Curso actualizacion Trasporte de hidrocarburos por ductos del Ing. Javier Orozco Carbajal

A S O C I A C I Ó N D E I N G E N I E R O S P E T R O L E R O S
D E M E X I C O , A . C .
D E L E G A C I Ó N M É X I C O
Curso de Actualización:
Transporte de Hidrocarburos por Ductos
M a y o d e 2 0 1 1
Instructor:
Ing. Javier Orozco Carbajal

T r a n s p o r t e d e H i d r o c a r b u r o s p o r d u c t o s
1
Transporte de Hidrocarburos por Ductos
MODULO 1.- TRANSPORTE POR DUCTOS
INTRODUCCIÓN
ANTECEDENTES
LA RUTA DE LOS HIDROCARBUROS
1.1.- OBJETIVOS DEL TRANSPORTE
1.1.1.- Transporte de Gas Natural
1.1.2.- Transporte de Crudo
1.1.3.- Transporte de Destilados
1.1.4.- Ductos en la Región Marina
1.2.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR
1.2.1.- Gas Natural
1.2.1.1.- Características y propiedades del gas natural
1.2.1.2.- Usos del gas natural
1.2.2.- Propiedades de los hidrocarburos líquidos
1.2.2.1.- Características de aceite crudo
1.2.2.2.- La mezcla mexicana de petróleo
1.2.3.- Gas licuado de Petróleo GLP
1.2.3.1.-Características del Gas LP
1.3.- GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL
1.3.1.- Modalidades de aplicación de las ecuaciones
1.4.- OLEODUCTOS MANEJO DE ACEITE CRUDO
1.4.1.- Ecuaciones utilizadas para el cálculo de oleoductos
1.5.- DESTILADOS DEL PETROLEO Y GAS LP
1.5.1.-Ecuaciones utilizadas en cálculos de líneas de destilados
MODULO 2.- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN
2.1.- CONSIDERACIÓNES DE DISEÑO
2.2. - CONSIDERACIONES BÁSICAS DE CÁLCULO DE ESFUERZOS
2.3.- DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO
2.4.- INSTALACIONES SUPERFICIALES
2.4.1.- Válvulas de seccionamiento
2.4.2.- Trampas de Diablos
2.4.3.- Cruzamientos
2.4.4.- Instrumentación y dispositivos de Protección
2.4.5.- Documentación de entrega del proyecto
2.5.- PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO PARA EL DISEÑO

2
2.5.1.- Gasoductos
2.5.2.- Oleoductos
2.5.3.- Poliductos
2.6.- SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE DESARROLLO DEL PROYECTO
2.7.- CONSTRUCCIÓN DE LA LINEA DE CONDUCCIÓN (DUCTO)
2.7.1.- Aspectos legales del proyecto
2.7.2.- Gestión ambiental
2.7.3.- Apertura del derecho de vía
2.7.4.- Excavación de la zanja
2.7.5.- Tendido de la tubería
2.7.6.- Doblado y alineado de la tubería
2.7-7.- Válvulas a instalar en el ducto
2.7.8.- Trabajos de Soldadura
2.7.9.- Protección mecánica y anticorrosiva de la tubería
2.7.10.- Bajado y tapado de la tubería
2.7.11.- Prueba hidrostática
2.7.12.- Obras especiales
2.7.13.- Protección catódica del ducto
2..14.- Puesta en Operación
2.8.- DISEÑO DE DUCTOS MARINOS
2.8.1.- Información Requerida
2.8.2.- Procedimientos de construcción
2.8.3.- Criterios de diseño
2.8.4.- Métodos de tendido de tubería
2.8.5.- Procedimientos de soldadura
2.8.6.- Fabricación e Instalación de elementos
2.8.7.- Soldadura Hiperbárica para unir la tubería con la Junta de Expansión
2.8.8.- Lastre de Concreto
2.8.9.- Protección Catódica
2.8.10.- Prueba Hidrostática
2.8.11.- Trabajos de Aproximación a la Costa
MODULO 3.- OPERACIÓN DE SISTEMAS DE COMPRESIÓN Y BOMBEO
3.1 - ESTACIONES DE COMPRESIÓN
3.1,1,- Turbinas a gas
3.1.2.- Tipos de compresores
3.2.- ESTACIONES DE BOMBEO
3.2.1.- Características de las Bombas
3.2.2.- Selección de las Bombas
3.2.3.- Operación de un sistema de transporte de crudo
3.2.4.- Medidas de seguridad en Estaciones de compresión y Bombeo

3
INTRODUCCIÓN
Para satisfacer las necesidades de hidrocarburos a los centros de demanda del país, PEMEX se
ha visto en la necesidad de construir nuevos ductos y rehabilitar las extensas redes en servicio,
debido a que los centros de consumo son los de más abundante población, con mayor desarrollo
industrial, y se localizan más distantes de las áreas de producción.
Los ductos, son un medio de conducción práctico para abastecer a los centros de almacenamiento
y distribución; además, si se operan y mantienen en forma eficiente no contaminan a la atmósfera
ni modifican la ecología; contribuyen en gran medida a descongestionar el transporte terrestre, y
garantizan el abastecimiento de combustibles satisfaciendo la demanda al mínimo costo. El tendido
de las líneas es subterráneo en una zanja de dimensiones específicas, salvando todos los
obstáculos topográficos que condicionan su trazo (ríos, lagunas, pantanos, barrancos, canales,
carreteras, vías de ferrocarril, etc.).
El sistema de ductos es vital al ofrecer un servicio eficiente, económico y oportuno, sus principales
retos son mantener en óptimas condiciones la infraestructura y su funcionamiento, así como
incrementar él número de líneas. Como referencia, a través de las redes de ductos en la
actualidad se transportan diariamente hacia las refinerías para su proceso, alrededor de un millón y
medio de barriles de crudo.
MATERIA
PRIMA
Fig.1- Usos del petróleo
Farmacéuticos y
Fertilizantes
Industria
ENERGÉTICO
Plásticos
Pinturas y
Solventes
Aromáticos
Fibras
sintéticas
Transporte
Uso
Doméstico
Plantas de
PEMEX
Combustibles
y Lubricantes
Comisión
Federal
De electricidad
PRODUCCIÓN

4
ANTECEDENTES
La historia de las líneas de conducción se remonta a principios del siglo XX, cuando las empresas
extranjeras tenían a su cargo la concesión de la explotación petrolera. Inicialmente se construyeron
oleoductos hacia el mar para la exportación de crudo. El abastecimiento a los centros de consumo
del país se hacía por ferrocarril, auto tanques y algunas líneas de conducción; en 1938 se tenían
tan solo 1,353 Km. de ductos, y en 1946 se realizaron las primeras construcciones para Petróleos
Mexicanos: la Refinería de Azcapotzalco y la ampliación del oleoducto Poza Rica - Azcapotzalco.
El rápido crecimiento de las plantas industriales, creó la necesidad de construcción de los
oleoductos, gasolinoductos, combustoleoductos, poliductos y ductos petroquímicos. Se cuenta con
ductos de recolección de 2 pg de diámetro y algunos metros de longitud hasta ductos de 48 pg de
diámetro y más de 1000 Km. de longitud.
El satisfacer las necesidades de energía implica, tener que desplazar grandes volúmenes de crudo
y sus derivados desde las áreas de producción hasta donde serán utilizados, con la mayor eficacia
y seguridad; siendo el medio más confiable y económico los sistemas de ductos, que abarcan 29
entidades federativas del territorio nacional para surtir los petrolíferos que demandan las industrias
del país.
LA RUTA DE LOS HIDROCARBUROS
Cuando los hidrocarburos fluyen del yacimiento en fase gaseosa, líquida o mixta, se presenta el
problema de su transporte a través de sistemas de recolección, baterías de separación, sistemas
de distribución y/o embarque, etc. De aquí, el energético será entregado para su transporte en la
forma tradicional; ya sea por auto tanque o tubería hacia proceso en una refinería, Complejo
Procesador de Gas petroquímico, o una terminal de distribución.
La mezcla desde los pozos va hacía una línea colectora y de aquí a una batería de separación
como se indica en la figura 2 donde se lleva a cabo un proceso de separación del gas, el aceite y el
agua que por lo general vienen juntos. En algunos, casos tratándose de gas no asociado, este
podrá contener impurezas como sulfhídrico o CO2, dependiendo del tipo de yacimiento, por lo que
deberá procesarse a través de una planta endulzadora, o de una planta extractora de gasolina
natural.
El gas seco despojado de los ligeros, se usa como combustible en los equipos del campo de
producción, o en sistemas de bombeo neumático (recuperación mejorada) en los pozos que así lo
requieran.
En las baterías de separación se efectúa un tratamiento inicial y se dispone de tanques de
medición, tanques de pruebas de producción y tanques de almacenamiento de crudo, de donde
una vez estabilizado se puede enviar a través de un oleoducto hacia los oleoductos troncales que
lo transportan hacia las refinerías específicas y en su caso hacia las Terminales de exportación
(Pajaritos , Ver. , Salina Cruz, Oax.).
Por su parte, el gas despojado de los ligeros, se inyecta a un gasoducto que lo llevará hacia un
Centro Procesador de Gas para la extracción de gasolinas, gas LP y gas natural. Si se dispone de
grandes volúmenes de gas natural seco, se integrará al Sistema Nacional de Gasoductos en los
cuales se distribuye para alimentar las redes de distribución industrial, plantas de C.F.E., uso
doméstico, o se consume como combustible en las propias plantas de PEMEX.

5
Fig.2.- Diagrama de una Batería de separación

6
Fig.3.- Separadores de gas y líquido
1.1.- OBJETIVOS DEL TRANSPORTE POR DUCTOS
El transporte de hidrocarburos por ductos es el medio más económico y seguro para mover
grandes volúmenes de petrolíferos, desde las áreas de producción hacia las plantas de proceso y a
las áreas de distribución y comercialización interna y para exportación.
1.1.1.- Transporte de Gas Natural
El manejo de gas natural se inició en México en 1930, con la operación de los gasoductos de 155
Km. Ciudad Alemán-Monterrey, N.L. y 62 Km. en Naco-Cananea, Son. Actualmente se suministra
gas de importación a la empresa Ford en Naco, Son.
En 1950, entró en operación el primer gasoducto de PEMEX, de 20 pg de diámetro por 250 Km. de
longitud, para transportar 130 mmpcd de gas producido en Poza Rica, Ver., hacia la Red de
distribución de gas en el Valle de México y áreas conurbadas.
La longitud de ductos se incrementó de 7,301 Km. en 1958 a 11,549 Km. en 1964. En 1958 inició el
gasoducto de Reynosa a Monterrey, Saltillo y Torreón y posteriormente se prolongó hasta Cd.
Juárez, Chih.

7
El primer gasoducto de 24” Ciudad PEMEX - México, entró en operación el 12 de enero de 1961, y
el segundo el 15 de mayo del mismo año, elevando el consumo de gas en la Ciudad de México de
800 mil m
3
/día en 1958, a más de 8 millones de m
3
/día en 1963. Mas adelante continuaron los
ductos hacia Salamanca y Guadalajara hasta integrar una gran red nacional. Sin embargo,
actualmente para cubrir la demanda nacional se recurre a la importación.
1.1.2.- Transporte de Crudo
En 1915 se concluye el primer sistema de oleoductos de Cerro Azul, Ver. a Tampico, Tamps. con
una longitud de 150 km. Para el año de 1921, México producía 530 MBD, situación asociada con el
crecimiento de la infraestructura de transporte por ducto y Buque tanque. Con el desarrollo de la
explotación y hasta antes de la Expropiación, se llegaron a tener casi 5000 km. de oleoductos de
compañías extranjeras para transporte y recolección de crudo. Para la década de los 90 PEMEX
contaba con una longitud aproximada de 58 000 km. de ductos.
A través de oleoductos se transportan diariamente hacia las refinerías, alrededor de 1.5 millones
de barriles de crudo, y más de 3.0 millones de bpd para exportación. Los oleoductos se originan en
la Región Marina y en el Sureste del país, y a través de Centrales de bombeo de Cárdenas, Tab. y
Nuevo Teapa, Ver.; donde se mide y distribuye el petróleo crudo es enviado hacia las Refinerías de
Cadereyta, N.L., Cd. Madero, Tamps., Minatitlán, Ver., Salamanca, Gto., Salina Cruz, Oax. y Tula,
Hgo., para su proceso; así como el crudo de exportación hacia las terminales marítimas de
Pajaritos, Ver. y Salina Cruz, Oax
Estación 1
Villahermosa
Estación 3
Cosoleacaque
Est. Chinameca Cárdenas
Est, 4
Est. Lerdo
Veracruz
Punta de Piedra
Poza Rica
Cobos
C. Madero
San Fernando
Culebra
Exportación
Monclova
Cd. Juárez
Chihuahua
Torreón
Saltillo
Monterrey
Sta Catarina
Escobedo
Ramones
Salamanca
San Luis Potosí
Lázaro Cárdenas
Guadalajara Valtierrilla Santa Ana Vta.de Carpio
Km.100
GOLFO
DE MÉXICO
Tierra Blanca
Querétaro
Matapionche
4
8
”
4
8
”
36
”
3
0
”
18
”
3
6
”
2
0
”
2
0
”
2
4
”
Valle de México
CACTUS
NUEVO
PEMEX
CD.
PEMEX
4
8
”
4
8
”
LA
VENT
A
REYNOSA
C
P
Q
RED NACIONAL
DE
GASODUCTOS
Datos
1999
Estación 1
Villahermosa
Estación 3
Cosoleacaque
Est. Chinameca Cárdenas
R. Coatzacoalcos
Est, 4
Est. Lerdo
Veracruz
Est. Cempoala
Punta de Piedra
Poza Rica
Cobos
C. Madero
San Fernando
Culebra
Exportación
Monclova
Cd. Juárez
Chihuahua
Torreón
Saltillo
Monterrey
Sta Catarina
Escobedo
Ramones
Salamanca
San Luis Potosí
Lázaro Cárdenas
Guadalajara Valtierrilla Santa Ana Vta.de Carpio
Km.100
GOLFO
DE MÉXICO
Tierra Blanca
Querétaro
Matapionche
4
8
”
4
8
”
36
”
3
0
”
18
”
3
6
”
2
0
”
2
0
”
2
4
”
Valle de México
CACTUS
NUEVO
PEMEX
CD.
PEMEX
4
8
”
4
8
”
LA
VENT
A
REYNOSA
C
P
Q
Fig.4 - RED NACIONAL
DE
GASODUCTOS
Datos
2003

8
Fig.6.- Diagrama de la Central de Bombeo y Distribución de Crudo de Nuevo Teapa, Ver
195
CD. MADERO
171
235
CADEREYTA
185
POZA RICA
1207
NUEVO
TEAPA
320
TULA
240
200
MINATITLÁN
200
330
SALINA CRUZ
230
235
SALAMANCA
195
24
20 30
24
30
2
4
12 14
24
20
24
24
45
TUXPAN
30
24
24 18
12
14
Exportación
30
48
12
14
20
14
80
Venta de Carpio
Juandhó
Tres
Hermanos
Dtto.Veracrúz
Marfo/Antares
DIÁMETRO
PG
PAJARITOS
24
Exportación
CAPACIDAD
DE
SUMINISTRO
- RED DE
OLEODUCTOS
Fig.5

9
1.1.3.- Transporte de productos destilados del petróleo
También de las plantas de refinación provienen destilados del petróleo y con características
específicas para su comercialización, transportándolos a través de tuberías (poliductos) hacía las
terminales de distribución; pueden ser gasolinas de diferentes características, kerosina, diesel,
combustóleo, gas licuado, etc., se mueven a través de poliductos que inician en las refinerías, en
complejos petroquímicos o terminales terrestres y marítimas, y abastecen para su comercialización
a 41 de las 84 terminales instaladas en el territorio nacional.
A través de estos sistemas de transporte se maneja un energético muy importante, el gas licuado
del petróleo (LPG), el cual puede proceder de un complejo petroquímico o de una refinería y es de
primordial importancia para el abastecimiento de gas doméstico que habrá de cubrir la demanda
nacional.
El transporte de productos por tubería, ha disminuido el transporte por carretera, eliminando
problemas de tráfico, congestionamiento y riesgo de accidentes en las principales vías de
comunicación; sin embargo, el sistema aún no es suficiente para abastecer a todos los centros de
consumo por lo que se requiere de nuevos proyectos. En la actualidad ha surgido la necesidad de
reubicación en la mayoría de las terminales debido a que la urbanización de las poblaciones las ha
absorbido. Inicialmente se localizaban en zonas externas pero la mancha urbana ya las invadió y
se han convertido en áreas altamente riesgosas para la ciudadanía, dando por resultado:
Presiones políticas y sociales por estar ubicada la terminal en zona urbana
Inquietud en la población por el riesgo de la cercanía con ductos e instalaciones
Dificultad en la operación, mantenimiento, y maniobras de carga y descarga
GUADALAJARA
EL CASTILLO CFE
IRAPUATO
MORELIA
SALAMANCA
TULA AZCAPOTZALCO
TOLUCA
BARRANCA
CUERNAVACA
AÑIL
A.S.A.
POZA RICA
TUXPAN
PACHUCA
AGUASCALIENTES
ZACATECAS
16”
12”
8”
8”
10”
10”
8”
12”
8”
12”
14”
!2”
16”
8”
8”
14”
12”
16”
12”
10”
16”
18”
8”
8”
8”
6”
16”
6”
8”
12”
8”
LEÓN
QUERETARO
CELAYA
POLIDUCTOS
ZONA
CENTRO
REFINERÍAS
TERMINALES
Fig.7-
IRAPUATO

10
El Sistema Nacional de Gas Licuado del Petróleo, Cactus Minatitlán Tula Guadalajara, con una
longitud de 1,822 km. y 5 estaciones de rebombeo, pasa por Tabasco, Veracruz, Puebla, Edo. de
México, Hidalgo, Querétaro, Guanajuato y Jalisco, con la distribución de 80,000 bpd, por líneas de
20, 22 y 14 pg de diámetro. Constituyéndose como el sistema más importante del país..
A través de la línea de 14 pg Venta de Carpio, Mex. Valle de México, se distribuye la quinta parte
del total manejado por el ducto procedente de Cactus, a través de las Terminales de Azcapotzalco
2000, Añil y Barranca del Muerto, en el DF. ; completándose el resto por vía terrestre desde las
terminales de Puebla, Pue. y Tepeji de Río, Hgo.
La producción nacional de gas LP es insuficiente por lo que para cubrir la demanda del país se
importan cantidades importantes del energético.
1.1.4.- Ductos en la Región Marina
La explotación de los yacimientos marinos localizados a 80 Km. al Norte de Cd. del Carmen,
Camp., inició en 1979 con el pozo Cantarell 1”A” localizado en la plataforma Akal “C”, y se sigue
desarrollando la infraestructura para recuperación y el manejo inicial de las mezclas de
hidrocarburos producidos.
Debido a las condiciones de presión y temperatura de los productos extraídos se han diseñado
complejos de producción para separación, compresión y bombeo, respectivamente. La producción
de los pozos de la zona marina se conduce por oleogasoductos a plataformas de producción, en
donde el crudo una vez separado es bombeado hacia a la Terminal Dos Bocas o a la Terminal
Marítima de Cayo Arcas. El gas es comprimido y transportado a los complejos petroquímicos vía
Atasta, Tab. para su tratamiento y distribución.
Situación actual de las instalaciones marinas (2004-2005)
PEMEX en la Región Marina de la Sonda de Campeche, cuenta con la infraestructura siguiente:
• 207 plataformas marinas fijas
• 2053 Km. de tubería, distribuidos en:
953 Km. de oleoductos
539 Km. de oleogasoductos
480 Km. de gasoductos
81 Km. para otros servicios.
Se maneja una producción aproximada de crudo de 2.11 mmbpd, y una producción de gas de 1500
mmpcd. Las instalaciones están concentradas en los complejos de plataformas: Ku, Akal “J”, Akal
”C”, Nohoch “A”, Abkatún “A” , Pol “A”, Ku Malob Zap. Constan de: plataformas de perforación, de
producción, habitacionales y de compresión, con servicios y recursos autosuficientes.

11
36
”
36
”
36
”
36
”
36
”
36
”
36
”
KU AKAL - ”J”
NOHOCH
“A”
AKAL-
“C”
ABKATÜN
“A”
ATASTADOS
BOCAS
CUNDUACA
N
CACTU
S
CD.
PEMEX
POL
“A”
48
”
24
”
36
”
36
”
36
”
36
”
36
”
36
”
24
”
36
”
Fig.8..-Complejo de plataformas para manejo de la producción marina
Los principales aspectos que los organismos de transporte por ductos deben considerar son:
• Capacidad de almacenamiento para absorber las fluctuaciones en los procesos, las
variaciones en la oferta - demanda y las contingencias en los sistemas.
• Evitar la existencia de asentamientos humanos irregulares sobre o cercanos a los
derechos de vía, así como la ubicación actual de terminales y centros de distribución que
han sido absorbidos por el crecimiento descontrolado de las poblaciones provocando focos
de alto riesgo, tanto a la población, como a las instalaciones y el medio ambiente aledaño;
• Debido a que la estadística de accidentes refleja un gran incremento por causas externas,
se requiere concientizar a la comunidad para respetar el derecho de vía de los ductos, así
como evitar realizar excavaciones en donde esté señalizado. En el caso de las “tomas
clandestinas” la extracción ilícita de los derivados del petróleo se ha tipificado
recientemente como delito federal y las sanciones son severas, con lo que se ha reducido
su incidencia.
1.2.- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A TRANSPORTAR
1.2.1.- Gas natural
El gas natural está compuesto principalmente por hidrocarburos de la base parafínica, bióxido de
carbono, nitrógeno y en ocasiones helio. En algunos campos contienen también sulfhídrico y

12
compuestos orgánicos de azufre, y se han encontrado pozos que producen bióxido de carbono y
nitrógeno completamente puros.
El metano es el principal componente y en algunos casos prácticamente el único presente,
alcanzando más del 90% del total. Las otras parafinas como etano, propano, isobutano, pentano e
isopentano, hexanos, heptanos y posiblemente octanos. El gas natural, se clasifica de acuerdo con
su contenido de vapores de hidrocarburos líquidos ligeros en la forma siguiente:
• “Gas húmedo” es el que contiene metano, etano, propano, butano, pentano y más
pesados; contiene mas de 300 gal. de gasolina natural por cada millón de pies cúbicos,
medidos a condiciones estándar (1.03 Kg/cm
2
y 60°F)
• “Gas seco”, es el que contiene metano, etano, propano y huellas de butano, su densidad
varía de 0.56 a 0.79; tiene menos de 100 gal. de gasolina por mmpcs.
• “Gas pobre” o mediano, contiene de 100 a 300 gal. de gasolina por mmpcs.
Los factores que determinan el contenido de gasolina en los gases son: el contenido de fracciones
ligeras en el crudo, la presión del pozo y el contacto interno entre el gas y el crudo. La importancia
de la presión es evidente, algunos pozos llegan a tener presiones por arriba de 2,000 lb/pg2, a
tales presiones es prácticamente imposible que se encuentren vapores de gasolina en el gas. Al
disminuir la presión por la eliminación del gas, aumenta gradualmente el contenido de vapores de
gasolina; al aumentar el contenido de etano, propano y butano, aumenta también la solubilidad del
gas en el crudo.
Para conocer la composición de una mezcla se recurre a una destilación fraccionada, después de
que ha sido licuada por medio de refrigeración. Para obtenerla en % en peso, se multiplica el por
ciento en volumen por la relación de el peso molecular del componente, entre el peso molecular de
la mezcla, en iguales condiciones de presión y temperatura. A partir de la composición de la
mezcla se calculan el por ciento en volumen líquido, el poder calorífico y la presión de vapor.
Cuando el gas se encuentra en yacimientos que contiene hidrocarburos líquidos, puede ser que
todo el gas esté disuelto en la mezcla, si hay mayor cantidad puede existir un casquete de gas
sobre el aceite. Las que determinan la cantidad de gas en solución son: la presión, la temperatura,
las cantidades disponibles de gas y aceite y sus respectivas propiedades particulares, físicas y
químicas.
Proceso
Cuando el gas obtenido en las baterías de separación es “húmedo”, resulta económico procesarlo
en una planta de absorción o complejo petroquímico con objeto de recuperar las gasolinas
contenidas. Puede fluir a las plantas de proceso por su propia presión de separación, o por medio
de compresoras, dependiendo de la distancia entre las baterías y la planta de proceso, así como
de la presión de trabajo de esta.
Proceso de compresión y enfriamiento
En la actualidad, los complejos petroquímicos, como Pajaritos, Cangrejera y Morelos, en el Sur del
estado de Veracruz, separan gran cantidad de licuables del gas por medio de procesos criogénicos
(alta expansión - turboexpansores - y bajas temperaturas), obteniendo gas natural seco, gasolinas
y gas licuado del petróleo.
Proceso de adsorción
Consiste en hacer pasar el gas húmedo a través de torres que contienen un sólido granulado
adsorvente (alúmina, activada, silica gel, etc.) que acumula los hidrocarburos pesados en los poros
del material y por la parte superior sale el gas seco. La adsorción es la acción de la penetración
superficial de un gas o un líquido en un sólido. Es obvio que el adsorvente al estar en contacto con
el gas se va saturando progresivamente, por lo que es necesario regenerar el material para que

13
pueda recuperar los vapores de gasolina, esta regeneración se logra por medio de calentamiento.
Para que el proceso sea continuo la planta deberá contar con el número de torres suficientes.
Proceso de absorción
Consiste en poner en contacto el gas húmedo con aceite mineral en absorbedores en los que se
hacen chocar corrientes contrarias del gas y el aceite. El gas seco sale de las torres por la parte
superior, pasando a deshidratadores donde se elimina el agua.
La corriente de aceite pobre, facilita la absorción de los licuables y al llegar al fondo de la torre,
viene impregnado de las partículas de gasolina contenidas en el gas, denominándosele aceite rico.
Este es calentado pasando a una columna de fraccionamiento, donde se desprenden los vapores
de gasolina que salen por la parte superior, y pasan posteriormente a los condensadores. El
producto obtenido es “gasolina cruda”, que después es estabilizada, extrayéndole los ligeros. El
aceite del fondo es aceite pobre caliente, el cual es enfriado, y continúa hasta la parte superior de
las torres de absorción para iniciar un nuevo ciclo. El gas seco obtenido es enviado a compresores
o se utiliza para consumo interno.
Eliminación del azufre del gas natural “Proceso Girbotol”
Cuando el gas natural tiene un alto contenido de ácido sulfhídrico (H2S) o de bióxido de carbono
(CO2), deben eliminarse. El primero es altamente corrosivo y tóxico, y el segundo, disminuye el
poder calorífico del gas. Para eliminarlos, se envía el gas a una planta de proceso Girbotol cuya
operación se basa en la propiedad de las amínas alifáticas (monoetanolamina y dietanolamina) de
su gran afinidad con el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, a temperatura ambiente; a alta
temperatura esta afinidad disminuye, siendo desprendidos ambos gases del gas húmedo. El
proceso es regenerativo y el ácido sulfhídrico es eliminado en forma concentrada.
1.2.1.1.- Características y propiedades del gas natural
Poder Calorífico
El poder calorífico “bruto” del gas es el número de BTU producidos por la combustión a presión
constante de 1 p
3
de gas medido a 60° F y 30” de Hg., con aire a la misma presión y temperatura
del gas; cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y
aire, y cuando el agua formada por la combustión se condensa al estado líquido. El poder calorífico
bruto del gas natural es aproximadamente 1020 BTU/ p
3
.
El poder calorífico “neto” del gas, es el número de BTU producidos por la combustión a presión
constante, de 1 p
3
de gas medido a 60° F y 30” de Hg. con aire a la misma presión y temperatura,
cuando los productos de la combustión se enfrían hasta la temperatura inicial del gas y aire, y
cuando el agua formada por la combustión permanece en estado de vapor. Se determina por
medio de un calorímetro, de un cromatógrafo, o se calcula partiendo de su análisis químico.
Temperatura de ignición
Es la más baja temperatura a la que se efectúa la combustión de una mezcla de aire y gas que se
calienta gradualmente, por efecto de la velocidad de la reacción química independientemente de la
fuente de calor externo.
Límite de inflamabilidad
Las mezclas gaseosas son inflamables en el aire, solamente entre dos límites extremos. El límite
inferior representa el mínimo porcentaje de gas combustible, y el límite superior representa el
máximo porcentaje de gas combustible en una mezcla con aire que puede ser inflamada y puede
continuar quemándose. Todas las mezclas dentro del rango de estos dos límites son inflamables.
La siguiente tabla nos presenta para algunos gases:

14
Gas
Límite de inflamabilidad % en volumen
Inferior Superior
Metano 5.00 15.00
Propano 2.10 10.10
Butano 1.86 8.41
Gas natural 4.30 – 4.90 13.50 – 15.00
Peso molecular
El peso molecular se determina utilizando la ecuación siguiente: m = n M
m = peso molecular del componente de la mezcla
n = número de moles del componente de la mezcla
M = por ciento en volumen de los constituyentes de la mezcla
Densidad relativa
Es la relación del peso molecular del gas con respecto al peso molecular del aire. El peso
molecular del aire, se determina a partir de sus componentes y su valor es de alrededor de 28.959.
Si el peso molecular del gas tiene un valor aproximado de 18, entonces la densidad relativa del gas
será:
622.0
959.28
18
G
Viscosidad del gas
El valor de la viscosidad se obtiene en función de las condiciones de presión y temperatura.
Por ejemplo, el gas procedente de Cd PEMEX, a una temperatura de 20° C y presión de 1
atmósfera, tiene una viscosidad de 0.0116 centipoises.
Para obtener la viscosidad en lb/pie - seg.
Si 1 lb/pie - seg. = 1488 cp, entonces la viscosidad del gas será:
segpielb000007796.0
1488
0116.0
El gas natural
Nombre comercial Gas natural Sinónimo Hidruro de metilo
Nombre químico Metano Familia química Alcanos
Peso molecular 16 Poder calorífico 8460 Kcal/mpc a 68 °F y 14.22 psia
(1000 BTU / mmpc)
Estado físico Gaseoso, incoloro e
inodoro
Temperatura de auto
ignición
530 °F
Odorización Adicción a ciertos compuestos sensibles al olfato (mercaptanos)
Componentes Riesgos para la salud Riegos Potenciales
Metano 85 % Sustancia no
ingerible
Evitar condiciones de emisión de flama, objetos calientes
(calderas, motores)

15
Etano 13.05 % Leve irritación al
contacto con los ojos
Medios de extinción
en caso de incendio
Nitrógeno 1.19 % Sin efecto al contacto
con la piel
Oxígeno 0.26 % Sustancia
considerada
cancerígena
Niebla a base de
agua y polvo químico
Propano 0.39% Evitar su inhalación
CO2 0.08 % En concentraciones
de rango de
inflamación produce
anoxia
N Butano 0.03 %
Equipo de protección personal recomendable
Ropa de algodón
El gas natural no esta considerado
como contaminante atmosféricoBotas de piel
En áreas confinadas utilizar equipo de aire autónomo o forzado
1.2.1.2.- Usos del gas natural
Su principal uso es como combustible doméstico e industrial: para generación de vapor, generación
de potencia y procesos de calentamiento.
• Se quema bajo un exceso de aire resultando de esto una alta eficiencia.
• Contiene muy poco o ningún residuo sólido, combustible limpio
• El equipo de control satisface instantáneamente las demandas del vapor.
• En calderas enciende fácilmente y alcanza rápido su temperatura de operación
• La operación es sencilla con sistemas de control adecuado y poco mantenimiento
• Las pérdidas de producto son mínimas a menos que se produzcan fugas.
Algunos usos especiales como la deshidratación de productos agrícolas por los gases de
combustión, elaboración del cemento Pórtland, producción de cal, y como materia prima en la
industria petroquímica.
1.2.2.- Hidrocarburos líquidos
El comportamiento del petróleo y sus derivados ha sido objeto de un intenso análisis. La mayoría
de los principios del flujo de agua a través de tuberías, se han utilizado y adecuado para solución
de problemas de flujo de los petrolíferos debido a que sus propiedades difieren muy poco; sin
embargo, las necesidades son diferentes a las del abastecimiento de agua y están basados en la
aplicación de las leyes naturales del flujo de fluidos y las características de los efectos y
propiedades de los líquidos en movimiento, tales como:
Densidad relativa.- Es la relación entre la densidad de una sustancia con respecto al agua. Como
referencia, densidad del agua 62.4
Peso específico.- Es el peso de la unidad de volumen. Como la masa de un cuerpo se obtiene
dividiendo su peso entre la aceleración de la gravedad, la densidad relativa y el peso específico
están relacionados entre sí; ambos son numéricamente iguales.

16
Módulo de elasticidad volumétrico.- Para fines prácticos, los líquidos suelen considerarse no
compresibles, pero no así en los casos en que la intensidad de presión o su cambio sea
considerable, como es el caso de los hidrocarburos.
Si la intensidad de presión de un volumen unitario de fluido se incrementa en una cantidad “dp”, y
si el volumen se reduce en otra cantidad “dv”, entonces la relación - dp / dv es el módulo de
elasticidad unitario para cualquier volumen ”V” de fluido, y aumenta en la medida que aumenta la
intensidad de la presión.
Vdv
dp
E
En los hidrocarburos líquidos, la compresibilidad se manifiesta en la formación de vapores por
incrementos de temperatura y reducción en la presión. Como referencia, para el agua el módulo de
elasticidad en condiciones de temperatura y presión normales, es de 21,000 Kg / cm
2
.
Presión de vapor.- Los líquidos se evaporan cuando la presión interna es mayor que la del medio
en contacto inmediato con su superficie. Cuando este medio se encuentra confinado, las moléculas
de vapor ejercen sobre él una presión parcial denominada “presión de vapor”. Depende de la
actividad molecular, la cual está en función de la temperatura.
Viscosidad.- Es la propiedad que tienen los fluidos para resistir cualquier fuerza que tienda a
producir su flujo. Se considera también como la fricción interna de los fluidos, es decir, la
resistencia que oponen las partículas internas que se desplazan con distintas velocidades; es el
parámetro que describe la característica de mayor importancia en los fluidos.
Viscosidad cinemática.- Es la relación que existe entre la viscosidad absoluta de un fluido y su
correspondiente densidad.
Viscosidad cinemática (centistokes) = 0.22 (SSU)–180/SSU
= 2.20 (SSF) –160 / SSF
La unidad de viscosidad dinámica en el sistema CGS es el poise
F =1 dina, dv = 1 cm /seg. ; dy =1 cm ; A =1 cm
2
La unidad de viscosidad cinemática es el Stoke...1 cm
2
/seg. En el sistema inglés, la unidad de
viscosidad es: 1pie
2
/seg. sin denominación. Las viscosidades absolutas se determinan en el
laboratorio, se reportan en SSU (Segundos Saybolt Universal), o en SSF (Segundos Saybolt Furol),
Gravedad especifica en línea (Gℓ).- Es la gravedad específica del líquido a la presión y
temperatura de flujo en el conducto.
Los Grados API.- Son una escala expandida para medir la gravedad específica de los petrolíferos.
La conversión entre la gravedad específica a 60/60 F (GE )[ℓ] y grados API, puede ser realizada
con la siguiente ecuación:
5.131
5.141
GE
API
Vaporización.- La vaporización (cambio del estado líquido al gaseoso), es propia de todo líquido, y
su intensidad es diferente para diversos líquidos y depende de las condiciones en las cuales se
encuentre. Uno de los índices que caracterizan la vaporización es la temperatura de ebullición; a la
presión atmosférica –nivel del mar- (se puede modificar el punto de ebullición variando la presión
sobre el líquido). Cuanta más alta es la temperatura de ebullición, menor es la evaporación.

17
Presión.- Las moléculas de un líquido se encuentran en movimiento con dirección arbitraria, cada
una es afectada por la fuerza gravitacional y tiende a desplazarse hacia el centro de la tierra.
Cuando este movimiento descendente es impedido por un recipiente, la fuerza provoca que las
moléculas se empujen unas con otras en todas direcciones y contra la pared del contenedor. Este
empuje es llamado presión y en cualquier punto es proporcional a la distancia vertical bajo la
superficie del líquido.
Los líquidos en un recipiente abierto son estáticos, como masa; la presión que ejercen es llamada
hidrostática. Para los líquidos la altura estática es proporcional a sus propiedades. Conviene indicar
en la aplicación de fórmulas el valor de la gravedad específica y utilizarse para calcular la presión
estática a cualquier profundidad.
1.2.2.1.- Características de aceite crudo
Ligero Pesado
Viscosidad a 100° F 14.38 a 15.6° C 5366.84 cst
Peso específico a 20° C 0.871 a 25° C 2142.3 cst
Sólidos en volumen 0.80% 0.9794 12.98° API
Sal (cloruro de Sodio) 26.7 Kg./1000 bls. 0.80%
Agua Cero (deshidratación previa) 30 lbs. / 1000 bls.
Poder calorífico 0.3%
Neto 17989
Sílice 28.6 Kg./1000 bls. Bruto 19625
Ácido en fase acuosa (HCl) 4 ppm
Ph 7.09
CaCO3 6 ppm
Magnesio 40 ppm
Hierro 11.95Kg/1000 bls.
Azufre 3 ppm = 14.31 Kg./1000 bls. 7.2
Análisis en fase acuosa
(lavado de crudo)
Los parámetros de calidad de venta son: 2% de agua y 30 lb de sal por cada 1000 bls.

18
Fig.9.-Estación de medición de Crudo
1.2.2.2.- La Mezcla Mexicana de Petróleo
Se refiere al promedio del precio de venta de los diferentes crudos que exporta PEMEX. En nuestro
territorio, se extraen más de un centenar de diferentes crudos: Álamo, Horcón, Marfo, Muro,
Tamaulipas, Arenque, Naranjos, Pozoleo, Pánuco, Ligero Marino, Inyección Cárdenas, Plan Agata,
La Venta, Papaloapan y Puerto Ceiba, los cuales tienen sus propias características; se diferencian
por los refinados, gas licuado, gasolinas, etc., que contienen.
PEMEX exporta crudo Maya que es sumamente pesado (menos de 27°API) de la Sonda Marina de
Campeche; el Istmo, considerado como ligero (mas de 27° y hasta 38°API), de la Cuenca de
Tabasco y Chiapas; y el Olmeca superligero (mas de 38°API), que se extrae en Veracruz y
Tamaulipas. En el comercio internacional, mientras mayor sea el valor en grados API, mayor será
su precio, que se define de los países productores de referencia, como el West Texas Intermediate,
el West Texas Amargo, el crudo Brent del Mar del Norte y el crudo Ligero Árabe.
El precio de venta del crudo mexicano se define por el total de los ingresos de los tres últimos
crudos, dividido por la suma de los barriles vendidos, de esos tres crudos. Algunas fórmulas
mediante las cuales se obtienen los precios del crudo en los mercados de exportación, durante los
365 días del año. (2005), son las siguientes:

19
Mercado Americano
Istmo = [(WTS+LLS) 0.4 + (0.20 BRT)] – 2.10
* Esta última cifra varía de acuerdo con la oferta y la demanda del crudo.
Maya = [(WTS + 3% FO) x 0.4)] + [(LLS + BRT) x 0.1] – 3.4
* La constante 3.4, puede variar
Olmeca = [(WTS+LLS+BRT) x 0.333] – 0.45
Mercado Europeo
Istmo = [( (0.887 BRT) + (0.113 x 3.5% FO) – (0.16 (1% FO - 3.5% FO) ] – 0.66
Maya = [ (0.527 BRT) + (0.467 x 3.5%FO) - 0.25 (1% FO - 3.5 %FO) ] - 1.35
Mercado del lejano oriente
Istmo = [ (Oman + Dubai) / 2 ] + 0.2
Maya = [ (Oman + Dubai) /2 ] + 2.5
1.2.3.- El gas licuado del petróleo GLP
Derivado del petróleo, que se obtiene durante el proceso de refinación de la gasolina. Se denomina
licuado del petróleo porque se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante
compresión y enfriamiento simultáneos, -se necesitan 273 litros de vapor para obtener un litro de
líquido-. El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo
estado se le transporta y maneja desde las refinerías a las terminales y de estas a los usuarios, ya
sea por auto-tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor (inverso a la
licuefacción) para poder ser utilizado como combustible.
Los principales Gases que forman el Gas L. P. son el propano y butano, que se distinguen entre sí
por su composición química, presión, punto de ebullición y poder calorífico. Un litro de gas licuado
pesa aproximadamente ½ kg.
El vapor se produce al abrir la válvula de cualquier quemador conectado a un cilindro o recipiente,
ya que en ese momento tiende a escapar la presión, haciendo que hierva el líquido para formar
más vapor. Si el consumo de gas se prolonga también continuará hirviendo el líquido, tomando
calor necesario para ello del medio ambiente a través de las paredes metálicas del cilindro. De esta
manera se consume el líquido, transformándose poco a poco en vapor hasta terminarse.
No tiene color, es transparente en su estado líquido.
No tiene olor pero se le agrega un “odorante” de olor penetrante para detectarlo cuando
No es tóxico, solo desplaza el oxígeno, por lo que no se debe respirar mucho tiempo.
Es muy flamable, cuando se vaporiza se enciende violentamente con la menor flama
Excesivamente frío por pasar rápidamente del estado líquido a vapor, por lo cual al
contacto con la piel producirá quemaduras
Es limpio, cuando se quema combinado con el aire no forma hollín, ni deja residuos
Económico, por su rendimiento comparado con otros combustibles
Más pesado que el aire, al escaparse tenderá a ocupar las partes mas bajas, como el piso,
fosas y pozos; lo anterior representa situaciones de alto riesgo en caso de fugas.

20
1.2.3.1.- Características del Gas LP
Riesgos para la salud
Este producto es altamente peligroso, a diferencia del gas natural. El gas natural al ocurrir una fuga
tiende a disiparse rápidamente por su baja densidad relativa con respecto al aire, en cambio el gas
LP por su mayor densidad relativa, permanece en la superficie del suelo, en los sótanos y partes
bajas de los edificios formando nubes de grandes dimensiones, que se desplazan íntegras con la
corrientes de aire; y si a su paso encuentran una fuente de ignición (una chispa simplemente), se
se llegan a producir fuertes explosiones de terribles consecuencias.
Por lo anterior, es muy importante que su manejo debe atenderse bajo rigurosas condiciones de
seguridad para evitar situaciones de alto riesgo
1.3.- GASODUCTOS MANEJO DE GAS NATURAL
La ecuación de Panhandle que tradicionalmente se utiliza para gasoductos horizontales, se
expresa como:
E
LTfG
PP
d
Po
To
Q ****87.435 5394.0
8539.02
2
2
16182.2
07881.1
...(7)
Unidades para aplicación de la ecuación de Panhandle
Q Volumen de gas ( pies³/día); a condiciones base Po y To
To temperatura base, en nuestro caso 20° C
Po presión base, en nuestro caso 14,2234 lb/pg²
d es el diámetro interior de la tubería en pg
P1 presión al inicio del ducto en lb/pg²abs (descarga de estación)
P2 presión al final del ducto en lb/pg²abs, llegada al siguiente punto (succión)
G es la gravedad específica del gas (aire =1) sin unidades
Tf es la temperatura media de flujo en ° R
L longitud de la tubería en millas
E eficiencia, expresada en por ciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92
Asimismo, considerar para utilizar en las ecuaciones subsecuentes, lo siguiente:
CARACTERÍSTICAS PROPANO BUTANO
C3H8 C4H10
Presión normal a temp. Atm 9 Kg/Cm
2
2 Kg/Cm
2
punto de ebullición - 42ºC 0ºC
poder calorífico 11657 Cal/Kg 11823 Cal/Kg
peso específico 508 Gr/ L 584 Gr./ L
fórmula

21
CTTsi
TT
TT
TTTm
pglbPPsi
PP
PP
PPPm
15
3
2
/50
3
2
21
21
21
21
2
21
21
21
21
1.3.1.- Modalidades de aplicación de las ecuaciones
PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro
E
TfGZmL
PP
d
Po
To
Q *
11
**87.435
5394.04606.05394.02
2
2
16182.2
07881.1
PANHANDLE “B” Modificada, para diámetros mayores a 24”
E
TfGZmL
PP
d
Po
To
Q *
11
*737
51.049011.051.02
2
2
153.2
02.1
WEYMOUTH, para ramales hasta de 12”
E
TfGZmL
PP
d
Po
To
Q *
11
*49.433
5.05.05.02
2
2
16661.2
Líneas con diferencia de altura
PANHANDLE “A”
Ed
TmZmLG
ZmTm
PmHHG
PP
P
T
Q
o
o 6182.2
5394.0
8539.0
2
122
2
2
1
07881.1 0375.0
87.435
PANHANDLE “B”
Ed
TmZmLG
ZmTm
PmHHGPP
P
T
Q
o
o 53.2
51.0
961.0
2
122
2
2
1
02.1 0375.0
737
H1 y H2 son las alturas inicial y final del ducto, y Pm, Tm, Zm, las condiciones medias
WEYMOUTH
Ed
GTmZmL
ZmTm
PmHHGPP
P
T
Q
o
o 667.2
51.02
122
2
2
1
07881.1 0375.0
439
Zm = 1 / Fpv ; para Pm y Tm, Siendo Fpv el factor de supercompresibilidad del gas

22
A continuación se muestra una estación típica de medición de gas natural, de donde se obtienen
los datos para calcular los volúmenes de gas suministrados a un usuario en particular.
Fig. 10.- Estación de Medición y Control de Gas Natural
Fig. 11.- detalle del registro de Medición con Placa de orificio

23
1.4.- OLEODUCTOS MANEJO DE ACEITE CRUDO
Para inducir movimiento a una corriente de crudo a un ritmo deseado, hay que aplicar presión por
medio de bombas desde uno de los extremos para crear la diferencia de presiones entre el punto
de entrada y de salida de la tubería. Esta presión se consume en vencer las pérdidas por fricción,
proporcionales a la distancia recorrida. Si la línea es muy larga se requerirá de bombeo adicional a
intervalos determinados para restaurar la pérdida de presión.
Originalmente, se utilizaban ductos de tubería de acero con costura longitudinal y con coples
roscados en sus extremos; actualmente se utilizan tuberías sin costura (extrudidas), con costura
longitudinal, o helicoidal, unidas entre tramos por medio de soldadura.
La capacidad de transporte depende del diámetro, de la viscosidad del crudo y de la presión de
bombeo de acuerdo al espesor de la tubería. Las bombas pueden ser del tipo reciprocante (de alta
relación de presión); o centrífugas (relación de presión pequeña pero manejan grandes
volúmenes); pueden accionarse con motores a gas, diesel, turbosina, etc., o eléctricos. Los
sistemas más usuales son:
• Bombeo en circuito abierto.- En este tipo de operación cada estación succiona el líquido de
sus propios tanques.
• Bombeo en circuito cerrado.- Se bombea de la descarga de una estación a la succión de la
siguiente, Este tipo de bombeo es factible cuando el perfil del terreno es horizontal y la
estaciones son operados en forma automática como unidades independientes y en forma
remota desde una central ubicada estratégicamente y comunicada por diferentes sistemas
(radio, teléfono o un sistema de microondas).
• Bombeo con tanques de alivio o de compensación.- Se bombea de la descarga de una
estación a la succión de la siguiente y cuando no es plano el perfil, se debe contar con
tanque de almacenamiento con capacidad cuando menos al 25 % del ritmo de bombeo del
sistema para casos de emergencia, conectado a la succión y a la descarga de la estación.
fig.12. - estación de bombeo
(bombas en paralelo)
Filtro
1 2 3
Trampa de
recibo
de diablos
Trampa de
envío de diablos
Descarga de la estación
Cabezal de Succión
Válvula check
CASA DE BOMBAS
Succión
Descarga
TANQUE
Carga desde el tanque
Relevo a
tanque
Línea de desfogue de trampas al tanque
Válvula de paso
Cabezal de Descarga
Tanque
Medición
Bombas
O
L
E
O
D
U
C
T
O
Sistema de recirculación
CASA DE MAQUINAS
Turbinas

24
1.4.1.- Ecuaciones utilizadas para el cálculo de oleoductos
H = (f L v
2
) / d 2g Ecuación de Darcy en su forma original
(Pérdida de carga en unidades de altura)
La pérdida de carga en un tramo de tubería, es proporcional a la longitud, a la carga de velocidad y
al “coeficiente de Chezy”; e inversamente proporcional al diámetro.
Existen otras ecuaciones para el transporte de crudo. Por ejemplo para una línea horizontal y
considerando flujo laminar, podemos utilizar la ecuación. de Poiseville:
L
APId
Qx
P *
5.131*
*107.28
4
5

En la que:
P = presión de operación lb/pg
2
Q = gasto en BPD
℘ = viscosidad en cst
d = diámetro en pies
L = longitud en millas
Para flujo turbulento y perfil horizontal, la presión de operación del ducto se puede determinar por
medio de la ecuación de Blasius:
L
APId
Qx
P *
5.131*
*1054.6
75.4
25.075.16

En esta ecuación se aplican las mismas unidades que en la ec, de Poiseville
1.5.- DESTILADOS DEL PETROLEO Y GAS LP
1.5.1.- Ecuación utilizada en el cálculo de ductos de destilados
Para el transporte de productos líquidos destilados del petróleo, se recomienda utilizar la ecuación
desarrollada por T. R. Aude, la cual se expresa como sigue:
104.0448.0
552.066.2
9.20
S
KPD
Q
En la que:
Q = gasto (bpd)
D = diámetro (pg)
P = caída de presión (lb/pg
2
)/ milla
S = gravedad específica
K = eficiencia de la tubería (%)
μ = viscosidad absoluta (cp)
Si despejamos a P de la anterior ecuación, se tendrá:

25
8116.18188.4
1884.08116.08116.1
8116.1
66.2
104.0448.0
3639.246
9.20
KD
SQ
P
KD
SQ
P
Ahora, si consideramos que la viscosidad cinemática U = μ / S, expresada en centistokes entonces
μ = U x S
Sustituyendo en la ecuación:
8116.18188.4
1884.08116.08116.1
3639.246 KD
USQ
P (Lb/pg
2
)/milla
Para expresar la caída de presión en: (Kg./cm
2
) / Km, tendremos que:
(1 / 246.3639 lb / pg
2
/ milla ) x1 (Kg /cm
2
) / 14.2234 (lb / pg
2
) /1 milla / 1.609 km
= 0.0001773 (Kg / cm
2
) / Km
Sustituyendo en la ecuación anterior:
8116.1818.4
1884.08116.1
0001773.0
KD
USQ
P (Kg./cm
2
)/Km.
MODULO 2.- DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE LINEAS DE CONDUCCIÓN
Una vez determinada la necesidad de construcción de una línea de transporte, se deberá realizar
la supervisión de la construcción del ducto en sus etapas, entre las más importantes están las
siguientes:
Trazo topográfico y Apertura y conformación del derecho de vía
Construcción de terracerías y caminos de acceso y excavación de la zanja
Transporte y tendido de la tubería
Trabajos de soldadura, doblado de tubería y pruebas de soldadura
Inspección Radiográfica y Reparación de soldaduras
Protección Mecánica Anticorrosiva, inspección y pruebas del recubrimiento
Lastrado de la Tubería cuando así lo requiera el proyecto
Prueba de hermeticidad y prueba hidrostática de la tubería
Desalojo del agua de prueba y limpieza interior de la tubería
Sistema de protección catódica diseñado de acuerdo a condiciones del proyecto
Bajado y Tapado de la Tubería
Diseño y construcción de Obras Especiales, integración de instalaciones
Reacondicionamiento y señalización del derecho de vía
Corrida de Diablos de Limpieza e Instrumentados
Puesta en Operación del Sistema de Transporte.

26
2.1.- CONSIDERACIONES DE DISEÑO
Para el diseño y construcción de ductos terrestres se utilizan especificaciones nacionales y se
continua tomado como referencia la normatividad extranjera. En la actualidad, Se cuenta con
documentos normativos en constante revisión y actualización a través de comités integrados por
especialistas en la materia. Asimismo, se incorporan experiencias de construcción y operación de
diseño y construcción de sistemas similares realizados. Los requisitos de diseño y selección de
materiales para la construcción de ductos de transporte, se exigen tomando en cuenta las
condiciones de operación, construcción y conservación del derecho de vía dependiendo de la
localidad por la que atraviesa la línea, evitando condiciones que puedan ocasionar esfuerzos
mayores a los permisibles y por ende situaciones de riesgo en el sistema.
Bases de usuario
Cualquier proyecto de construcción de un sistema de proceso, en nuestro caso el transporte, para
su arranque requiere de la presentación de las bases de usuario, donde se indiquen las
características técnicas específicas y parámetros de operación y de seguridad en particular, que el
sistema deberá cumplir; información que contendrá como mínimo, lo siguiente:
Descripción de la obra
Alcance del proyecto y Localización
Condiciones de operación y Características del fluído a transportar
Información sobre el trazo y conformación del derecho de vía
Requerimientos de mantenimiento
Equipo e instalaciones superficiales
Instrumentación y dispositivos de seguridad
Con esta información se deberán elaborar las bases de diseño de acuerdo a:
Características físicas y químicas del producto
Caracteristicas del derecho de vía y Clases de localización
Especificaciones de materiales y componentes seleccionados
Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación (límites).
Cargas en el ducto durante su integración, instalación, operación y mantenimiento
Espesor adicional de acuerdo a especificaciones y desgaste por corrosión
Procesos de operación y mantenimiento
Sistemas de protección contra la corrosión interna y externa
Requisitos adicionales de diseño (DDV, enterrar el ducto, válvulas, cruzamientos,
Normas y especificaciones a utilizar en el proyecto.
Materiales
Los materiales que integren el sistema deben ser los especificados para evitar riesgos y
proporcionar un servicio seguro bajo las condiciones de operación y características del fluido, de
acuerdo a lo que dicten las normas de referencia, asi como las recomendaciones del fabricante.
Por ejemplo:
NRF-001-PEMEX-2000 “Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos
amargos”
NRF-002-PEMEX- 2000 Idem , para la recolección y transporte de hidrocarburos no amargos”
Los grados no considerados en dichas normas deben apegarse a la especificación PSL-2 del API-
5L, respetándose el proceso de soldadura SAW o ERW.
Los accesorios como bridas, conexiones, espárragos, tuercas, empaques y demás, que satisfagan
requisitos de composición química, Pemex No.2.421.01 ó MSS-SP correspondiente.

27
interior
Mismo diámetro entre las dos tuberías
Requerimientos
Presión.- Los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna no menor a la presión de
operación máxima (POM)
o Cargas vivas.- Incluyen el peso del fluido y cualquier otro material externo adherido a la tubería
(recubrimiento, lastre, etc.)
o Cargas muertas.- Incluyen el peso propio de la tubería, accesorios, recubrimientos, y relleno de
la zanja.
o Cargas Dinámicas.- Influencia de factores externos: sismo, viento, oleaje, corrientes, impacto,
etc.
o Cargas por expansión térmica y por contracción.- Resistencia de materiales suficiente o aliviar
cambios de presión por variación en la temperatura del fluido
o Movimiento relativo de componentes conectados.- Componentes que por su disposición el
sistema se encuentra soportando elementos que ocasionan movimientos (puentes, estructuras,
soportes, etc.)
o Socavación , azolve y erosión de riveras- En los cruces subfluviales se producirá
o Socavación y erosión de riveras por el caudal y avenidas propias del río que podrían ocasionar
movimientos en la tubería principal.
o Interacción en suelos no homogéneos.- Prevenir esfuerzos longitudinales y deformaciones de
la tubería enterrada en suelos no homogéneos (formación de grietas, derrumbes, etc.
2.2.- CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA EL CÁLCULO DE ESFUERZOS
Esfuerzos en la tubería (soportes, conexiones, ramales, trampas de diablos)
o Factores de intensificación de esfuerzos (claro recto, flexibilidad en conexiones) Anexo A de la
norma de referencia NRF-030-PEMEX-2003
o Dimensiones de tubería y conexiones.- Utilizar dimensiones nominales
o Esfuerzos en curvas, y curvas de expansión.- Determinarlos entre el intervalo total de
temperatura, la mínima y la máxima esperadas.
o Fuerza y momentos por temperatura.- En los anclajes de la tubería considerar la mayor
diferencia entre la temperatura de instalación y las temperaturas mínima y máxima de
operación.
o Radio mínimo de codos.- El mínimo es de 3D (diámetros) con variaciones mínimas en el
diámetro interior, lo que debe permitir el paso de diablos. Cuando haya transición – por cambio
de espesor - el ángulo será < 14°
Junta de trancisión entre dos tramos de mismo diámetro nominal pero diferente espesor (Pieza prefabricada
según requerimientos de campo de acuerdo a especificaciones)
Tubería de
menor “S”
Tubería de
mayor “S”
Junta
soldable

28
o Soportes y anclajes.- Conforme a la normatividad MSS-SP-58 para materiales y MSS-SP-69
para diseño y fabricación, por expansión térmica de ductos enterrados que cause movimientos
en los puntos terminales, cambios de dirección o de dimensiones.
Productos que se transportan:
Crudo, Gas Natural, Gasolinas, LPG, Amoniaco, Productos Petroquímicos, Agua, etc.
Composición de la tubería
Acero: Fierro Fe, combinado con Carbón C- se obtiene a partir de la fundición del fierro procedente
de los altos hornos y de la chatarra recuperada. El contenido de carbono llega a ser hasta un
máximo de 1.7 %
Bajo carbón (0.05 – 0.30 %) Utilizados en líneas de conducción
Aceros al carbón Mediano (0.30 % - 0.60 %)
Alto (0.60 % en adelante)
2.3.- DISEÑO DE LA TUBERÍA DE ACERO
La tubería y sus componentes se diseñan para operar a una presión igual o mayor a la presión
máxima de operación a régimen constante; no debe ser menor a la presión de la carga hidrostática
en cualquier punto del ducto en una condición estática. La capacidad de presión interna está
basada en la ecuación de Barlow:
D
SMYSt
Pi
2
(N/mm
2
) ... (1)

29
En la que:
D diámetro exterior nominal del tubo (mm)
t espesor de pared del tubo (mm)
SMYS esfuerzo de fluencia mínimo
La capacidad permisible por presión interna se calcula con la expresión siguiente:
FcpPiPi (N/mm
2
) ... (2)
En la que:
Pi Presión interna (N/mm
2
)
Fcp factor de capacidad permisible por presión interna
FtempFdisFcp ... (3)
Siendo:
Fdis factor de diseño por presión interna, depende del tipo de fluido transportado. Sección
8.1.6.1.1 para gases y 8.1.6.1.2 para líquidos, en la norma de referencia.
F Temp. factor de diseño por temperatura (Tabla 1) de la norma de referencia
Temperatura °C Temperatura °F Factor de diseño
121° o menos 250° o menos 1
149° 300° 0.967
177° 350° 0.933
204° 400° 0.9
232° 450° 0.867
Clasificación por clase de localización para Gas Natural
El área unitaria base para determinar la clase de localización para ductos comprende una zona de
1600 m de longitud en la ruta de la tubería, con un ancho de 400 m. Se determina de acuerdo al
número de construcciones localizadas en esa área.
Tipo de instalación
Ductos troncales y de servicio
Cruces caminos y vías FC sin encamisado
Caminos privados
Caminos sin pavimentar
Caminos, autopistas o calles y vías F.C.
Cruces de caminos y vías F.C encamisados
Caminos privados
Ductos paralelos a caminos y vías F.C.
Caminos privados
Ductos sobre puentes
Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40
0.72 0.60 0.50 0.40

30
Líquidos
El factor de diseño Fdis a utilizarse para la capacidad permisible en líquidos es de 0.72
Espesor mínimo requerido para soportar los esfuerzos por presión interna:
tcttr ... (4)
En la que:
t = espesor de diseño por presión interna (mm)
t c = espesor de pared adicional por corrosión (mm)
Del espesor comercial seleccionar el mínimo requerido o el inmediato superior.
Se utiliza un margen por corrosión en base a estadísticas, de no contar con datos se recomienda
un espesor adicional de 0.159mm (6.25 milésimas) de desgaste por año.
Esfuerzo equivalente - En base al esfuerzo combinado de Von Misses, ASME B.31.8:
2
1
222
3SsSLShSLShSeq ... (5)
Donde:
Sh Esfuerzo circunferencial por la presión del fluido (N/mm
2
), de acuerdo a Barlow:
t
PD
Sh
2
... (6)
SL Esfuerzo longitudinal N/mm
2
(lbs/pg
2
)
Estabilidad
Los ductos sumergidos o que atraviesan zonas pantanosas, inundadas, en cruces de ríos, etc.,
deben ser estables bajo condiciones combinadas de cargas hidrostáticas e hidrodinámicas. Se
logra con la colocación de lastre de concreto de acuerdo a la NRF-033-PEMEX-2002, con un
espesor mínimo de 25mm.
Conexiones y ramales- Se hacen por medio de “tees” y “cruces” soldadas a tope bajo
especificación ASME B16.9 ó MSS-SP-75.
Requisitos adicionales para el diseño
Derecho de vía.- El ancho mínimo será de acuerdo a:
Diámetro Ancho total m Zona de
material
Área
operativa
(Pg.) A B C
De 4 a 8 10 3 7
De 10 a 18 13 4 9
De 20 a 36 15 5 10
Mayores de 36 25 10 15

31
La separación entre ductos en una misma zanja debe ser de 1m.mínimo y en diferente zanja debe
ser de 2m como mínimo de paño a paño.
Enterrado del ducto
El colchón mínimo de suelo se indica en las Tablas 6 y 7
Localización
Excavación ( m)
normal
Excavación
< de 20”
en roca ( m)*
> de 20”
Clase 1 0.6 0.3 0.45
Clase 2 0.75 0.45 0.45
Clase 3 y 4 0.75 0.6 0.6
Cunetas en caminos y
cruces vehiculares
0.9 0.6 0.6
Tabla 6.- Colchón Mínimo de suelo en Línea regular para gas
* En roca la excavación se hace con explosivos
Área industrial, comercial o residencial 0.9 0.6
Cruces de ríos y arroyos 1.2 0.45
Cunetas en caminos y cruces 0.9 0.6
Cualquier otra área 0.75 0.45
Tabla 7.- Colchón mínimo de suelo en Línea regular para líquido
CONEXIONES PREFABRICADAS PARA SOLDAR
Tee
Cruz
Dos tees

32
2.4.- INSTALACIONES SUPERFICIALES
Se consideran las instalaciones adicionales para operación del ducto y que salen a la superficie del
terreno, sobre el área comprendida en el Derecho de Vía.
2.4.1.-Válvulas de seccionamiento
Se consideran en el sistema para limitar el riesgo y daño por rotura del ducto y para facilitar el
mantenimiento. Se deben instalar en lugares de fácil acceso y quedar protegidas con registro y
cerco perimetral. Su localización por facilidades de operación será:
a. Lo más cercana a conexiones de ramales al ducto troncal
b. Antes y después de cruces de ríos, lagos o lagunas de más de 30m de ancho
c. Antes y después de fuentes de abastecimiento de agua para consumo humano
d. En caso de conducción de líquidos en pendientes pronunciadas y cerca de centros de
población, previniendo el desalojo del líquido; considerar instalar válvulas de retención
(check) antes de la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, o instalar
válvulas de seccionamiento automáticas para una acción rápida.
En cualquier caso considerar la seguridad y no rebasar por carga hidrostática la presión interna de
diseño de la tubería. Cuando se transporten líquidos en áreas industriales o residenciales la
separación máxima será de 12 Km. y puede ser ajustada sin exceder del 10% para permitir una
adecuada localización.
Las válvulas deben ser de paso completo y continuado y su clasificación presión-
temperatura debe ser igual o mayor a las condiciones de operación
Estar ubicadas en lugares protegidos para evitar acceso a personal no autorizado
Tener mecanismos automáticos de operación y dispositivos de operación manual
Estar debidamente soportadas y ancladas evitando esfuerzos adicionales.
Clasificación por
clase de
localización
Espaciamiento
máximo (Km.)
Clase 1 30
Clase 2 20
Clase 3 10
Clase 4 5
Tabla 8.- Espaciamiento máximo de válvulas de seccionamiento para gasoductos
2.4.2.-Trampas de diablos
Se colocan según se considere necesario para operación y mantenimiento del ducto, dimensiones
de acuerdo al Anexo “D” de la Norma de referencia. Con anclajes y soportes adecuados para evitar
transmisión de esfuerzos a las instalaciones. Se prueban con la operación del sistema y bajo las
mismas condiciones. La figura siguiente muestra las partes de una trampa de envío de diablos:

33
1. Válvula de derivación de descarga de bombas.
2. Válvulas de compuerta de trampa de salida.
3. Válvula impulsora del diablo (salida).
4. Válvula de venteo.
5. Válvula de drenado de cubeta (salida).
6. Tapa abisagrada (charnela) de trampa de envío.
Trampa de envió de diablos
Procedimiento de envío de diablos.
Antes de iniciar operación se deben cumplir lo siguiente: que la válvula de derivación esté abierta;
que las válvulas de la trampa, impulsora, venteo y drenado estén cerradas.
Verificar las condiciones de presión en la trampa (manómetro).
Depresionar la trampa a través de las válvulas de venteo y desfogue.
Abrir la tapa abisagrada (charnela) e introducir el diablo hasta la reducción.
Engrasar y revisar el empaque de la tapa abisagrada, reponerlo si es necesario
Cerrar la cubeta de la trampa de diablos.
Presionar la trampa abriendo lentamente la válvula impulsora y purgar el aire.
Cerrar la válvula de venteo y abrir al la válvula impulsora para igualar la presión.
Abrir la válvula de 8” de la trampa.
Cerrar lentamente la válvula de derivación obligando al flujo a pasar a través de la válvula
impulsora y de la trampa, desplazándose el diablo con el flujo.
Después de detectar auditivamente el paso del diablo, se abrirá la válvula de derivación,
cerrando simultáneamente la válvula impulsora y de la trampa.
Depresionar la trampa a través de la válvula de venteo.
Una vez depresionada la trampa, cerrar la válvula de venteo.
El personal encargado del seguimiento del diablo, cuenta con equipo transmisor-receptor para que
cada detección se notifique al centro de control y este verifique si el diablo lleva la velocidad y
tiempos programados.

34
Trampa de Recibo de diablos
1. Válvula de derivación de succión a bombas.
2. Válvula de compuerta de la trampa de llegada.
3. Válvula impulsora del diablo o succión de bombas.
4. Válvula de venteo.
5. Válvula de drenado de cubeta (llegada).
6. Tapa abisagrada de acceso a ia cubeta de llegada.
Trampa de recibo de diablos
Procedimiento de recepción de diablos
Al igual que en el envío, la válvula de derivación debe estar abierta, mientras que las válvulas de la
trampa impulsora, venteo y drenado deben estar cerradas. Para recibir el diablo:
Abrir las válvulas de la trampa y la válvula impulsora de 4” llenando de líquido la cámara.
Verificar la posición del indicador de paso de diablos.
Al llegar el diablo, se detectará auditivamente su paso a 500 y 5m, de la trampa.
Detectado el diablo a 50 metros, se procede a cerrar parcialmente la válvula de derivación,
cerrando simultáneamente las válvulas de la trampa y la válvula impulsora.
Una vez alojado el diablo en la trampa y verificado su paso por la reducción, abrir la válvula
de derivación, cerrando simultáneamente las válvulas de la trampa y la válvula impulsora.
Depresionar la trampa abriendo las válvulas de venteo y de drenado.
Abrir la tapa abisagrada de la trampa y retirar el diablo.
Engrasar y revisar el empaque de la tapa abisagrada, si esta dañado cambiarlo.
Cerrar y asegurar la tapa abisagrada.
Revisar la hermeticidad cerrando las válvulas de venteo y de drenado
Abriendo parcialmente la válvula de pateo.
Verificar la hermeticidad y depresionar la cubeta abriendo válvulas de venteo y de drenado
Cerrar las válvulas de venteo y de drenado.

35
Actividades previas a una corrida de diablo.
Llenar formato de permiso para trabajo peligroso, datos del ducto, origen, destino, producto, gasto.
velocidad estimada, presión y temperatura de operación.
1 Confirmar con las dependencias involucradas que se cumplan las condiciones
operativas: presión, flujo, etc.
2. Comprobar el sello hermético de válvulas y tapas abisagradas de las trampas de
envío y recibo de diablos.
3. Verificar que las válvulas de seccionamiento estén totalmente abiertas.
4. Instalar manómetros y/o manógrafos en trampas de envío y recibo de diablos.
5. Disponer de sondeos en lugares accesibles, para detectar el paso de diablos.
6. Verificar que las fosas recuperadoras estén en condiciones de recibir
producto.
7. Verificar que los elementos impulsores del diablo sean del material y dimensiones
adecuadas, de acuerdo al producto a manejar y a los espesores del ducto.
2.4.3.- Cruzamientos
Los sistemas de transporte cruzan en su ruta con diversos obstáculos artificiales y naturales como:
ríos, pantanos, montañas poblaciones, vías de comunicación. Se consideran como “obras
especiales” dentro del proyecto ya que requieren de un diseño específico y construcción fuera de la
línea regular.
En ríos y cuerpos de agua se requiere de análisis y diseño que disminuya los riesgos de
contaminación en caso de fuga. Pueden ser aéreos o subfluviales. Los primeros deberán tener un
sistema de soporte por medio de pilotes, armaduras y cables (puente), sin curvas verticales, que el
tramo sea recto y sus extremos empotrados en los taludes de ambos extremos. Si es subfluvial el
cruce, se alojará la tubería bajo el fondo del cauce a la profundidad que indique la norma para
evitar que se erosione por el agua a todo lo largo del cauce.
Para los cruzamientos fluviales se utilizan tuberías lastradas y anclajes para garantizar la
estabilidad del ducto, debiendo considerarse lo siguiente:
2.4.4.-Instrumentos y Dispositivos de Protección
Se determinan los requerimientos por el área operativa del sistema y cumplir con lo siguiente:
• Ser de última tecnología compatible con el software y protocolos abiertos de conversión de
señales hacia un área de control. Que proporcionen información en tiempo real de las
variables de operación del sistema (flujo, presión, temperatura, densidad, etc. dentro de las
tolerancias fijadas por el fabricante del equipo) y que las señales que emitan los
instrumentos tengan la claridad suficiente, que no haya lugar a interpretaciones falsas.
Velocidad y turbulencia de la corriente
Socavación, azolve y desplazamiento de riveras
Cambios en la temperatura
Calado de embarcaciones
Corrosión de las partes metálicas
Dragado del cauce y
Flotación probable de la tubería.
Datos estadísticos de
la Comisión Nacional
del Agua, Recursos
Hidráulicos
Obra Públicas, etc.

36
• Contar con sistemas de alarma que permita efectuar acciones correctivas oportunas
cuando ocurran desviaciones en las condiciones de operación.
Las válvulas de retención (check) deben distribuirse estratégicamente en ductos que transporten
líquidos, previendo que la carga hidrostática en los puntos bajos no rebase la presión interna de
diseño. Deben ser de paso completo y continuado para permitir el libre paso de los diablos.
Ubicarse junto a la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba, cerca de las
poblaciones para prevenir el desalojo del ducto en caso de fuga.
2.4.5.- Documentación de entrega del proyecto
Al terminar el proyecto el diseñador entregará tres copias en papel y en archivo electrónico a
PEMEX, que incluya lo siguiente:
Bases de diseño
Diagramas de flujo
Planos del proyecto
Dibujos Isométricos
Hojas de especificaciones particulares
Volumen estimado de obra
Solicitud de materiales y equipos
Memorias de cálculo
Información básica que involucre todos los aspectos considerados de diseño
Todos los planos e isométricos del proyecto deben contener la información mínima suficiente y los
requisitos referentes a escala, tal como lo indica el anexo E de la Norma de Referencia.
2.5.- PROCEDIMIENTOS DE CALCULO
2.5.1.- Cálculo del espesor del ducto
Utilizando la formula de Barlow:
TEFS
PD
t
TEF
D
St
P
2
2
y despejando a t, tenemos:
En donde:
t Espesor de la tubería (Pg)
P Presión de Operación (lb/pg2) Ejemplo: 1,000 lb/pg2)
D Diámetro nominal de la tubería (24”)
S Esfuerzo mínimo de cedencia especificado (lb/pg2) (52,000)
2 Constante para S 2
F Factor de diseño (0.72) Clase1
E Factor de junta longitudinal (1), sin costura 1
T Factor de temperatura (1), menor de 250°F 1
Sustituyendo valores: pgt 320.0
1172.0520002
241000

37
2.5.2.- Cálculo para gasoductos
E
LTfG
PPd
P
T
Q o
o
*
**
87.435 5394.0
8539.02
2
2
1
6182.2
07881.1
To temperatura base, en nuestro caso 20° C
Po presión base, en nuestro caso 14.2234 lb/pg
2
d es el diámetro interior de la tubería en pg
P1 presión al inicio del ducto en lb/pg
2
(descarga de estación)
P2 presión al final del ducto en lb/pg
2
G es la gravedad específica del gas expresada sin unidades
Tf es la temperatura media de flujo en ° R
L longitud de la tubería en millas
E eficiencia, expresada en por ciento, para tuberías nuevas se asigna 0.92
Además, considerar para las ecuaciones subsiguientes:
CTTsi
TT
TT
TTT
pglbPPsi
PP
PP
PPP
media
media
15
3
2
50
3
2
21
21
21
21
2
21
21
21
21
Modalidades de aplicación de las ecuaciones
PANHANDLE “A”, para líneas horizontales, hasta 24” de diámetro
E
TfGZmL
PP
d
P
T
Q
o
o
5394.04606.05394.02
2
2
16182.2
07881.1
11
87.435
PANHANDLE “B” Modificada, para diámetros mayores a 24”
E
TfGZmL
PP
d
P
T
Q
o
o
51.049011.051.02
2
2
153.2
02.1
11
737
WEYMOUTH, para ramales hasta de 12”
E
TfGZmL
PP
d
P
T
Q
o
o
5.05.05.02
2
2
1661.2 11
49.433

38
Líneas con diferencia de altura
PANHANDLE “A”
Ed
LZmTmG
TmZm
PmHHGPP
P
T
Q
o
o 6182.2
5394.0
8539.0
2
12
2
2
2
1
07881.1 0375.0
87.435
PANHANDLE “B”
Ed
LZmTmG
TmZm
PmHHGPP
P
T
Q
o
o 53.2
5394.0
961.0
2
12
2
2
2
1
02.1 0375.0
737
H1 y H2 son las alturas inicial y final del ducto, y Pm, Tm, Zm, las condiciones medias
WEYMOUTH
Ed
LZmTmG
TmZm
PmHHGPP
P
T
Q
o
o 667.2
51.0
2
12
2
2
2
1 375.0
439
Zm =
Fpv
1
; para Pm y Tm
Siendo Fpv el factor de súper compresibilidad del gas
Procedimiento de cálculo
Una vez seleccionada la ecuación a utilizar (Panhandle A, B, Weymouth, etc., se desarrollan los
cálculos conforma a los datos del problema.
En ductos de grandes dimensiones para manejo de grandes volúmenes de gas natural, es
conveniente determinar varios diámetros para diferentes gastos ya que habrá que balancear que
es lo más conveniente desde el punto de vista económico en cuanto al material (acero) y
seleccionar el diámetro óptimo.
Generalmente se utilizan compresores centrífugos de baja relación de compresión pero con
capacidad suficiente para manejar grandes volúmenes de gas natural; estableciendo
condiciones específicas de operación, como sigue:
Máxima presión de descarga, que se determine de acuerdo a la ec. de Barlow (P1)
Mínima presión de llegada P2, la presión atmosférica, al final del ducto

39
Aplicando la ecuación indicada obtendremos los gastos para diferentes diámetros
seleccionados entre los comerciales, proporcionados por el fabricante.
A continuación, se proceda a determinar a que distancia será posible transportar el gas,
despejando de la ecuación a “L”, con las limitantes establecidas de presión1 y presión2.
Siendo P1 la máxima presión de operación determinada con la ecuación de Barlow y P2 la
presión mínima de succión en la segunda estación para tener suficiente volumen disponible
de gas en el compresor (600 lb/pg
2
)
El resultado nos indicará a que distancia del origen habrá que instalar la segunda estación
de compresión.
Partiendo de este punto, se repiten las presiones límite en la ecuación y se van
modificando los datos de acuerdo con el perfil topográfico del terreno para establecer H1 y
H2 a la altura sobre el nivel del mar que corresponda.
Se determina nuevamente “L” que corresponderá a la ubicación de la tercera estación de
recompresión, y así sucesivamente; deberá llegar al final del ducto con una presión
adecuada a las condiciones de operación mínimas establecidas. Podría ser la mínima
presión de succión de la estación subsiguiente, presión de suministro a una Planta de
PEMEX, a una Planta de la CFE, a una red industrial, a una red doméstica, etc.
2.5.3.- Cálculos en oleoductos
En nuestro país, se transportan los petrolíferos desde el nivel del mar hasta el altiplano, debiendo
vencer grandes alturas (de 0 a 2500 m.s.n.m.) y se hace necesario contar con tanques de
almacenamiento en las estaciones intermedias, que absorban variaciones importantes en la
operación e inclusive está reglamentado dentro de la Normatividad para este tipo de instalaciones.
La capacidad de almacenamiento mínimo requerido es de un 25% de la capacidad máxima de
bombeo.
Adicionalmente a la resistencia friccional, si el aceite tiene que bombearse a un punto alto se
requiere de un consumo extra de energía; los elementos de esta fase del problema están
constituidos por la altura a vencer, el peso específico del aceite y el ritmo de flujo. La energía de la
bomba, que imparte una presión inicial para mover el aceite a lo largo de la tubería, se consume
por efecto de las fuerzas resistentes. Para un cierto régimen en un ducto, el aceite puede ser
transportado a una determinada distancia, si se desea moverlo más adelante habrá que
proporcionarle más energía a través de una segunda estación de bombeo y así sucesivamente
hasta llegar a su destino.
La pérdida de presión por unidad de longitud es el término más importante. Cuando se conoce esta
cantidad para unas condiciones de: diámetro, especificación de la tubería, régimen de flujo,
viscosidad y peso específico del aceite; es posible calcular la distancia a la que puede ser
transportado este con una presión inicial determinada.
Secuencia de cálculo, ejemplo:
DATOS
Gasto a manejar 1 000 000 bpd
Longitud de la línea 626 Km.
Densidad relativa del aceite (peso específico) 0.872
Viscosidad (µ) 18 cts

40
Caída de presión en la tubería comercial 8.1 lb / pg
2
/ milla
Altura inicial 14m
Altura final 2146m
Presión mínima de succión Ps (evitar vaporización) 50 lb / pg
2
Presión máxima de operación PMO (especificación) 1050 lb / pg
2
Diámetro (d) por calcular
a. De acuerdo al perfil topográfico del terreno, se calcula la diferencia de alturas entre el
origen y el destino del ducto, con objeto de determinar si existe columna hidrostática por
vencer, aparte de las pérdidas por fricción.
2160 – 14 = 2146 flujo ascendente
b. Considerando esta altura, determinar la presión a vencer que representaría, multiplicando
dicha longitud por el peso específico del producto:
Peso específico del agua = 62.4 lb / pie
3
Peso específico del crudo = 0.872
Diferencia de alturas = 2146 m = 7039 pies
Presión hidrostática = (62.4 lb/pie³ x 0.872 x 7 039 pies) /144 pg
2
= 2660 lb/ pg
2
Presión hidrostática PH = (2146 m x 0.872) /10 = 187.13 Kg. /cm
2
= 2660 lb / pg
2
c. La caída de presión a lo largo de la tubería es:
∆P =Longitud x (Milla/1,609 Km.) x (8.1 lb /pg
2
/ milla) = (626/1.609) x8.1= 3151 lb/pg
2
d. La presión total a vencer será:
∆ P T = Ps + PH + ∆P = 50 + 2660 + 3151 = 5861 lb/ pg
2
Si es flujo descendente, habría que restar el valor de AP en la expresión anterior.
e. Para determinar el diámetro requerido para un gasto dado a las condiciones indicadas, se
inicia con la determinación de el Número de Reynolds, suponiendo un diámetro, ( 42” )
NR = 92.2 x Q x Pe /μ x d = (92.2 x1x106 x 0.872) / 18 x 42 = 106347 (turbulento)
Para sistemas de transporte con grandes gastos, el flujo será siempre turbulento
f. A continuación se calcula el factor de fricción con la fórmula siguiente:
2
2
03.0106343
514.2
42715.3
0006.0
log2
514.2
715.3
log2
f
fNRd
f

41
Suponiendo valores de f, se calcula su valor hasta igualar al real, por medio de iteraciones
sucesivas, (0.05), en este caso.
g. Aplicando la ecuación Darcy Weisbach para flujo de líquidos en tuberías, obtenemos el
diámetro para ese gasto.
HPe
d
L
QPefP 433.006056.0 5
2
Despejando,
pgd
HPeP
LQPef
d
49.50
7039872.05861
38.39810*1872.005.006056.0
433.0
06056.0
6
5
1
2
El diámetro seleccionado, será el inmediato superior de tubería comercial, datos del
fabricante: d = 52 pg
h. La Máxima presión de operación que deba soportar esta tubería para un espesor
determinado se calcula utilizando la fórmula de Barlow:
dfs
FttSpeFc
PMO
2
Siendo:
Fc Factor de construcción por clase de localización,... Suponemos 0.72
Spe Esfuerzo máximo de cedencia (especif. API Std 5L X- 52)
t Espesor de la tubería, en pg.... 0.825
Ft Factor de diseño por expansión térmica...1 (temp. menor de 250° F
fs Factor por soldadura de la tubería......1 (tubería sin costura)
d Diámetro de la tubería, en pg......52 pg
21188
521
1825.05200072.02
pg
lbPMO (Línea regular)
i. El número de estaciones de bombeo que se requieren para manejar ese gasto, con ese
diámetro, será:
No. de Estaciones = Máxima presión a vencer /PMO = (5861 lb/pg ²) / (1188 lb/pg ²) = 4.93 = 5
j. La primera estación de bombeo estará ubicada en el origen, la segunda se localizará como
sigue:
Kmmillas
millapglb
pg
lb
P
PMO
235146
//1.8
1188
2
2
k. La siguiente estación se localiza graficando la columna de presión de descarga en metros.
más la altura sobre el nivel del mar que indique el perfil topográfico de la tubería y trazando
una línea paralela al gradiente, cuya pendiente siempre será la misma a lo largo del ducto.

42
Ubicación de las estaciones subsecuentes
Utilizando la gráfica que nos muestre el perfil topográfico del ducto y partiendo del origen (cero
Km. y la altura sobre el nivel del mar en ese punto), en el eje vertical marcar una columna de
longitud equivalente a la presión máxima de operación (descarga de bombas) (1188 lb/pg
2
, en
metros de longitud) y trazar una línea hacia la ubicación de la segunda Estación, en la longitud que
corresponda (235 Km.); esta pendiente nos indica el gradiente de presión del sistema.
En este punto, en una línea vertical, representar la misma altura que corresponda a la máxima
presión de operación anterior y de aquí trazar una línea paralela al gradiente ya determinado, la
que al interceptar el contorno del perfil nos ubicará con la localización de la tercera estación; y así
sucesivamente, hasta localizar la última estación en el perfil.
Las longitudes que se determinan son muy exactas; sin embargo, físicamente nos encontraremos
con algunos accidentes topográficos (rocas, arroyos, caminos, hondonadas, laderas etc.) que
impidan construir en ese lugar, ya que se requiere de un área plana y extensa para las
instalaciones de la estación de bombeo. Por lo tanto, la decisión de ubicación de la nueva estación
se toma en el campo, corriente abajo, con lo que se garantice que siempre habrá presión positiva
suficiente en la succión.
A lo largo del oleoducto, de acuerdo a la Normatividad se deben instalar válvulas de
seccionamiento de paso completo y continuado (que permitan el libre paso de diablos), a cada 30
Km. Sin embargo, el número de válvulas dependerá de las condiciones físicas del terreno, ya que
también habrá válvulas en las trampas de diablos, en los cruces de ríos importantes, de vías de
comunicación, antes y después de una zona urbana, etc.
Por lo tanto, dependerá del análisis visual en los planos de todo el desarrollo del ducto para poder
definir la cantidad y ubicación definitiva de dichas válvulas. Asimismo, la normatividad exige la
instalación de válvulas check en puntos estratégicos de la tubería cuesta arriba, o cercana a
centros industriales o de población, que impidan la presencia de columnas hidrostáticas que
rebasen la presión máxima de operación de la línea y puedan ocasionar roturas en esta.
Las válvulas check se instalan junto a una válvula de seccionamiento, como se muestra en la fig.
Válvula de compuerta
Válvula check

43
2.5.4.- Cálculos en poliductos
Para el caso específico del transporte de productos destilados del petróleo, recurrimos a la
aplicación de la ecuación de T.R. Aude. y las limitantes en estos casos son también las presiones
de operación:
La mínima presión en cualquier punto del sistema por arriba de 12 Kg. /cm
2
, ya que la mínima
presión para evitar el flasheo del producto destilado es de 11.5 Kg. / cm
2
; en nuestros cálculos
como medida de precaución vamos a trabajar con una presión mínima de 15 Kg. / cm
2
.
Máxima presión de operación, la que se determine por medio de la ec. de Barlow.
En estos casos, se resuelve la ecuación de T.R. Aude para diferentes gastos, obteniendo
diferentes diámetros; se selecciona el diámetro económicamente más adecuado y se procede a
ubicar las estaciones de rebombeo de igual forma que en el oleoducto. Sin embargo, una vez
ubicadas las estaciones, se deben analizar por tramos entre estaciones para verificar que las
presiones en los puntos altos, puntos bajos y de llegada a la siguiente estación, estarán por encima
de la presión mínima.
En caso de encontrar puntos con menos presión que la limitante, se procede a reducir la distancia
entre estaciones, o a incrementar la presión inicial, con objeto de recuperar la presión y con las
nuevas localizaciones proceder a confirmar, con otro análisis, en todos los tramos del sistema que
las presiones están en lo correcto.
NUEVO TEAPA (OLEODUCTO DE 52 pg) VENTA DE CARPIO
Minatitlán
J.D,Covarruvias
Arroyo Claro
Tierra Blanca
A. Moreno
Zapoapita
C. Mendoza
Maltrata
San Martín
N.M.
28+094
14
104+834
54
169+768
12
47
236+159
281+000
322+000
750
1375
348+026
355+426
2670
361
355+420
2270 495
ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR m. KILOMETRO
1000
2000
3000
4000
897
1633
2258
923
3
4
5
6
3133
3440
2160
ESTACIÓN 2, Km.
2351
TULA
GRADIENTE
312
626

44
Ejemplo del análisis por tramos para un poliducto
Se analiza un tramo del ducto entre dos estaciones de bombeo, transportando gas licuado del
petróleo GLP, bajo las siguientes condiciones.
DATOS
Gasto 95 000 bpd
Longitud del ducto 76.74 Km.
Diámetro interior 12,250 pg
Altura en el punto inicial 22 m
Altura en el punto alto 190 m
Longitud en el punto alto 59.91 Km.
Altura en el punto final 54 m
Viscosidad cinemática 0.241 cts
Gravedad específica 0.540
Eficiencia de transporte 80 %
Presión mínima de operación 15 Kg. /cm
2
(evitar flasheo)
Aplicando la ecuación de T.R.Aude:
Km
cm
Kg
P
2
8116.1818.4
1884.08116.1
6522.0
80.025.12
241.054.0950000001773.0
La caída de presión total a lo largo de la línea será:
0.6522 ( Kg /cm² / Km ) x 76,74 ( Km ) = 50.1 Kg / cm²
Determinar las pérdidas por alturas:

45
Punto alto = [ (190 – 22) / 10) x 0.54 = 9.07 Kg. /cm
2
Punto bajo = [(190 – 54) / 10] x 0.54 = 7.34 Kg. / cm
2
P inicial =15 +50.1 + 9.07– 7.34 = 66.8 Kg. /cm
2
;
Caída de presión hasta el punto alto = 0.6522x 59.91 = 39.07Kg/cm
2
Presión disponible = 66.8 – 39.7 –9.07 = 18.66 Kg. /cm
2
a la llegada a la siguiente Estación de bombeo
condiciones por arriba de la presión mínima.
2.6.- SECUENCIA DE ACTIVIDADES DE DESARROLLO DEL PROYECTO
A) Solicitud de obra.
Con la memoria descriptiva y los planos en detalle, suscrito por un profesional autorizado con
título y cédula profesional registrados en la Dirección General de Minas y Petróleo de la
Secretaría de Energía. Los dictámenes, informes y todos los documentos de carácter técnico y
económico, suscritos por peritos reconocidos.
B) De las memorias descriptivas.
Justifican técnica y económicamente la construcción de las obras con seguridad y el mejor
aprovechamiento de los hidrocarburos a que se refiere el artículo 1º de la Ley y que comprende
en: “Petróleo”, con todos los datos para la interpretación del funcionamiento de las obras
demostrando que ni en su ejecución, ni durante la operación, se verán lesionados los derechos
de terceros o los intereses del país.
Localización: “El derecho de vía” se selecciona para reducir al mínimo la posibilidad de peligro
por futuros desarrollos industriales y urbanos o invasiones del mismo DDV. Se podrán usar
terrenos de propiedad particular solo previo convenio con el propietario.
De no establecer ese convenio en un plazo de 90 días a partir de la fecha del permiso de la
SENER, el permisionario solicitará la declaratoria de ocupación temporal o la expropiación,
según proceda, sujetándose a los planos aprobados “Tratándose de ductos”. Se determina una
franja de 10 m de ancho para la instalación de la tubería principal y sus ramales, solo podrá
aumentarse cuando se proyecte establecer más de tres tuberías, en 1.50 m por cada tubería
adicional.
La Secretaría suele autorizar una mayor amplitud de derecho de vía. Previa autorización, el
permisionario podrá aprovechar los derechos de vía de las vías de comunicación, para la
instalación, contrayendo la obligación de cumplir las disposiciones de la Secretaría. Debe ser
aplicable a los ductos introducidos a zonas urbanas, en la que son prioritarias las redes de
servicio a la población.
El permisionario no podrá impedir el cruce de sus tuberías por las líneas de energía eléctrica,
caminos, carreteras, canales y ferrocarriles, y tendrá derecho a cruzar líneas de energía
eléctrica, canales y vías de comunicación, teniendo en cuenta las disposiciones y condiciones
de los permisos; los gastos que originen, serán por cuenta exclusiva de quien cruce las obras
ya existentes y de que las nuevas obras se harán de acuerdo con el dictamen de la dirección y
las condiciones que fijen.

46
Análisis de Costos por metro lineal considerando 100 km. de línea regular (1996)
Incluye: apertura, conformación y conservación del DDV, almacenamiento, excavación de zanja 70% Tierra y
30% Roca. Movimiento y distribución de materiales, válvulas, conexiones, accesorios, anticorrosivos, etc.
Acarreo y tendido, doblado, alineado y soldado de tubería. Inspección radiográfica. Limpieza, Recubrimiento
exterior y bajado. Tapado con material suave para cama y colchón. Obra civil y Mecánica de instalaciones
superficiales. Trampa para envío de diablos con válvula de seccionamiento, Trampa doble para envío y recibo
de diablos con válvulas de seccionamiento, y trampa para recibo; todas en especificación 5LX- 52, ANSI 600
RTJ. Pintura anticorrosiva de instalaciones, prueba hidrostática, limpieza interior, Protección Catódica,
Limpieza final del DDV. Ingeniería, Supervisión de la construcción y Administración. No incluye el costo de
Obras Especiales.

47
2.7.- CONSTRUCCION DEL DUCTO
 Deben construirse los sistemas de transporte previa aprobación del Proyecto
 Tanto el Constructor como el Supervisor de PEMEX deberán conocer las Normas y
Especificaciones que requiere un proyecto de ese tipo
 La supervisión se realizará durante y en todas las fases de la construcción el personal tendrá
la capacidad y experiencia para juzgar y decidir, deberá tener conocimiento de los requisitos
mínimos de seguridad para el diseño, construcción, mantenimiento e inspección de tuberías
de transporte, de acuerdo a la Norma de referencia NRF-030 – PEMEX- 2003, o equivalente.
El contratista que realice la obra debe entregar un certificado de calidad emitido por la EMA y el
supervisor deben conocer las normas y especificaciones de construcción, en nuestro caso, de
Petróleos Mexicanos, así como los procedimientos constructivos que apliquen en los mismos:
Certificados de equipo y maquinaria.- Certificados vigentes de calibración de equipo y maquinaria,
emitidos por una empresa certificadora acreditada ante la EMA.
VALVULAS DE PASO COMPLETO Y CONTINUADO
SIMILARES A LAS VALVULAS DE SECCIONAMIENTO
VALVULAS PARA OPERACIÓN
EN CORRIDAS DE DIABLOS
TRAMPA DE DIABLOS DOBLE
TRAMPA DE ENVIO DE DIABLOS
TRAMPA DE RECIBO DE DIABLOS
VALVULAS DE SECCIONAMIENTO
EQUIPO QUE INCLUYE EL ANALISIS DE COSTOS EN
100 KM DE CONSTRUCCION DE LÍNEA
CHARNELA
DESCARGA DE ESTACION DE BOMBEO O COMPRESION
LONGITUD de línea regular 100 KM
A SUCCIÓN DE ESTACIÓN
DE COMPRESIÓN O BOMBEO
Vpn=P(1+i)ⁿ

48
Recubrimiento anticorrosivo de la tubería en
planta, conforme a normas
Protección anticorrosiva atmosférica y
sumergida en juntas de campo
Lastrado Recubrimiento anticorrosivo en juntas
Conformación del DDV, trazo y nivelación,
apertura, ampliación.
Prueba dieléctrica del recubrimiento al
bajarla a la zanja para localizar defectos
Caminos de acceso en condiciones Bajado y tapado de la tubería, sin dañarla
Inspección de Materiales Prueba hidrostática, 1.25 presión diseño
Registro y control de materiales Limpieza interior, con diablos y aire
Almacenamiento y transporte Inspección con diablo geométra
Excavación de la zanja, de acuerdo al D Reacondicionamiento del DDV
Tendido de la tubería, con traslape Señalización, conforme la NRF
Doblado y alineado en frío Protección catódica, según procedimiento
Soldadura, calificación de procedimientos Obras especiales, conforme a proyecto
Inspección radiográfica de soldaduras,
calificación de soldadores y reparaciones
Perforación direccional en cruces, según
proyecto y características del río a cruzar
2.7.1.- Aspectos legales del proyecto
Es necesario formular y legalizar el DDV solucionando afectaciones a terceros y la aprobación del
proyecto, y las disposiciones de impacto y responsabilidad ambiental
Planos del proyecto.- Los planos del proyecto son do 3 tipos:
• Localización general: incluyendo linderos de municipios y entidades federativas, ciudades,
carreteras, ferrocarriles, lagos, costas, etc., aspectos de zona ecológica.
• De topografía: Secciones de línea de 3 Km. de largo en despoblados, y en zona urbana de
1.5 Km., los detalles de topografía y alineamiento, datos del tubo, cruzamientos,
propietarios, linderos, entidades federativas, municipales, etc. Datos relativos a presiones,
espesores, etc., índices de población, tipo de construcción, características de operación y
análisis químico del fluido por transportar.
• De construcción: Cruzamientos y obras especiales.
Inspección.- La inspección de los materiales para verificar el cumplimiento de las especificaciones
del proyecto: cantidades, marcas, especificaciones, defectos de fábrica, daños en el manejo, etc.
Frentes de trabajo.- Se dividen de acuerdo a la magnitud de la obra y deben comprender la
construcción de la línea regular, así como todas las obras especiales del tramo correspondiente.
Personal.- Tanto manual como técnico debe estar constituido por una plantilla de personal
calificado y especializado, con la suficiente experiencia en los trabajos y el número debe ser de
acuerdo a la magnitud de la obra.
Equipo y herramienta.- Deberá ser el necesario para cada frente de trabajo, cuya cantidad
dependerá de la magnitud, y del programa de la obra. Todo el equipo y herramienta debe ser
supervisado y aprobado, pudiendo rechazar el que esté en mal est

49
2.7.2.- Gestión ambiental (INE, Secretaría de Energía, SEDESOL, SEMARNAT)
TIPO DE PROYECTO
CARACTERISTICAS
DE LOCALIZACION
MODALIDAD
IP RIESGO
SOPORTE
NORMATIVO
Construcción de ductos
en nuevos DDV
Regiones perturbadas IP ERDT
LGEPA y
Reglamento de IA
Regiones no
perturbadas
MIA-G ERDT Idem
en DDV existentes
Regiones perturbadas IP ERDT Idem
Rehabilitación y
mantenimiento ductos
IP
Aviso de inicio de obra
Idem
en derechos de vía
existentes
Regiones perturbadas
(Zonas agrícolas,
ganaderas y de
eriales)
Cumplir especificaciones
para protección ambiental
Proyecto NOM-
117- ECOL 1996
Aviso de terminación de
obra
Rehabilitación y
mantenimiento mayor
de ductos
Regiones perturbadas
(Zonas agrícolas ,
ganaderas y de
eriales)
Especificaciones para
protección ambiental
Proyecto NOM
117- ECOL 1996

50
2.7.3.- Apertura del derecho de via
Trazo preliminar del Derecho de Vía. Retrazo y verificación en su caso.
Documentación legalizada de la franja que constituye el DDV
Dimensionar el Derecho de Vía conforme a la Normatividad establecida:
De 4” a 8 “ de diámetro – 10 m.
De 10” a !8” de diámetro – 13 m.
De 20” a 36” de diámetro – 15 m.
De 42” de diámetro a mayores – 25 m.
Construcción de terracerías
Conformación del ancho de la franja del DDV
Áreas de almacenamiento de tubería y materiales
Caminos de acceso hacia carreteras principales, vías férreas, fluviales
Obras de arte requeridas de acuerdo a la topografía del terreno

51
2.7.4.- Excavación de la zanja
La excavación mediante zanjadora, pala mecánica, herramienta manual, o explosivos.
Ancho y Profundidad: La zanja donde se alojará la tubería, debe tener la profundidad y
amplitud indicadas en el Proyecto de acuerdo con su diámetro.
La profundidad debe ser de acuerdo al tipo de terreno, de tal forma que quede una capa
de tierra sobre la tubería de 60 cm. como mínimo en terreno rocoso o desértico, de 1.25 m.
en terrenos con riego por canales y de 60 cm. en otros tipos.
El ancho de la zanja debe ser de 30 cm. mayor que el diámetro exterior de la tubería.
En terreno rocoso, en el fondo de la zanja debe colocarse un colchón de material suave..
Clasificación del material de excavación
A = Suelos agrícolas, limos y cualquier material blando, con partículas hasta de 7.5 cm.
B = El que se excava con maquinaria y son los conglomerados medianamente
Cementados, areniscas y tepetates con piedras sueltas > de 7.5 cm., pero< de 75 cm.
C = Rocas Basálticas, areniscas fuertemente cementados, Calizas, Riolitas, Granitos,
Andesitas, y piedras sueltas mayores de 75 cm.

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