOS SEGÚN

DATOS ACTUALES VARIACIONES BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF

37,35 40,35 -3,00 BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 300 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

960,00 2.558,00 -1598,00 VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF

37,35 55,00 -17,65 BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 150 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

960,00 2.154,00 -1194,00 VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

7,22 10,50 -3,28 LP. 10-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

Gráfica 4.1 Análisis costo – beneficio por unidad

37,35 0

960,00

0 37,35 0

960,00

0 7,22 0

40,35

0

2.558,00

0

55,00

0

2.154,00

0

10,50

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES

149

En la gráfica 4.1 se puede observar la diferencia de costos entre los resultados

del estudio y de los costos de lo que está instalado en la actualidad. Como se

mencionaba anteriormente, el proyecto debe tener los mayores y mejores

resultados al menor esfuerzo invertido, pues bien bajo los resultados del estudio

la inversión es menos de lo que se haría instalando los dispositivos actuales, y

como ya se vio la parte técnica no está en riesgo, pues van a funcionar según las

condiciones de la estación. Pero se debe notar que el análisis se lo hizo por

unidad, mientras aumenten los tubos y sus componentes la diferencia se va a

hacer más notoria como se va a ver en el siguiente punto.

4.3.2.2 Análisis del costo – beneficio según costo total

Tabla 4.2 Comparación de costos totales

DESCRIPCIÓN COSTOS SEGÚN

ESTUDIO COSTOS SEGÚN

DATOS ACTUALES VARIACIONES BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF

74,70 80,70 -6,00 BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 300 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

960,00 2.558,00 -1598,00 VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF

74,70 1.320,00 -1245,30 BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 150 C.S. RF VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

960,00 4.308,00 -3348,00 VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S. LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

29.963,00 43.575,00 -13612,00 LP. 10-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

TOTAL 19809

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

150

Gráfica 4.2 Análisis costo – beneficio según costos totales

Los costos que se observan en la tabla 4.2, en realidad no son totales, pues para

el diseño y montaje de las líneas se va necesitar más accesorios, bridas y

válvulas, pero en la gráfica según estos datos se puede observar que a medida

que se van incrementando el ahorro en la inversión va a hacer más significativo y

se nota más la importancia de seleccionar adecuadamente las tuberías y sus

componentes.

Este estudio económico hace notar que no se debe elegir a la ligera diámetros

grandes, porque aunque es verdad que esto ayuda a la parte operativa, va a

haber un desperdicio de recursos económicos y material.

En las líneas de flujo se ubican válvulas y accesorios de 300 de clase de presión,

y en la línea que fue objeto de estudio en este proyecto, se observa que la presión

de trabajo llega hasta 65 psi. Un ANSI 150 soporta hasta 285 psig, por lo que

sería mejor usar esta clase de presión.

En el reporte de la línea de Power Oil, se menciona que se debe cambiar la línea,

pues los espesores de algunos tramos, están cerca al límite de retiro, inclusive

hay algunos que están por debajo del mismo. Según el reporte esto ha pasado

porque se han usado espesores no estándares. Se observa que el ahorro no está

en poner materiales de menor espesor o más pequeños, sino en el seleccionarlos

adecuadamente, como se ha venido mencionando a lo largo de este estudio.

74,70 0 960,00 0 74,70 0 960,00 0

29.963,00

0

80,70

0

2.558,00

0

1.320,00

0

4.308,00

0

43.575,00

0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

COSTOS SEGÚN ESTUDIO COSTOS SEGÚN DATOS ACTUALES

151

4.4 RESUMEN DE COSTOS EN GENERAL

En esta parte, se va a presentar una tabla con ejemplos de válvulas y accesorios

que se usan en líneas de flujo, reinyección de agua y bombeo hidráulico, de

donde se tomaron los datos para hacer el análisis anterior.

Tabla 4.3 Costos en el campo y estación de producci ón

DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150

2 EA 5 10 LÍNEA DE FLUJO

EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150

2 EA 9 18 LÍNEA DE FLUJO

EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150

24 EA 10 240 LÍNEA REINY. DE AGUA

EMPAQUE SPIROFLEX 4" CLASE 150

12 EA 35 420 LÍNEA

BOMBEO HIDRÁULICO

ORING GASKET # 32 4 EA 60 240

LÍNEA REINY. DE AGUA

ORING GASKET # 32 25 EA 80 2000

LÍNEA REINY. DE AGUA

DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 150 C.S. RF

2 EA 37,35 74,7 LÍNEA DE FLUJO

BRIDAS CUELLO LARGO DE 4" CLASE 300 C.S. RF

2 EA 40,35 80,7 LÍNEA DE FLUJO

BRIDAS CUELLO LARGO DE 6" CLASE 150 C.S. RF

24 EA 55 1320 LÍNEA REINY. DE AGUA

BRIDAS CUELLO LARGO DE 3" CLASE 2500 C.S. RF

4 EA 413 1652 LÍNEA

BOMBEO HIDRÁULICO

BRIDAS CUELLO LARGO DE 8" CLASE 900 C.S. RF

12 EA 320 3840 LÍNEA REINY. DE AGUA

BRIDAS CUELLO LARGO DE 8" CLASE 2500 C.S. RF

12 EA 1246 14952 LÍNEA REINY. DE AGUA

THREADOLET DE 1/2" X 3000 LBS

1 EA 7 7 LÍNEA DE

FLUJO NEPLO ROSCADO DE 4" X 6" SCH 80

6 EA 36 216 LÍNEA REINY.

DE AGUA

CODO SOLDABLE DE 3" X 90º SCH 160

8 EA 145 1160 LÍNEA

BOMBEO HIDRÁULICO

152

DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

1 EA 960 960 LÍNEA DE

FLUJO VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 4" CLASE 300 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

1 EA 2558 2558 LÍNEA DE

FLUJO VÁLVULA DE 1" CLASE 150 EXTREMOS ROSCADOS C.S

2 EA 55 110 LÍNEA

BOMBEO HIDRÁULICO

VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

2 EA 2154 4308 LÍNEA BOMBEO

HIDRÁULICO VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 3" CLASE 2500 EXTREMOS BRIDADOS RTJ C.S.

2 EA 10206 20412 LÍNEA BOMBEO

HIDRÁULICO VÁLVULA DE RELIEF BY-PASS WORT P.RGE.3500-5000 REG. 3X3 45 S.B-1-1/4 2NPT

1 EA 1080 1080 LÍNEA BOMBEO

HIDRÁULICO VÁLVULA GATE DE 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS S.S

8 EA 1538 12304 LÍNEA REINY.

DE AGUA VÁLVULA SWING CHECK 6" CLASE 150 EXTREMOS BRIDADOS S.S

2 EA 3169 6338 LÍNEA REINY.

DE AGUA VÁLVULA DE BOLA FULL PORT 8" CLASE 900 EXTREMOS BRIDADOS RF C.S.

6 EA 39551 237306 LÍNEA REINY.

DE AGUA

DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD VALOR U VALOR T JUSTIFICATIVO ESPÁRRAGOS CON TUERCA 5/8" X 3-1/2"

16 EA 2 32 LÍNEA DE

FLUJO ESPÁRRAGOS CON TUERCA 3/4" X 4-1/2"

16 EA 3 48 LÍNEA DE

FLUJO ESPÁRRAGOS CON TUERCA 3/4" X 3-3/4"

192 EA 3 576 LÍNEA REINY.

DE AGUA ESPÁRRAGOS CON TUERCA 1-3/8" X 8-1/2"

32 EA 18 576 LÍNEA

BOMBEO HIDRÁULICO

ESPÁRRAGOS CON TUERCA 1-7/8" X 12-1/2"

96 EA 60 5760 LÍNEA REINY. DE AGUA

ESPÁRRAGOS CON TUERCA 2" X 15"

192 EA 80 15360 LÍNEA REINY.

DE AGUA

153

Tuberías DESCRIPCIÓN CANTIDAD FT VALOR FT VALOR TOTAL

LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

4150 7,22 29963

LP. 3-1/2 OD BLK, 0,438WT, 14,31 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD X-42, DRL SCH 160

5869,4

5,31

31166,514

LP. 8-5/8 OD BLK, 0,500WT, 43,39LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD X-52, DRL SCH 80

4921

15,73 77407,33

LP. 4-1/2 OD BLK, 0,237WT, 10,79 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

186 7,22 1342,92

LP. 8-5/8 OD BLK, 0,322WT, 28,55 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

7981 9,55 7618,55

LP. 10-5/8 OD BLK, 0,365WT, 40.48 LB/FT. SMLESS, BFW API-5L, GD B, DRL SCH 40

4150 10.50 43575

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Leonardo Terán

154

CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

• Tomando en cuenta la producción histórica, el cálculo de las líneas de

líquido es de 10’’ de tamaño nominal, esto es correcto para lo que se

producía en 1983.

• La tubería en LAG 17 trabaja a 65 psi, por lo cual una tubería de 4’’ cédula

40 es adecuada.

• La selección del diámetro de la tubería debe satisfacer tanto la parte

técnica como la económica, pues si el diámetro es grande va a ayudar a

que las caídas de presión sean menores pero estas tuberías son más

costosas.

• Los diámetros pequeños son más baratos pero, si son muy pequeños,

pueden provocar erosión, se incrementará la velocidad del gas causando

ruido y aumentarán las caídas de presión. Por eso la selección debe ser la

adecuada, considerando todos los aspectos.

• Para que las líneas de bombeo hidráulico trabajen adecuadamente y

ofrezcan las seguridades correspondiente, deben tener el espesor correcto,

por ejemplo para una tubería de 3 ½ plg de diámetro, su cédula debe de

ser 160, lo que en la línea a la que se le hizo el estudio no se observa.

155

5.2 RECOMENDACIONES

• Se recomienda cambiar la tubería de bombeo hidráulico donde el espesor

no es el que corresponde, para que exista una seguridad adecuada.

• Se debe trabajar con un solo diámetro de tubería, pues en las reducciones

va a existir mayores caídas de presión.

• Las especificaciones técnicas de la tubería deben estar bajo API Spec. 5L,

última edición.

• En tuberías para agua de formación, se recomienda usar acero inoxidable

con aleaciones que contengan mayor porcentaje de cromo y níquel, para

que la vida útil de la tubería sea mayor.

156

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

PETER SMITH, “The fundamentals of Piping Design”, Gulf Publishing Company,

Houston Texas, 2007.

DAVID R. SHERWOOD AND DENNIS J. WHISTANCE , “The Piping Guide”,

Syentek Books Company, 1991.

R. W. ZAPPE, “Valve Selection Handbook”, Gulf Professional Publishing, cuarta

edición.

HARRYSON OBREN LEKIC , “Artificial Lift for High-Volume Production”, Houston

Texas

E.W. McALLISTER , “Pipeline Rules of Thumb”, Gulf Proffesional Publishing, quinta edición, 2002.

CRANE, “Flujo de fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías”, McGRAW-HILL.

GLOSARIO DE TERMINOLOGÍA DE VÁLVULAS , Grove Valve and Regulator

Company, 1981.

TROUVAY AND CAUVIN , Piping Equipment, 2001.

ENGINEERING DATA BOOK , GPSA (Gas Processors Suppliers Association),

Tulsa, Oklahoma, 2004.

RIP WEAVER, “Process Piping Drafting”, Gulf Proffesional Publishing, tercera edición, 1991.

157

ANEXOS

158

Anexo 1; Longitud equivalente de válvulas de paso completo y accesorios en pies

159

Anexo 2; Máxima presión de trabajo permisible ASTM A 106, GRADO B, tubo sin costura (Valores de esfuerzo de ASME B31.3) Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared

plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

2 2.375 0.218

0.344 0.436

5.02 7.46 9.03

XS -

XXS

80 160

-

2489 4618 6285

2352 4364 5939

2153 3994 5436

2115 3925 5342

2 ½ 2.875 0.276

0.375 0.552 0.750

7.66 10.01 13.70 17.02

XS -

XXS -

80 160

-

2814 4194 6850 9772

2660 3963 6473 9423

2434 3628 5925 8625

2392 3565 5822 8476

3 3.500 0.300

0.438 0.600

10.25 14.31 18.58

XS -

XXS

80 160

-

2553 4123 6090

2412 3896 5755

2208 3566 5268

2170 3504 5176

4 4.500 0.237

0.337 0.438 0.531 0.674

10.79 14.98 18.98 22.52 27.54

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1439 2276 3149 3979 5307

1360 2151 2976 3760 5015

1245 1969 2724 3442 4591

1223 1934 2676 3382 4511

6 6.625 0.280

0.432 0.562 0.719 0.864*

18.97 28.57 36.42 45.34 53.16

STD XS - -

XXS

40 80 120 160

-

1206 2062 2817 3760 4660

1139 1949 2663 3553 4404

1043 1784 2437 3252 4031

1025 1753 2395 3196 3961

8 8.625 0.277

0.322 0.406 0.500 0.594 0.719 0.812* 0.875* 0.906*

24.70 28.55 35.66 43.39 50.93 60.69 67.79 72.42 74.71

- STD

- XS - - -

XXS -

30 40 60 80 100 120 140

- 160

908 1098 1457 1864 2278 2838 3263 3555 3700

858 1038 1377 1762 2153 2682 3084 3359 3496

786 950 1260 1612 1970 2455 2823 3075 3200

772 934 1238 1584 1936 2413 2774 3022 3145

10 10.750 0.250

0.279 0.307 0.365 0.500 0.594 0.719 0.844* 1.000* 1.125*

28.04 31.20 34.24 40.48 54.74 64.40 77.00 89.27 104.13 115.65

- - -

STD XS - - -

XXS -

20 -

30 40 60 80 100 120 140 160

636 733 827 1023 1485 1811 2252 2700 3271 3737

601 693 781 967 1403 1712 2128 2552 3091 3531

550 634 715 885 1284 1567 1948 2336 2829 3232

541 623 703 869 1262 1540 1914 2295 2780 3176

160

Tamaño nominal

plg.

Diámetro externo

plg.

Espesor nominal de pared

plg.

Peso nominal por pie

Lb

Peso Clase

Cédula No

MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMISIBLE (PSIG)

-20/400 ºF

401/500 ºF

501/600 ºF

601/650 ºF

12 12.750 0.250

0.330 0.375 0.406 0.500 0.562 0.688 0.844* 1.000* 1.125* 1.312*

33.38 43.77 49.56 53.56 65.42 73.22 88.57 107.29 125.49 139.68 160.33

- -

STD -

XS - - -

XXS - -

20 30 -

40 -

60 80 100 120 140 160

535 760 888 976 1246 1425 1794 2258 2730 3114 3700

506 719 839 923 1177 1347 1695 2133 2579 2943 3496

463 658 768 845 1078 1233 1552 1953 2361 2694 3200

455 646 755 830 1059 1212 1525 1919 2320 2647 3145

14 14.000 0.250

0.312 0.375 0.438 0.500 0.594 0.750 0.938* 1.094* 1.250* 1.406*

36.71 45.68 54.57 63.37 72.09 85.01 106.13 130.79 150.76 170.22 189.15

- -

STD -

XS - - - - - -

10 20 30 40 -

60 80 100 120 140 160

487 645 807 971 1132 1379 1794 2304 2734 3171 3616

460 610 763 917 1070 1303 1696 2177 2584 2997 3417

421 558 698 840 979 1193 1552 1993 2365 2743 3128

414 549 686 825 962 1172 1525 1958 2324 2696 3074

16 16.000 0.250

0.312 0.375 0.500 0.656 0.843* 1.031* 1.218* 1.437*

42.05 52.36 62.58 82.77 108.00 137.00 165.00 193.00 224.00

- -

STD -

XS - - - -

10 20 30 40 60 80 100 120 140

425 564 705 988 1345 1780 2225 2675 3212

402 533 666 934 1271 1682 2103 2528 3036

368 488 610 855 1164 1540 1925 2314 2779

362 479 599 840 1143 1513 1891 2274 2731

18 18.000 0.20

0.312 0.375 0.438 0.500 0.562 0.718 0.937* 1.156* 1.343*

47.39 59.03 70.59 82.06 93.45 105.00 133.00 171.00 208.00 239.00

- -

STD -

XS - - - - -

10 20 -

30 -

40 60 80 100 120

378 501 626 752 876 1001 1319 1771 2232 2632

357 473 591 710 828 946 1246 1674 2109 2487

327 433 541 650 758 866 1141 1532 1931 2277

321 425 532 639 745 851 1121 1506 1897 2237

161

Anexo 3; Dimensiones de tuberías de acero Especificación API 5L Diámetro nominal (pulg.)

Designación

Diámetro externo (pulg.)

Peso

(lbs/pie)

Espesor de pared (pulg.)

Diámetro interno (pulg.)

Prueba de presión, mín.

Grado A Std (psi)

Grado B Std (psi)

1/8 Std 0.405 0.24 0.068 0.269 700 700 1/8 XS 0.405 0.31 0.095 0.215 850 850 1/4 Std 0.540 0.42 0.088 0.364 700 700 1/4 XS 0.540 0.54 0.119 0.302 850 850 3/8 Std 0.675 0.57 0.091 0.493 700 700 3/8 XS 0.675 0.74 0.126 0.423 850 850 1/2 Std 0.840 0.85 0.109 0.622 700 700 1/2 XS 0.840 1.09 0.147 0.546 850 850 1/2 XXS 0.840 1.71 0.294 0.252 1000 1000 3/4 Std 1.050 1.13 0.113 0.824 700 700 3/4 XS 1.050 1.47 0.154 0.742 850 850 3/4 XXS 1.050 2.44 0.308 0.434 1000 1000 1 Std 1.315 1.68 0.133 1.049 700 700 1 XS 1.315 2.17 0.179 0.957 850 850 1 XXS 1.315 3.66 0.358 0.599 1000 1000

1 1/4 Std 1.660 2.27 0.140 1.380 1200 1300 1 1/4 XS 1.660 3.00 0.191 1.278 1800 1900 1 1/4 XXS 1.660 5.21 0.382 0.896 2200 2300 1 1/2 Std 1.900 2.72 0.145 1.610 1200 1300 1 1/2 XS 1.900 3.63 0.200 1.500 1800 1900 1 1/2 XXS 1.900 6.41 0.400 1.100 2200 2300

2 Std 2 3/8 2.03 0.083 2.209 1260 1470 2 Std 2 3/8 2.64 0.109 2.157 2 Std 2 3/8 3.00 0.125 2.125 2 Std 2 3/8 3.36 0.141 2.093 2 Std 2 3/8 3.65 0.154 2.067 2330 2500 2 XS 2 3/8 4.05 0.172 2.031 2500 2500 2 XS 2 3/8 4.39 0.188 1.999 2500 2500 2 XS 2 3/8 5.02 0.218 1.939 2500 2500 2 XXS 2 3/8 5.67 0.250 1.875 2500 2500 2 XXS 2 3/8 6.28 0.281 1.813 2500 2500 2 XXS 2 3/8 9.03 0.436 1.503 2500 2500

21/2 Std 2 7/8 2.47 0.083 2.709 1040 1210 21/2 Std 2 7/8 3.22 0.109 2.657 21/2 Std 2 7/8 3.67 0.125 2.625 21/2 Std 2 7/8 4.12 0.141 2.593 21/2 Std 2 7/8 4.53 0.156 2.563 1950 2280 21/2 Std 2 7/8 4.97 0.172 2.531 2150 2500 21/2 Std 2 7/8 5.40 0.188 2.489 2350 2500 21/2 Std 2 7/8 5.79 0.203 2.469 2500 2500 21/2 XS 2 7/8 6.13 0.216 2.443 2500 2500 21/2 XS 2 7/8 7.01 0.250 2.375 2500 2500 21/2 XS 2 7/8 7.66 0.276 2.323 2500 2500 21/2 XXS 2 7/8 13.69 0.552 1.771 2500 2500

162

Diámetro nominal (pulg.)

Designación

Diámetro externo (pulg.)

Peso

(lbs/pie)

Espesor de pared (pulg.)

Diámetro interno (pulg.)

Prueba de presión, mín.

Grado A Std (psi)

Grado B Std (psi)

3 Std 3 1/2 3.03 0.083 3.334 850 1000 3 Std 3 1/2 3.95 0.109 3.282 3 Std 31/2 4.51 0.125 3.250 1290 1500 3 Std 31/2 5.06 0.141 3.218 3 Std 3 1/2 5.57 0.156 3.188 1600 1870 3 Std 3 1/2 6.11 0.172 3.156 1770 2060 3 Std 3 1/2 3.65 0.188 3.124 1930 2260 3 Std 3 1/2 7.58 0.216 3.068 2220 2500 3 XS 31/2 8.68 0.250 3.000 2500 2500 3 XS 31/2 9.66 0.281 2.938 2500 2500 3 XS 3 1/2 10.25 0.300 2.900 2500 2500 3 XXS 3 1/2 18.58 0.600 2.300 2500 2500

3 1/2 Std 4 3.47 0.083 3.834 750 870 3 1/2 Std 4 4.53 0.109 3.782 980 1140 3 1/2 Std 4 5.17 0.125 3.750 1120 1310 3 1/2 Std 4 5.81 0.141 3.718 1270 1480 3 1/2 Std 4 6.40 0.156 3.688 1400 1640 3 1/2 Std 4 7.03 0.172 3.656 1550 1810 3 1/2 Std 4 7.65 0.188 3.624 1690 1970 3 1/2 Std 4 9.11 0.226 3.548 2030 2370 3 1/2 Std 4 9.11 0.226 3.548 3 1/2 XS 4 10.01 0.250 3.500 2250 2620 3 1/2 XS 4 11.16 0.281 3.438 2530 2800 3 1/2 XS 4 12.50 0.318 3.364 2800 2800

4 Std 4 1/2 3.92 0.083 4.334 660 770 4 Std 4 1/2 5.11 0.109 4.282 870 1020 4 Std 4 1/2 5.84 0.125 4.250 1000 1170 4 Std 4 1/2 6.56 0.141 4.218 1130 1320 4 Std 4 1/2 7.24 0.156 4.186 1250 1460 4 Std 4 1/2 7.95 0.172 4.156 1380 1610 4 Std 4 1/2 8.66 0.188 4.124 1500 1750 4 Std 4 1/2 9.32 0.203 4.094 1620 1890 4 Std 4 1/2 10.01 0.219 4.062 1750 2040 4 Std 4 1/2 10.79 0.237 4.026 1900 2210 4 XS 4 1/2 11.35 0.250 4.000 2000 2330 4 XS 4 1/2 12.66 0.281 3.938 2250 2620 4 XS 4 1/2 13.96 0.312 3.876 2500 2800 4 XS 4 1/2 14.98 0.337 3.826 2700 2800 4 XXS 4 1/2 19.00 0.438 3.624 2800 2800 4 XXS 4 1/2 22.51 0.531 3.438 2800 2800 4 XXS 4 1/2 27.54 0.674 3.152 2800 2800

163

Diámetro nominal (pulg.)

Designación

Diámetro externo (pulg.)

Peso

(lbs/pie)

Espesor de pared (pulg.)

Diámetro interno (pulg.)

Prueba de presión, mín.

Grado A Std (psi)

Grado B Std (psi)

5 XS 5 9/16 4.86 0.083 5.937 540 630 5 XS 5 9/16 7.26 0.125 5.312 810 940 5 XS 5 9/16 9.01 0.156 5.251 1010 80 5 XS 5 9/16 10.79 0.188 5.187 1220 1420 5 XS 5 9/16 12.50 0.219 5.125 1420 1650 5 XS 5 9/16 14.62 0.258 5.047 1670 1950 5 XS 5 9/16 15.85 0.281 5.001 1820 2120 5 XS 5 9/16 17.50 0.312 4.939 2020 2360 5 XS 5 9/16 19.17 0.344 4.875 2230 2600 5 XS 5 9/16 20.78 0.375 4.813 2430 2800 5 XXS 5 9/16 27.04 0.500 4.563 2800 2800 5 XXS 5 9/16 32.96 0.625 4.313 2800 2800 5 XXS 5 9/16 38.55 0.750 4.063 2800 2800 6 XS 6 5/8 5.80 0.083 6.459 450 530 6 XS 6 5/8 7.59 0.109 6.407 590 690 6 XS 6 5/8 8.68 0.125 6.375 680 790 6 XS 6 5/8 9.76 0.141 6.343 770 890 6 XS 6 5/8 10.78 0.156 6.313 850 990 6 XS 6 5/8 11.85 0.172 6.281 930 1090 6 XS 6 5/8 12.92 0.188 6.249 1020 1280 6 XS 6 5/8 13.92 0.203 6.219 1100 1290 6 XS 6 5/8 14.98 0.219 6.187 1190 1390 6 XS 6 5/8 17.02 0.250 6.125 1360 1580 6 XS 6 5/8 18.97 0.280 6.065 1520 1780 6 XS 6 5/8 21.04 0.312 6.001 1700 1980 6 XS 6 5/8 23.08 0.344 5.937 1870 2180 6 XS 6 5/8 25.03 0.375 5.875 2040 2380 6 XS 6 5/8 28.57 0.432 5.761 2350 2740 6 XXS 6 5/8 32.71 0.500 5.625 2720 2800 6 XXS 6 5/8 36.39 0.562 5.501 2800 2800 6 XXS 6 5/8 40.05 0.625 5.375 2800 2800 6 XXS 6 5/8 45.35 0.719 5.187 2800 2800 6 XXS 6 5/8 47.06 0.750 5.125 2800 2800 6 XXS 6 5/8 53.13 0.864 4.897 2800 2800 8 XS 8 5/8 11.35 0.125 8.375 520 610 8 XS 8 5/8 14.11 0.156 8.313 650 760 8 XS 8 5/8 16.94 0.188 8.249 780 920 8 XS 8 5/8 19.66 0.219 8.187 910 1070 8 XS 8 5/8 22.36 0.250 8.125 1040 1220 8 XS 8 5/8 24.70 0.277 8.071 1160 1350 8 XS 8 5/8 27.70 0.312 8.001 1300 1520 8 XS 8 5/8 28.55 0.322 7.981 1340 1570 8 XS 8 5/8 30.42 0.344 7.937 1440 1680 8 XS 8 5/8 33.04 0.375 7.875 1570 1830

164

Diámetro nominal (pulg.)

Designación

Diámetro externo (pulg.)

Peso

(lbs/pie)

Espesor de pared (pulg.)

Diámetro interno (pulg.)

Prueba de presión, mín.

Grado A Std (psi)

Grado B Std (psi)

8 XS 8 5/8 38.30 0.438 7.749 1830 2130 8 XS 8 5/8 43.39 0.500 7.625 2090 2430 8 XXS 8 5/8 48.40 0.562 7.501 2350 2740 8 XXS 8 5/8 53.40 0.625 7.375 2610 2800 8 XXS 8 5/8 60.71 0.719 7.187 2800 2800 8 XXS 8 5/8 63.08 0.750 7.125 2800 2800 8 XXS 8 5/8 67.76 0.812 7.001 2800 2800 8 XXS 8 5/8 72.42 0.875 6.875 2800 2800

10 XS 10 3/4 17.65 0.156 10.438 520 610 10 XS 10 3/4 21.21 0.188 10.374 630 730 10 XS 10 3/4 24.63 0.219 10.312 730 860 10 XS 10 3/4 28.04 0.250 10.250 840 980 10 XS 10 3/4 31.20 0.279 10.192 930 1090 10 XS 10 3/4 34.24 0.307 10.136 1030 1200 10 XS 10 3/4 38.23 0.344 10.062 1150 1340 10 XS 10 3/4 40.48 0.365 10.020 1220 1430 10 XS 10 3/4 48.24 0.438 9.874 1470 1710 10 XS 10 3/4 54.74 0.500 9.750 1670 1950 10 XS 10 3/4 61.15 0.562 9.626 1880 2200 10 XS 10 3/4 67.58 0.625 9.500 2090 2440 10 XS 10 3/4 77.03 0.719 9.312 2410 2800 10 XS 10 3/4 80.10 0.750 9.250 2510 2800 10 XS 10 3/4 86.18 0.812 9.126 2720 2800 10 XS 10 3/4 92.28 0.875 9.000 2800 2800 10 XS 10 3/4 98.30 0.938 8.874 2800 2800 10 XS 10 3/4 104.13 1.000 8.750 2800 2800 12 XS 12 3/4 23.11 0.172 12.406 490 570 12 XS 12 3/4 25.22 0.188 12.374 530 620 12 XS 12 3/4 29.31 0.219 12.312 620 720 12 XS 12 3/4 33.38 0.250 12.250 710 820 12 XS 12 3/4 37.42 0.281 12.188 790 930 12 XS 12 3/4 41.45 0.312 12.126 880 1030 12 XS 12 3/4 43.77 0.330 12.090 930 1090 12 XS 12 3/4 45.58 0.344 12.062 970 1130 12 XS 12 3/4 49.56 0.375 12.000 1060 1240 12 XS 12 3/4 57.59 0.438 11.874 1240 1440 12 XS 12 3/4 65.42 0.500 11.750 1410 1650 12 XS 12 3/4 73.12 0.562 11.626 1590 1850 12 XS 12 3/4 80.93 0.625 11.500 1760 2060 12 XS 12 3/4 88.63 0.688 11.374 1940 2270 12 XS 12 3/4 96.12 0.750 11.250 2120 2470 12 XS 12 3/4 103.53 0.812 11.126 2290 2670 12 XS 12 3/4 110.97 0.875 11.000 2470 2800 12 XS 12 3/4 118.3 0.938 10.874 2650 2800

165

Anexo 4; Rugosidad relativa de los materiales de las tuberías

166

Anexo 5; Factor de fricción para flujo en régimen de turbul encia total

167

Anexo 6; Velocidad en líneas de líquido

168

Anexo 7; Caídas de presión en líneas de líquido

169

Anexo 8; Clases Presión – Temperatura (Norma ASME B16.5)

170

Anexo 9; ANSI Dimensiones de Bridas

ANSI Clase 150 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 3.50 3.88 4.25 5.00 6.00 7.00 7.50 9.00 11.00 13.50 16.00 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 2.75 Espesor de brida, mín. 0.44 0.50 0.56 0.69 0.75 0.88 0.94 0.94 1.00 1.12 1.19 Diám. Perno del círculo 2.38 2.75 3.12 3.88 4.62 5.50 6.00 7.50 9.50 11.75 14.25

Número de pernos 4 4 4 4 4 4 4 8 8 8 12 Diám. Orificio de perno 0.6 0.62 0.62 0.62 0.75 0.75 0.75 0.75 0.88 0.88 1.00

ANSI Clase 300 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 3.75 4.62 4.88 6.12 6.50 7.50 8.25 10.0 12.50 15.00 17.50 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 12.75 Espesor de brida, mín. 0.56 0.62 0.69 0.81 0.88 1.00 1.12 1.25 1.44 1.62 1.88 Diám. Perno del círculo 2.62 3.25 3.50 4.50 5.00 5.88 6.62 7.88 10.62 13.00 15.25

Número de pernos 4 4 4 4 8 8 8 8 12 12 16 Diám. Orificio de perno 0.62 0.75 0.75 0.88 0.75 0.88 0.88 0.88 0.88 1.00 1.12

ANSI Clase 600 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 3.75 4.62 4.88 6.12 6.50 7.50 8.25 10.75 14.0 16.50 20.00 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 12.75 Espesor de brida, mín. 0.56 0.62 0.69 0.88 1.00 1.12 1.25 1.50 1.88 2.19 2.50 Diám. Perno del círculo 2.62 3.25 3.50 4.50 5.00 5.88 6.62 8.50 11.5 13.75 17.00

Número de pernos 4 4 4 4 8 8 8 8 12 12 16 Diám. Orificio de perno 0.62 0.75 0.75 0.88 0.75 0.88 0.88 1.00 1.12 1.25 1.38

ANSI Clase 900 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 4.75 5.12 5.88 7.00 8.50 9.62 9.50 11.50 15.0 18.50 21.50 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 12.75 Espesor de brida, mín. 0.88 1.00 1.12 1.25 1.50 1.62 1.50 1.75 2.19 2.50 2.75 Diám. Perno del círculo 3.25 3.50 4.00 4.88 6.50 7.50 7.50 9.25 12.5 15.50 18.50

Número de pernos 4 4 4 4 8 8 8 8 12 12 16 Diám. Orificio de perno 0.88 0.88 1.00 1.12 1.00 1.12 1.00 1.25 1.25 1.50 1.50

ANSI Clase 1500 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 4.75 5.12 5.88 7.00 8.50 9.62 10.5 12.25 15.5 19.00 23.00 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 12.75 Espesor de brida, mín. 0.88 1.00 1.12 1.25 1.50 1.62 1.88 2.12 3.25 3.62 4.25 Diám. Perno del círculo 3.25 3.50 4.00 4.88 6.50 7.50 8.00 9.50 12.5 15.50 19.00

Número de pernos 4 4 4 4 8 8 8 8 12 12 12 Diám. Orificio de perno 0.88 0.88 1.00 1.12 1.00 1.12 1.25 1.38 1.50 1.75 2.00

ANSI Clase 2500 Tamaño nominal de

tubería 1/2 3/4 1 1 1/2 2 2 1/2 3 4 6 8 10

Diámetro de brida 5.25 5.50 6.25 8.00 9.25 10.50 12.0 14.00 19.0 21.75 26.50 Diámetro cara levantada 1.38 1.69 2.00 2.88 3.62 4.12 5.00 6.19 8.50 10.62 12.75 Espesor de brida, mín. 1.19 1.25 1.38 1.75 2.00 2.25 2.62 3.00 4.25 5.00 6.50 Diám. Perno del círculo 3.50 3.75 4.25 5.75 6.75 7.75 9.00 10.75 14.5 17.25 21.25

Número de pernos 4 4 4 4 8 8 8 8 8 12 12 Diám. Orificio de perno 0.88 0.88 1.00 1.25 1.12 1.25 1.38 1.62 2.12 2.12 2.62

171

Anexo 10; Válvulas de alivio pilotadas Anexo 10.1; Válvulas de alivio pilotadas orificio “H” (Área efectiva de orificio = 0.785 plg2)

172

Anexo 10.2; Válvulas de alivio pilotadas, orificio “J” (Área efectiva de orificio = 1.287 plg2)

173

Anexo 10.3; Válvulas de alivio pilotadas, orificio “K” (Área efectiva de orificio = 1.838 plg2)

174

Anexo 11; Viscosidad del agua y de líquidos derivados del pet róleo

175

Anexo 12; Propiedades pseudo-críticas de gases naturales como función de la gravedad específica (Brown)

176

Anexo 13; Factor de compresibilidad del gas

177

Anexo 14; Viscosidad de gases naturales a 1 atmósfera de pres ión

178

Anexo 15; Viscosidad de gases naturales corregida por presión

179

MAN

IFO

LDS

SEPARADORESSCRUBER

PROCESADOR

DE DESECHOS

CLA

SIFI

CAC

ION

DE

BOD

EGA

DE

DES

ECH

OS

RE

CO

LEC

TOR

DE

AG

UA

S

PO

ZO D

E D

ES

ECH

OS

OFICINA DEL

OPERADOR

PULMONES TK.

CASETA

MANGUERAS

S.C.I.BOMBA

CONTROL

COM

PRES

OR

ES

DE G

AS

PISC

INA

REL

LENA

DA

PI S

CI N

AS

DE

RE

CIC

LAJE

DR

EN

AJE

ACCESO

GARITA

DR

EN

AJE

AGUA

LINDER

O

LINDER

O

LIND

ERO

LINDERO

MAL

LA

100

1254

7.1

229

209

4.2

6

X =

29

2045

.05E

Y =

10

012

522.

42N

X =

29

2153

.40E

Y =

100

125

76.8

4N

Y =

10

012

552.

15N

X =

292

137

.72E

Y =

100

126

39.6

7NX

= 2

9219

5.9

2E

Y =

100

126

57.0

9EX

= 2

922

19.9

4E

ES

TA

CIO

N L

AG

O N

OR

TE

LEV

AN

TA

MIE

NT

O D

E L

A E

ST

AC

IÓN

Anexo 16; Levantamiento de la Estación Norte

180

DIA

GR

AM

A D

E P

RO

DU

CIO

N D

E P

ET

RO

LE

O

ES

TA

CIO

N L

AG

O N

OR

TE

ISO

ME

TR

IA L

INE

AS

Y S

EP

AR

AD

OR

ES

Anexo 17; Isometría líneas de crudo y separadores

181

ES

TA

CIO

N L

AG

O N

OR

TE

ISO

ME

TR

IA L

INE

AS

DE

GA

S Y

SE

PA

RA

DO

RE

S

10.9123

Anexo 18; Isometría líneas de gas y separadores

182

BOMBAS HORIZONTALES

LAGO NORTE

DETALLE PULMON

DESCARGA

SUCCIÒN

BOMBAS

FIL

IAL

DE

PE

TR

OE

CU

AD

OR

4000

PSI

120P

SI DESCARGA

OPCION

Anexo 19; Detalle pulmón, Bombeo Hidráulico

183

BO

MB

AS

RE

DA

TOR

PE

DO

DE

SU

CC

ION

BO

MB

AS

BO

OS

TER

TO

RP

ED

O D

E D

ES

CA

RG

A

INYECTOR DE AGUA DE FORMACION

TA

NQ

UE

DE

RE

INY

EC

CIÓ

N D

E A

GU

A

CONTIENE INY

EC

TO

R D

E A

GU

A D

E F

OR

MA

CIO

N

PETROPRODUCCION

TO

RP

ED

O D

E S

UC

CIO

N

PU

LMO

N

SC

H 8

0 Ø

8 5

/8"

x 0.

500

WT

. 43

.39

Lbs.

/Ft S

EA

MLE

SS

. AP

I 5L

GR

AD

O x

52

Ø 8

"

Ø 8

"

Ø 8

"

Anexo 20; Reinyector de agua de formación

184

ES

TA

CIO

N L

AG

O N

OR

TE

ES

TA

CIO

N L

AG

O N

OR

TE

ISO

ME

TR

IA L

ÍNE

AS

Y S

EP

AR

AD

OR

ES

Anexo 21; Isometría Líneas de crudo y separadores

185

Anexo 22; Fotografías y símbolos de válvulas Válvula de compuerta Válvula de globo Válvula check Válvula de alivio Válvula macho Válvula de bola Válvula de diafragma Válvula de mariposa

186

Anexo 23; Fotografías de accesorios de tubería Codo de 90º Nipple Codo de 45º T no reductora Reductores concéntricos Weldolet Sockolet Threadolet T reductora Reductor exéntrico

187

Anexo 24; Fotografías de la estación Lago Norte

Múltiple

Separadores Tanque de surgencia Tanque de lavado

188

Tanque agua de formación Scrubber

Bombas booster

Balancín (Bombeo Mecánico)