Revista
Fuentes: El Reventón Energético
Vol.
15 Nº 1 de 2017 - Ene/Jun - pp 59/73
ESTABLECIMIENTO DE UN VALOR ADICIONAL
DE PUNTO DE ROCIO DE HIDROCARBURO PARA LA ZONA CÁLIDA DE
COLOMBIA
Nicolás Santos Santos*; Julio
Cesar Pérez Angulo; Manuel Carbarcas Simancas.
Grupo de Modelamiento de Procesos
de Hidrocarburos. Universidad Industrial de Santander (UIS). Carrera 27 Calle
9. Bucaramanga. Colombia. *E-mail: nicolas@uis.edu.co
RESUMEN
El contenido de pequeñas cantidades de agua y condensados en el gas natural
generan problemas en el transporte por líneas, causan corrosión y otros daños
en equipos de compresión o turbinas. Es por esto que el gas natural se debe
someter a diversos tratamientos para cumplir con las especificaciones de
calidad establecidas, entre los parámetros de calidad está el Punto de Rocío de
Hidrocarburo (HCDP), el cual indica la temperatura mínima a la cual puede estar
el gas sin que se presenten condensados. Para establecer este parámetro, es
necesario tener en cuenta criterios termodinámicos, climáticos y regulatorios.
Pero no todas las regulaciones de HCDP son iguales, por consiguiente, un gas
que es transportado en la red de gasoductos de un país puede no ser apto para
la red de otro país. Dado lo anterior, en el presente artículo se presenta el
establecimiento de un posible valor adicional de punto de rocío de hidrocarburo
para la zona cálida de Colombia, realizando una simulación hidráulica en estado
dinámico que contempla la inclusión del perfil de temperatura y el relieve que
atraviesa el gasoducto.
Palabras clave: HCDP, condensados, punto de rocío por hidrocarburo,
gas natural.
ESTABLISHMENT OF AN ADDITIONAL VALUE OF
HCDP IN THE WARM COLOMBIAN ZONE
ABSTRACT
The content of small amounts of water and condensate in
the natural gas generate problems in transport lines, cause corrosion and other
damage in compression equipment or turbines. That is why natural gas must be
submitted to various treatments to meet established quality specifications;
between the quality parameters is the Hydrocarbon Dew Point (HCDP), which
indicates the minimum temperature at which gas can be submitted without
condensed, to set this parameter, it is necessary to consider thermodynamic,
climate and regulatory criteria. However, not all HCDP regulations are equal;
therefore, a gas that is transported in the pipeline system of a country may
not be suitable for the network in another country. Given the above, this
article presents the establishment of a possible additional value hydrocarbon
dew point for the warm area of Colombia, performing a hydraulic simulation in
dynamic state, which provides for inclusion of the temperature profile and the
relief flowing through the pipeline.
Keywords: HCDP, Condensate,
Hydrocarbon dew Point, natural gas.
Cita: Santos, N.,
Pérez, J. y Carbarcas, M. (2017). Establecimiento de un valor adicional de
punto de rocio de hidrocarburo para la zona cálida de Colombia. Revista
Fuentes: El reventón energético, 15 (1), 59-73.
INTRODUCCIÓN
El gas natural se debe someter a diversos tratamientos con el fin de
cumplir las especificaciones de calidad establecidas por los diferentes
organismos de control y regulación, ya que las líneas de transporte de gas
natural y ciertos equipos están diseñados para trabajar con fluidos en una sola
fase, es por eso que procesos como la deshidratación y control del Punto de
Rocío Hidrocarburo (HCDP), resultan indispensables para prevenir futuros
problemas operacionales. La eliminación del contenido de agua en un gas evita
la reducción de la capacidad de flujo del gas, corrosión, y en caso de que la
temperatura sea demasiado baja que se presente interrupción de flujo o
taponamiento, además de otros problemas relacionados con la formación de
hidratos. Cuando no existe un adecuado control del punto de rocío de
hidrocarburo, los condensados se acumulan en la sección inferior de la tubería,
además ocasionan inconvenientes en las instalaciones del sistema, como en los
compresores y finalmente pueden ocasionar incendios y explosiones.
Por esto es necesario tener un control especial con el punto de rocío de
Hidrocarburo, considerando los diferentes factores usados para establecerlo,
como: composición del gas, condiciones de operación del gasoducto, condiciones
climáticas y ambientales de la zona de operación y las principales normas de
calidad establecidas por los diferentes organismos.
En el presente artículo se busca revisar y analizar la información correspondiente
a la determinación del punto de rocío de hidrocarburo a nivel internacional,
señalando los factores necesarios para dicha determinación, de tal manera que
permita crear un marco de referencia para evaluar la factibilidad de
implementar un valor adicional de punto de rocío de Hidrocarburo para la zona
cálida de Colombia, con base en los criterios empleados en países con climas
similares, realizando una simulación hidráulica en estado dinámico que
contempla la inclusión del perfil de temperatura y el relieve que atraviesa el
gasoducto.
1. CRITERIOS USADOS A
NIVEL INTERNACIONAL PARA ESTABLECER EL HCDP
El transporte de gas por gasoductos necesita condiciones de operación que
garanticen seguridad, brinden confiabilidad a los integrantes de la cadena del
gas natural y aseguren la integridad de los equipos de las compañías
transportadoras. Razón por la cual existen regulaciones o normatividades que
establecen especificaciones de calidad que debe cumplir el gas durante todo su
recorrido en el sistema de transporte. Uno de los parámetros más importantes de
estas regulaciones es el punto de rocío de hidrocarburos (Hydrocarbon Dew Point
– HCDP), el cual indica la temperatura mínima a la cual puede estar el gas sin
que se presente condensación de líquidos hidrocarburos en el sistema de
gasoductos.
Para establecer este parámetro es necesario tener en cuenta una serie de
criterios termodinámicos, climáticos y regulatorios que en conjunto permiten
realizar una determinación de estándares de calidad que contribuyan a un
adecuado desarrollo del mercado del gas natural.
Así mismo, es importante resaltar que no todas las regulaciones de HCDP son
iguales y en consecuencia, un gas que es transportado en la red de gasoductos
de un país puede que no sea apto para ser transportado en otro. A continuación,
se presentan la formas en la cuales se puede encontrar especificado el HCDP.
1.1. FORMAS DE ESPECIFICAR
EL PUNTO DE ROCIO DE HIDROCARBUROS
La especificación del punto de rocío de hidrocarburos (HCDP), puede tomar
una de las siguientes tres formas, una es cuantitativa y las otras dos son
cualitativas (Agency for the Cooperation of Energy Regulators [ ACER ], 2011).
1.1.1.
Forma Cuantitativa
Se especifica un valor de temperatura máximo para un rango de presión. Por
ejemplo, la norma de calidad del gas en Francia establece un HCDP de -2°C entre
1-70 bar de presión (28.4°F @ 14.2 – 994.5 psi) ( ACER, 2011).
1.1.2.
Formas Cualitativas
El HCDP establecido de esta forma se presenta de las siguientes maneras:
·
“Temperatura Ambiente para todas las presiones” (Ground
Temperature for all Pressures). Esta declaración generalmente comprende un
valor de - 4°C (24.8°F). Alemania es un ejemplo de esta forma de especificar el
HCDP (Alemania-GRTgaz, 2013).
·
El gas se encuentra “Técnicamente libre de Condensados”
(…Technically free of…) tal como se puede ver en la norma de calidad del gas de
Reino Unido (POYRY, 2011).
1.2 CRITERIOS TERMODINÁMICOS
El comportamiento termodinámico del gas natural está directamente
relacionado con su composición, lo cual convierte los criterios termodinámicos
en parte fundamental para la especificación de calidad del gas natural (por
ejemplo, el poder calorífico, comportamiento de fases, punto de rocío de
hidrocarburos, número Wobby, etc) (MARCOGAZ, 2003-2002).
Un ejemplo de la importancia del comportamiento termodinámico del gas para
establecer la especificación de calidad del gas natural tiene lugar en Europa,
donde existen dos categorías de suministro de gas: el gas de bajo poder
calorífico (Gas L) y de alto poder calorífico (Gas H). Estos gases presentan
diferencias en sus especificaciones de calidad lo que produce restricciones de
interoperabilidad, lo cual se puede definir como, la capacidad de un producto a
interactuar con otros de sus mismas características, es decir, los gases L y H
no se pueden mezclar y por lo tanto son suministrados a través de redes de
transporte independientes (MARCOGAZ, 2003).
Los Países Bajos son la única fuente de Gas-L, mientras que el Gas-H tiene
numerosos orígenes, entre ellos: Mar del Norte, Rusia, Turkmenistán, entre
otros. En cuanto al sistema de transporte, Gas-H está presente en toda Europa,
mientras que el Gas-L es distribuido únicamente en cuatro países: Francia,
Bélgica, Países Bajos y una pequeña parte de Alemania (MARCOGAZ, 2002).
1.3. CRITERIOS CLIMÁTICOS
El comportamiento climático y el relieve de la zona o región que atraviesa
el gasoducto es determinante para establecer el HCDP, ya que, pueden existir
puntos con temperaturas muy bajas que podrían generar condensación. Las bajas
temperaturas pueden estar asociadas a la existencia de pisos térmicos y/o
estaciones a lo largo del trazado del gasoducto (ACER, 2011).
Ya que la determinación del punto de rocío de hidrocarburos (HCDP) está
basada en la interacción del gas natural que fluye dentro del gasoducto y su
medio ambiente, es necesario realizar una simulación hidráulica en estado
dinámico que contemple la inclusión del perfil de temperatura y el relieve que
atraviesa el gasoducto.
1.4. CRITERIOS REGULATORIOS
Las normas de calidad del gas no cubren los mismos parámetros en todos los
países donde existe infraestructura de transporte de gas natural. Las
especificaciones de calidad del gas pueden ser decretadas por el gobierno de
cada país, en cabeza del organismo de control de transporte de gas, o pueden
ser regulaciones establecidas de manera privada e independiente por las
empresas productoras y transportadoras vinculadas a un contrato de gas en
particular.
De acuerdo a la reglamentación de cada país, sea regulación nacional
(legislativa) o especificación del sistema de transporte (contractual), se
puede presentar alguna de las siguientes modalidades de HCDP: (1) Modalidad de
Valor Único de HCDP, (2) Modalidad Contractual, (3) Modalidad Eurozona y (4)
Modalidad de Múltiple Punto de Rocío (POYRY, 2011).
1.4.1. MODALIDAD UNICO VALOR DE HCDP
En los países con un valor único de HCDP, la especificación del punto de
rocío es de carácter legislativo y se encuentra regulada por organismos del
gobierno como Ministerios o Agencias de Energía, las cuales buscan promover la
uniformidad de la toda la cadena productiva del gas natural.
En la Tabla 1 se presenta un resumen de los aspectos más importantes de las
regulaciones de los países con un único valor de HCDP. De igual forma, aunque
la mayoría de países europeos tienen un único valor de HCDP, estos serán
discutidos bajo la modalidad de Eurozona (BP. International Gas Union, 2011).
Tabla 1. Resumen Países con Valor Único de HCDP (Argentina-ENARGAS, 2005),
(Bolivia-Superintendencia de Hidrocarburos 2007), (Ecuador-Instituto
Ecuatoriano de Normalización, 2009), (México.
Comisión Reguladora de
Energía.), (Nueva Zelanda. Gas Industry Company Limited)
|
País
|
HCDP
Norma Ente de Control
(S.I)
|
Método
de
Medición
|
|
Colombia
|
RUT CREG
45 °F
|
|
|
Argentina
|
24.8°F
Res
622/98 ENARGAS
@798 psi
|
GPA 2286 EOS PR
|
|
Bolivia
|
Res
Superintendencia 32°F @ Cromatografía 0433/2007 de Hidrocarburos 640 psi
en Línea
|
|
Ecuador
|
NTE
INEN
INEN 2
|
28.4°F @
0–1160 psi
|
ASTM D1142
ASTM D1945
ISO
6975
|
|
Venezuela
|
Norma
Ministerio de
Venezolana
Minas y Energía
COVENIN
|
35.6°F
|
GPA 2286 ISO 6975
|
|
México
|
NOM-001-
SECRE-
2010
|
Comisión
Reguladora
de
Energía
|
28.4 °F
|
|
|
Nueva
Zelanda
|
NZS 5442:1999
|
|
28.4°F @ 725 psi
|
|
|
Emiratos
Árabes
|
|
Abu Dhabi
National Oil
Company -
|
28.4°F @
14.5–1000 psi
|
|
|
|
|
|
|
|
1.4.2.
Modalidad contractual
Esta modalidad agrupa los países en los cuales las compañías
transportadoras tienen la libertad de establecer la norma de calidad del gas
que reciben y transportan por sus gasoductos; sin embargo, estas regulaciones
deben ajustarse a estatutos de seguridad de cada país. En esta modalidad de
HCDP, la compañía transportadora tiene la autoridad para no recibir el gas que
no cumpla con las especificaciones, asegurando de esta manera que no haya
presencia de líquidos en el gasoducto y garantizando la integridad de sus
equipos. Algunos países con esta modalidad son Canadá, Estados Unidos, y
Australia (Canadá, TransCanada 2006; 2013), (USA, The University of Center For
Energy Economics, 2004).
En la Tabla 2, Se presentan los valores de HCDP establecidos en Canadá.
En la Tabla 3, se presenta una recopilación del HCDP dispuesto en las
especificaciones de calidad del gas de las principales compañías
transportadoras de gas en los Estados Unidos (USA, The University of Center For
Energy Economics, 2004).
Tabla 2. Resumen especificación de HCDP en Canadá.
NTGL
System
Operación
|
|
Foothills
System
|
-10°C (14°F) @ Presión de Operación
|
|
GNT
System
|
(-9°C)
15°F @ 800 psig
|
|
North
Baja System
|
(-6.7
°C)20°F @600 psig
|
|
ANR
|
-10°C (14°F)
|
|
|
Alliance
Canada
|
-10°C (14°F) @ Presión de Operación
|
|
|
ATCO
Pipe
|
-10°C (14°F) @ Presión de Operación
|
|
|
TransGas
|
-10°C (14°F) @ Presión de Operación
|
|
|
West
Coast
|
-9 °C
(15.8°F )
|
|
|
TQM
|
N/E
|
|
|
GazMetro
|
N/E
|
Tabla 3. Resumen especificación de HCDP en Estados Unidos (USA, The
University of Center For Energy Economics, 2004).
|
SISTEMA DE TRANSPORTE
( GASODUCTO )
|
HCDP
|
|
Alliance USA
|
14 °F @ Presión de Operación
|
|
Empire
State Pipeline
|
N/E
|
|
Great Lakes Gas
Transmission
GLGT
|
N/E
|
|
Iroquois Gas Transmission System
|
15°F ó
menos
|
|
Northern
Border
|
HCDP1=
-5°F @ 800 psia
HCDP2=
-10°F @ 800 psia
HCDP3= -18°F @ 800 psia
|
|
North
West Pipeline NWP
|
15 °F @
100 – 1000 psia
|
|
PNGTS
|
N/E
|
|
SOCAL
|
N/E
|
|
Tennessee GP
|
15 °F
|
|
Viking
Gas Transmission
|
N/E
|
|
Northern
Natural Gas Co.
|
N/E
|
|
Pacific
Gas Transmission Co.
|
-9.5 °C
@ P>55 bar
|
|
Transwestern
Pipeline Gas Co.
|
Libre
de Líquidos
|
|
Florida
Gas Transmission Co.
|
N/E
|
|
Southwest
U. S. Company
|
N/E
|
|
Midwest
U. S. Company
|
N/E
|
|
Southeast
U. S. Company
|
N/E
|
De acuerdo a la evidencia regulatoria mostrada anteriormente y al gran
mercado binacional de gas existente entre Canadá y Estados Unidos, es viable
considerar estos dos países como una sola región con la presencia de múltiples
puntos de rocío de hidrocarburos.
1.4.3. MoDaLIDaD
ESPECIaL: EURoZoNa
Europa es el más claro ejemplo de la globalización del mercado del gas
natural debido al continuo crecimiento de la demanda de combustible. En Europa
existen gasoductos que atraviesan prácticamente todo el continente
suministrando gas natural que es producido en cierta región de un país a otros
países. Debido a esto es posible analizar todo el continente europeo como si
fuera una sola región con una amplia red de gasoductos para el transporte de
gas natural con múltiples valores de punto de roció de hidrocarburos (HCDP)
(MARCOGAZ, 2003-2002).
Especificaciones de Calidad del Gas natural de Europa. El
mercado de gas natural europeo contempla la existencia de regulaciones
nacionales en países con valor único de HCDP, al mismo tiempo que existen
países con modalidad contractual ejercida por cada empresa transportadora. Sin
embargo, la presencia de gasoductos internacionales que atraviesan más de un
país hace necesaria la existencia de una regulación que permita la
interoperabilidad, es decir, el gas que es transportado por un gasoducto en un
país cumpliendo la respectiva regulación puede que no sea apto para transporte
según la especificación de otro país, razón por la cual es necesario establecer
un valor HCDP que satisfaga la condición de interoperabilidad (MARCOGAZ, 2003).
De acuerdo a lo anterior, es posible encontrar países con redes de
transportes locales con valores de HCDP diferentes a los valores de los
gasoductos internacionales, lo cual valida la premisa presentada anteriormente
de analizar todo el continente europeo como una sola región (eurozona) con
múltiples puntos de rocío dado también la existencia de estaciones (MARCOGAZ,
2003) , (POYRY, 2011).
En la Tabla 4, se presenta la recopilación de la información regulatoria de
HCDP de Europa.
1.4.4. MODALIDAD MULTIPLE PUNTo DE RoCÍo
Brasil, La Agencia Nacional de Petróleo ANP establece por
medio de la Resolución ANP No. 16 de 2008, el reglamento técnico para la
especificación del gas natural, nacional o importado, que se venden en todo
Brasil. Esta regulación establece especificaciones para tres zonas en las que
se agrupan las cinco regiones geopolíticas de Brasil, donde cada zona tiene un
valor de HCDP y son presentados en la Tabla 5 (Brasil-ANP 2002-2008).
Como se puede apreciar, existen dos valores diferentes de puntos de roció
de hidrocarburos (HCDP), los cuales fueron establecidos de acuerdo a las zonas
climáticas de Brasil.
Australia, Debido a la gran diversidad climática y el
sobresaliente desarrollo económico e industrial, Australia, cuenta con un
sistema de transporte de gas natural compuesto por aproximadamente 64
gasoductos. En cuanto a la regulación de especificación de calidad del gas
natural, Australia presenta múltiples valores de HCDP (GREAT SOUTHERN PRESS.
Australia). y tiene un control polivalente ya que una parte del sistema de
transporte es regido por normas establecidas por el gobierno australiano en
cabeza de los diferentes organismos de control del mercado del gas natural,
mientras que la otra parte del sistema es controlada de manera contractual y
las especificaciones son establecidas por cada compañía transportadora.
Tabla 4. Resumen Especificación de Calidad del Gas en Europa
(Alemania-GRTgaz, 2013), (Belgica, 2004),
(España-Enagas, 2004), (Irlanda, 2008), (Lituania, 2012),
(Nueva Zelanda, 1999), (Poyry, 2011), (Rusia, 2008), (United
Kingdom Interconnector 2013), (United Kingdom. Premier
Transmission Limited.)
|
País
|
Norma
o
Código
|
Ente de
Control
|
HCDP
( SI )
|
|
UK
|
Gas Safety
(Management)
Regualtions
1996
|
Comité de
Salud y
Seguridad
|
Libre
de
Hidrocarburos condensables
|
|
|
Valores
Típicos
|
Ley
Local
|
28.4°F @ P>= 1232 psi
|
Temperatura
DVGW
Coe of
Alemania DVGW ambiente a presión
Practice G 260 de operación
|
Austria
|
|
|
32 °F @ O.P.
|
|
Bélgica
|
|
|
32 °F @ O.P.
|
|
Dinamarca
|
Reglas
para el
Transporte de gas
|
Energinet.dk
|
24.8°F @ P<= 1015 psi
|
|
Eslovaquia
|
|
|
32 °F @ O.P.
|
|
Eslovenia
|
|
|
23 @
566 psi
|
|
España
|
BOE, Abril 4 - 2006
|
STM
|
41°F @ P<= 1015 psi
|
|
Francia
|
|
Compañía de Transporte
|
28.4°F @ P<= 1015 psi
|
|
Grecia
|
|
|
37.4 °F
@ 1160 psi
|
|
Irlanda
|
|
|
28.4°F @ P<= 1232 psi
|
|
Italia
|
Legislación Nacional
|
SNAM Rete Gas
|
32 °F
|
|
Luxemburgo
|
Easee-gas
|
|
28.4 °F
|
|
Noruega
|
Términos
y
Ministerio
condiciones para del petróleo y
el transporte energía
de gas
|
14 °F @
740 psi
|
|
Países
Bajos
|
Especificación
Gas Transport
de
Gas de
Services Entrada
|
26.6 @ O.P.
|
|
Republica Checa
|
|
32 °F
|
|
Rumania
|
|
32 °F @ O.P.
|
|
Rusia
|
|
28.4
°F @ P <=
|
|
Suecia
|
|
26.6 °F
@ 1160 psi
|
|
Suiza
|
G
2007/1 SVGW
|
|
|
EASEE-gas
|
Harmonisation of Gas Qualities
|
28.4°F @ P<=1015 psi
|
Tabla 5.
Especificación de HCDP en Brasil (Brasil-ANP 2002-2008).
|
Región
Método
de
Especificación Medio
oeste, Medición
Norte Noreste
Sureste, Sur
|
|
15°C 15°C 0
°C
HCDP ISO 6570
59°F 59°F 32 °F
|
Australia contempla tres valores diferentes de HCDP para su territorio. En
la parte Oeste (Western Australia) que se caracteriza por ser principalmente de
carácter desértico, se tiene un HCDP de 0°C (32°F). La zona norte (Northern
Territory, Queensland) presenta gran variedad climática que van desde zonas
desérticas, praderas, clima tropical e incluso una pequeña parte sujeta a clima
ecuatorial por lo cual se establece un HCDP de 10°C (50°F) para esta zona. Por
último la zona sur (South Australia, New South Wales, Victoria) presenta un
comportamiento climático templado y por lo tanto tiene un HCDP de 2°C (35.6°F).
(Great Australian Pipeline Industry Association).
2. CRITERIOS DE REFERENCIA
PARA ESTABLECER UN HCDP ADICIONAL EN COLOMBIA
Una vez recopilada la información que comprende este marco de referencia,
se procedió a establecer cuál de las modalidades anteriores es más acorde a la
iniciativa para establecer un valor adicional de HCDP para la zona cálida
colombiana. Para establecer esta referencia es necesario relacionar las
posibles ventajas y desventajas de cada modalidad de HCDP presentadas y
seleccionar aquella modalidad que se ajuste a los criterios climáticos y
regulatorios existentes en Colombia (tabla 6).
|
Tabla 6. Criterios de referencia
para Colombia
|
Modalidad
|
Zona Climática
|
Ventaja
|
Desventaja
|
Referencia para
Colombia
|
|
Valor Único de
HCDP
|
No hace diferencia entre pisos térmicos
|
Uniformidad
de mercado
|
Diferencias entre compañías productoras y transportadoras
|
Regulación
Actual
|
Inviable ya que no
existe
Modalidad
Compañía trasportadora con Productores que
suministran gas uniformidad de criterios entre
Zonas
templadas y frías
Contractual libertad
de establecer HCDP a gasoductos independientes productores, transportadores
y
entes
reguladores
|
Modalidad Eurozona
|
Zonas
templadas y frías
|
Interoperabilidad
|
Aplica únicamente para sistemas de transmisión
internacionales
|
Inviable por falta de infraestructura ya que el
mercado de gas colombiano, es en su mayoría de carácter
local
|
Viable
ya que proporciona
Múltiple Punto de Tiene en cuenta los Puntos
de rocío en función de Aplica para zonas con gran valores de
HCDP para cada
Rocío diferentes
pisos térmicos cada piso térmico diversidad climática
zona de interés.
|
Como se puede ver en la tabla anterior, el modelo de múltiple puntos de
rocío es viable para Colombia, además es importante resaltar, que en el caso de
Brasil, el valor de HCDP definido para la zona cálida es superior al valor
establecido en la regulación actual colombiana, lo cual permite establecer la
hipótesis de la factibilidad de definir un valor adicional para la zona cálida
colombiana superior al valor actual. Sin embargo, es necesario desarrollar el
debido proceso de investigación que permita validar esta hipótesis.
Así mismo, una vez revisada la información regulatoria de los países
seleccionados, se encontró que la mayoría de regulaciones internacionales
tienen especificado el parámetro del HCDP en función del punto de rocío, que al
mismo tiempo está en función del piso térmico y no en función del
Cricondentérmico (Cricondentherm), como está establecido en el Reglamento Único
de Transporte de Colombia.
2.1 MODELAMIENTO DE LA
RED DE GASODUCTOS DE LA
ZONA CÁLIDA COLOMBIANA
Para el estudio de viabilidad hidráulica y termodinámica del valor de HCDP,
es necesario definir los modelos de los gasoductos de PROMIGAS y TGI (sección
Ballena-Barrancabermeja). Para ello se debe disponer de información confiable
de estaciones de compresión, topografía del recorrido del gasoducto,
temperaturas ambientes mínimas, tipo de terreno, puntos de conexión a líneas de
distribución urbana y rural (troncales), entre otros aspectos.
2.1.1. Modelo de simulación de TGI
( tramo Ballena-Barrancabermeja )
El gasoducto Ballena-Barrancabermeja es un sistema de propiedad y operado
por la Transportadora de Gas Internacional – TGI S.A. E.S.P., que atraviesa los
departamentos de La Guajira, Magdalena, Cesar y Santander. Tiene una extensión
de 578 Km con tubería de 18 pulgadas con espesor de 0,344 pulgadas y calidad
API 5LX-60, diseñado para una capacidad total de transporte de 260 MMSCFD.
(Mapa red nacional de gasoductos: Gasoducto Ballena – Barrancabermeja).
Actualmente cuenta con 6 estaciones de compresión (Hato Nuevo, La Jagua del
Pilar, Casacará, Curumaní, Norean y San Alberto) operando a 1200 psig de
presión de descarga y 120 °F de temperatura de descarga después de atravesar
los aero-enfriadores respectivos (Mapa red nacional de gasoductos: Gasoducto
Ballena – Barrancabermeja).
Para el diseño del modelo de simulación se sectorizó por tramos
comprendidos entre cada estación de compresión. Éstos a su vez se dividieron en
trayectos de distancias más cortas y variaciones de elevación más pequeñas que
permitieran obtener resultados más detallados.
Los resultados fueron corroborados con el modelo de simulación de Peña
(Peña, Santos y Pérez, 2001) sobre el mismo gasoducto, en las Tablas 7, 8, 9,
10, 11, 12 y 13 se tienen los datos de distancia y elevación por cada tramo.
Para el modelo de simulación en específico, entre tramo y tramo, se ubicaron
los depuradores de entrada a los respectivos compresores.
Tabla 7. Entrada de secciones, accesorios, elevación y longitud de tubería
del tramo Ballena – Hato Nuevo de TGI (Ballena – Barrancabermeja).
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Pipe
|
17,8
|
24,9
|
7,61
|
82
|
58399
|
0 , 08
|
Pipe 26,3 49,9 15,23 82 27887 0,17
Tabla 8. Entrada de secciones, accesorios, elevación y longitud de tubería
del tramo Hato Nuevo – La Jagua del Pilar de TGI (Ballena – Barrancabermeja).
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Side
Stream
|
78,9
|
179,9
|
54,8
|
0
|
0
|
0
|
Compressor 78,9 179,9 54,8 0 0 0
|
Cooler
|
78,9
|
179,9
|
54,8
|
0
|
0
|
0
|
|
Side
Stream
|
78,9
|
179,9
|
54,8
|
0
|
0
|
0
|
|
Pipe
|
80,6
|
179,9
|
54,8
|
0
|
5249
|
0
|
|
Pipe
|
81,2
|
175,0
|
53,3
|
-16,4
|
1968
|
-0 , 47
|
|
Pipe
|
83,6
|
225
|
68,5
|
164
|
7874
|
1 , 1
|
|
Pipe
|
86,6
|
227
|
69,5
|
9,8
|
9842
|
0 , 05
|
|
Pipe
|
89,8
|
250
|
76,2
|
72,1
|
10498
|
0 , 39
|
|
Pipe
|
94,4
|
258
|
78,6
|
26,2
|
15255
|
0 , 09
|
|
Pipe
|
96,4
|
188
|
57,3
|
-229
|
6561
|
-2 , 0
|
|
Pipe
|
111,6
|
178
|
54,2
|
-32
|
49704
|
-0 , 03
|
|
Pipe
|
127,3
|
200
|
60,9
|
72
|
51509
|
0 , 08
|
|
Pipe
|
138,9
|
200
|
60,9
|
0
|
38385
|
0
|
|
Fitting
|
138,9
|
200
|
60,9
|
0
|
0
|
0
|
|
Pipe
|
140,6
|
200
|
60,9
|
0
|
5249
|
0
|
|
Side
Stream
|
140,6
|
200
|
60,9
|
0
|
0
|
0
|
|
Pipe
|
143,6
|
200
|
60,9
|
0
|
9842
|
0
|
|
Pipe
|
147,8
|
178
|
54,2
|
-72
|
13779
|
-0 , 3
|
|
Side
Stream
|
147,8
|
178
|
54,2
|
0
|
0
|
0
|
|
Pipe
|
159,9
|
175
|
53,3
|
-9
|
40026
|
-0 , 01
|
Tabla 9. Entrada de secciones, accesorios, elevación y longitud de tubería
del tramo La Jagua del Pilar - Casacará de TGI (Ballena – Barrancabermeja).
Tabla 10. Entrada
de secciones, accesorios, elevación y
longitud de tubería del tramo Casacará – Curumaní de TGI
(Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 11. Entrada
de secciones, accesorios, elevación y
longitud de tubería del tramo Curumaní –Norean de TGI
(Ballena – Barrancabermeja).
Tabla 12. Entrada
de secciones, accesorios, elevación y
longitud de tubería del tramo Norean – San Alberto de TGI
(Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 13. Input
de secciones, accesorios, elevación y
longitud de tubería del tramo San Alberto - Barrancabermeja
de TGI (Ballena – Barrancabermeja).
El gasoducto Ballena-Barrancabermeja atraviesa los departamentos de La
Guajira, Magdalena, Cesar y Santander, como se mencionó anteriormente. Entre éstos
se identifican ciertos municipios claves por su cercanía al recorrido del
gasoducto, y otros que a pesar de estar en zonas un poco lejanas al gasoducto tiene
cierta influencia sobre este desde el punto de vista climático (Ver Figura 1). De
acuerdo con esto, se stablecieron las temperaturas mínimas ambientes en cada
porción modelada del gasoducto, las cuales pueden observarse en las Tablas 14,
15, 16, 17, 18, 19 y 20. En cuanto al terreno y los sectores donde la tubería
se encuentra enterrada, se utilizaron para el modelado del gasoducto la
información suministrada por Peña (Peña, Santos y Pérez, 2004) en sus estudios.
Tabla 14. Entrada
de temperatura mínima del tramo Ballena
– Hato Nuevo de TGI (Ballena – Barrancabermeja).
Tabla 15. Entrada
de temperatura mínima del tramo
Hato Nuevo – La Jagua del Pilar de TGI (Ballena –
Barrancabermeja)
Tabla 16. Entrada
de temperatura mínima del tramo La Jagua
del Pilar - Casacará de TGI (Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 17. Entrada
de temperatura mínima del tramo Casacará
- Curumaní de TGI (Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 18. Entrada
de temperatura mínima del tramo
Curumaní - Norean de TGI (Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 19. Entrada
de temperatura mínima del tramo Norean
– San Alberto de TGI (Ballena – Barrancabermeja)
Tabla 20. Entrada
de temperatura mínima del tramo
San Alberto - Barrancabermeja de TGI (Ballena –
Barrancabermeja)
3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
Para cada gasoducto por separado, y cada escenario de evaluación de los
mismos, se generaron los perfiles topográficos, de presión, temperatura del gas
en el gasoducto, temperatura mínima ambiente, y ruta operacional del gas
(Presión vs. Temperatura). De estos se concluyó que para todos los escenarios
propuestos, en ambos gasoductos, no se generaron líquidos a las condiciones
establecidas. Además se establecieron los nodos críticos para la evaluación del
efecto JouleThomson en los City Gates.
3.1 TGI (BALLENABARRANCABERMEJA)
– ESCENARIO I (260
MMSCFD Y 1200 PSIG)
En este primer escenario se consideraron las caídas de presión
experimentadas en el gasoducto en su recorrido y las presiones mínimas y
máximas de succión permisibles en las estaciones de compresión (Mapa red
nacional de gasoductos: gasoducto ballena – Barrancabermeja). De esto se dedujo
que las 6 estaciones existentes deben estar encendidas y funcionando, dado que
el caudal es suficientemente alto para generar turbulencia suficiente y por
ende altas caídas de presión en la línea.
Perfil Topográfico. Teniendo en cuenta la información de longitud de
tramos y elevación punto a punto del modelo de simulación, se construyó el
siguiente perfil topográfico, el cual aplica indiscriminadamente para ambos
escenarios de evaluación del gasoducto de TGI ( Ver Figura 2).
Figura 2. Perfil Topográfico del gasoducto TGI.
Fuente: Autores
Perfil de Presión. Se construyó el perfil de presión con los
resultados de la simulación (Ver Figura 3). En este perfil se identifican las
caídas de presión abruptas debido al flujo muy turbulento a lo largo de los
tramos, y el ascenso que ocurre en las estaciones de compresión.
Perfil de Temperaturas. Se elaboró el perfil de temperaturas (Ver
Figura 4) incluyendo la temperatura mínima ambiente, la temperatura del gas
fluyendo en el gasoducto, los valores tentativos de HCDP (62, 60 y 55 °F) y el
valor actual de HCDP (45°F) con los datos resultantes de la simulación.
Figura 3. Perfil de presión del gasoducto TGI para el escenario I
(260MMSCFD).
Fuente: Autores.
Figura 4. Perfil de temperaturas de TGI para el escenario I
(260MMSCFD).
Fuente: Autores.
Dado que por convención en Colombia se ha fijado la temperatura mínima de
entrega igual al valor máximo de HCDP, estos perfiles de temperatura en
comparación con las líneas de calidad de HCDP establecidas, dan un indicativo
del cumplimiento de la norma por temperaturas mínimas. En este caso particular
(escenario crítico que involucra máximo caudal y a su vez que en un instante de
tiempo determinado todo el trayecto que recorre el gasoducto experimente a la
vez las temperaturas mínimas de los municipios aledaños) se puede concluir que
para estas condiciones, sin lo equipos de calentamiento adecuados en el sector
cercano a la estación de compresión de Hato Nuevo, se condensarían líquidos HC
para gases con HCDP mayores a 60°F.
Ruta operacional y envolvente de fase. También se realizó un
análisis de la ruta operacional del gasoducto conformada por los valores de
presión y temperatura del gas de los perfiles anteriores en cada punto del
trayecto. Estos datos se compararon con las envolventes del Gas de Ballena y
los tres gases genéricos que representan los valores tentativos de HCDP (Ver
Figura 5).
Figura 5. Evaluación de la ruta operacional con las envolventes para TGI
escenario I (260MMSCFD).
Fuente: Autores.
3.2 TGI (BALLENABARRANCABERMEJA)
– ESCENARIO II (76,4
MMSCFD Y 1068 PSIG)
En el segundo escenario, bajo consideración de las caídas de presión
experimentadas en el gasoducto en su recorrido y las presiones mínimas y
máximas de succión permisibles en las estaciones de compresión compresión (Mapa
red nacional de gasoductos: gasoducto ballena – Barrancabermeja), se decidió
apagar 5 estaciones de compresión con problemas operacionales por presiones de
entrada superiores a la máxima presión de succión permisible, además de ser
práctica general en la operación a diario para ahorro energético. Se dejó en
funcionamiento total la estación de Curumaní, a la cual el gas llegaba con
presión dentro del rango operativo de presión de succión.
Perfil de presión. Se construyó el perfil de presión con los
resultados de la simulación (Ver Figura 6). En este perfil se identifican
caídas de presión más suaves en comparación con el escenario I, evidenciado los
aspectos de presión de succión comentados anteriormente.
Perfil de Temperaturas. Se elaboró el perfil de temperaturas (Ver
Figura 7) incluyendo la temperatura mínima ambiente, la temperatura del gas
fluyendo en el gasoducto, los valores tentativos de HCDP (62, 60 y
escenario II (76,4MMSCFD).
Fuente: Autores.
Dado que por convención en Colombia se ha fijado la temperatura mínima de
entrega igual al valor máximo de HCDP, estos perfiles de temperatura en
comparación con las líneas de calidad de HCDP establecidas, dan un indicativo
del cumplimiento de la norma por temperaturas mínimas. En este caso, a
diferencia del escenario anterior, los gases analizados en el modelo de
simulación no condensan líquidos HC para ningún HCDP propuesto.
Figura 7. Perfil de temperaturas de TGI para el escenario II
(76,4MMSCFD).
Fuente: Autores.
Ruta operacional y envolvente de fases. Se realizó un análisis de la
ruta operacional del gasoducto conformada por los valores de presión y
temperatura del gas de los perfiles anteriores en cada punto del trayecto.
Estos datos se compararon con las envolventes del Gas de Ballena y los tres
gases genéricos que representan los valores tentativos de HCDP (Ver Figura 8).
CONCLUSIONES
El comportamiento termodinámico del gas natural está directamente
relacionado con la composición del gas, y dado que cada gas tiene una composición
única, deben tener especificaciones diferentes. Adicional a esto está
demostrado que el entorno climático de la región afecta el punto de rocío
hidrocarburo del gas natural, por eso en una región con estaciones diferentes o
diferentes periodos climáticos es conveniente que tenga múltiple punto de
rocío, para evitar problemas operacionales.
Si bien un valor único de HCDP genera uniformidad en el mercado, no hace
diferencia entre pisos térmicos por lo que en zonas más cálidas podría generar
inconvenientes operacionales.
La modalidad contractual, sería inviable para el caso de Colombia, ya que
no hay uniformidad de criterios entre productores, transportadores y entes
reguladores.
La responsabilidad de la calidad del gas en los City Gate corresponde al operador
del gasoducto o transportador.
El valor de HCDP de 60°F permite operaciones óptimas en la línea de
transporte sin tendencia a condensar líquidos, teniendo en cuenta que no se
generaron líquidos bajo esquemas de evaluación crítica y de operación normal
para ambos gasoductos.
Los nodos correspondientes a los puntos antes de las estaciones de
compresión de TGI (Excepto Hato Nuevo, San Alberto y Salida a Barrancabermeja),
no generan líquidos a presión alguna de regulación por encima de los 100 psig,
para todos los HCDP.
Para los valores de HCDP propuestos de 62 y 60 °F, se requieren instalar
calentadores en los puntos cercanos a la entrada a estaciones de compresión de
San Alberto y Barrancabermeja para el Escenario I de TGI, y en City Gates
cercanos a la entrada al gasoducto para el Escenario II de TGI.
Debe instalarse calentadores con capacidad suficiente de compensar el
descenso de temperatura en todos los City Gates después de zonas cercanas a la
entrada al gasoducto, para cumplir con el reglamento que regula el transporte
de gas en cuanto a temperatura mínima de entrega, a condiciones de presiones de
salida de la estación de regulación desde 340 psig.
REFERENCIAS
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Natural Gas Quality Standards.
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Administrativa No. 0433/2007. Términos y Condiciones Generales de Servicio de
Gas Transboliviano. La Paz.
BP. International Gas Union. (2011). Guidebook to Gas
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2002. Establece las Especificaciones del gas natural, de origen nacional o
importado, que se comercialicen en el país. Estatus: Derogada.
Brasil. (2008). Agencia Nacional del Petróleo – ANP. Resolución No. 16 de
2008. Establece las Especificaciones del gas natural, de origen nacional o
importado, que se comercialicen en el país. Estatus: Actual.
Canadá. (2013). TransCanada. Gas Quality
Specifications.
Canadá. (2006). TransGas. Standard Natural Gas
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Ecuador. (2009). Instituto Ecuatoriano de Normalización. Norma Técnica
Ecuatoriana NTE INEN 2 489:2009. Gas Natural.
Requisitos. Quito.
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https://www.gs-press.com.au/#. Consultado el: 05
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Recuperado de: http://www.apga. org.au/. Consultado el: 05 de noviembre de
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caracterización composicional detallada, ajuste de la ecuación de estado y
generación de las envolventes de fase de las corrientes de carga a los gasoductos
Centragas y Promigas. Universidad Industrial de Santander (UIS). Bucaramanga,
Santander (Colombia).
Nueva Zelanda. Gas Industry Company Limited.
Recommendation to the Minister of Energy by