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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.

    Partes: 1, 2

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