“estudio de la red de transmisiÓn de gas – tierra de...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
“ESTUDIO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE GAS – TIERRA DE PDVSA - OCCIDENTE”
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: LORENA HAPUCH MAS Y RUBI URDANETA Tutor: JORGE BARRIENTOS.
Maracaibo, Julio de 2007
“ESTUDIO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE GAS – TIERRA DE PDVSA - OCCIDENTE”
Autor: LORENA HAPUCH MAS Y RUBI URDANETA C. I.: 12.468.656
Correo: [email protected] Teléfono: 0416-2296229
Tutor: JORGE BARRIENTOS C.I.: 3.509.055
Teléfono: 0416-8622883
PÁGINA DE APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado titulado “ESTUDIO DE LA RED DE TRANSMISIÓN DE GAS – TIERRA DE PDVSA - OCCIDENTE”, que Lorena Hapuch Mas y Rubi Urdaneta, C. I.: 12.468.656, presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de La Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
_________________________ Coordinador del Jurado
Jorge Barrientos C.I.: 3.509.055
__________________________ _______________________ Jurado Jurado
Ignacio Romero Orlando Zambrano C.I.: 9.929.733 C.I.: 7.548.612
_________________________ Director de la División de Postgrado
Maracaibo, Julio de 2007
Mas y Rubi Urdaneta Lorena Hapuch. “Estudio de la Red de Transmisión de Gas – Tierra de PDVSA - Occidente”. (2007) Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
En la industria del petróleo las redes de recolección y distribución de gas son parte de la actividad rutinaria y se deben construir tanto para la satisfacción de las necesidades internas como para mantener la producción cuando los pozos han perdido su presión natural. La acelerada transformación que en todos los ordenes se producen en el mundo de hoy, exige que se este actualizado, y PDVSA no se escapa de esto, por el contrario hace énfasis en la tecnología de punta. Se pretende que la organización esté inmersa en esta tendencia, por lo que se hace necesaria la optimización de la Red de Gas – Tierra de Occidente. El estudio se originó debido a la necesidad de tener una metodología precisa para poder determinar las acciones necesarias para garantizar los compromisos de producción que se establecen de acuerdo con el Plan de Negocio de la Corporación. La red de gas tierra se ve afectada constantemente por los eventos sucedidos en las plantas compresoras del lago, fuentes para la red. Sin embargo, debido a las prioridades de los clientes, las estrategias para la red, permiten que el empaque subsidie a baja carga las entregas. A través del simulador se tiene una visión amplia y precisa de las condiciones actuales de la red de gas tierra, y con ello se pudo evaluar los puntos de mayores pérdidas. La caída de presión en la actualidad, no solo se atribuye a las tomas clandestinas, también se observaron fugas en las líneas en el levantamiento de campo, y no se descarta la baja eficiencia que presentan algunas líneas, otro factor contribuyente y muy importante es la incertidumbre en la medición. El plan de acción contempla disminuir el tiempo de limpieza de las líneas críticas para la red así como validar la medición. Palabras Claves: Red de Gas, Simulación. E-mail del autor: [email protected]
Mas y Rubi Urdaneta Lorena Hapuch. “Study of Gas Transmission Network Earth-PDVSA - West”. (2007) Trabajo Especial de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
In the oil industry networks collection and distribution of gas are part of the routine activity and therefore must be built to satisfy domestic needs to maintain production when wells have lost their natural pressure. The rapid transformation that all orders are produced in the world today, requires that this be updated, and not PDVSA escapes this, on the other hand puts the emphasis on technology. It is intended that the organization is engaged in this trend, which makes it necessary to optimize the network Gas-Land of the West. The study originated from the need to have a precise methodology to determine the actions necessary to ensure the production commitments laid down in accordance with the Business Plan of the Corporation. The gas land is affected by the events occurred constantly in the plants compressors from the lake, sources for the network. However, due to the priorities of customers, strategies for the network, allowing the gasket subsidie at low load deliveries. Through the simulator has a broad vision and accurate account of the current conditions of the gas land, and thus were able to assess the points of greatest losses. The pressure drop at present, not only is attributed to the clandestine shots were also observed leaks in lines in the lifting area, and it is not excluded that some low efficiency lines, and another contributing factor is very important measurement uncertainty. The action plan aims to reduce the time cleaning the lines critical for the network as well as validate the measurement. Key Words: Gas Grid, Simulation. Author´s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A mi papá: Ing. Luis Mas y Rubi, que con su gran experiencia profesional fue mi guía
en todo momento.
A mis hermanos: Veronice, Jonathan, Josué y David; y a mi sobrino: Leonardo
Andrés, para que este logro les sirva de ejemplo y motivación para sus vidas.
AGRADECIMIENTO
Le agradezco a Dios por haberme rodeado de personas tan maravillosas como mis
profesores: J. Barrientos, C. Alciaturi, J. Velásquez y E. Alcántara; y mis queridos e
inolvidables compañeros de clases: Marcos, Deny, Andy, Gilbert, Saulo, Luis, Gustavo,
Franklin, José, Alberto, Carlos, Oswaldo, Belkys, Anyelit, Yindri Leris, Hilba, Dalia,
Francis; y a mis amigos: Ahyden, Luis Carlos, Sánchez, Jenny, Rossana, Humberto,
Aris, Enrique, por estar siempre a mi lado.
Le agradezco a los ingenieros: Jorge Barrientos, Héctor Roque, Gonzalo Terán y
Andy Mindiola, por ser mis tutores en este Trabajo de Grado.
A PDVSA, por darme la oportunidad de aportar mis conocimientos.
A mi mamá, Verónica, por su paciencia.
A Napito, por darme ánimos en todo momento.
Gracias a todos aquellos que de alguna u otra manera me ayudaron a lograr la meta
alcanzada.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN…………………………………………………….…………………………… 4
ABSTRACT………………………………………………….…………………………….. 5
DEDICATORIA……………………………………………………………………………. 6
AGRADECIMIENTO……………………………………………………………………… 7
TABLA DE CONTENIDO………………………………………………………………… 8
LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………….. 10
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………… 11
LISTA DE SÍMBOLOS……………………………………………………………………. 13
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………….…… 16
CAPÍTULO I EL PROBLEMA………………………………………………….………… 19
Planteamiento del Problema………………………………….………….. 19
Justificación………..………...……………............................................. 20
Objetivo General……….………………………………………………….. 21
Delimitación……………………..…………….…………………………… 21
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO.....………………………………………….………… 22
Antecedentes....................................................................................... 22
Gas Natural…………………...……………………………………………. 23
Procesos y Fases del Gas Natural...……………………………………. 24
Plantas de Vapor…………………………….……………………………. 36
Página
Plantas Eléctricas………………………………………….……………… 39
Simulador de Gasoductos PIPEPHASE……...…...………………….... 40
Glosario……………………….……………………………………………. 44
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO……………………………………………… 48
Tipo de Investigación…………………………………………………....... 48
Diseño de la Investigación……………………………………………….. 50
Población y Muestra de Estudio…………..…………………………...... 50
Instrumentos de Recolección de Datos.......…………………………… 51
Procedimiento………………………………...….………………………... 52
Análisis de los Datos………………..….………………………….……... 53
Cronograma de Actividades……………………………………………… 54
Formatos de Trabajo……………………………………………………… 54
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS…………………………………………… 57
CONCLUSIONES…………….…………………………………………………………… 96
RECOMENDACIONES…………………………………………………………………... 98
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS………...………………………………………….. 99
ANEXOS 100
I Características de las instalaciones................................................... 101
II Red de Gas Tierra………………………………………………………... 108
III Datos Operacionales de las instalaciones…………………………….. 109
IV Resultados de la Simulación…………………………………………… 118
INTRODUCCIÓN
El gas natural es la mezcla formada por los miembros más volátiles de la serie
parafinas de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano,
propano y butano y finalmente puede contener porcentajes muy pequeños de
compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas cantidades
variables de otros gases no hidrocarburos como el dióxido de carbono, sulfuro de
hidrogeno (acido sulfúrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
La primera vez que se registró el uso del gas natural como combustible fue
alrededor del año 900 después de Cristo, cuando los chinos transportaron gas natural a
través de tuberías de bambú y aprovecharon el gas para el alumbrado público. La gran
explotación de nuestros campos de gas natural, dio el ímpetu a la industria del gas
como la conocemos actualmente.
La historia del gas natural en Venezuela es la historia de un esfuerzo por lograr que
a ese hidrocarburo se le dé un uso racional. La producción de gas natural se viene
registrando desde 1.918, año en que, según los datos de la época, se obtuvo una
cantidad promedio de 8500 metros cúbicos por día en la jurisdicción de Maracaibo.
Hasta 1.932 la totalidad del gas producido se arrojaba hacia la atmósfera, pues no
había justificación económica para estimular su uso ni se tenían criterios de
conservación del mismo, pero a partir de ese año se comenzó a utilizar el gas,
inyectándolo en los yacimientos de Quiriquire, estado Monagas para propiciar una
mayor recuperación del Petróleo.
La industria del Gas Natural en nuestro país presenta un proceso en franco
crecimiento. Con esfuerzo e imaginación se han ido desarrollando acciones para
racionalizar su uso. A partir de 1.946, luego de dictadas las medidas de conservación
del gas por parte del Estado, se aumenta la inyección de gas en nuevos yacimientos
para acelerar la extracción del petróleo y se comenzó a utilizar como combustible y
materia prima en la industria química.
Actualmente, el gas natural ha logrado insertarse favorablemente en el mercado
energético nacional y ha superado el estado de abandono en el que se encontraba
como sub-producto de la explotación del petróleo. El impulso que ha tenido el gas se
debe a su utilización en la generación de electricidad y al desarrollo de la industria
petroquímica. Además, se está estableciendo en todo el país una red de mercadeo
17
para lograr que el gas natural sea consumido mayoritariamente a nivel doméstico y
finalmente por la industria. Asimismo, tiene uso como combustible para vehículos a
motor.
Una red de gas, es una red de tuberías que se utiliza para distribuir el gas natural
en una ciudad o región. El objetivo principal es llevar el gas desde los centros de
producción hasta los sitios donde se requiere o se consume.
En Venezuela, dado que es un país eminentemente petrolero, el gas natural ha
sido utilizado desde comienzos del siglo XX. Existen redes de tuberías que cubren
toda la zona norte del país y ciudades, como Maracaibo, que poseen redes de gas
desde el año 1938.
En la industria del petróleo las redes de recolección y distribución de gas son parte
de la actividad rutinaria y se deben construir tanto para la satisfacción de las
necesidades internas como para mantener la producción cuando los pozos han
perdido su presión natural. En ese caso se habla de redes de levantamiento artificial de
gas (“gas lift”). Las redes de gas se instalan para garantizar que cada pozo reciba la
cantidad necesaria de gas, a la presión debida, para impulsar el petróleo hasta la
superficie.
La acelerada transformación que en todos los ordenes se producen en el mundo de
hoy, exige que se este actualizado, y PDVSA no se escapa de esto, por el contrario
hace énfasis en la tecnología de punta.
Se pretende que la organización de Medición y Manejo de Gas esté inmersa en esta
tendencia, por lo que se hace necesaria la optimización de la Red de Gas – Tierra de
Occidente. El estudio se originó debido a la necesidad de tener una metodología
precisa para poder determinar las acciones necesarias para garantizar los compromisos
de producción que se establecen de acuerdo con el Plan de Negocio de la Corporación.
Este trabajo de investigación está estructurado en cuatro capítulos, el Capítulo I, El
Problema, plantea el problema a estudiar y los objetivos tanto general como específicos
a lograr, también la justificación y la importancia de este trabajo tanto para la empresa
como para la práctica profesional del tesista.
En el Capítulo II, El Marco Teórico, se enmarca teóricamente toda la información
necesaria para el estudio del problema y el mejor entendimiento para el desarrollo de
este análisis, se realizó una revisión bibliográfica para establecer los fundamentos
teóricos relacionados con el tema tratado, iniciando con la descripción de la red de gas.
18
El Marco Metodológico desarrollado en el Capítulo III, hace referencia al tipo y
diseño de la investigación, se plantea y explica la metodología utilizada y las fases a
seguir durante la investigación.
El Capítulo IV, Análisis de Resultados, presenta los resultados obtenidos de este
trabajo de investigación, los cuales cumplen con los objetivos específicos trazados.
Finalmente se presenta las conclusiones obtenidas del desarrollo de la investigación
y se proponen las recomendaciones inferidas con la finalidad de plantear soluciones al
problema estudiado.
CAPÍTULO I EL PROBLEMA
Planteamiento del Problema
Las condiciones naturales de declinación de la producción de los yacimientos de
petróleo, inciden directamente sobre la producción y disponibilidad del gas en el
occidente del país, en consecuencia se han experimentado cambios en la forma de
distribuir el gas, por lo que la empresa procura por obligación, satisfacer los
requerimientos del entorno, en base a criterios económicos, sociales y estratégicos
realizando sus actividades con eficiencia y eficacia y para garantizar el cumplimiento de
sus objetivos.
Entre estos objetivos operacionales está el de mantener la entrega de ese gas a las
condiciones de flujo y presión exigidos por los diversos clientes de la Red de Gas –
Tierra de PDVSA en el occidente del país.
En tal sentido, se ha experimentado una evolución gradual de complejidad de los
procesos de trabajo debido a la escasez de gas, lo que se traduce en una mayor
dificultad para tomar dediciones acertadas que minimicen los impactos en la producción
de crudo y suministro de gas a los clientes ante eventos que afecten la disponibilidad de
gas. Una manera de incrementar la velocidad de respuesta y la certeza en la toma de
decisiones, es creando distintos escenarios mediante la introducción de nuevas
tecnologías a través de simulaciones que permitan obtener resultados lo más próximo a
la realidad y susceptible de ser analizados para determinar las acciones inmediatas
destinadas a minimizar los impactos en la producción de crudo y gas a consecuencia de
un evento específico.
Dentro de esta perspectiva, en el caso particular en el Manejo de Gas Occidente, la
Red de Gas – Tierra, requiere de las actualizaciones que el conocimiento científico y
técnico exige.
Utilizando el simulador PIPEPHASE, se pretende el levantamiento de la Red de Gas
– Tierra, con los parámetros de diseño y los datos de operación actuales, para así
comparar y validar la respuesta del simulador, y finalmente optimizar en base a los
20
requerimientos de los clientes, la disponibilidad de gas en condiciones normales y
criterios que determinen el orden de prioridad del suministro de gas.
Justificación
La Gerencia de Medición y Manejo de Gas no cuenta con la simulación de la Red de
Gas – Tierra, que permita la evaluación de los diferentes escenarios que se presentan,
causando inconvenientes al momento de una falla general o una falla incipiente. Al
instante de presentarse una desviación en la red, es de gran utilidad tener esta
información consolidada en un simulador para optimizar el manejo del gas y reducir los
tiempos en la solución de problemas, así también como detectar las fallas incipientes
tomando en cuenta los distintos parámetros operacionales que se observan en tiempo
real.
Por esto se hace necesaria la elaboración del esquema de la Red de Gas – Tierra
de Occidente, con la cual se persigue obtener una alta confiabilidad y optimización de la
operación de la red, observándose los siguientes beneficios:
A nivel operativo:
Permitiría mantener la presión y caudal de los suministros de gas a las instalaciones
en condiciones óptimas y bajo valores adecuados.
Distribuiría la demanda de gas entre los clientes, de acuerdo a los criterios
establecidos por la corporación.
Mejoraría la automatización e instrumentación de la red, al incorporarse límites de
alarmas.
Permitirá tanto a los operadores, supervisores e ingenieros del área de Manejo de
Gas, detectar de manera oportuna, cualquier alteración en los parámetros de
operación de la red, evitando en lo posible una caída de presión y/o flujo.
A nivel de Seguridad:
Garantizaría la integridad mecánica de la red al determinar máximas presiones de
operación en condiciones normales y ante eventos que impacta la disponibilidad de
gas.
Al momento de suscitarse una contingencia se respondería con mayor rapidez y
confiabilidad disminuyendo posibles errores por la acción humana.
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Objetivo General
Simular y optimizar la Red de Gas – Tierra de PDVSA – Occidente basándose en las
condiciones de operación actuales y bajo diferentes escenarios planteados, para definir
los más adecuados esquemas de operación de la red.
Objetivos Específicos:
Elaborar el esquema de la Red de Gas – Tierra, desde Barúa – Motatán hasta El
Tablazo.
Simular la red de gas bajo las condiciones de operación actuales.
Comparar resultados de la simulación de la Red de Gas – Tierra con las condiciones
de operación actuales y determinar desviaciones. Emitir recomendaciones.
Simular las alternativas de optimización de la Red de Gas para diferentes escenarios
de operación de la red.
Delimitación
La optimización de la Red de Gas – Tierra, se realizó desde Barúa – Motatán hasta
El Tablazo, en el Edo. Zulia. La misma tendrá culminación en Mayo de 2007.
Considerando que el suministro de gas debe ser seguro y eficiente hacia las
diferentes plantas que lo consumen para sus operaciones, se incluyeron todas las
plantas de compresión, estaciones de flujo, múltiples de gas y líneas principales que
alimentan la red de gas, para el levantamiento y optimización de la misma.
Por lo anteriormente expuesto el trabajo se encuentra en el campo de la Ingeniería
de Gas, dentro de la línea de Investigación de Transporte de Fluidos.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
Antecedentes
El primer método desarrollado para resolver redes de gas fue un método de ensayo
y error.
Thomas Weymouth, fue de los primeros en desarrollar una ecuación para el flujo de
gas que permitiera calcular razonablemente el diámetro requerido de tubería de gas e
introdujo el factor de fricción.
En 1936, Hardy Cross propone un método basado en las leyes de Kirchoff. Es a
partir de entonces, cuando se desarrollaron nuevos métodos numéricos que aplican
estas leyes para resolver problemas específicos de redes.
Desde 1951, el análisis de redes ha tenido mayor relevancia dado el uso de los
computadores digitales. Algunos de estos análisis se reseñan a continuación:
- Wilson, G., estudió los problemas de redes malladas, por los métodos de ensayo y
error, el método de Hardy Cross y el método de balance y presiones.
- Hossein, E., analizó el comportamiento de redes de gas en estado estacionario,
usando el factor de fricción de Weymouth y el método de Hardy Cross.
- Barrientos, J., realizó un estudio de los sistemas de distribución de gas utilizando el
método de balance de presiones y la ecuación de Weymouth.
- Stoner, M., se ha dedicado al estudio de sistemas de transmisión y distribución de
gas, tanto en estado estacionario como en estado transitorio y para ambos casos ha
desarrollado modelos matemáticos.
- Rachford, M., demostró la importancia del uso de un programa de computación para
flujos de gas en estado transitorio en el diseño de sistemas de transmisión y
distribución de gas, y presento un caso práctico en el cual se logró un ahorro del
17% en la inversión.
- Word y Charles desarrollaron un método basado en el concepto de la teoría lineal
para redes hidráulicas.
- Zinner, H., destacó la importancia del uso de un programa dinámico de flujo de gas
en la operación de un gasoducto.
23
Jakymec, Y., en 1980, realizó un estudio dinámico de una red de gas, el programa
elaborado permite calcular redes de gas por el método implícito en estado estacionario
con las limitaciones que presentan la correlación de Weymouth para el cálculo de
factores de fricción y además se requiere conocer las condiciones iniciales de la red en
equilibrio. Recomienda incluir otras correlaciones que calculen el factor de fricción.
Camacho, J., en 1988, crea un programa para análisis de redes de gas por el
método de teoría lineal. El método solo necesita el sentido del flujo, lo que garantiza la
convergencia del mismo. No requiere una distribución inicial de flujo ni de presión.
Recomienda ampliar el programa elaborado para incluir componentes tales como:
compresores, válvulas, etc., a fin de que el mismo sea utilizado en la solución de
problemas reales de redes.
López, R., en 2007, recopila los esquemas de la Red de Gas – Tierra, desde
Bachaquero hasta el Tablazo. Base para esta tesis de grado, de llevar estos esquemas
al simulador.
En la actualidad existen numerosos programas que simulan la red de gas, bajo
ciertas características y/o parámetros de operación. Este trabajo de grado pretende
usar el programa PIPEPHASE para simular la Red de Gas – Tierra de PDVSA, bajo
diferentes escenarios y así obtener criterios para determinar el orden de prioridad del
suministro de gas.
Gas Natural
El gas natural es la mezcla formada por los miembros mas volátiles de la serie
parafinas de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano,
propano y butano y finalmente puede contener porcentajes muy pequeños de
compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas cantidades
variables de otros gases no hidrocarburos como el dióxido de carbono, sulfuro de
hidrogeno (acido sulfúrico), nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
En la forma más simple, un gas puede considerarse que está formado por partículas
sin volumen y entre las cuales no existen fuerzas de atracción y repulsión. Es un fluido
homogéneo generalmente de baja viscosidad, sin volumen definido y ocupa cualquier
espacio en el cual se coloca.
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La composición del gas natural varía según la zona geográfica, la formación o la
reserva de la que es extraído los diferentes hidrocarburos que forman el gas natural,
pueden ser separados utilizando sus propiedades físicas respectivas (peso,
temperatura de ebullición, presión de vaporización). En función de su contenido en
componentes pesados, el gas es considerado como rico (5 o 6 galones o más
hidrocarburos extraíble por pie cúbico).
El grupo de los componentes livianos una vez licuado y separado selectivamente
del resto de la mezcla constituye el gas natural licuado (GNL), producto empleado
naturalmente como elemento combustible. Los componentes intermedios en forma de
líquidos y separados selectivamente de los restantes grupos, forman el gas licuado en
petróleo (GLP), el cual además de ser un excelente combustible es también utilizado en
la industria química como fuente de materia prima en la elaboración de numerosos
productos petroquímicos.
El grupo de los componentes pesados forman la gasolina natural, el cual es un
líquido a temperatura y presión ambiente con fuerte tendencia a evaporarse a dichas
condiciones.
El gas natural es una energía eficaz, rentable y limpia por sus precios competitivos y
su eficacia como combustible, permite alcanzar considerable economía a sus
utilizadores. Por ser el combustible más limpio de origen fósil contribuye decisivamente
en la lucha contra la contaminación atmosférica y es una alternativa energética que se
destaca en el siglo XXI por su creciente participación en los mercados mundiales.
Procesos y Fases del Gas Natural
Explotación y Producción.
Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie a
través de pozos productores. En el subsuelo se encuentra disuelto o en la capa de
gas, de los yacimientos de condensado (gas asociado) y en uno de gas libre (gas no
asociado)
Luego se transporta hacia las Estaciones de Flujo, un fluido bifásico llega a nivel del
múltiple de producción, el cual se encarga de distribuirlo a los sistemas de separación
(alta, baja o de prueba).
25
Figura 1. Explotación y Producción del Gas Natural.
Separación.
Una estación de flujo es una instalación de producción, cuya función principal es
recibir el crudo de los pozos productores en estado multifásico (liquido-gas-sólido),
donde es sometido a un proceso de separación y posteriormente cada uno de ellos por
separado es enviado a los sistemas de transporte y gas. Durante la separación del
crudo, la corriente de producción es sometida a ciertos procesos físicos – químicos, con
el fin de facilitar tanto la separación de las fases liquidas y las gaseosas, así como el
manejo por parte de las bombas. El líquido en cuestión es almacenado temporalmente
en tanques de almacenamiento.
Para que un separador de crudo y gas realice sus funciones, su presión debe
mantenerse a un nivel tal que el líquido y el gas pueden ser descargados a sus
respectivos sistemas de recolección. La presión es mantenida mediante el uso de una
válvula de control de presión en cada separador. Los separadores que se utilizan con
mayor frecuencia son lo verticales y horizontales, para baja y para alta presión
respectivamente. La capacidad de los separadores de producción de manejar ciertos
volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación
varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requerido.
26
Figura 2. Proceso de Separación con sus respectivos equipos y accesorios.
Purificación y Filtrado.
El depurador es un recipiente con características similares a los separadores pero
con elementos físicos internos adicionales que permiten eliminar los restos de las
partículas de crudo en suspensión en el gas proveniente de los separadores, y
purificarlo. Por diseño estos recipientes trabajan de tal manera que eliminan la
humedad en el gas, para evitar el envió de líquidos a las plantas compresoras. El gas
que sale de los depuradores se mide como gas total producido en la instalación.
Estos cuentan con un sistema de control de nivel que evita el paso de líquidos al
sistema de gas de la instalación.
Adicionalmente el sistema de protección consta de un interruptor neumático de nivel
que actúa como respaldo al sistema de control y envía una señal para abrir la válvula
de descarga y drenar los líquidos que se acumulan hacia los tanques de la estación.
Figura 3. Proceso de Purificación, Deshidratación y Filtrado del Gas Natural
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Compresión.
Es el proceso en el que el gas seco, entra a baja presión al compresor para
elevarla, luego es enviado al sistema de transporte y distribución para su utilización en
el sector industrial, doméstico así como en las operaciones de producción de la
industria petrolera.
En una planta de compresión convencional, modular o miniplanta el proceso es el
mismo, el gas de succión a baja presión, entra a la planta a través del depurador
principal o de entrada (llamado S-O en el caso de las plantas convencionales), esto con
la finalidad de separar los restos de crudo, agua, sólidos y condensado que pueda
permanecer remanentes en el gas. Una vez limpio, el gas pasa a un compresor
centrífugo, cuyo eje está acoplado a una caja de engranajes, a otro compresor, a una
turbina de gas (según la configuración de aplicación), y que gira a determinadas
revoluciones por minuto con el objetivo de comprimir el gas a través de los impulsores
que constituyen el rotor respectivo.
Cuando el gas se comprime, se calienta. Este aumento de temperatura debido a la
compresión debe removerse antes de que el gas entre a la siguiente etapa de
compresión y sea comprimido nuevamente. Para tal fin existen enfriadores
atmosféricos (convencionales) o enfriadores tipo ventilador (fin fan cooler) (modulares)
cuya función es la de disminuir la temperatura del gas de entrada a la siguiente etapa
compresora.
Cuando el gas, es comprimido y enfriado, algunas fracciones de pesados y agua,
condensan; por lo cual se hace necesario, además del enfriador, colocar en la etapa
compresora un depurador. Dicho depurador se encarga de separar el condensado y
evitar que este entre al compresor de la siguiente etapa, provocando daños en el
mismo.
De esta forma se tiene que las plantas y miniplantas poseen etapas de compresión-
depuración-enfriamiento integradas, cuyo funcionamiento básico y estructuración es
idéntica para todas. Las variaciones se encuentran en el número de etapas de
compresión, tipo y marca de los equipos que se empleen.
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Figura 4. Etapa de Compresión.
Plantas Convencionales.
Son plantas que comprimen el gas a través de turbo compresores dispuestos en
serie. Están conformado en dos cadenas de seis o siete maquinas compresoras cada
una. Estas plantas son de un tamaño considerable y poseen sus equipos dispuestos en
un solo bloque. Algunas plantas poseen incorporado un sistema de extracción de
productos GLP del gas natural. El sistema es de refrigeración mecánica con propano.
Figura 5. Planta Compresora Convencional
DEPURADOR DE SUCCIÓN
COMPRESOR DE GAS
VÁLVULA DE RECIRCULACIÓN
TURBINA A GAS
DEPURADOR DE DESCARGA
ENFRIADOR
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Plantas modulares.
Como su mismo nombre lo indica, estas plantas están formadas por varios
módulos o bloques. Por lo general, una Planta Modular está integrada por los
siguientes módulos: de admisión, de compresión, de control y de venteo.
Adicionalmente, algunas poseen módulos para la deshidratación con glicol del gas de
entrada.
Miniplantas.
Son simplemente instalaciones de menor tamaño y capacidad, capaces de
comprimir gas de baja presión proveniente de las estaciones de flujo, hasta presiones
de 1200 psig (miniplantas de baja) y 1500 psig (miniplantas de alta).
El proceso del gas natural se inicia con la extracción y concluye con la distribución
final del usuario. A lo largo de este recorrido el gas natural conserva sus propiedades
originales ya que se distribuyen sin transformaciones algunas.
Sistema de Recolección y Distribución de Gas.
Figura 6. Sistema de Recolección del Gas
TERCEROS REINYECIO
MULTIPLE DE GAS LIFT
PLANTAS DE GAS
ESTACION DE FLUJO TRANSPORTE
PATIO DE
POZO
GAS DE BAJA PRESION
PETROLEO
GAS DE ALTA
CRUDO
GAS
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Sistema de Recolección de Gas.
Este sistema es el encargado de transferir el gas desde las estaciones de flujo o
estaciones de gas hacia los múltiples de transferencia de gas de baja presión y de allí a
las plantas compresoras.
Estación de Gas.
Una estación de gas se define como un sistema conformado por equipos
interrelacionados para recibir, separar y distribuir flujos de gas natural.
Figura 7. Estación de Gas P.V. HH-8
Sistema de Distribución de Alta Presión.
Este sistema es el encargado de manejar el gas de descarga de las plantas y
miniplantas compresoras (entre unos 1200 y 1800psig) y distribuirlo hacia los diferentes
puntos de consumo ó transferirlo para su uso en otras áreas.
Sistema de Transferencia entre áreas.
Este sistema, como su nombre lo indica, permite la transferencia de gas entre las
distintas zonas, de manera que permita flexibilizar la operación de los diferentes
servicios en caso de fallas de instalaciones en una u otra área; permitiendo el apoyo al
área afectada en caso de contingencias, por medio de rutas de suministro alterno, que
en un momento dado puedan aportar el gas excedente en sus operaciones de
transferencia.
31
Figura 8. Interconexión de Gas H-7 Cabimas
Sistema de Redes de tuberías de Gas.
El sistema de distribución del gas esta constituido principalmente por redes de
tuberías o líneas. Esta red de distribución es el conjunto de vías mediante la cual se
distribuye el gas que es conducido por medios de tuberías o gasoductos a ciertas
distancias para ser entregados a los clientes, tomando en cuenta y respetando la
conservación del medio ambiente. Los gasoductos no son más que tendidos de líneas
que conducen en su interior gas como su nombre lo dice estos pueden ser de
diferentes diámetros.
Figura 9. Líneas de Distribución
Múltiple de Gas.
La palabra múltiple proviene de las diversas líneas que llegan a esta instalación,
de la cual también pueden salir varios gasoductos, de diferentes diámetros. Tiene
32
como finalidad distribuir el flujo de gas a las plantas de compresión o al sistema de
inyección a los pozos.
Múltiples de distribución de alta presión (MAP).
Su función es distribuir el gas procedente de líneas de transmisión de gas, en
las cuales desembocan varias plantas compresoras, conformando una red de
distribución de gas. Estos MAP son usados solamente en Occidente donde existen
troncales principales de gas a los cuales desembocan diferentes plantas compresoras.
Múltiples de Levantamiento Artificial por Gas (MLAG).
Reciben gas proveniente de la red de gas de alta presión (MAP) o
directamente de la descarga de una planta compresora y lo distribuyen a los diferentes
pozos productores asociados a éstos. Desde los MLAG se supervisa y regula la tasa de
gas inyectado a cada pozo; esto se logra mediante operación de válvulas instaladas en
líneas conectadas a cada pozo productor.
Múltiples de Reguladores de Gas.
Son los múltiples encargados de regular la presión y flujo del gas mediante
equipos y accesorios para luego ser distribuidos a campos industriales y comerciales
por medios de redes de tuberías.
Sistema de Entrega de Gas.
Residenciales.
Usuarios que utilizan el gas para usos típicos de vivienda única,
departamentos, pisos o sus partes comunes para cubrir las siguientes necesidades
domésticas: cocción de alimentos, agua caliente, hornos, refrigeradores, secadoras,
etc.
33
Figura 10. Transmisión y Distribución del Gas Natural.
Figura 11. Gas Natural Domestico
Comerciales.
Usuarios que usan el fluido para actos de comercio (con actividad principal de
compra, venta y permutas) y de prestación de servicios. Son usuarios habituales los
establecimientos gastronómicos (bares, restaurantes, confiterías), hoteles y hosterías.
También se consideran los establecimientos de salud y educación privada, la banca
pública y privada y el abastecimiento de alimentos (mercados, grandes almacenes,
etc.)
34
Industriales.
Usuarios que tienen como actividad el proceso de elaboración de productos,
transformación de materias primas, reparación de maquinarias y equipos, y
fabricaciones varias.
Centrales Eléctricas.
Usuarios que emplean el gas para la generación de energía eléctrica. La
autogeneración de energía eléctrica para establecimientos fabriles se excluye de esta
clasificación.
Entes Oficiales.
Son usuarios de esta categoría los entes centralizados y descentralizados,
los establecimientos del área pública de la salud como hospitales, dispensarios, salas
de primeros auxilios, los centros de educación públicos y en general, todos los
organismos oficiales de cualquier jurisdicción, excluyendo en todos los casos aquellos
cuya principal función sea un proceso productivo de bienes o la prestación de servicios
con retribuciones explícitas en precios o tarifas.
GNC – Gas Natural Comprimido.
Son usuarios excluyentes las estaciones de servicio, las que luego de
comprimir el gas natural adquirido lo expenden para utilización como combustible en
vehículos.
GLP.
Los usos principales del GLP son los siguientes: obtención de olefinas,
utilizadas para la producción de numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los
plásticos, combustible para automóviles, combustible de refinería, combustible
doméstico (mediante bombonas o redes de distribución).
35
Sistema de Calentamiento.
Este proceso ocurre en las estaciones recolectoras de flujo y el objetivo del
calentamiento del petróleo (pesado) a través de un calentador o de una caldera es,
disminuir su viscosidad y facilitar así su manejo, evitando presiones excesivas en las
líneas de bombeo. El gas es utilizado como combustible en estos equipos.
Calentadores.
Son equipos que generan energía calorífica (BTU) utilizada en las estaciones
de flujo para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo pesado, para
elevar y/o mantener la temperatura que permita su fluidez. En la industria petrolera los
calentadores más comunes son a fuego directo, dentro de los cuales se usan cuatro
tipos: tipo tubular, de fluido tipo camisa, de volumen y caja de fuego interno o fogón.
Figura 12. Calentadores
Calderas.
Las calderas son equipos que generan la energía calorífica (BTU) a través de
la producción de vapor de agua, el cual es utilizado para calentar crudo por medio de
serpentines ubicados dentro de las tuberías o en los fondos de tanque. El tipo de
caldera regularmente utilizado en estaciones de flujo es muy simple.
36
Sistema de Almacenamiento de Crudo.
Son los recipientes destinados al almacenamiento temporal o compensación del
crudo proveniente de los separadores. Usan el gas para calentar el crudo y bombearlo.
Los tanques cuentan con un sistema de control de nivel, conformado por interruptores
de nivel que cumplen con la función de parar para evitar la succión al vacío, o encender
las bombas para evitar derrame de crudo dependiendo de la altura en la cual se
encuentre el nivel de los tanques.
Plantas de Vapor
Una planta de vapor para inyección es una facilidad que permite elevar la presión
de los pozos a través de los pozos de inyección con el objeto de mantener sus niveles
de producción. Gran parte de ellas se encuentran ubicadas en Tierra, lo que permite
usar el agua del Lago, esto mediante un proceso de suavización (filtrado,
desoxigenación) que inyecta a los pozos sin deteriorar las tuberías.
La automatización de esta facilidad se ejecuta a diferentes niveles desde la
instrumentación básica en el área, las telecomunicaciones y la programación de todo el
sistema de visualización y supervisión de la planta.
Proceso de Generación de Vapor.
El proceso se inicia cuando las plantas de generación de vapor reciben el agua
proveniente del Lago de Maracaibo para ser almacenada en tanques de agua cruda,
ésta, debido a su alto contenido de materia disuelta y en suspensión requiere de un
procesamiento y acondicionamiento para ser usada en los generadores de vapor, por
ello se dispone de un sistema de tratamiento de agua donde es filtrada y suavizada.
Luego de ser tratada, el agua pasa al desaereador donde se efectúa una
desaereación mecánica para retirar los gases disueltos, y después se inyecta el
secuestrador de oxígeno para mantener un residual de 2 a 6 ppm que asegura la
eliminación total del oxígeno disuelto evitando daños por corrosión.
El agua del tanque de alimentación es succionada por las bombas reforzadoras
para elevar la presión del fluido hasta la presión de succión de las bombas de
37
alimentación, éstas son impulsadas por turbinas a vapor o por motores eléctricos y
envían el fluido hacia las calderas; las cuales convierten el 85% del agua de
alimentación en vapor saturado a 1000 ó 1500 psig según la planta. Todo el vapor es
recolectado en un cabezal principal con una válvula de control de presión aguas arriba,
para mantener la planta a presión constante, en el cabezal principal existen tomas para
consumo propio (vapor a turbinas, planta de purga y desaereador).
El 15% restante del agua de alimentación sale del separador como flujo de purga, el
cual pasa a tanques de expansión donde se convierte en vapor de baja presión, que en
conjunto con el vapor de escape de las turbinas, se recolecta en un cabezal regulado a
una presión de 12 psig mediante válvulas de control de exceso a la atmósfera.
Las plantas de vapor poseen además un sistema de concentración de salmuera o
evaporadores; cuya función es recuperar el agua de purga de los tanques de expansión
que tiene un alto contenido de cloruro sometiéndola a evaporación continua, hasta
obtener una concentración del 20%, luego la salmuera es descargada a un tanque de
almacenamiento donde es neutralizada hasta el 10% con ácido clorhídrico (HCl) y se
utiliza para la regeneración de la resina de los suavizadores, evitando el consumo de
sal de grano en dichas plantas, reduciéndose por lo tanto los costos de producción de
vapor.
Plantas de Vapor Portátiles.
A diferencia de los generadores de vapor fijos, estos equipos son instalados
estratégicamente en sitios cercanos a los pozos de producción a los cuales se les va a
realizar la inyección de vapor. Existen generadores portátiles acuotubulares, tipo
horizontal, diseñados para trabajar con gas natural como combustible. La capacidad
instalada de estas unidades portátiles es de 220 ton/día cada una, produciendo vapor
saturado seco con una calidad máxima de 80% a una presión que oscila entre 1000 –
1500 psig dependiendo de los requerimientos operacionales de campo. El agua usada
en este tipo de generadores llega tratada desde las plantas estacionarias.
38
Figura 13. Esquema de una Planta de Vapor Estacionaria.
Figura 14. Planta de Generación Portátil.
Filtros y Suavizador
es
LAGO DE MARACAIB
A las
t b
Tanque de Agua Cruda
Bombas de Agua Cruda
Desaireador
Generadores de Vapor
Bombas de Alimentaci
Bombas Reforzadoras
Tanques de
Expansió
Concentrador de Purga Enfriad
or
Piscina de Salmue
Tanque de
Salmuer
Bombas de Salmue
Bomba de Inyección de Secuestrador de
39
Plantas Eléctricas
Una Central Termoeléctrica es una instalación donde la energía mecánica que se
necesita para mover el rotor del generador y obtener la energía eléctrica, es generado
del vapor al hervir el agua en una caldera. El vapor formado generado tiene una gran
presión, y se hace llegar a las turbinas para que en su expansión sea capaz de mover
los álabes de las mismas.
Una central termoeléctrica clásica se compone de una caldera y de una turbina que
mueve el generador eléctrico. La caldera es el elemento fundamental y en ella se
produce la combustión del carbón, fuel o gas.
Las plantas generadoras de electricidad son de suma importancia en nuestra
sociedad ya que son las que abastecen de corriente eléctrica para que podamos utilizar
los dispositivos que simplifican nuestra estancia en el planeta, como la televisión, luz
eléctrica y computadora, entre otras.
Procesos de las Plantas Eléctricas.
La mayoría de las plantas generadoras de electricidad queman algunos de esos
combustibles fósiles para producir calor y vapor de agua en una caldera. El vapor es
elevado a una gran presión y llevado a una turbina, la cual esta conectada a un
generador y cuando este gira, convierte ese movimiento giratorio en electricidad para
ser utilizado otra vez en la caldera y repetir el proceso indefinidamente.
Existen termoeléctricas llamadas “ciclo combinado” en ellas, los gases calientes de
la combustión del gas natural que pasaron por la turbina pueden volverse a aprovechar,
introduciéndolos a calderas que generan vapor para mover otra turbina y un segundo
generador.
En todos los casos, el cual contiene un rotor bobinado que gira dentro de un campo
magnético estacionario con espiras de un largo cable.
Cuando gira el eje de la turbina y el magneto que está dentro del generador, se
produce una corriente de electricidad en el cable, esto se explica por el llamado
electromagnetismo.
40
La electricidad producida en el generador alcanza unos 25mil voltios, en la planta
ese voltaje es elevado a 400mil voltios para que la electricidad pueda viajar a largas
distancias a través de cables de alta tensión y después, mediante transformadores y
reducen el voltaje, llega a nuestros hogares, escuelas, industrias, comercios, oficinas,
etc.
Figura 15. Proceso del Gas Natural en una Planta Eléctrica
Simulador de Gasoductos PIPEPHASE
Para el cálculo y diagnóstico del comportamiento de las redes de gas objeto de
estudio, se utilizó el programa para la simulación de redes de tuberías PIPEPHASE.
Este programa es un simulador de flujo en tuberías en condiciones de estado estable, el
cual es capaz de producir la caída de presiones, temperatura, velocidades, posible
condensación de líquido en líneas, etc. Los fluidos a ser considerados en las
41
simulaciones de PIPEPHASE incluyen líquidos, gas, vapor y flujo multifásicos de
mezclas de gas y líquidos.
El programa utiliza un lenguaje específico para la programación el cual es
perfectamente relacionado con los accesorios de trabajo y puede ser adaptado a la
aplicación de estudio por poseer una serie de opciones entre los cuales se destacan:
versatilidad en el manejo de unidades, diferentes tipos de ecuaciones, variación en las
condiciones para la realización de análisis de sensibilidad, eficiencia de transporte en
las tuberías, cálculos de transferencia de calor sobre el fluido de trabajo, etc.
Adicionalmente los resultados incluyen perfiles de presión, temperatura, velocidad y la
distribución de los flujos en el arreglo.
Es útil para diseñar nuevos sistemas, supervisar sistemas actuales y prevenir o
solucionar problemas.
Algoritmos de Resolución.
Una vez especificados el sistema de unidades a utilizar (inglés, internacional, etc.) y
de haber seleccionado el modelo de fluido, bajo el cual va correr la simulación (black oil,
vapor, etc.) se procede a estructurar y armar la simulación. En el caso de redes de
tubería, el flujo se mueve de un origen a su destino a través de tuberías, accesorios,
bombas y otros dispositivos. Frecuentemente siguen trayectorias únicas o bien se
mezclan con otros flujos provenientes de otras líneas. Para resolver las condiciones de
operación y predecir el comportamiento de todos los fluidos involucrados a lo largo de
toda la red, PIPEPHASE trabaja con la siguiente estructura.
Fuente.
Son los puntos de donde sale un flujo cualquiera. Dependiendo del modelo de
fluido seleccionado, la configuración de la fuente cambia. Según el caso se puede
especificar: caudal total, presión del flujo en ese instante, porcentaje de agua de la
mezcla, temperatura en ese punto y gravedad específica (ºAPI en caso de crudo) del
flujo. De una fuente solo puede salir un flujo.
42
Enlaces.
Son los dispositivos que se encuentran entre la fuente y el destino del flujo. En un
enlace se pueden definir y especificar cualquier equipo involucrado en la simulación:
Tuberías (horizontales y verticales), válvulas (globo, compuerta, mariposa etc.), codos,
bombas, compresores y oros. En los enlaces es que se ubican todos los dispositivos
que de una u otra forma afectarán el comportamiento de un flujo.
Destinos.
Son los sumideros o llevaderos en donde llega el flujo. Igualmente permite
especificar el caudal de llegada, presión, temperatura del fluido. A un destino puede
llegar únicamente un solo flujo.
Cálculo por segmento.
El PIPEPHASE determina unidades ó divisiones llamadas segmentos, para calcular
la diferencia de temperatura, caída de presión, acumulación de líquidos y las
propiedades del flujo en una tubería ó tubo. El procedimiento es dividir una tubería en
segmentos de manera que se puedan realizar por equilibrios de fases.
Por supuesto el usuario debe ingresar datos que el PIPEPHASE ejecute sus
cálculos. Anteriormente se señalaron los valores a ingresar tanto en la fuente como en
el destino, pero se debe recalcar que no se deben ingresar todos, ya que el simulador
con datos de entrada debe obtener datos de salida.
Resoluciones de Redes.
Se debe tener en cuenta que las redes poseen la misma estructura fuente- enlace-
destino, pero con la diferencia que existen varios flujo ó varios recorridos involucrados.
Como una fuente puede generar un solo flujo, deben existir por lo tanto tantas fuentes
como flujos diferentes existan. Igualmente a un mismo destino puede llegar únicamente
un solo flujo, por lo que para simular casos reales se hace uso de los nodos. Los nodos
tienen como función unir 2 ó más enlaces de flujo diversos en uno ó más enlaces.
43
Figura 16. Arreglo de red de gas en el simulador PIPEPHASE
El PIPEPHASE al resolver las redes implementa proceso iterativo, por lo que ciertos
datos de entrada deben ser suministrados por el usuario, como una presión ó flujo
estimado. El PIPEPHASE utiliza un esquema matricial y de Newton Raphson para
resolver redes de este tipo, ya que tiene que efectuar los balances energéticos y de
masa para todos los enlaces presentes. La resolución de las redes se puede llevar bajo
varios enfoques, que se explican a continuación:
Método de Balance de presión (PBAL).
Se utiliza para determinar la distribución de presión y caudal en una línea
cualquiera. Como punto de partida trabaja con cada enlace sin importar que estén
interconectados entre sí por medio de nodos. Toma los valores iniciales de caudal y
presión de las fuentes ó destinos involucrados y resuelve las incógnitas presentes. Los
desbalances de presión entre enlaces contiguos, se registran y luego se produce
resolver el conjunto de ecuaciones no lineales con el método de Newton Raphson.
Método de Balance de Masa (MBAL).
Es un método que permite proporcionar al PBAL unos valores de iteración, más
cercanos a la realidad de presión y caudal. Lleva a cabo sumas y balances de flujos en
los nodos (entrantes y salientes), donde el valor total debe ser cero (0). Estos balances
de masa en nodos, se pueden interpretar como ecuaciones no lineales de funciones de
Fuente 1
Fuente 2
Enlace 1
Enlace 2
Enlace 3 Destino
Nodo
44
presión y temperatura en dichos nodos. Por lo que se aplica el principio de
conservación de masa y energía e igualmente se hace de Newton Raphson.
Especificación de Tuberías.
El PIPEPHASE posee distintas ecuaciones que afectan la simulación de equipos
como bombas, compresores, válvulas codos, etc. En el caso concerniente a ésta
investigación el simulador se aplicará al tratamiento de redes de tuberías, por lo que a
continuación se menciona lo siguiente:
- El simulador posee valores de diámetro tuberías estándar, así como también
celdas en donde se pueden asignar valores medidos de campo.
- La Rugosidad, factor de fricción y grado de obstrucción de las tuberías debe ser
especificado. La rugosidad y el factor de fricción pueden ser especificados por el
usuario ó calculados por el programa a partir de la selección del material integrante de
la tubería. En cuanto al grado de obstrucción, es un porcentaje modificable por el
usuario que refleja el desgaste de la tubería (eficiencia de flujo). Si es 100% significa
que no se encuentra en desgaste y que el diámetro efectivo es el interno estándar.
- El Schedule puede ser especificado por el usuario y el coeficiente global de
transferencia de calor (U) puede ser calculado por el programa ó especificado. El
coeficiente de transferencia (U) se encuentra preestablecido en el simulador, pero se
encuentra sujeto al medio circundante y a su temperatura. Esto se debe que la mayor
resistencia para la transferencia de calor, para tuberías sin aislante, es la convección
externa. Se puede especificar como medio circundante agua, tierra, aire y otros a
cualquier temperatura.
Glosario
Caudal: Es la cantidad de fluido que pasa por determinado elemento en la unidad De
tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen que pasa por un
área dada en la unidad de tiempo. Se denota con Q.
Caudal de Descarga: Es el caudal o fluido que descarga la planta compresora luego del
proceso de compresión.
45
Caudal de Succión: Es el caudal o Fluido que se extrae para ser comprimido en la
planta.
Caudal de Diseño: Es el parámetro mediante el cual se diseña un gasoducto para
transportar cierta cantidad de flujo.
Compresor: Es un equipo utilizado para aumentar la presión de un fluido en estado
gaseoso.
Crudo: Mezcla natural formada principalmente por hidrocarburos que existen en estado
líquido en reservas subterráneas naturales y que es recuperable en forma líquida en
condiciones normales de presión y temperaturas.
Depuración: Proceso en el cual se elimina los restos líquidos que puedan traer el gas
del proceso de separación, para evitar daños en los equipos de compresión de gas.
Esquemas: Es una estrategia que requiere un procesamiento semántico de la
información ya que exige construir una representación alternativa de algún material. La
elaboración de esquemas favorece a la organización de una información.
Flujo multifásico: Es la presencia de diferentes estados (sólido, líquido y gaseoso).
Flujo: Caudal de un fluido desplazándose por una tubería.
Fósil: Son restos de organismos, tanto animal como plantas, que vivieron en épocas
geológicas. Generalmente los fósiles se encuentran en rocas sedimentarias.
Gas de formación: Es el gas producido por un yacimiento.
Gas Lift: Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de
petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de
la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente.
Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural
cese completamente.
Gas de recolección o Gas de baja presión: Es considerado gas de recolección o de baja
presión aquel gas que llega a los depuradores pertenecientes a las Estaciones de Flujo,
este gas de recolección es el gas de levantamiento artificial y el gas de formación.
Gas de venteo: Aquel que es enviado a la atmósfera y solo se ventea cuando el sistema
esta presurizado con el objeto de disminuir la presión.
Gas Natural: Mezcla formada por los miembros más volátiles de la serie parafinas de
hidrocarburos, principalmente metano, además de gases no hidrocarburos como el
dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, nitrógeno, helio, vapor de agua, etc.
46
Gas Natural Licuado: Es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en
forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados,
donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o
por generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión
atmosférica y a -161 °C donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas
transportado.
Gas Licuado en Petróleo: Es la mezcla de gases condensables presentes en el gas
natural o en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión
ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se
puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.
Gases: Es la sustancia que en condiciones normales de presión y temperatura se
Encuentran totalmente en estado gaseoso, debido a que la velocidad de las moléculas y
las distancias entre ellas es tan grande que la fuerza de atracción de estas no es
suficiente para retenerlas dentro de un volumen definido.
Gasoductos: Los gasoductos son conjuntos de tuberías, equipos y accesorios
Destinados a transportar gas, que unen centros de producción o almacenamiento con
redes de distribución de gas y otros centros de producción, almacenamiento, o
consumo.
Gravedad Específica: Es la relación de la densidad de una sustancia con la densidad
del agua.
Hidrocarburos: Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados
como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos
orgánicos.
Humedad: Se refiere a la presencia de vapor de agua en el gas.
Mermas: Es la reducción en la masa de fluido manejado debido a razones naturales
asociadas al proceso el cual es sometido. Pueden ser por corrosión, por recolección,
por distribución, entre otros
Parámetros: Son los datos que no cambian independientemente sino que están
relacionados entre ellos y descrito cuantitativamente por la ley de los gases. Estos
pueden ser: Densidad, Presión, Volumen y Temperatura.
Petróleo: Es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes
sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y
47
se emplea como combustible y materia orgánica para la industria química. Esta
compuesto por hidrocarburos no homogéneo.
Pozos: Perforación profunda hecha desde la superficie de un yacimiento para localizar o
extraer petróleo.
Presión: Es la acción que ejerce una fuerza sobre un área determinada. En el Sistema
Internacional se expresa en Pascal (N/m2) y en el Sistema Ingles psi (lbs/pulg2). En un
fluido es la relación entre la fuerza de un fluido, sobre la superficie de un conducto o
recipiente.
Presión de Descarga: Esta corresponde a la Presión a la cual debe ser comprimido el
gas para entrar al gasoducto o línea de gas lift. Para efecto de cálculo también se utiliza
la presión absoluta.
Presión de Diseño: Es la presión mediante la cual es diseñado un gasoducto.
Presión Diferencial: Es la diferencia de presión causada por el disco de orificio, es el
resultado de la presión antes y después de la placa y se expresa en pulgadas de agua.
Presión de Succión: Esta es la presión de extracción o succión para el proceso de
compresión del gas.
Programa de simulación: Técnica en la cual introduciendo datos a un ordenador, con un
software especializado, se representa las condiciones actuales de un proceso en el
punto de consideración.
Red: Es el elemento básico de la instalación. La red de tuberías conduce el gas y
permite la conexión de los equipos y accesorios a la red.
Separación: Proceso en el que se divide un fluido en dos fases, liquida y gaseosa.
Sistema de recolección: Es aquel que se encarga de unir a través de tuberías el gas
depurado en las Estaciones de Flujo, para enviarlos a las Plantas o Miniplantas. Se
compone de todas las tuberías de baja presión, y Estaciones de Flujo.
Temperatura: Es un parámetro termodinámico del estado de un sistema que caracteriza
el calor, o transferencia de energía térmica, entre ese sistema y otro.
Viscosidad: Es una propiedad que depende de la temperatura y presión. Es una medida
de resistencia del fluido a derramarse o fluir por el interior de un conducto.
Yacimiento: Acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que se origina
cuando las rocas en el subsuelo presentan condiciones adecuadas de forma y
compactación para que estos compuestos químicos queden atrapados.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
La investigación es un proceso que está compuesto por una serie de etapas, las
cuales se derivan una de otra. Por ello, al llevar a cabo un estudio o investigación, el
investigador debe conocer y definir las distintas maneras de realizarlo, tanto en
contenido como en su estructura. Para que de esta forma la investigación resultante
sea valida y confiable. (Bavaresco de Prieto, 1997)
Tipo de Investigación
El tipo de investigación se determina por el tipo de problema que se desea
solucionar, con los objetivos que se pretenden alcanzar en el estudio y la disponibilidad
de recursos. (Chávez, 2001)
Este estudio esta basado en las siguientes investigaciones:
Según el nivel de Conocimiento:
Descriptiva.
Tamayo y Tamayo (1997) establece: “La investigación descriptiva, trabaja sobre
realidades de hechos y sus características fundamentales es la de presentarnos una
interpretación correcta. Esta comprende la descripción, análisis e interpretación de la
naturaleza actual y la composición o procesos de fenómenos estudiados.
Esta investigación se define como descriptiva por describir la situación actual
que presentan tanto la red de gas como las instalaciones y el comportamiento de las
mismas que le darán sentido a la problemática que se planteo.
49
Según el Propósito.
Aplicada.
“Es del tipo de investigación verdadera porque profundiza el conocimiento
racional de la realidad, él porque de las cosas, y es por lo tanto más complejo y
delicado, pues el riesgo de cometer errores aumenta considerablemente (aunque)
puede decidirse… construye el edificio de la ciencia (Sabino, Carlos A).
Para enfrentar esta situación se requiere presentar propuesta para la
actualización y la elaboración con toda la información operacionales relacionadas con la
Red de Gas Tierra que darán soluciones al problema una vez culminado el estudio que
servirá de guía a las tomas de decisiones para lograr alcanzar así la optimización de la
Red de Gas del Sistema Occidente.
Según la Estrategia.
Según Chávez (1994) define la investigación como documental de Campo; porque
orienta a recolectar informaciones relacionadas con el estudio real de las personas,
objetos, situaciones o fenómenos tal cual se presentaron en el momento de recolección
Documental.
Se define como: “El estudio analítico de la documentación bibliográfica,
cartográfica, hemerográfica y arqueológica, referida al planteamiento del problema
(Chamorro y Fernández, 1996).
Este estudio esta basado en el soporte de documentos impresos, ilustraciones,
planos, vademécum, ya que se requieren para la revisión y actualización en la
elaboración de los esquemas con los parámetros operacionales y de diseño de la red.
De Campo.
“Consiste en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren
los hechos, sin manipular y controlar variable alguna” ( Fifias, Arias 1999)
50
El levantamiento de la Información de la Red de Gas Tierra del Sistema de
Occidente es de campo ya que los datos recolectados tanto de la red como de las
instalaciones se tomaron directo en el lugar donde se buscan alternativas para la
elaboración de los Esquemas y así obtener un panorama completo de la red.
Diseño de la Investigación
El diseño de la investigación se refiere al plan o estrategia concebida para
responder a las preguntas formuladas en la investigación. Chistensen (1980).
Este trabajo se adapta a la Investigación de Campo, ya que es una investigación a
través de la cual se estudiaran las variables in situ.
La investigación es concebida como modalidad de proyecto factible, ya que propone
una simulación viable del comportamiento de la red de gas.
Población y Muestra de Estudio
La definición expuesta por Chávez (1994), es: “La población de un estudio es el
universo de la investigación sobre el cual se pretende generalizar los resultados. Esta
constituida por características o estratos que le permiten distinguir los sujetos, unos de
otros”.
Partiendo de esta definición, la población de esta investigación está conformada por
todas las líneas e instalaciones (plantas de compresión, múltiples de gas y estaciones
de flujo, plantas de vapor) que presenta la Red de Gas – Tierra. La población es finita,
además de acuerdo a su función se considera como objetiva debido a que se tiene
acceso a cada una de las instalaciones que conforman la población de estudio.
Según Bavaresco (1997), la muestra se refiere a una parte representativa de la
población, sin embargo en esta investigación la muestra serán todas las instalaciones,
al igual que la población, ya que se desea tener la estructura general y organizada de la
Red de Gas – Tierra en el simulador, proporcionando resultados completos en la
investigación.
51
Instrumentos de Recolección de Datos
Los instrumentos de investigación son los medios que utiliza el investigador para
medir el comportamiento o atributos de las variables. Chávez (1994). Según Méndez (1995), toda investigación implica acudir a las fuentes secundarias,
que suministran información básica. Se encuentra en las bibliotecas y esta contenida en
libros, periódicos y otros materiales documentales, como trabajos de grado, revistas
especializadas, enciclopedias, diccionarios, anuarios, etc.
Es posible que el desarrollo de la investigación propuesta dependa de la información
que el investigador debe recoger en forma directa. Cuando esto sucede, se habla de la
fuente primaria e implica utilizar técnicas y procedimientos que suministren la
información adecuada, tales como la observación, entrevistas, encuestas,
cuestionarios, sondeos, u alguna otra que facilite el análisis de esta.
En esta investigación se utilizaron las fuentes secundarias tales como: libros,
trabajos de grado, diccionarios, manuales, páginas Web, Vademécum, plan de
integridad de las líneas, planos de los múltiples de tierra, planos de los diferentes
distritos de la red de gas, programas de computación: Excel, Word, Power point.
Y como fuentes primarias se utilizó la Observación de las instalaciones existentes
en la actualidad y medición directa de las variables, para ello se diseñaron formatos
para registrar los datos de operación actuales al igual que el total de las instalaciones y
sus características, al final del capítulo se reflejan los formatos de trabajo.
Asimismo se utilizó la Entrevista en esta investigación, se realizó de una manera no
estructurada, ya que no tuvo un formato formal, es decir, que no hubo un margen
apreciable para formular pregunta. Su información se refleja en la realización de
preguntas a Superintendentes, supervisores, obreros, operadores e instrumentistas del
Departamento de Operaciones Tierra ya que los mismos están en contacto diario con
las instalaciones y llevan su control y protección. También es focalizada porque solo se
estudio el sistema de gas de la red tierra.
52
Procedimiento
Objetivo 1: Elaborar el esquema de la Red de Gas – Tierra, desde Barúa – Motatán
hasta El Tablazo.
FASES METODOLOGÍA
1. Recopilación de la
información teórica.
- Revisión de información de esquemas de la Red de
Gas – Tierra.
- Revisión de trabajos de investigación similares,
elaborados en la empresa o cualquier otra institución.
2. Revisión de la información
práctica.
- Diseño de formatos de recolección de información.
- Reconocimiento de las instalaciones de la Red de
Gas – Tierra en la actualidad utilizando los formatos
de trabajo.
Objetivo 2: Simular la red de gas bajo las condiciones de operación actuales.
FASES METODOLOGÍA
3. Registro de datos.
- Diseño de formatos de recolección de información.
- Recopilación de la información requerida mediante
el uso de los formatos de trabajo.
4. Simulación
- Aplicación del simulador PIPEPHASE.
- Simulación la red de gas bajo las condiciones
operacionales actuales.
53
Objetivo 3: Comparar resultados de la simulación de la Red de Gas – Tierra con las
condiciones de operación actuales y determinar desviaciones.
Objetivo 4: Simular las alternativas de optimización de la Red de Gas para diferentes
escenarios de operación de la red.
FASES METODOLOGÍA
6. Simulación de alternativas de
optimización de la Red de Gas – Tierra.
- Aplicación del simulador PIPEPHASE.
- Creación de escenarios críticos
escogidos en base a lo observado en la
fase 5.
7. Alternativas de optimización de la Red
de Gas – Tierra.
- Evaluación de los escenarios propuestos,
emitiendo recomendaciones inmediatas
para su aplicación.
Análisis de los Datos
Para el análisis de los datos es necesario seguir una serie de pasos entre los cuales
se encuentran la adquisición de los datos, la evaluación y simulación, para luego
optimizar la Red de Gas – Tierra.
La recolección de los datos en forma directa se realizó registrando las condiciones
de presión y flujo en cada instalación. Posteriormente se valida la data en el simulador
PIPEPHASE, es revisada y evaluada con respecto a la respuesta del simulador.
FASES METODOLOGÍA
4. Simulación del proceso.
- Aplicación del simulador PIPEPHASE.
- Elección de la simulación más adecuada, tomando
en consideración aquel que simule el mejor proceso,
que satisfaga la entrega de flujo a los clientes.
5. Validación de los
resultados.
- Comparación de los resultados obtenidos de la
simulación con los datos obtenidos en el registro de
los datos.
54
Luego esta respuesta arrojará sectores críticos dentro de la red, se realizaran las
simulaciones necesarias para determinar cual es la alternativa más eficiente para su
optimización.
Cronograma de Actividades
MES FASE
Dic Ene Feb Mar Abr May
1. Revisión de la información teórica. X X 2. Recopilación de la información práctica. X 3. Registro de datos. X X 4. Simulación del proceso. X X 5. Validación de los resultados. X X X 6. Simulación de alternativas de optimización. X X 7. Alternativas de optimización. X X
Formatos de trabajo
Objetivo 1: Elaborar el esquema de la Red de Gas – Tierra, desde Barúa – Motatán
hasta El Tablazo.
Tabla 1. Formato de Recolección de Datos de las Estaciones de Flujo
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº Calentadores
Tabla 2. Formato de Recolección de Datos de las Plantas de Vapor
Dtto. Campo PV Servicio
55
Tabla 3. Formato de Recolección de Datos de los Múltiples,
Interconexiones, Estaciones de Gas
Dtto. Campo MG / EG / Interc. Servicio
Tabla 4. Formato de Recolección de Datos de los Principales Gasoductos Dtto. Campo Gasoducto φ Sch e Servicio L Limpieza Trayectoria Puesta en servicio Objetivo 2: Simular la red de gas bajo las condiciones de operación actuales.
Tabla 5. Formato de Condiciones Operacionales de las Estaciones de Flujo
Dtto. Campo EFcons. EFaport. Poper. Preq. Qcons. Qaport. Qreq. Cap. Calent.
Tabla 6. Formato de Condiciones Operacionales de las Plantas de Vapor
Dtto. Campo PV Qcons. Qreq. Poper
Tabla 7. Formato de Condiciones Operacionales de los Múltiples,
Interconexiones, Estaciones de Gas
Dtto. Campo MG / EG / Interc. Poper. Cap.
56
Tabla 8. Formato de Condiciones Operacionales de los Principales Gasoductos
Dtto. Campo Gasoducto Pdiseño Poper. Cap.
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS
Objetivo 1: Elaborar el esquema de la Red de Gas – Tierra, desde Barúa – Motatán hasta El Tablazo.
Esta fase corresponde a la recopilación de la información teórica y de campo,
concerniente a las instalaciones y líneas existentes involucradas en el proceso de la
Red de Gas - Tierra.
La Red de Gas Tierra comprende los Distritos Tía Juana Tierra y Tomoporo Tierra,
el Dtto. TJ se divide en 3 campos Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero, pertenecientes a
la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado; El Dtto. Tomoporo contiene los campos
Barúa y Motatán, pertenecientes a la Unidad de Explotación Tierra Este Liviano. Este
capítulo presenta la información del Campo TJ, en el Anexo I se exhibe la información
referente a los campos restantes.
Tabla 1. Formato de Recolección de Datos de las Estaciones de Flujo
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº Calentadores EF A-3 1 Consumidora 36 1 EF A-4 1 Consumidora 72 2 EF B-4 * Consumidora 47 2 EF B-6 1 Consumidora 73 2 EF C-2 * Consumidora 50 2 EF C-3 * Consumidora 56 2
EF C-3/4 * Consumidora 18 1 EF C-4 1 Consumidora 59 1 EF C-5 * Consumidora 42 1 EF C-6 * Consumidora 58 2 EF C-7 1 Consumidora 99 3 EF D-1 1 Consumidora 42 * EF D-2 * Consumidora 50 * EF D-3 1 Consumidora 48 1 EF D-4 1 Consumidora 50 1 EF D-5 * Consumidora 40 2 EF D-6 * Consumidora 37 2 EF D-7 1 Consumidora 127 3 EF E-1 1 Consumidora 27 * EF E-2 * Consumidora 44 * EF E-3 * Consumidora 39 1 EF E-4 1 Consumidora 106 2
TJ TJ
EF E-5 * Consumidora 39 2
58
Tabla 2. Resumen de las Estaciones de Flujo
Dtto. Tía Juana Tierra Dtto. Tomoporo Tierra Totales TIA JUANA LAGUNILLAS BACHAQUERO BARUA MOTATAN
Total EF 74 43 61 1 3 Total EF Cons. 74 43 61 0 0 Total EF Aport . 0 0 4 1 3 Total Dep. 38 49 45 4 8 Total Calent. 87 32 60 0 0 Total de Pozos 3112 3108 3108 30 44
Tabla 3. Formato de Recolección de Datos de las Plantas de Vapor
Dtto. Campo PV Nº Calderas PV A-4 2 PV C-7 3 PV D-7 6 PV E-4 6 PV H-7 4
TJ TJ
PV L-84 2
Tabla 4. Resumen de las Plantas de Vapor
Dtto. Tía Juana Tierra Dtto. Tomoporo Tierra Totales TIA JUANA LAGUNILLAS BACHAQUERO BARUA MOTATAN
Total PV 6 2 3 0 0 Total Calderas 23 22 21 0 0
Tabla 5. Formato de Recolección de Datos de los Múltiples, Interconexiones,
Estaciones de Gas
Dtto. Campo MG / EG / Interc. Servicio Múltiple De Gas A-44 Producción, Vapor Múltiple De Gas B-44 Producción Múltiple De Gas C-44 Producción Múltiple De Gas D-44 Producción y Vapor Múltiple De Gas E-44 Producción, Vapor Múltiple De Gas F-6 Producción
Múltiple De Gas F-44 Domestico y Producción, Bombeo Múltiple De Gas J-44 Vapor, Producción Múltiple De Gas L-6 Producción, Vapor
Múltiple De Gas La Pica Producción, Vapor, Bombeo, Domestico, Combustible Interconexión Gasoducto De 16" Viejo /A-44 V-24 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/ B-44 V-24 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo /C-44 V-24 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/D-44 V-24 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/ F-44 V-24 Interconexión Gasoducto De 16"Viejo/ J-44 V-24
TJ TJ
Interconexión Gasoductos H-7 Cabimas GLP
59
La Pica.
El múltiple de mayor relevancia es el de La Pica, por tener un sitio estratégico asocia
numerosas líneas tanto de entradas como de salidas.
El gas natural proveniente de varias plantas compresoras de gas del Lago se une en
una estación distribuidora llamada La Pica. De allí se transporta hacia el Complejo
Petroquímico El Tablazo.
De La Pica hacia el Tablazo hay dos gasoductos que se utilizan para transportar el
gas, uno de 20” y otro de 16”. Hay otro gasoducto de 16” que se utiliza actualmente
para retornar a La Pica parte del gas residual.
El gas llega al Tablazo a través de un múltiple de entrada llamado V-24 que se
encarga de separar el agua y los hidrocarburos líquidos que se originan por efecto del
transporte del gas por las tuberías.
El gas debe llegar según diseño a 850 lpcm de presión y 100 ºF en cantidades de
165 MMPCED para LGN I y 180 MMPCED para LGN II.
La red de gas que conforma este sistema es un complejo entramado de gasoductos
dividido en líneas principales y ramales secundarios, en muchos casos, sólo se reflejan
los datos de los gasoductos principales que distribuyen el gas hacia las Facilidades de
Producción de la Unidad de Explotación.
El plano esquemático de cada Campo se muestra en el Anexo II, así como el
esquema de los Distritos Tierra.
Las instalaciones que ya no se utilizan por su obsolescencia, no se tomaron en
cuenta ya que los pozos se reubicaron a una instalación cercana. Asimismo existen
cambios en los esquemas operacionales, requerido por los compromisos con los
clientes, estos se describen en el siguiente objetivo.
Tabla 6. Formato de Recolección de Datos de los Principales Gasoductos
Dtto. Campo Gasoducto φ (plg) Sch e (plg) Servicio L (km)
PCTJ-2 / PELM 10" * 0,5" Gas de Alta 18,75PELM / La Pica (1) 10" 40" * Gas de Baja 4,5 PELM / La Pica (2) 10" 40" * Gas de Baja 4,5
PELM / La Pica 12" 80" 9,5 mm Standard Gas de Alta 4,5 PELM / La Pica 16" 80" Standard Gas de Alta 4,5 PELM / W-61 10" 40" 0,365" / 0,438" Gas de Alta 20
TJ TJ
La Pica / El Tablazo (1) 16" * 0,375" / 0,656" Gas de Alta 66
60
QQ-DOMESTICO
BACHAQUERO
NN-
E.F. KK-
E.F. LL-E.F. LL-
E.F.
E.F’S HH-JJ E.F’S LL, MM, NN OO, PP, QQ
E.F. HH-7 E.F. KK-7
E.F. GG-*7 P.V
HH-8
E.F. GG-8 HH-8
E.F. JJ-8, KK-8
E.F. GG-
E.F. HH-
E.F’S DD-9 / EE-
E.F’S CC-9, / CC-P.V . CC-10,
E.F’S E.F’S PP
TT-
8
8
4
4
6
E.F. KK-
E.F. KK-
16
12
12
8 4
36
MOD PROD
6LAS MALVINAS
W-61
E.F’S S, W, V
U-44 T-44
E.F
TASAJERA
T-3-
E.F T-
E.F T-
E.F’S S, Q, R
E.F’S
E.F. S-
R-44 S-44 (1)
E.F. R-
OO-52
TDN BACHAQUE
P.E.P.V
P.E.P.V
P.C LAGO I
S-44 (2)
E.F’S E.F O-
E.F O-
E.F’S
N-51
ZONA INDUSTRIAL
1614
14
1414
16
1616
MULTIPLE DE GAS LA PICA (L-44)
P.C LAGOGAS V
P.C LAMAPROCESO
P.C TJ P.E.L.M
1010
16
10
1016
12
10
10 10
10
6
6
P.C BACHAQUERO I
6L-6
MOD PROD L-
E.F’ E-4, P.V E-
E.F’S K, L
E.F’S L
8
1212
2E.F. H-3 y J-
MOD PROD F-54, TtDN F-6, DOMEST TJ, PTA PPAL E-1,
E.F’S D., F, G, H
E.F’S M, N,
P.V L-
DOMEST LG’S
TDN LG’S
NORT
P.V T-
P.V W-
TDN LG’S SUR
DOMEST
LG’S
8 6
86
P.V C-7, P.V D-7, MOD PROD D-83, E.F’S
J-44
F-44 6
E-44 2
D-44
C-44
A-44
B-44 MOD PROD C-71 / C-73 / C-83,
E.F’S
P.V A-4, E.F A-
4
2
3
3
10
6
10 C-42
H-7CABIMAS
INTERCONEXIONH-7 CABIMAS
INTERCONEXION VCURVA DEL
V-24 EL TABLAZO
1616
2016
20
16
16 20 16
1620 16
4
4
4
4
4
3
2
6
6
L A G O
M A R A C A I B O
CABIMA
TIA JUANA
LAGUNILLA
BACHAQUER
La Red de Gas Tierra presenta la siguiente estructura:
61
Objetivo 2: Simular la red de gas bajo las condiciones de operación actuales.
En este objetivo solo se refleja el Campo TJ, los campos restantes se pueden
observar en el Anexo III. Es destacable que los valores de presión de operación y flujo
que consumen o aportan las Estaciones de Flujo fueron tomados en campo los días 17,
18 y 19/01/07. La primera visita contempló el recorrido a las Estaciones de Flujo y
Plantas de Vapor y la segunda a los Múltiples, Interconexiones y Estaciones de Gas del
Dtto. TJ. La última visita se realizó al Dtto. Tomoporo.
Tabla 7. Formato de Condiciones Operacionales de las Estaciones de Flujo
Tabla 8. Resumen de Condiciones Operacionales de las Estaciones de Flujo
Dtto. Tía Juana Tierra Dtto. Tomoporo Tierra Totales TIA JUANA LAGUNILLAS BACHAQUERO BARUA MOTATAN
Total EF 74 43 61 1 3 Total Cons. 1,996 2,05 1,744 0 0 Total Aport. 0 0 4,16 36 32,5 Total Cons. Req. 7,832 5,126 3,698 0 0
Nota: La información de las Estaciones de Flujo de las otras áreas se observan en
el Anexo III.
Dtto. Campo EFcons. EFaport. Poper. (psi) Preq. (psi) Qcons. (MMPCND) Qreq. (MMPCND) EF A-3 * 40 40-60 0,08 0,11 EF A-4 * 40 40-60 0,02 0,22 EF B-4 * 40 40-60 0,04 0,14 EF B-6 * 40 40-60 0,05 0,24 EF C-2 * 40 40-60 0,02 0,14 EF C-3 * 40 40-60 0,01 0,1
EF C-3/4 * 40 40-60 0,03 0,42 EF C-4 * 40 40-60 0,02 0,07 EF C-5 * 40 40-60 0,02 0,11 EF C-6 * 40 40-60 0,02 0,23 EF C-7 * 40 40-60 0,01 0,43 EF D-1 * 40 40-60 * * EF D-2 * 40 40-60 * * EF D-3 * 40 40-60 0,007 0,05 EF D-4 * 40 40-60 0,05 0,13 EF D-5 * 40 40-60 0,02 0,14 EF D-6 * 40 40-60 0,06 0,18 EF D-7 * 40 40-60 0,13 0,32 EF E-1 * 40 40-60 * * EF E-2 * 40 40-60 * * EF E-3 * 40 40-60 0,001 0,05 EF E-4 * 40 40-60 0,03 0,25 E.F E-5 * 40 40-60 0,04 0,14 EF E-6 * 40 40-60 0,02 0,13 EF E-7 * 40 40-60 0,02 0,12
TJ TJ
EF E-8 * 40 40-60 0,01 0,22
62
El requerimiento de gas combustible de la UETEP, para sus operaciones de
producción, está en el orden de 75 a 80 MMPCND, para los calentadores en las
Estaciones de Flujo y las calderas en las Plantas de Vapor.
En el presente, la infraestructura existente de Manejo y Recolección de crudo carece
de facilidades independientes para el Manejo y Recolección del Gas, ya que su diseño
original fue concebido para yacimientos subsaturados, condición original de los
yacimientos del Distrito Tía Juana. En consecuencia, hoy día existen serias limitaciones
para la recolección del volumen de gas que fluye por el anular de los pozos, puesto que
actualmente los yacimientos de la Unidad de Explotación son saturados (Presión del
yacimiento es menor a la presión de burbuja).
Debido a esto sólo se recolecta el 54% (75 MMPCND) aproximadamente del gas
asociado, a través de las Estaciones de Flujo que aportan gas a la red, como es el caso
de la UETEL y parte del Campo Bachaquero, siendo el resto venteado hacia la
atmósfera. Ante problemas operacionales en la UETEL, se requiere gas externo para
satisfacer las plantas compresoras del área que surten gas lift y gas doméstico.
En cualquier caso, el gas asociado de la red, no es suficiente para cubrir su
requerimiento de consumo, lo que se traduce en la necesidad de cubrir el déficit,
alrededor de 70 MMPCND para Dtto. TJ y lo que requiera el Dtto. Tomoporo por
problemas operacionales (se han tenidos casos de 13 MMPCND), exportando gas de
los Distritos Lago.
Tabla 9. Formato de Condiciones Operacionales de las Plantas de Vapor
Dtto. Campo PV Qcons. (MMPCND) Qreq. (MMPCND) Poper (psi) PV A-4 0,86 1,6 80 PV C-7 1,76 5,76 200 PV D-7 1,83 6,3 200 PV E-4 7,5 11,52 230 PV H-7 0,83 3,6 200
TJ TJ
PV L-84 0,9 1,8 90
Tabla 10. Resumen de Condiciones Operacionales de las Plantas de Vapor
Dtto. Tía Juana Tierra Dtto. Tomoporo Tierra Totales TIA JUANA LAGUNILLAS BACHAQUERO BARUA MOTATAN
Total PV 6 2 3 0 0 Total Cons. 30,58 15,05 12,09 0 0 Total Cons. Req. 13,69 35,74 32,4 0 0
63
La Tabla 11 y 12 reflejan el gas combustible requerido por las Estaciones de Flujo y
las Plantas de Vapor. Se indica además la no existencia de PV en el Dtto. Tomoporo.
El gas requerido por las calderas se obtiene de acuerdo a los requerimientos de
número de pozos, distancia a los mismos, inyectividad, presión de yacimiento, etc., las
plantas se diseñan para producir vapor saturado a una presión que oscila entre 1000 y
1450 psig.
Tabla 11. Formato de Condiciones Operacionales de los Múltiples,
Interconexiones, Estaciones de Gas
Dtto. Campo MG / EG / Interc. Poper. (psi) Cap. (MMPCND) Múltiple De Gas A-44 250 22 Múltiple De Gas B-44 80 8 Múltiple De Gas C-44 80 8 Múltiple De Gas D-44 80 8 Múltiple De Gas E-44 20 0,5 Múltiple De Gas F-6 200 19
Múltiple De Gas F-44 60 2 Múltiple De Gas J-44 60 12 Múltiple De Gas L-6 60 17
Múltiple De Gas La Pica 50 7 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo /A-44 30 0,7 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/ B-44 45 0,5 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo /C-44 50 7 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/D-44 250 22 Interconexión Gasoducto De 16" Viejo/ F-44 80 8 Interconexión Gasoducto De 16"Viejo/ J-44 80 8
Interconexión Gasoductos H-7 Cabimas 80 8 Interconexión Gasoductos La Curva Del Primo 20 0,5
Estación De Gas V-24 (El Tablazo) 200 19 Estación De Gas Patio De Tanque H-7 60 2 Estación De Gas Planta De Vapor H-7 60 12 Estación De Gas Planta De Vapor C-7 60 17 Estación De Gas Planta De Vapor D-7 50 7 Estación De Gas Planta De Vapor A-4 30 0,7 Estación De Gas Planta De Vapor L-84 45 0,5
Estación De Gas E-1 50 7 Estación De Gas Planta De Vapor E-4 250 22
Estación De Gas Planta Eléctrica Las Morochas 80 8
TJ TJ
Estación De Gas Doméstico Tía Juana D-1 80 8
Tabla 12. Formato de Condiciones Operacionales de los Principales Gasoductos
Dtto. Campo Gasoducto Pdiseño (psi) Poper. (psi) Cap. (MMPCND) PCTJ-2 / PELM 2000 1300 120
PELM / C-42 700 450 60 PELM / La Pica (1) 80 50 3 a 5 PELM / La Pica (2) 80 50 3 a 5
PELM / La Pica 1650 1300 120 PELM / La Pica 1450 1350 180 PELM / W-61 1100 450 55
C-44 / H-7 Cabimas 700 180 7 La Pica / El Tablazo (1) 2200 1350 180 La Pica / El Tablazo (2) 2000 1350 180
La Pica / El Tablazo 2000 1300 200
TJ TJ
La Pica / L-6 700 150 - 180 19
64
Para completar la información que requiere la simulación es necesario los datos
operacionales de las Plantas Compresoras del Distrito Tierra, a continuación se
presenta.
Barúa V.
La planta de compresión de gas Barúa 5 está situada en el área Sur del Campo
Barúa, la misma consta de tres motocompresores reciprocantes. Cada compresor
maneja 10 MMPCED de gas en las primeras dos etapas desde 50 lpcm de presión
hasta 770 lpcm, de los cuales 0,5 MMPCED se utilizan como combustible en el sitio y 2
MMPCED se envían a San Lorenzo. Los 7,5 MMPCED restantes se comprimen en la
tercera etapa hasta 2500 lpcm de presión para ser distribuidos a los pozos de
levantamiento artificial, hasta un máximo total de la planta de 22,5 MMPCED.
Adicionalmente existen tres unidades Dresser Rand de capacidad 10 MMPCED cada
una para cumplir con los requerimientos de gas lift del campo.
Motatán I.
La planta compresora de gas Motatán I, está situada en la parte Norte del Campo
Motatán. Está compuesta de cuatro motocompresores reciprocantes. Cada compresor
maneja 5 MMPCED de gas desde 30 lpcm de presión de succión hasta 1200 lpcm de
presión de descarga, para un total máximo de 15 MMPCED distribuidos a los pozos de
levantamiento artificial, y 5 MMPCED que se envían por una línea de 6/8 de pulgadas
de diámetro hasta San Lorenzo.
Lago I.
Esta ubicada en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo en Pueblo Viejo, Distrito
Baralt.
La capacidad de compresión de esta planta es de 150 MMPCED y su sistema de
compresión la forman dos unidades idénticas que operan en paralelo. El gas de succión
es recolectado por dos líneas de 24 y 30 pulgadas de diámetro y comprimido desde una
65
presión regulada de 80 lpcm hasta una presión de 1600 lpcm aproximadamente, para
luego ser enviado como gas de alimentación a la Planta de LGN de El Tablazo.
Los clientes: Consumidores de Gas.
Los consumidores de gas a lo largo del recorrido de toda la red de gas de Occidente
están distribuidos de la siguiente manera en la Costa Oriental del Lago:
Tabla 13. Flujos de entrega a los clientes
Área Clientes
Tierra Consumo promedio
(MMPCED) Consumo requerido
(MMPCED) EF 2,8 7,1 PV 13,2 28,3
DOM 1 1 TDN 2,4 3,1
EL TABLAZO 140 350
TJ
PE 18 21 EF 2,1 4,8 PV 15,1 31,9
DOM 2,6 2,6 LL
TDN 3,9 5,2 EF 2,6 3,1 PV 12,1 15,5
DOM 3 3 TDN 0,6 0,8
BA
PE 18 21 TOTAL 237,4 498,4
Facilidades de Producción es referido al combustible de las Estaciones de Flujo y
Patio de Tanques.
El consumo requerido de los clientes es establecido en el Acuerdo de Nivel de
Servicios entre las Gerencias/Empresas.
Toda la información recopilada en el Objetivo 1 y parte del Objetivo 2 permite
realizar la simulación de la Red de Gas Tierra, utilizando el simulador de gasoductos
PIPEPHASE.
66
Este simulador servirá para validar si el nivel de presión actual en las instalaciones
es el óptimo para satisfacer el compromiso con los clientes. Es decir las premisas para
este estudio son los valores de presión y flujo de cada punto de entrega.
Premisas.
- Flujo compromiso con clientes (Doméstico, Eléctrico, Producción, Industrial,
Interno. Ver Tabla 13).
- Presión de descarga de las plantas, y/o entrega de gas a la red, necesarias para
su óptimo funcionamiento.
- El conjunto de Estaciones de Flujo que no poseen medición de flujo, se
agruparon en un solo sumidero con el flujo total promedio de operación. En el
Anexo IV se describen los grupos.
En las siguientes figuras se presenta la Red de Gas Tierra en el simulador
PIPEPHASE, desde el Tablazo hasta el área de Bachaquero, es decir, Dtto. Tía Juana,
y el área de Barúa Motatán, Dtto. Tomoporo, ya que no está conectada a la red de Tía
Juana.
Figura 17. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE Dtto. Tomoporo
67
Figura 18. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE Dtto. Tía Juana
Para simular la red de gas tierra, se necesito de gran disciplina y análisis, ya que
ésta es engorrosa por presentar diversas válvulas de control a lo largo de su recorrido,
Tía Juana
Lagunillas
Bachaquero
68
que se descartaron en un 90% para observar el mapa de presiones que arroja el área.
Es por ello que se dividió la red en tantas partes como fue necesaria para su estudio.
Ejemplo de ello fue el múltiple La Pica, debido a la complejidad en su interior de la
distribución del gas fue necesario simular el comportamiento de este desde las fuentes
(Lago) pasando por la PELM, hasta la entrega a sus clientes directos.
De igual forma se simularon los campos por separados, teniendo como ganancia el
control satisfactorio de la misma. Primeramente se evaluó el área de Tía Juana, (Ver
Figura 19) luego se tomó solo la línea de 10 plg desde La Pica hacia los múltiples de
entrega a las facilidades de producción, y demás clientes de Tía Juana (Ver Figura 20),
obteniendo resultados del proceso coincidentes con lo actual, en cuanto al sentido del
flujo y empaque de la línea de transmisión y distribución. Así mismo se simuló la red
desde La Pica hasta el V-24 (Ver Figura 21).
Para evaluar la red, puede hacerse sencilla, agrupando las entregas y/o clientes, o
hacerse de manera compleja colocando las entregas por separado, con el arreglo de
tuberías real, eso va a depender de lo que quiera evaluarse. El caso base de este
trabajo es evaluar el mapa de presiones, por lo que ambas vistas (sencilla o compleja)
son validas.
Para este trabajo, se dificultó la búsqueda de información, por lo que no se
consideraron las distancias desde los múltiples hacia el cliente, se promediaron las
presiones y el flujo es el acumulado del grupo de estaciones que se satisfacen del punto
de entrega señalado.
69
Figura 19. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE La Pica-MG.
70
Figura 20. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE La Pica –Clientes TJ.
71
Figura 21. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE La Pica –V-24.
En el área de Lagunillas (Figura 22), se estudió la entrega desde la PC Lago 1 hasta
La Pica (Figura 23) que posteriormente entrega al V-24, así mismo se estudió la red de
entrega desde La Pica hasta facilidades de producción del área de Lagunillas (Figura
24).
72
Figura 22. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE área Lagunillas.
Figura 23. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE PC Lago1-La Pica.
73
Figura 24. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE La Pica- Clientes LL.
El área de Bachaquero, también compleja por recoger la entrega del Dtto. Lagunillas
y Dtto. Tomoporo Lago, para entregar a los 3 clientes importantes del área como lo son:
facilidades de producción, PEPV y La Pica, que posteriormente entregará al Tablazo
(Ver figura 25). Esta red se dividió en la red que entrega a PEPV (Figura 26), y la red
que entrega a facilidades de producción (Figura 27), ya que la que entrega a La Pica, se
estudió en el área de Lagunillas (Figura 23).
74
Figura 25. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE área Bachaquero.
Figura 26. Red de Gas Tierra en PIPEPHASE entrega PEPV.
75
El área de Barúa Motatán es la que refleja la figura 17, por ser tan pequeña, no fue
necesaria dividirla, a pesar de que comprende dos red, la que entrega desde las EF a la
PC Barúa y Motatán, y la que entrega desde Ceuta al Domestico/Industrial.
Cabe destacar que el simulador indica la presión aguas arriba del cliente, es decir la
presión de llegada a la instalación. Está es regulada a la presión de operación requerida
con una válvula de control, en buen funcionamiento, validada en las visitas a campo.
Esta presión se indica en las tablas 7, 9 y 11. Las válvulas en los múltiples de gas
están 100% abiertas, por lo que la presión de operación es la presión resultante de la
caída de presión natural en el recorrido del gas por la tubería.
Objetivo 3: Comparar resultados de la simulación de la Red de Gas – Tierra con las condiciones de operación actuales y determinar desviaciones.
Para las simulaciones se fijaron los flujos en los clientes y las presiones en las
fuentes, para así comparar el mapa de presiones arrojado por el simulador con el de
campo.
En la mayoría de los MG, existe carrera de medición, más no registrador debido a
hurtos presentados, además en las EF no existe medición.
En el MG La Pica se tiene medición de todo lo que llega y sale, los TDN y PV
cuentan con medición, el caudal para las EF es obtenido por diferencia, claro esta que
este valor debe estar en el rango del consumo promedio (Ver Tabla 7 de este capítulo
o Anexo l). Se debe considerar que este consumo promedio es menor a lo observado
en campo, se asume que es debido a las diversas tomas clandestinas observadas en
las visitas.
Se evaluó primeramente la entrega al MG V-24 desde MG La Pica, alimentándose
por las 3 líneas (16(V), 20 y 16(N) plg). Se asume que la línea de 16(N) está cerrada en
todas las interconexiones hacia la línea de 10 plg que alimenta a los MG (Fig. 27)
Se determinó que las líneas desde La Pica hacia el V-24 presentaron baja eficiencia,
esto debido a la condensación de los líquidos del gas natural, ya que son líneas de gran
longitud, y el gas es muy rico (Fig. 28).
La línea de 16 plg presentó 30% de eficiencia y la línea de 20 plg 20%. Dentro del
tiempo de realización de este trabajo de grado se ejecutó la corrida de la herramienta
76
de limpieza de la línea de 16 plg y de 20 plg. Actualmente la simulación arroja que las
líneas están en 85% (Fig. 29).
Luego se estudió la línea de 10 plg alimentada desde La Pica, observando el mapa
de presiones que coincide en un 70% con el campo, hacia los múltiples de gas, que son
el punto de entrega a los clientes. El flujo colocado, fue la sumatoria de los clientes que
satisface cada múltiple de gas, como se observa en la Fig. 30.
Existe una intersección entre La Pica y el MG J-44 que comunica con el MG L-6,
esta línea no se consideró, ya que en campo está cerrada.
Figura 27. Simulación desde La Pica al V-24 (95% eficiencia)
77
Figura 28. Simulación desde La Pica al V-24 (baja eficiencia)
78
Figura 29. Simulación desde La Pica al V-24 (85% eficiencia)
79
Figura 30. Simulación desde La Pica a MG TJ.
Durante la visita se observaron tomas clandestinas de la población que actualmente
reside cerca de las instalaciones. Se asume que estas tomas son la causa de la
despresurización de hasta 30 psi que se observa en el gasoducto. Aunque esta baja
presión no es representativa para el proceso, ya que a la entrada de cada instalación
existe una válvula de control que regula el gas al proceso inherente, en varios casos
esta caída de presión es de 100 psi aproximadamente. Más sin embargo, por razones
de seguridad, esto debe atacarse.
80
Posteriormente a la simulación de La Pica – V-24 de baja eficiencia (ya que fue el
escenario de campo que se tomó para la evaluación del sistema), se le añadió la línea
de 10 plg. En la cual no se observó variación significativa con respecto a las
simulaciones por separado (Fig. 31). Observándose que desde La Pica existe un
arreglo de tuberías para entregar a los niveles de presión que exige la red, es por ello
que se simula La Pica con dos nodos.
Figura 31. Simulación área Tía Juana.
En el área de Lagunillas, resaltó la presurización de 20 psi aproximadamente entre
la PC Lago 1 y La Pica (Fig. 33), debido a la acumulación de líquidos en las dos líneas
(16 y 14 plg). Dentro del tiempo de realización de este trabajo de grado se realizó la
corrida de la herramienta de limpieza de ambas líneas. La de 16 plg de de 60% y la de
14 plg arroja de eficiencia que presentaba, actualmente el simulador y/o el campo arroja
una eficiencia de 90% para ambas líneas (Fig. 34).
81
Figura 32. Simulación PC Lago-1 a La Pica (95% eficiencia)
Figura 33. Simulación PC Lago-1 a La Pica (baja eficiencia).
Figura 34. Simulación PC Lago-1 a La Pica (90% eficiencia).
82
Desde La Pica al área de los múltiples, línea de 10 plg, cotejo satisfactoriamente con
los visto en campo (Fig. 35).
Figura 35. Simulación desde La Pica a MG LL.
Siguiendo la misma metodología que en el área de Tía Juana, se solaparon la red
de Lago 1 a La Pica con la red de La Pica a los múltiples, bajo las condiciones del
escenario tomado, es decir, con la baja eficiencia en las líneas desde Lago 1 a La Pica.
Esta simulación no arrojó cambios significativos Fig. 36.
83
Figura 36. Simulación área Lagunillas.
Las entregas al MG La Pica fueron estudiadas en una simulación aparte de la red, lo
cual arrojó el escenario observado en campo, se consideró la baja eficiencia de las
líneas que llegan de la PC Lago 1 y las líneas que salen al V-24, tal como estaba el día
del escenario. Las presiones hacia los MG en TJ y LL se condicionaron con una válvula
de control aguas abajo.
Además, entre la fuente La Lechera y la PELM, existe una caída de presión, de 30
psi, se estima que sea una baja eficiencia en la línea producto del condensado del gas
natural que se produce por efecto de la transmisión del mismo. Al evaluar la eficiencia
se obtuvo 50% de utilidad de la línea. No es descartable que está línea este pisada por
ancla u otra línea, por lo que es conveniente inspeccionar con la herramienta
electromagnética, para confirmar condensación de líquidos.
84
Figura 37. Simulación MG La Pica.
Si todas las líneas mencionadas con baja eficiencia, estuvieran con 95% de
eficiencia, el mapa de presiones sería como se muestra en la figura 38. Nótese que se
necesitaría menos desde Lama Proceso y más de La Lechera para satisfacer a los
clientes.
85
Figura 38. Simulación MG La Pica (95% eficiencia)
Así mismo se evaluó el arreglo entre las entregas al área de Bachaquero y la Cesta
de PV, quien es el MG que distribuye a la PEPV y las EF del área (Fig.39). Se apreció
el mapa de presiones en campo sin ninguna variación en el simulador significativa.
86
Figura 39. Simulación MG Cesta PV
Obsérvese que en la simulación anterior la Cesta de Pueblo Viejo señala una
presión de entrega a producción de 1150 psi, en la línea de 14 plg que distribuye el gas
a las EF existen válvulas de control que gradualmente disminuyen la presión hasta 40
psi, que es la presión de trabajo de las EF, como se observa en la Figura 40.
El área de Bachaquero tiene algo parta destacar, como lo son las 4 EF que aportan
gas al sistema, pero esta condición no siempre se mantiene. Cuando estas EF
consumen el mapa de presiones queda como lo describe la figura 41. Un comentario
importante, es el de las reducciones y ampliaciones que presenta la línea desde el G
NN-52 hasta Las Malvinas.
87
Figura 40. Simulación desde la Cesta PV a MG BA.
Figura 41. Simulación desde la Cesta PV a MG BA (EF consumidoras).
La figura 39, señaló un consumo de 38 MMPCED para el escenario escogido,
mientras que la figura 41 refleja el consumo de 35,1 MMPCED. Lo que se interpreta es
la perdida de gas por la toma clandestina observada en el área. Luego del MG OO-52
no hay medición, también se estima el consumo de las EF por los calentadores que
88
tengan. Es sabido, que las tomas clandestinas en esa área son mayores. Es por ello,
que está en proyecto la red de gas doméstico de estas zonas. Donde se obtendrá otro
beneficio, como lo es la disminución en la incertidumbre de la medición.
El área de Barúa Motatán, se diferencia del Dtto. TJ, debido a que los clientes son
las Plantas Compresoras Barúa V y Motatán I. El escenario de campo tomado coincide
con el reflejado en la simulación (Fig. 42).
Figura 42. Simulación área Barúa Motatán.
Se asume que de no existir las tomas clandestinas, el flujo satisfacería en mayor
proporción a los clientes de la Red de Gas Tierra.
Debido a la no disponibilidad de registradores en todos los puntos de control, el
balance actualmente se realiza por diferencia, como se muestra a continuación:
El balance de gas promedio en condiciones operacionales actuales indica lo
siguiente:
Entregas.
Desde las fuentes del Lago hacia la PELM se entregan 35 MMPCED.
Desde la fuente La Lechera hacia el MG La Pica se entregan 126 MMPCED.
Desde el Dtto. Lagunillas hacia el MG La Pica se entregan 120 MMPCED.
89
Aportes.
EF del área de Bachaquero: LL-2, KK-1, KK-2 y KK-3, de 0 a 3 MMPCED.
Consumo.
El consumo de facilidades de producción tierra (TDN, Doméstico, EF, PV) está en el
orden de 60 a 70 MMPCED.
El consumo del Tablazo está en 140 MMPCED.
Hacia el Lago se están devolviendo 55 MPCED.
Se concluye que existe una desviación de 30 MMPCED aproximadamente,
atribuidas a fugas y tomas clandestinas, en toda la red.
Se observa considerablemente que la declinación del gas natural, ha conllevado a
sub-utilizar la infraestructura existente, por lo que se proponen algunas estrategias para
minimizar este impacto de líneas ociosas, que contribuyen a la caída de presión que se
observa en el sistema, además de ser blanco fácil para las tomas clandestinas. Aunado
a esto, requieren de mantenimiento que se traduce en costos de mantenimiento,
operación, esfuerzo horas – hombre que bien pudieran economizarse alineados a un
buen plan de optimización.
Objetivo 4: Simular las alternativas de optimización de la Red de Gas para diferentes escenarios de operación de la red.
Este objetivo pretende establecer líneas que actualmente están en servicio, como
líneas de respaldo para futuras operaciones y/o mantenimientos.
Desde Lago 1 a La Pica, se propone la línea de 14 plg de respaldo, ya que la línea
de 16 plg tiene una capacidad de 200 MMPCED, el escenario muestra un flujo de 120
MMPCED, por lo que factible la propuesta. El simulador apoya esta propuesta según la
figura. La presurización es aceptable, con una eficiencia de 90% en la línea de 16 plg.
90
Figura 43. Simulación línea 14 plg respaldo.
Existe un escenario en el área de Tía Juana que fue simulado (Fig. 44), se trata de
la estrategia de retornar gas desde el V-24 hasta La Pica por la línea de 16(N),
aprovechando el gas residual que desecha el Tablazo, para satisfacer las plantas de
vapor y facilidades de producción. La simulación refleja 13,5 MMPCED de retorno, pero
también se pudiera abastecer todo 20 MMPCED que necesitan los clientes del área de
TJ. Esto trae ventajas tales como: aprovechar de enviar la mayor cantidad de gas rico al
Tablazo y devolver gas residual a los clientes de TJ y LL para ser quemado como
combustible por los clientes (Fig. 45).
91
Figura 44. Simulación retorno gas residual.
92
Figura 45. Simulación retorno gas residual para TJ y LL.
Esto deja una incógnita en el aire, ¿La línea de 20 y 16(V) pueden satisfacer los 140
MMPCED al Tablazo? La respuesta es afirmativa, ya que la capacidad de la línea de 20
plg es de 200 MMPCED, se propone además que la línea de 16 (V) plg sea respaldo.
La caída de presión es considerable, ya que el mínimo operación en el V-24 es de 980
psi.
93
Figura 46. Simulación línea de 16 (V) plg respaldo.
También se propone, aprovecharse el incremento de gas de otras áreas al Tablazo,
para satisfacer otros clientes. Tal es el caso, de retornar gas al Lago, a través del
arreglo de tuberías en la PELM. Se retorna gas al Raser 14 y este a su vez se comunica
con el MGLL-604 quien envía gas al CRP (Fig. 46).
94
Figura 47. Simulación retorno al lago.
Otra estrategia de optimización lleva a evaluar los diámetros de las líneas, se
simularon escenarios con diámetros mayores y menores resultando más comodidad a
la red para la entrega. No con esto, se afirma que la red actual no satisface. La
variación en cuanto a presión es de 7 psi en promedio de diferencia en la red de
distribución. Diferencia que no es representativa para la red de transmisión como tal,
más si bajo la óptica de seguridad industrial. Ejemplo de estos escenarios son: la línea
de 4” de la PC Lago 1 a la Cesta de Pueblo Viejo, se varío a 6”, a la vez se varío la
línea del MG Las Malvinas a la PV W61, de 6” a 10”.
95
Las ampliaciones y reducciones entre el MG NN-52 y Las Malvinas no son
necesarias para la red, sin ellas, las perdidas por presión disminuyen en un 5%.
Este trabajo de grado está limitado, para la evaluación de la eficiencia de la red, ya
que no todos los consumidores, o las instalaciones asociadas, presentan medición de
gas y presión.
En cuanto al flujo, se asume que si satisface a los clientes. Por lo que se deberá con
carácter de urgencia atender las fugas en las líneas, así como abastecer de gas
doméstico a la comunidad, bajo las especificaciones de gas seco, para los hogares.
De igual forma, debe evaluarse el nivel de presión mínimo que permita la
continuidad del sistema, de ser necesario se emitirán recomendaciones que señalen el
cambio en las válvulas de control automatizadas.
Si bien es cierto que el flujo de gas proveniente de los Distritos Lago, es mermado
por los diferentes eventos de plantas o propios de operaciones, se tendrá que evaluar
cuales son los flujos mínimos a entregarse a la red de Tierra para no desequilibrar el
sistema.
RECOMENDACIONES
Para lograr la optimización y el continuo mantenimiento de cada una de las
instalaciones y líneas con sus respectivos equipos y mejorar aun más la confiabilidad,
eficacia y eficiencia en la entrega de gas a las facilidades de producción y terceros, se
recomienda:
• Realizar continuamente mantenimientos a las instalaciones y sus equipos con el fin
de conservar su buen estado y mantener cada uno de los parámetros manejados en
las instalaciones.
• Plantear una alternativa para colocar registradores en cada uno de los puntos donde
es entregado el gas para la medición del mismo.
• Realizar un estudio donde se calcule las tomas clandestinas e ilegales que existen
en la red de tierra por zona.
• Corregir las fugas observadas en las líneas. Plantear una evaluación orientada a
determinar si las líneas necesitan reemplazo y garantizar así la integridad mecánica
de estas.
• Así mismo determinar el tiempo estimado de la vida útil de las líneas de la red de gas
tierra.
• Evaluar el nivel de presión mínimo que permita la continuidad del sistema, ante
eventos que mermen las entregas a la red de gas tierra.
• Evaluar cuales son los flujos mínimos a entregarse a la red de Tierra para no
desequilibrar el sistema, ante los eventos de las plantas en el lago.
CONCLUSIONES
La red de gas tierra se ve afectada constantemente por los eventos sucedidos en las
plantas compresoras del lago, fuentes para la red. Sin embargo, debido a las
prioridades de los clientes, las estrategias para la red, permiten que el empaque
subsidie a baja carga las entregas.
Por lo cual se destaca las prioridades siguientes: El gas doméstico es el principal
consumidor, luego las plantas eléctricas, seguidamente el Complejo Petroquímico El
Tablazo, quien abastece al país de LGN, fertilizantes, urea, amoniaco, CO2; luego las
plantas de vapor, uno de los métodos de producción de la UETEP.
La simulación de un sistema no es más que la representación de la situación real
mediante un modelo matemático, lo cual permite tener una visión del comportamiento
operacional del campo.
A través del simulador se tiene una visión amplia y precisa de las condiciones
actuales de la red de gas tierra, y con ello se pudo evaluar los puntos de mayores
pérdidas.
Como todo plan de optimización, la finalidad es mejorar la Red de Gas – Tierra de
PDVSA, tener un máximo de aprovechamiento de la red, para garantizar el suministro a
los clientes.
La caída de presión en la actualidad, no solo se atribuye a las tomas clandestinas,
también se observaron fugas en las líneas en los recorridos realizados en el
levantamiento de campo, y no se descarta la eficiencia baja de las líneas.
El objetivo 1, recopila la información necesaria para la simulación de la red de gas
tierra, instalaciones, presión y flujo, a pesar de la instrumentación existente carente de
confiabilidad para operar eficientemente estos sistemas; longitudes y diámetros de las
líneas, entre otros.
El levantamiento del sistema por área, permitió la visión esquemática de la red de
gas. Debe quedar claro que la red de gas tierra es de alta a mediana presión. Presenta
válvulas de control todas las entradas a los clientes para la caída de presión necesaria
para el proceso interno de cada instalación. Este diagrama fue llevado al simulador
PIPEPHASE, para cotejar la realidad con el cálculo de un software de gasoductos.
97
El análisis de los parámetros de presión y flujo según la simulación, en el objetivo 3,
indica el desempaque existente debido a las tomas clandestinas, fugas e ineficiencia de
las líneas. Esto se demuestra cuando el simulador indica que debería existir mayor
presión en los múltiples asociados, y en la actualidad no es así.
Simulando la entrega requerida por los clientes, el diseño de la red demuestra que si
es capaz de soportar las presiones necesarias, más sin embargo se evaluaron
escenarios con cambios de líneas de diámetros menores a mayores, obteniendo mayor
confiabilidad en la red. Es relevante el hecho de que esta confiabilidad no es
representativa para la inversión necesaria del cambio de una línea.
Así mismo se destacó el sobre dimensionamiento que presenta la red actualmente,
infraestructura ociosa. Para ello, se propuso en el objetivo 4 estrategias para disminuir
costos de mantenimiento.
La naturaleza de la industria del gas esta sujeta a un aumento y disminución del
consumo diario, semanal y anualmente.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
Tesis de Grado:
- Inciarte Mayra y Prato Ender (2007). Evaluación de las alternativas del Manejo
del Gas mediante la Simulación de la Red en Baja Presión de la Unidad de
Explotación Rosa mediano.
- López Rossana (2006). Elaboración de esquema de la Red de Gas Tierra desde
Bachaquero hasta el Tablazo.
Textos:
- PDVSA (2005). Manual de Operación y Mantenimiento de turbocompresores.
- Añez Ender (2003). Guía de Procesos de Campo. Universidad del Zulia,
Programa de Ingeniería de Petróleo, Extensión Cabimas. PDVSA, Vademécum
de Instalaciones de Campo. Gerencia Medición y Manejo de Gas. Mayo, 2001.
- Barrientos, J. “Comportamiento del Gas Natural”. Mannyron Consultores.
Maracaibo (Venezuela), 2000.
- PDVSA (2000). Manual Plantas Compresoras de Gas.
- Steeter, V. Wylie, E. Bedford, K. “Mecánica de Fluidos”. Editorial McGraw-Hill.
Novena Edición, Colombia, 2000.
- PDVSA (1989). Manual Plantas Eléctricas.
- Bavaresco de Prieto Aura M, 1997. Las técnicas de la Investigación. Sexta
edición. Maracaibo, Venezuela.
- Chamorro C y Fernández J, 1996.Curso de la Metodología de la Investigación
Documental. Maracaibo, Venezuela.
- Chávez N (1994), Introducción a la investigación. Maracaibo Edo Zulia.
- Marcias J Martínez, (1993). Calculo de Tuberías y Redes de Gas. Maracaibo –
Venezuela.
- PDVSA (1978). Manual Plantas de Vapor.
Páginas Web:
- www.ilustrados.com
- www.pdvsa.com
- www.google.com
ANEXO 1. Características de las instalaciones
1-1. Formato de Recolección de Datos de las Estaciones de Flujo
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº CalentadoresEF A-3 1 Consumidora 36 1EF A-4 1 Consumidora 72 2EF B-4 * Consumidora 47 2EF B-6 1 Consumidora 73 2EF C-2 * Consumidora 50 2EF C-3 * Consumidora 56 2
EF C-3/4 * Consumidora 18 1EF C-4 1 Consumidora 59 1EF C-5 * Consumidora 42 1EF C-6 * Consumidora 58 2EF C-7 1 Consumidora 99 3EF D-1 1 Consumidora 42 *EF D-2 * Consumidora 50 *EF D-3 1 Consumidora 48 1EF D-4 1 Consumidora 50 1EF D-5 * Consumidora 40 2EF D-6 * Consumidora 37 2EF D-7 1 Consumidora 127 3EF E-1 1 Consumidora 27 *EF E-2 * Consumidora 44 *EF E-3 * Consumidora 39 1EF E-4 1 Consumidora 106 2EF E-5 * Consumidora 39 2EF E-6 * Consumidora 40 1EF E-7 * Consumidora 44 2EF E-8 1 Consumidora 48 2
EF F-1-1 1 Consumidora 17 *EF F-1-2 1 Consumidora 22 *EF F-2 * Consumidora 48 1EF F-3 * Consumidora 51 1EF F-4 1 Consumidora 39 1EF F-6 1 Consumidora 35 *EF F-7 1 Consumidora 51 1EF F-8 1 Consumidora 41 1EF F-9 * Consumidora 56 3
EF G-1-1 1 Consumidora 23 1EF G-1-2 1 Consumidora 17 1EF G-2 * Consumidora 45 2EF G-3 * Consumidora 50 1EF G-5 * Consumidora 19 1EF G-6 * Consumidora 23 1EF G-7 1 Consumidora 47 1EF G-8 * Consumidora 39 1
EF H-1-1 * Consumidora 18 1EF H-2 2 Consumidora 43 2EF H-3 1 Consumidora 45 1EF H-6 1 Consumidora 36 1EF H-7 * Consumidora 47 1
TÍA
JU
AN
A
TÍA
JU
AN
A
1-1. Continuación
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº CalentadoresEF H-8 1 Consumidora 51 1EF J-1 * Consumidora 15 *EF J-3 1 Consumidora 44 2EF J-6 1 Consumidora 64 1EF J-7 * Consumidora 31 1EF J-8 * Consumidora 36 1EF K-6 * Consumidora 36 1EF K-7 1 Consumidora 47 1EF K-8 * Consumidora 57 3EF L-6 1 Consumidora 56 2EF L-7 1 Consumidora 35 1EF L-8 1 Consumidora 57 3EF M-6 1 Consumidora 54 *EF M-7 1 Consumidora 47 *EF N-6 1 Consumidora 45 *EF N- 7 2 Consumidora 44 *EF O-7 * Consumidora 32 1
EF H-1-2 1 Consumidora 17 *MP L-84 * Consumidora 2MP C-71 * Consumidora 15 1MP C-83 * Consumidora 15 1MP C-73 * Consumidora 12 *MP F-54 * Consumidora 11 1MP G-91 * Consumidora 11 1MP G-93 * Consumidora 16 1MP D-83 * Consumidora 61 1
EF AA-3-1 1 Consumidora 53 2EF BB-3-2 * Consumidora 25 *EF CC-2-2 1 Consumidora 2EF DD-2 1 Consumidora 15 1EF O-3 1 Consumidora 33 *EF O-4 * Consumidora 47 *EF P-4 * Consumidora
EF Q-4 * Consumidora 36 *EF Q-5 * Consumidora 15 *EF Q-6 * Consumidora 15 *
EF R-4-N * Consumidora 27 2EF R-5 1 Consumidora 46 *EF S-4 1 Consumidora 47 1
EF S-5N 1 Consumidora 61 1EF S-6 * Consumidora 46 *EF S-7 1 Consumidora 131 2
EF T-3/2 * Consumidora 28 *EF T-4 1 Consumidora 59 1
EF T-5N * Consumidora 114 2EF T-6 2 Consumidora 29 3EF T-7 1 Consumidora 122 1EF U-5 1 Consumidora 95 2EF U-6 1 Consumidora 100 2EF U-7 1 Consumidora 108 2EF V-3 1 Consumidora 22 1
EF V-4N 1 Consumidora 29 1EF V-5 1 Consumidora 85 2
TÍA
JU
AN
A
TÍA
JU
AN
A
LAG
UN
ILLA
S
1-1. Continuación
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº CalentadoresEF V-7 1 Consumidora 100 1EF W-3 1 Consumidora 38 *EF W-4 1 Consumidora 40 2EF W-5 1 Consumidora 99 2
EF W-6N * Consumidora 13 2EF W-7V * Consumidora 111 1EF X-4 1 Consumidora 41 1EF X-5 1 Consumidora 103 2EF X-6 1 Consumidora 77 1EF X-7 1 Consumidora 26 1EF Y-3 1 Consumidora 33 1EF Y-4 1 Consumidora 50 2EF Y-5 1 Consumidora 74 1EF Z-3 1 Consumidora 54 *EF Z-4 1 Consumidora 37 2
EF CC-9 1 Consumidora 73 3EF CC-1* 1 Consumidora 235 4EF EE-9 1 Consumidora 71 3EF FF-9 1 Consumidora 60 3EF FF-1* 1 Consumidora 70 2EF GG-7 1 Consumidora 36 1EF GG-8 1 Consumidora 68 1EF GG-9 1 Consumidora 55 1EF GH-1* 1 Consumidora 50 1EF HH-5 1 Consumidora 88 2EF HH-6 1 Consumidora 25 1EF HH-7 1 Consumidora 41 1EF HH-8 1 Consumidora 45 1EF HH-9 1 Consumidora 63 2EF JJ-4 1 Consumidora 25 *EF JJ-5 1 Consumidora 43 2EF JJ-6 1 Consumidora 47 2EF JJ-7 Consumidora 43 1EF JJ-8 1 Consumidora 41 1EF KK-1 1 Cons./Aport. 247 *EF KK-2 1 Cons./Aport. 31 *EF KK-3 1 Cons./Aport. 45 *EF KK-4 1 Consumidora 44 *EF KK-5 1 Consumidora 33 1EF KK-6 1 Consumidora 42 1EF KK-7 1 Consumidora 35 1EF KK-8 1 Consumidora 29 1EF LL-2 3 Cons./Aport. 19 *EF LL-3 1 Consumidora 28 *EF LL-4 1 Consumidora 43 *EF LL-5 1 Consumidora 37 *EF LL-6 1 Consumidora 39 *EF LL-7 1 Consumidora 30 1EF MM-4 1 Consumidora 59 *EF MM-5 1 Consumidora 56 *EF MM-6 1 Consumidora 27 *EF MM-7 1 Consumidora 26 *EF MM-8 1 Consumidora 56 1
LAG
UN
ILLA
S
TÍA
JU
AN
A
BA
CH
AQ
UER
O
1-1. Continuación
Dtto. Campo EF Nº Dep. Cons./Aport. Nº Pozos Nº CalentadoresEF NN-4 1 Consumidora 57 1EF NN-5 1 Consumidora 46 *EF NN-6 1 Consumidora 33 *EF NN-7 1 Consumidora 35 *EF NN-8 1 Consumidora 46 *EF OO-4 1 Consumidora 31 *EF OO-5 1 Consumidora 39 1EF OO-6 1 Consumidora 34 1EF OO-7 1 Consumidora 39 *EF OO-8 1 Consumidora 32 *EF PP-4 1 Consumidora 27 *EF PP-5 1 Consumidora 22 *EF PP-6 1 Consumidora 20 *EF PP-7 1 Consumidora 29 *EF PP-8 1 Consumidora 68 *EF QQ-5 1 Consumidora 68 *EF QQ-7 1 Consumidora 35 *EF QQ-8 Consumidora 36 *EF RR-5 1 Consumidora 37 *EF RR-6 1 Consumidora 47 *EF TT-6 Consumidora 59 *EF DD-9 1 Consumidora 71 1
EF DD-1O 1 Consumidora 92 3Barua EF Barua 5 4 Aportadora 30 *
EF MOT I 3 Aportadora 12 *EF MOT II 3 Aportadora 21 *EF MOT III 2 Aportadora 11 *
BA
CH
AQ
UER
O
TÍA
JU
AN
A
TOM Motatan
3-6. Formato de Condiciones Operacionales de los Principales Gasoductos
Dtto. Campo Gasoducto Pdiseño (psi) Poper. (psi) Cap. (MMPCND)PCTJ-2 / PELM 2000 1300 120
PELM / C-42 700 450 60PELM / La Pica (1) 80 50 3 a 5PELM / La Pica (2) 80 50 3 a 5
PELM / La Pica 1650 1300 120PELM / La Pica 1450 1350 180PELM / W-61 1100 450 55
C-44 / H-7 Cabimas 700 180 7La Pica / El Tablazo (1) 2200 1350 180La Pica / El Tablazo (2) 2000 1350 180
La Pica / El Tablazo 2000 1300 200La Pica / L-6 700 150 - 180 19
Lago I / La Pica 2000 1400 200Lago I / La Pica 2500 1600 180Lama / La Pica 2000 1400 160
W-6 / Las Malvinas 700 450 12Lago I / PEPV 2000 1300 15Lago I / PEPV 2000 1300 26
Cesta Pueblo Viejo / KK-7 200 65 19KK-7 / Planta de Vapor HH-8 200 65 19
Planta de Vapor HH-8 / FF- 105 200 65 19FF- 101 / EE-9 200 65 6Barúa V / Ceuta 2500 30Barúa I / Barua V 450 *Barúa I / Barua V 450 *
Barúa I / El Boquete 450 *Barúa I / El Boquete 450 *
Motatan III / Motatan II 60 60Motatan III / Motatan II 60 F/SMotatan II / Motatan III 2500 *Motatan I / Motatan II 450 *Boquete / Motatan I 450 *San Lorenzo / K-15 * *
K - 15 / Boquete * *Barua V / Motatan II 2500 20
TOM
BARUA
MOT
TJ
TJ
LL
BACH
ANEXO 4. Resultados Simulación 4-1. Resultados Simulación Objetivo 3
Dtto. Campo Cliente Pto. Entrega QESCENARIO PESCENARIO PSIMULADOREF A-4TDN H7PV A-4EF B-6EF C-6EF C-7MP C83EF A-3EF B-4EF C-2EF C-3
EF C-3/4EF C-4EF C-42EF C-5EF D-4PV C-7PV D-7EF E-4PV E-4TDN F6DOM TJEF D-1EF D-2EF D-3EF D-5EF D-6EF D-7E.F E-5EF E-1EF E-2EF E-3EF E-6EF E-7EF E-8
EF F-1-1EF F-1-2EF F-2EF F-3EF F-4EF F-6EF F-7EF F-8EF F-9
EF G-1-1EF G-1-2EF G-2EF G-3EF G-5EF G-6
MG B-44
MG A-44
MG C-44
MG D-44
MG E-44
MG F-44
0,3
3,7 378
2,5
3 362 381
0,2
TÍA
JU
AN
A
TÍA
JU
AN
A
369
376
391
385 393
380
385
391
3917,5
4-1. Continuación
Dtto. Campo Cliente Pto. Entrega QESCENARIO PESCENARIO PSIMULADOR
EF G-7EF G-8
EF H-1-1EF H-2EF H-3EF H-6EF H-7EF H-8EF J-1EF J-3EF J-6EF J-7EF J-8PV H-7EF K-6EF K-7EF K-8EF L-6EF L-7EF L-8EF M-6EF M-7EF N-6EF N- 7EF O-7SIZUCA
LAGUNIGASEF AA-3-1EF BB-3-2 EF CC-2-2EF DD-2EF O-3EF O-4EF P-4EF Q-4EF Q-5EF Q-6
EF R-4-NEF R-5EF S-4
EF S-5NEF S-6EF S-7PV T-6
EF T-3/2EF T-4
EF T-5NEF T-6EF T-7EF U-5EF U-6
3901,5
0,04
MG J-44
MG F-44
396 3970,7
396
1 393 396
394
10 393397
TÍA
JU
AN
A
TÍA
JU
AN
A
LAG
UN
ILLA
S
MG S-44
MG T-44
MG R-44 395
INDUSTRIAL
396
EFL6
0,3 392
4-1. Continuación
Dtto. Campo Cliente Pto. Entrega QESCENARIO PESCENARIO PSIMULADOR
EF U-7DOM LLN
TDN TASAJERASTDN LLNDOM LLSTDN LLSEF V-3
EF V-4NEF V-5EF V-6EF V-7EF W-3EF W-4EF W-5
EF W-6NPV W-6
EF W-7VEF X-4EF X-5EF X-6EF X-7EF Y-3EF Y-4EF Y-5EF Z-3EF Z-4
EF CC-9EF CC-1EF DD-9
EF DD-1OPV CC10PV DD-10EF EE-9EF FF-9EF FF-1EF GG-7EF GG-8EF GG-9EF HH-5EF HH-6EF HH-7EF HH-8EF HH-9EF JJ-4EF JJ-5EF JJ-6 EF JJ-7EF JJ-8PV HH-8
PEPV
40
25 40 40
7 40
MG
LAS
MAL
VIN
ASM
G C
ESTA
DE
PUEB
LO V
IEJO
TÍA
JU
AN
A
BA
CH
AQ
UER
OLA
GU
NIL
LAS 388
392
MG
LAS
MAL
VIN
AS
MG T-44
MG U-44
396
390 396
1
0,3
396
1 385 395
MG W-61
0,3
4-1. Continuación
Dtto. Campo Cliente Pto. Entrega QESCENARIO PESCENARIO PSIMULADOR
EF KK-5EF KK-6EF KK-7EF KK-8EF LL-4EF LL-2EF LL-3EF LL-5EF LL-6EF LL-7EF MM-4EF MM-5EF MM-6EF MM-7EF MM-8EF NN-4EF NN-5EF NN-6EF NN-7EF NN-8EF OO-8EF PP-8EF QQ-8EF OO-7EF OO-4EF OO-5EF OO-6
TDN BACHDOM BACH
EF PP-4EF PP-5EF PP-6EF PP-7EF QQ-5EF QQ-7EF RR-5EF RR-6EF TT-6
PC Barua V 50 60 50PC Motatan I 35 60 35
40
40
1 40 40
1 40 40
25 40
BAR - MOT
MG
CE
STA
PV
MG CESTA LL2
MG NN-52
BA
CH
AQ
UER
O
TÍA
JU
AN
A
MG OO-52 1 40
Tomoporo