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TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN

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Indice
1. Transporte de Petróleo y Gas
2. Distribución
3. Planificación de Sistemas de Transmisión de Gas
4. Los estudios de impacto ambiental y de riesgo como herramienta de planificación de ductos

1. Transporte de Petróleo y Gas

El papel del transporte en la industria petrolera es considerable: Europa Occidental importa el 97% de sus necesidades, principalmente de Africa y de Oriente Medio y Japón el 100%.
Pero los países que se autoabastecen están apenas mejor dotados, porque los yacimientos más importantes se encuentran a miles de kilómetros de los centros de consumo, en EE.UU como en Rusia, en Canadá como en América Latina.
En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques tanqueros son los medios por excelencia para el transporte del crudo. El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a exportación.
Los "buques-tanques", barcos donde el petróleo es transportado, se construyen generalmente para este fín y son, en realidad, verdaderos tanques flotantes. En Europa, el aprovisionamiento de zonas industriales alejadas del mar exige el equipamiento de puertos capaces de recibir los superpetroleros de 300.000 y 500.000 Tn de carga, almacenamientos gigantes para la descarga y tuberías de conducción (pipe-lines) de gran capacidad.
Los buques petroleros o buques-tanque llevan las máquinas propulsoras a popa, para evitar que el árbol de la hélice atraviese los tanques de petróleo y como medida de protección contra el riesgo de incendio. Algunos de los petroleros de mayor porte encuentran dificultades para atracar en puertos que carecen de calado adecuado o no disponen de muelles especiales. En estos casos se recurre a boyas fondeadas a distancia conveniente de la costa, provista de tuberías. Estas, conectadas a terminales en tierra, permiten a los grandes buques petroleros amarrar y descargar el petróleo sin necesidad de ingresar al puerto.
La pipe line de petróleo crudo (oleoducto) es el complemento indispensable y a veces el competidor del navío de alta mar: en efecto, conduce el petróleo del yacimiento situado a una distancia más o menos grande de tierra adentro, al puerto de embarque del yacimiento submarino a la costa más cercana; del yacimiento directamente a la refinería o finalmente, del puerto de desembarco a la refinería.
En suma, el transporte de petróleo tiene dos momentos netamente definidos: el primero es el traslado de la materia prima desde los yacimientos hasta la refinería donde finalmente será procesada para obtener los productos derivados; el siguiente momento es el de la distribución propiamente dicha, cuando los subproductos llegan hasta los centros de consumo.
Los oleoductos troncales (o principales) son tuberías de acero cuyo diámetro puede medir hasta más de 40" y que se extienden a través de grandes distancias, desde los yacimientos hasta las refinerías o los puertos de embarque. Están
generalmente enterrados y protegidos contra la corrosión mediante revestimientos especiales.
El petróleo es impulsado a través de los oleoductos por estaciones de bombeo, controlados por medios electrónicos desde
una estación central, que hacen que el petróleo avance continuamente a unos cinco kilómetros por hora.

Fig. 1 – Estación de bombeo

Los gasoductos, en primer término, conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras.
A partir de dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y doméstico.
La instalación de oleoductos y gasoductos requiere gran cantidad de estudios previos, en los cuales se tiene en cuenta todo lo que puede acortar o beneficiar el proceso de transporte. Por caso, la construcción de un oleoducto o gasoducto que puede tener que cruzar montañas, ríos o desiertos, constituye una gran tarea de ingeniería, que por lo general es realizada conjuntamente por varias empresas que contribuyen a la enorme inversión de capital necesaria.
Hoy por hoy, el sistema de transporte de hidrocarburos por tuberías resulta tan eficiente y económico que existen miles de kilómetros de ellas.

 

Oleoductos (O) y Poliductos (P)

Denominación y Operadora

Trazado

Diám. (pulgadas) – Cap. transporte (m3/día)

Situación

al

31/12/99

Pto. Hernández, Nqn (*)

O

Pto. Hernández – Luján de Cuyo

16" (13.000)

Operativo

Pto. Hernández, Nqn – Chile

YPF S.A., ENAP, Unocal

O

Pto. Hernández – Concepción, Chile

16" (24.000)

Operativo

Pto. Hernández, Nqn (*)

O

Pto. Hernández – El Medanito

14" (20.000)

Operativo

Medanito, Nqn (*)

O

Medanito – Allen

16" (26.000)

Operativo

Challacó, Nqn (*)

O

Challacó – Allen

14" (5.000)

Operativo

Challacó, Nqn (*)

O

Challacó – Plaza Huincul

10" (10.000)

Operativo

Plaza Huincul, Nqn (*)

O

Plaza Huincul – Allen

10" (6.000)

Operativo

Allen, Río Negro (*)

O

Allen – Puerto Rosales (**), Buenos Aires

14" (39.000)

Operativo

Allen, Río Negro (*)

O

Allen – Puerto Rosales, Buenos Aires

14" (40.000)

En Proyecto

Pto. Rosales, B. Aires

O

Puerto Rosales – La Plata

32" (42.000)

Operativo

Campo Durán, Salta

P

Campo Durán – Montecristo

12" (6.700)

Operativo

Montecristo, Córdoba

P

Montecristo – San Lorenzo

12" (7.500)

Operativo

Luján de Cuyo, Mendoza

P

Luján de Cuyo – Villa Mercedes

14" (15.000)

Operativo

Villa Mercedes, San Luis

P

Villa Mercedes – Montecristo

12" (11.500)

Operativo

Villa Mercedes, San Luis

P

Villa Mercedes – La Matanza

12" (4.800)

Operativo

La Plata, B. Aires

P

La Plata – Dársena Inflamable

(10.800)

Operativo

La Matanza, B. Aires

P

La Matanza – Dársena Inflamable

Operativo

(*) Oleoductos operados por consorcio Pérez Companc, Bolland, Astra, Bridas, Pluspetrol y Tecpetrol.
(**) Terminal de Embarque de Oiltanking-Ebytem (Puerto Rosales).

 

Gasoductos

Denominación

y

Operadora

Trazado

y

longitud (km)

Diám. (pulgadas) – Cap. transporte (m3/día)

Situación

al

31/12/99

NEUBA II / I San Martín

Tramos Finales (3) TGS

Neuquen – Gral. Cerri

TF – Gral. Cerri

Cerri – Gutiérrez / Gral. Rodríguez/ Las Heras

7.000

36" / 24"

30"

30"

(56,9 MM)

Operativos

NORTE

CENTRO OESTE

TGN

Salta – San Jerónimo – B.A.

Mendoza N – San Jerónimo

7.300

24"

24"

(54 MM)

Operativos

METHANEX

Bridas / YPF / Chauco Resources

TF / S. Chile

50 (Punta Arenas)

10"

(2 MM)

Operativo

(Ene.1997)

GASANDES

TGN / Nova Gas Int’L.

C. Nqn / Chile

460

24"

(10 MM)

Operativo

(Jul.1997)

PAYSANDÚ

TGN

C. Nqn. / Uruguay

(Paraná – Paysandú)- 435

10"

(1 MM)

Operativo

(Oct.1998)

URUGUAYANA

Gainvest S.A./CMS/ Gas Argentina Co.

C. Nqn. (Paraná-Paso de los Libres)- 440/

BRASIL (Uruguayana-Porto Alegre)- 615

24"

(10 MM)

En Construcción

GASATACAMA- CMS Energy/ Endesa (Ch) / Astra Repsol/ Pluspetrol Energy

Salta (Cornejo)/

N. Chile (Mejillones II)

925

20"

(9 MM)

Operativo

(Jun1999)

NORANDINO – TGN/ Tractebel (Bélgica)

Salta (Pichanal) /

N. Chile (Tocopilla)

1.140

20"

(8,5 MM)

Operativo

(Oct.1999)

MERCOSUR

(En proyecto)

NOA/Paraguay/Brasil

3.100

En estudio

Proyectado 2002

GAS DEL PACIFICO

Nova Gas Int’L.

C. Nqn. (Loma de la Lata)/C. Chile (VII Región)

(Talcahuano/Concepción)

537

20"/24"

(3,5 MM)

Operativo

(Nov.1999)

CRUZ DEL SUR

PAE/British Gas/ANCAP/Wintershall)

Buenos Aires (Punta Lara)/ Montevideo/ Brasil (Porto Alegre) (*)

24"/18"

(6 MM)

En proyecto

(primer tramo)

(*) Punta Lara – Colonia 24" 54 Km.
Colonia – Montevideo 18" 142Km.

2. Distribución

Dado que los combustibles fósiles son fundamentales en la economía mundial, puesto que aproximadamente el 60% de la energía que se consume en el planeta se obtiene de ellos, el proceso de distribución cuenta con el desarrollo de una extensa red logística para llevar los combustibles desde la refinería hasta los centros de consumo.
Este proceso de distribución usa instalaciones y vehículos para el transporte y almacenamiento. En el caso de combustibles de amplia utilización como las naftas, el gas oil y el combustible para aviación, este complejo sistema incluye a los poliductos, terminales de despacho, camiones de transporte especiales y estaciones de servicio. Las tecnologías de estas instalaciones son diversas y permanentemente actualizadas procurando la llegada de los combustibles a sus usuarios en los lugares, momentos y cantidades requeridas, con el mínimo riesgo ambiental.
Ciertos clientes importantes pueden ser servidos por las refinerías de manera directa. Así es como una central eléctrica recibirá su fuel-oil directamente por poliducto o por camiones cisternas.
Los poliductos son sistemas de cañerías destinados al transporte de hidrocarburos o productos terminados. A diferencia de los oleoductos convencionales -dedicados exclusivamente al transporte de petróleo crudo-, los poliductos transportan una gran variedad de combustibles ya procesados en la refinería. A través de ellos pueden trasladarse principalmente kerosene, combustibles para aviación, naftas, gas oil y gases. El transporte se realiza en baches sucesivos. Sucede normalmente que un poliducto de grandes dimensiones contenga cuatro o cinco productos diferentes en distintos puntos de su recorrido, que son entregados en la terminal de recepción o en estaciones intermedias ubicadas a lo largo de la ruta. Para esta operación se programan los envíos: las presiones y la velocidad de desplazamiento de cada producto son controladas por medio de centros de computación. A condición de que se cumplan ciertas normas, el nivel de mezcla de los sucesivos productos que pasan por el poliducto alcanza sólo a pocas decenas de metros cúbicos. Esto permite recuperar esta mínima fracción que pasó por el poliducto como producto de menor calidad, sin que se afecte la calidad final del producto.
Las terminales de despacho son plantas de almacenamiento, donde se acopian los combustibles enviados desde las refinerías, a la espera de su carga en los camiones cisterna que abastecen a las estaciones de servicio. Además de los grandes tanques de almacenaje, un elemento central de estas terminales es el Laboratorio de Control de Calidad. Este permite asegurar que todas las partidas de combustible que se despachan en la planta estén dentro de las especificaciones requeridas.

 

 

Fig. 2- Desde las terminales de despacho se abastece de productos combustibles a las estaciones de servicio.

Para llevar los combustibles desde las plantas de despacho hasta las estaciones de servicio, se utilizan camiones cisterna, especialmente diseñados y equipados con las últimas tecnologías. Los modernos camiones pueden transportar aproximadamente 40.000 litros de combustible, contando además con dispositivos electrónicos que miden permanentemente la carga recibida, en tránsito y despachada. Utilizan un sistema de carga ventral -esto es, el líquido ingresa por la parte inferior del tanque-. De esta manera no se genera electricidad estática y se recuperan los gases que se encuentran dentro del receptáculo, evitando que sean liberados a la atmósfera.
En la Argentina hay más de dos mil camiones cisterna en operación; las flotas son renovadas continuamente, adecuándolas a las crecientes exigencias de seguridad y protección ambiental.
Las estaciones de servicio están integradas a la experiencia diaria de los habitantes de las ciudades y viajeros de las rutas. Hoy, muchas de ellas son modernos puntos de venta, que incluyen Servicompras, Lubricentros y Lavados. Conforme a los "Considerando" del Decreto Nacional Nº 1.028/01, las bocas de expendio que trabajan bajo distintas banderas y denominaciones asciende a 6.156. Sin embargo, esta familiaridad no debe hacernos olvidar que se trata de instalaciones complejas, capacitadas para brindar múltiples servicios bajo estrictas normas de seguridad y ambientales. Las estaciones de servicio cuentan con depósitos subterráneos, donde se almacena el combustible que llega en los camiones cisterna. Estos tanques son de acero recubierto de materiales sintéticos, que aseguran su hermeticidad y la calidad del producto.

 

 

 

Fig. 3- Los últimos eslabones de la cadena: el despacho de combustible desde el surtidor y la atención a las necesidades de cada cliente.

Otro equipamiento central de la estación son los surtidores. Consisten en bombas accionadas eléctricamente que llevan el combustible hasta los tanques de los vehículos. Un sistema electrónico permite controlar la cantidad de líquido cargado y realizar la facturación.
El despacho de gas natural al consumidor individual es manejado por las compañías distribuidoras con su propio sistema de tuberías. El gas llega, por ejemplo para uso doméstico, a través de pequeñas tuberías, frecuentemente plásticas, con medidores individuales para sus clientes.
Acerca del OLDELVAL

Actividad
Transporte de Petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta Puerto Rosales (Océano Atlántico).
OLDELVAL opera el sistema de Oleoductos desde la Provincia de Neuquén hacia la Provincia de Buenos Aires, transportando el petróleo de la cuenca Neuquina hacia el Océano Atlántico (Puerto Rosales).

Para ello se utilizan 14 estaciones de bombeo, a lo largo de 1.521 km de recorrido que tienen sus tuberías. La composición accionaria de OLDELVAL es: YPF S.A. 30%; Pecom Energía S.A 23,10%; Bolland y Cía. S.A. 14%; Pluspetrol Exploración y Producción S.A. 11,90%; Bridas S.A.P.I.C. 11,90%; Astra Compañía de Petróleo S.A. 7% y Tecpetrol S.A. 2,10%.
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1999, OLDELVAL transportó alrededor de 86,4 millones de barriles de crudo a un promedio aproximado de 237.000 barriles diarios.

3. Planificación de Sistemas de Transmisión de Gas

Un sistema de transmisión de gas natural comprende tuberías de alta presión que transportan gas entre puntos de abastecimiento y puntos de distribución a las áreas de consumo (de mercado).
El gas distribuido en las áreas de mercado ingresan al sistema de distribución a presión más baja para ser distribuída a los consumidores finales. El gas también puede ser transportado para su almacenaje o bien para su conexión a otros sistemas de transmisión.
Los sistemas de transmisión consisten de secciones de tubería interconectados y frecuentemente incluyen estaciones compresoras ubicadas a intervalos conforme a las necesidades de variación de presión del flujo de gas a través de las tuberías. La distancia entre estaciones compresoras consecutivas puede ser desde 48 km a más de 241 km, dependiendo de las condiciones del flujo como así también de los requerimientos económicos y las condiciones del terreno por donde se desarrolla el sistema.
Las presiones de operación máximas de los sistemas de transmisión son generalmente mayores a 3.450 kPa y pueden llegar a los 10.340 kPa.

Relación Presión-Distancia en ductos.
Supongamos una sección de gasoducto típico con una capacidad de transporte de 20 * 106 m3/diarios.
Comenzando a 6.895 kPa, el gas disminuye aproximadamente 1.800 kPa de presión en los primeros 100 km, y 3600 kPa en los 100 km siguientes. A los 220 km, la presión debería descender a cero. Esta relación no lineal entre la presión y la distancia es causada por la expansión del gas.

Condiciones supuestas

Diámetro

76,2 mm

Flujo

20 millones m3/d

Temperatura

15º C

Para una tubería horizontal, el gradiente de presión en algún punto es proporcional al cuadrado de la velocidad del gas en ese punto. Como su presión baja, el gas se expande ocupando mayor volumen y extensión de la tubería, y también la velocidad se incrementa. El incremento de velocidad, a su turno, hace que el gradiente de presión sea mayor.
Esto ilustra por qué la compresión es localizada a intervalos relativamente cortos en sistemas de ductos. Si una estación compresora de poder suficiente es ubicada a los 100 km., por ejemplo, ésta puede volver la presión a 7.000 kPa y con lo cual se retorna a la relación presión-distancia relativamente monótona. En cambio, si la próxima estación compresora es ubicada al doble del intervalo aquel (a los 200 km), más de tres veces de caballos de fuerza (HP) serán requeridos para retornar a la presión de 7.000 kPa.
Este ejemplo también muestra los beneficios de presiones de operación más altas y el mantenimiento de estas presiones en un sistema de transmisión. Para un ducto de diámetro y flujo dados, a la más alta de las presiones, la pendiente de la curva de presión es la más monótona (no presenta casi variación).
La presión de operación más alta, sin embargo, requiere de más compresión para el gas abastecido al sistema, junto con un mayor grosor de la lámina de acero o bien la utilización de acero más resistente en la construcción del ducto.

Selección del ducto.
Efecto del diámetro sobre la capacidad del ducto
La capacidad de transporte de un ducto, aproximadamente, es una función de su diámetro elevado a la 2,5; asumiendo fijas las presiones de entrada y salida, esta puede expresarse como:

donde Ci es la capacidad y Di es el diámetro de la línea respectiva.

Condiciones supuestas

Distancia

100 km

MAOP

6.895 kPa

P1

6.895 kPa

P2

5.280 kPa

Efecto de la presión de operación sobre la capacidad
La capacidad máxima de transporte de un gasoducto de un tamaño dado es prácticamente una función lineal de la presión de operación, pasando por alto el hecho que el gas natural no sigue las leyes clásicas de gas de presión, volumen y temperatura.
La presión máxima a la cual un gasoducto puede ser operado se llama presión de operación máxima permitible (MAOP).

Condiciones supuestas

Diámetro

91,4 mm

Temp. Flujo

15º C

P1

MAOP

P2

MAOP/1,3

Determinación del espesor de las paredes del ducto
El método aceptado para la determinación del espesor de las paredes de un ducto es la fórmula de Barlow,

donde:
t: espesor nominal de pared (mm)
P: presión de diseño (kPa)
D: diámetro exterior (mm)
S: resistencia mínima especificada (MPa)
F: factor de diseño
E: factor de unión longitudinal
T: factor de temperatura

El factor de diseño depende del tipo de localización; los mismos son, generalmente, aplicables en Norteamérica, aunque difieren según las jurisdicciones,

Clase de Localización

Densidad de Población

Factor de Diseño

1

< 11

0,72

2

11 a 45

0,60

3

> 45

0,50

4

0,40

El factor de temperatura depende de la temperatura del gas de diseño como se muestra a continuación:

Temperatura (ºC)

T – factor de temperatura (*)

£ 120

1,000

150

0,966

180

0,929

200

0,905

230

0,870

(*) Para temperaturas intermedias, el factor se determina por interpolación

Tipos de fuerza motriz y compresores
En general, hay cuatro tipos de fuerza motriz que se utilizan y dos tipos de compresores. La unidad integrada por la fuerza motriz y el compresor debe ser seleccionado teniendo en cuenta la aplicación particular de la estación compresora.

Estaciones Compresoras
La función de una estación compresora de gas es elevar la presión del fluido en la línea, con el fín de suministrar la energía necesaria para su transporte. Para la estación se cuenta con una línea de succión donde el flujo inicia su recorrido, pasando luego por unos medidores de flujo computarizados que son los encargados de medir y almacenar minuto a minuto toda la información referente a la corriente de entrada, datos de presión, temperatura, volumen y caudal. El gas continúa su recorrido hacia los compresores, pasando antes por los "scrubbers", que se encargan de extraer el posible contenido de líquido. Finalmente, el gas a una mayor presión, sale por la línea de descarga de las compresoras, pasando por los medidores de flujo de esta línea.
Toda estación cuenta, también, con un suministro de potencia para la puesta en marcha de los compresores, un motor por cada compresor, un ventilador para el sistema de enfriamiento, un sistema de válvulas que regulan el paso de gas tanto para el funcionamiento de los compresores como para el sostenimiento de la presión de trabajo deseada, un pequeño compresor para el accionamiento de dichas válvulas, filtros que se encargan de extraer las impurezas que pueda contener el gas para cumplir con los requerimientos del mercado y toda la instrumentación necesaria para el control del proceso de compresión.
Además, dentro de la estación se cuentan con tanques de almacenamiento para los lubricantes y refrigerantes que son utilizados en los motores, y para los condensados drenados en la operación, esto último, con el propósito de proteger y conservar el entorno natural. Es importante señalar que en cada estación compresora de gas natural, se cuenta con el plan de manejo ambiental dando cumplimiento a la disposiciones legales nacionales sobre la materia.

Selección del compresor
Un compresor consiste de dos componentes principales: una fuerza motriz y un compresor. La selección de un particular tipo dependerá de las consideración en conjunto de los aspectos técnicos y económicos.
Las consideraciones técnicas deberían incluir:
· disponibilidad en el tamaño requerido;
· compatibilidad con los tipos ya existentes en operación;
· fiabilidad, seguridad y flexibilidad bajo variaciones de presión;
· conveniencia para operación remota o manual;
· disponibilidad de energía (por ejemplo, para motores eléctricos) y
· consideraciones ambientales (emisiones, niveles nocivos).

Las consideraciones económicas debieran incluir:
· costo de capital;
· costos de mantenimiento y operación;
· costo de combustible.

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