Proyección de Un Gasoducto Para El Desarrollo Industrial en Venezuela
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Proyección de un gasoducto para el desarrollo industrial en Venezuela Francisco Javier Pulido Parra Economía 05.12.2013 25 minutos de lectura evaluación de proyectos de inversióngestión ambiental y desarrollo sosteniblegestión de proyectossector energéticoVenezuela PROYECCION DE UN GASODUCTO PARA EL DESARROLLO INDUSTRIAL DEL ESTADO TRUJILLO. PROJECT OF A GAS NATURAL PIPELINE FOR INDUSTRIAL DEVELOPMENT STATE TRUJILLO RESUMEN Trujillo es un Estado Geoestratégico para Venezuela, en él se reúnen las principales fuentes de Generación Eléctrica, pero contradictoriamente sufre del mayor déficit de electricidad del País. El Gasoducto, con una inversión cercana a los 141.000.000 USD, incluyendo la planta de tratamiento del gas a Montar en la Planta compresora Motatan II, logra impulsar el desarrollo industrial y contribuya a la estabilidad del Sistema Eléctrico de Trujillo, con inversiones en Generación dual cercana a los 62.000.000 USD en su primera etapa. Para el estudio propuesto se tienen dos rutas, que vendrían desde Santa Isabel, pasarán por Agua Viva para derivar a la zona industrial de Agua Santa, donde ya se tiene 14 MW en turbinas duales y continuar a Cemento Andino, complementando con la adquisición de 30 MW en la generación de Monay en turbinas duales y en 32 MW en motores duales para la Autogeneración.
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Proyección de un gasoducto para el desarrollo industrial en Venezuela
Francisco Javier Pulido Parra
Economía 05.12.2013 25 minutos de lectura
evaluación de proyectos de inversióngestión ambiental y desarrollo sosteniblegestión de proyectossector energéticoVenezuelaPROYECCION DE UN GASODUCTO PARA EL DESARROLLO INDUSTRIALDEL ESTADO TRUJILLO.PROJECT OF A GAS NATURAL PIPELINE FOR INDUSTRIALDEVELOPMENT STATE TRUJILLORESUMENTrujillo es un Estado Geoestratégicopara Venezuela, en él se reúnen lasprincipales fuentes de GeneraciónEléctrica, pero contradictoriamentesufre del mayor déficit de electricidaddel País. El Gasoducto, con una inversióncercana a los 141.000.000 USD,incluyendo la planta de tratamiento delgas a Montar en la Planta compresoraMotatan II, logra impulsar el desarrolloindustrial y contribuya a la estabilidaddel Sistema Eléctrico de Trujillo, coninversiones en Generación dual cercanaa los 62.000.000 USD en su primeraetapa. Para el estudio propuesto setienen dos rutas, que vendrían desdeSanta Isabel, pasarán por Agua Vivapara derivar a la zona industrial de AguaSanta, donde ya se tiene 14 MW enturbinas duales y continuar a CementoAndino, complementando con laadquisición de 30 MW en la generaciónde Monay en turbinas duales y en 32MW en motores duales para laAutogeneración.El gasoducto tendría un consumo de0.67 Mmcd (23.5 Mpcd) durante losprimeros cinco años, alimentado de lasreservas de gas asociado al petróleo de0.1 MMpc en la formación Misoa, quealcanzarían para 13 años, y con altasprobabilidades de aumentar a 0.5 MMpcque llevaría a 22 años más, para en unconsumo de 70 Mpcd, a partir de los
siguientes cinco años, estimándose quese podría alcanzar la capacidad máximadel gasoducto en 50 años.El retorno de inversión para PDVSAsería de un año y medio, considerandoun precio internacional del gasoi que sedeja de quemar en 1 USD/lt,suponiendo que el gas para la zonaindustrial de Monay sería sin costo paralas empresas del Estado, de este modose podría seguir manteniendo losprecios regulados del cemento.Palabras Claves:Impacto Ambiental. Integración Empresarial. Gasoducto. Sistema Eléctrico.Cemento.
GASODUCTO SANTA ISABEL-CEMENTO ANDINOINTRODUCCIONEsta propuesta se basa en el plan Simón Bolívar específicamente en la directrizVI. Venezuela: Potencia energética mundial. El acervo energético del país posibilita unaestrategia que combine el uso soberano del recurso con la integración regional ymundial. El petróleo, continuará siendo decisivo para la captación de recursos en elexterior, la generación de inversiones productivas internas, la satisfacción de las propiasnecesidades de energía y la consolidación del modelo productivo socialista. La empresa Cemento Andino, presenta una disminución en la producción deCemento al no contar con la energía eléctrica en cantidad y calidad requerida, contendencia a una paralización, situación que está generando incumplimiento de la GranMision Vivienda y demás planes públicos y privados de desarrollo, se requiere darsoluciones a corto, mediano y largo plazo para darle fin a esta problemática que atentacontra una de las empresas más importantes y principal fuente de empleo con la quecuenta la Región.Soluciones a corto Plazo (6 meses)
La empresa Cemento Andino ha buscado soluciones de eficiencia energética basadas enel empleo de un banco de condensadores de media tensión de 5 MVAR que actuaría enfunción de las secciones productivas que estén operando, este sistema deberá estar listopara marzo del 2014.Fig. 1. Banco de Condensadores automático de 5MVAR en media tensión
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Leer más: http://www.monografias.com/trabajos91/mapas-evaluacion-riesgos-industriales/mapas-evaluacion-riesgos-industriales3.shtml#ixzz3ippFSnfi
SÁBADO, 10 DE OCTUBRE DE 2009
PARÁMETROS PVTPARAMETROS PVT
Para la determinación de las propiedades de los fluidos y las rocas presentes en el yacimiento, se realizan estudios de muestras de núcleos y fluidos a través de un conjunto de pruebas a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas al principio de la vida productiva del yacimiento, estos resultados son obtenidos en el laboratorio mediante análisis PVT, permitiéndonos determinar los diversos parámetros y metodologías para el desarrollo del yacimiento, el cálculo de reservas de petróleo y gas y los métodos para la recuperación secundaria y mejorada.
SOLUBILIDAD DEL GAS
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, formado mayormente por metano y etano y en menor proporción por hidrocarburos mas pesados, generalmente contienen impurezas como vapor de agua, CO2, N2, H2S y He.
La solubilidad del gas es la máxima cantidad de gas que puede disolverse en una determinada cantidad de crudo, ésta depende de la temperatura, presión y composición del gas y del petróleo. A medida que disminuye la presión la cantidad de gas en solución disminuye, así como también al elevar la temperatura la solubilidad del gas disminuye.
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
Yacimientos subsaturados: son aquellos que se encuentran por encima de la
presión de burbujeo y no se libera gas durante la caída de presión, por lo tanto no
se genera capa de gas permitiendo que siempre el gas este en solución.
Yacimientos saturados: son aquellos reservorios donde al disminuir la presión
(hasta llegar al punto de burbujeo), el gas en solución comienza a liberarse,
creando o no una capa de gas en contacto con el crudo.
RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO Rs
Se define la solubilidad de gas como la cantidad de gas que se encuentra en
solución en un barril de petróleo crudo a determinada condiciones de presión y
temperatura prevalecientes en el yacimiento. Esta expresada en pies cúbicos de
gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo a las mismas
condiciones (BN) y se denomina Rs = [PCN/BN].
El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, al disminuir la presión, el gas
que se encuentra disuelto inicialmente en el petróleo comienza a liberarse a partir
del punto de burbujeo, decayendo la relación gas-petróleo en solución ya que el
gas liberado crea una fase continua y es aquí donde ocurre un cambio considerable
en la tasa de gas producido, ya que se tomará en cuenta tanto el gas que sigue
disuelto en el petróleo como el gas libre dentro del yacimiento.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE PETRÓLEO Bo
Se define como el volumen en barriles a condiciones de presión y temperatura del
yacimiento ocupado por un barril de petróleo (incluyendo el gas en solución) a
condiciones normales (14,7 lpca y 60 ºF).
El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, a medida que disminuye la
presión, el petróleo y el gas disuelto en él, comienzan a expandirse, aumentando el
volumen de petróleo en el yacimiento, por ende, el volumen de petróleo en
superficie corresponde al volumen de petróleo y gas disuelto a esas condiciones de
temperatura y presión, (Bo aumenta hasta llegar al punto de burbujeo), una vez
llegado al punto de burbujeo, comienza a liberarse el gas en solución, con lo cual
disminuye la solubilidad del gas y el volumen de petróleo.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE GAS Bg
Es la relación del volumen de gas a condiciones de temperatura y presión del
yacimiento, con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones
normales (14,7 lpca y 60 ºF).
Bg = Vyac/Vsup
Vyac= Zyac nyac Ryac Tyac/Pyac
Vsup= Zsup nsup Rsup Tsup/Psup
Bg = 0.02827 Zyac Tyac/Pyac [PCY/PCN]
FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACIÓN TOTAL O BIFÁSICO Bt
Es el volumen de petróleo que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su
volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento.
Bt = Bo + Bg (Rsb – Rs) [Bbl/BN]
RELACIÓN GAS-PETRÓLEO DE PRODUCCIÓN Rp
La relación gas-petróleo de producción está dada por los pies cúbicos normales de
gas (PCN) producidos entre los barriles normales de crudo producidos (BN).
El yacimiento se encuentra con cierta presión inicial, a medida que ésta va
reduciéndose, llega al punto de burbujeo donde comienza a liberarse el gas en
solución, pero como éste no forma una fase continua no puede moverse hasta
llegar a la saturación de gas crítica.
LIBERACIÓN INSTANTÁNEA O FLASH
La composición total del sistema permanece constante a medida que disminuye la
presión. A medida que se reduce la presión permanecen en contacto íntimo y en
equilibrio todos los gases liberados de la fase líquida con la fase líquida de las que
se liberaron.
Proceso de liberación instantánea o flash:
La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la
temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.
El petróleo se expande isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión
de burbuja.
El gas liberado durante la expansión se mantiene en contacto con el líquido.
Los resultados obtenidos de estas pruebas son:
Presión de Burbujeo
Volumen relativo en función de la presión, V/Vb
Compresibilidad del petróleo.
La gráfica presión-volumen, nos muestra el comportamiento de los fluidos (gas-
petróleo) al ser sometidos a un agotamiento de presión, es decir, a medida que se
reduce la presión, el volumen inicial de petróleo aumenta debido a la expansión del
gas en solución, una vez alcanzado el punto de burbujeo, comienza a liberarse el
gas en solución, aumentando drásticamente el volumen total de los fluidos,
tomando en consideración que a presiones mas bajas hay mayor volumen de gas
liberado que de petróleo.
LIBERACIÓN DIFERENCIAL
La composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. El gas
liberado durante la reducción de presión es removido parcial o totalmente del
contacto con el petróleo.
Proceso de liberación diferencial:
La presión inicial del petróleo es mayor o igual a presión de burbujeo y la
temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.
La presión es disminuida aumentando el espacio disponible en la celda para el
fluido. Al cae la presión ocurre liberación de gas, el cual es removido de la celda
manteniendo la presión constante.
El procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión atmosférica.
Los resultados obtenidos de esta prueba son:
Factor de compresibilidad del gas (Z).
Elación gas-petróleo en solución (Rs).
Factor volumétrico del petróleo (Bo).
Factor volumétrico del gas (Bg).
Factor volumétrico total (Bt).
Densidad del petróleo.
Gravedad especifica del gas.
Gravedad API el crudo residual.
Inicialmente tengo un volumen total de hidrocarburos (petróleo y gas en solución)
a la presión de burbujeo, al reducir la presión comienza a liberarse el gas en
solución aumentando el volumen total de hidrocarburos, el gas liberado es
separado del petróleo (a esa presión), se toma el nuevo volumen de petróleo y se
sigue disminuyendo la presión, se libera un volumen de gas mayor al volumen
separado inicialmente y se obtiene un cierto volumen de petróleo menor al
separado anteriormente, el gas es separado del petróleo, y se obtiene un volumen
final de petróleo a una presión menor a la anterior, se vuelve a repetir este proceso
hasta alcanzar la presión atmosférica. Estos procesos de liberación se hacen a
temperatura constante.
LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO
Condición:
Si la saturación del gas es menor o igual a la saturación crítica del gas, el gas libre
no se mueve.
Tipo de liberación: Liberación instantánea.
Sg ≤ Sgc → Kg = 0
Si la saturación del gas es mayor a la saturación crítica del gas, el gas libre se
mueve.
Tipo de liberación: Liberación diferencial.
Sg > Sgc → Kg > 0
LIBERACIÓN DE GAS EN SUPERFICIE
En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se
mantienen en contacto, por lo tanto la composición del sistema es constante y
ocurre una liberación de tipo instantánea. Una vez llegado el fluido hasta un
separador, es retirado el gas del líquido variando la composición inicial del
sistema, el fluido se mueve hasta llegar a otro separador donde por diferencial de
presión es liberado el gas en solución del petróleo, nuevamente se vuelven a
separar y sigue el ciclo con múltiples etapas diferenciales, concluyendo que todos
estos procesos ocurren con un tipo de liberación instantánea.
DIAGRAMA DE FASES
Son aquellos que nos permiten caracterizar los yacimientos de una forma gráfica,
identificar las curvas de isocalidad, el punto de burbujeo, punto crítico, punto de
rocío, punto cricondentérmico y así determinar el tipo de yacimiento e identificar
los límites entre los estados que se pueden encontrar los hidrocarburos sometidos
a una presión y temperatura determinada.
Líneas de Isocalidad: son líneas que unifican puntos de igual porcentaje
volumétrico de líquido en la mezcla bifásica dentro de la envolvente
(determinan la relación del líquido y del gas).
Curva de rocío: es la curva en la cual, existe la fase gaseosa con una parte
infinitesimal de líquido (se libera la primera gota de líquido).
Curva de burbujeo: es la curva en la cual, existe la fase líquida con una
parte infinitesimal de gas (se libera la primera burbuja de gas).
Punto Crítico: es el punto donde convergen la curva de rocío con la curva
de burbujeo, en el cual, las propiedades intensivas de la fase líquida y la
fase gaseosa son iguales.
Punto Cricondentérmico: es la máxima temperatura en la que coexisten en
equilibrio la fase líquida y vapor.
Punto Cricondembárico: es la máxima presión en la que coexisten la fase
líquida y la fase de vapor en equilibrio.
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
YACIMIENTOS DE GAS son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se
encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en
yacimientos de:
Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburo
se mantienen en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie. La
temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica,
posee una composición de 96 % metano y sólo se puede obtener líquidos
mediante la aplicación de procesos criogénicos. Su relación gas-líquido es
mayor a 100.000 (PCN/BN). Durante su producción no se obtiene petróleo.
Gas Húmedo: son aquellos que presentan la mezcla de hidrocarburos en
fase gaseosa en el yacimiento pero en superficie se presenta de forma
bifásica, la temperatura del yacimiento es mayor a la temperatura
cricondentérmica, su gravedad API > 60° por lo cual están formados
principalmente por hidrocarburos livianos. Presenta componentes
intermedios y el líquido es incoloro. Su relación gas-petróleo es mayor a
15.000 y permanece constante a lo largo de la vida productiva del
yacimiento.
Gas Condensado: son reservorios donde los hidrocarburos se encuentran en
fase gaseosa o en la curva de rocío a condiciones iniciales del yacimiento,
durante el agotamiento isotérmico de presión, el gas entra a la región
bifásica presentando una condensación retrógrada, hasta alcanzar la
saturación crítica del líquido. La temperatura se encuentra entre los valores
de temperatura crítica y temperatura cricondentérmica. Los condesados
presentan una gravedad API entre 40° y 60°, con relación gas-petróleo
entre 5000 y 100000 (PCN/BN) y su color varía desde incoloro hasta
amarrillo claro.
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO son yacimientos que se encuentran inicialmente a
una presión mayor a la presión de burbujeo y con temperatura menor a la
temperatura del punto crítico. Se clasifican en yacimientos de:
Petróleo volátil: son reservorios donde la temperatura del yacimiento es
ligeramente inferior a la temperatura del punto crítico, aquí los
hidrocarburos se encuentran en estado líquido. Cuando la presión del
yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo ocurre un
alto encogimiento del crudo, el líquido producido presenta características
de color amarillo oscuro a negro, gravedad API mayor a 40°, con relación
gas-petróleo entre 2000 y 5000 (PCN/BN).
Petróleo negro: los yacimientos de petróleo negro contienen variedades de
compuestos químicos que incluyen moléculas grandes, pesadas y no
volátiles, se encuentran caracterizados por tener una relación gas-petróleo
que puede llegar hasta los 2.000 PCN/BN, con gravedades de hasta 45° API
y factores volumétricos por debajo de los 2 BY/BN.
Publicado por Audra Colmenares en 11:24
Parámetros PVT | Publicado por Robert Romero en 19:22
Los parámetros de presión, volumen y temperatura (PVT), no son más que una
serie de análisis que se realizan en laboratorio para determinar las propiedades de
los fluidos de un yacimiento.
A través del análisis de estos tres parámetros se pueden identificar cuáles son los
mecanismos más adecuados para mantener una taza de producción constante e
identificar el petróleo originalmente en sitio (POES), entre otros elementos, para
así iniciar la producción del yacimiento. Para estos análisis se requieren muestras
representativas.
• Factor volumétrico de formación del petróleo (βo).
Se define como el volumen en barriles de petróleo a las condiciones del
yacimiento ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.
Gráfico βo vs. Presión
Del grafico se observa que a presiones mayores a la presión de burbuja (Pb)
existe una región monofásica (únicamente petróleo). A medida que va
disminuyendo la presión el petróleo se va expandiendo (mayor volumen de
petróleo), hasta que alcanza la Pb que es cuando aparece la primera burbuja de
gas y pasa a ser una región bifásica. Al seguir la disminución de la presión el
petróleo continua expandiéndose al igual que el gas que se libera de él, pero este
se expande a una proporción menor que a la liberación del gas, es decir, después
que la presión es menor que la Pb el volumen de petróleo va disminuyendo
debido a su comprensibilidad.
• Factor volumétrico de formación del gas (βg).
Se define como la relación del volumen de una masa de gas a las condiciones del
yacimiento entre el volumen de esa misma masa de gas a condiciones normales.
Para que pueda existir un βg se tiene que estar en presencia de un yacimiento de
gas (existe únicamente gas) o en un yacimiento de petróleo cuya presión es
inferior a la presión de burbuja.
Relación gas en solución – petróleo (Rs)
Se define como el volumen de gas en solución en pies cubicos normales que
pueden disolverse en un barril normal de petróleo a determinada condición de
presión y temperatura.
Del grafico se observa que el Rs permanece contante antes de la presión de
burbujeo debido a que el gas todavía no se ha liberado. Una vez que alcanza la
presión de burbujeo el gas en solución comienza a liberarse, por lo que el gas en
solución comienza a disminucion resultando una disminución del Rs.
Factor volumétrico de formación total (Bt).
Es el volumen en barriles normales que ocupa un barril de petróleo más el
volumen de gas que se encuentra disuelto inicialmente a cualquier presión y
temperatura.
Del grafico se observa que a medida que se va disminuyendo la presión el
volumen de petróleo se va expandiendo; al llegar a la presión de burbuja se
comienza a liberar gas, por lo que ahora no solo se toma en cuenta la disminución
del volumen de petróleo debido al aumento del gas libre, sino que tambié se toma
en cuenta el volumen de gas formado, por lo que se puede decir que después de
pasar la presión de burbuja se toma el volumen total de ambos fluidos.
Relación gas – petróleo de producción (Rp)
Este parámetro se define como el volumen en pies cúbicos normales de gas
producidos entre los barriles normales de petróleo producidos.
Del grafico se observa que la relación gas-petróleo de producción permanece
contante hasta que llega al punto de burbujeo, al llegar a la presión de burbujeo
se comienza a liberar gas pero este se queda atrapado en el yacimiento ya que su
saturación es menor que la saturación critica, por lo que solo se está produciendo
petróleo con gas en solución (pequeña disminución del volumen de producción)
por eso se observa una peque disminución del Rp después del punto de burbuja,
al gas alcanzar la saturación critica comienza a producirse junto con petróleo con
gas en solución (aumento del Rp) formando una fase continua, hasta que el gas
disminuye.
Tipos de Liberación de Gas
Liberación instantánea o flash
En esta prueba la composición total del sistema permanece constante durante la
disminución de presión.
Liberación Diferencial
Para esta prueba la composición total del sistema va variando durante el proceso
de disminución de presion, esto debido a que el gas liberado va siendo extraido
totalmente o parcialmente del contacto con el petróleo.
Clasificación de los yacimientos en función a la mezcla de hidrocarburos que contienen.
Yacimiento de Gas
a) Yacimientos Gas Seco: Los componentes del gas suelen ser livianos,
principalmente metano. En este no hay presencia de petróleo.
b) Yacimientos de Gas Húmedo: Los componentes de este gas suelen ser un
poco más pesados que los del gas seco. En este solo hay gas con un porcentaje
pequeño de líquido o gas seco.
c) Yacimientos de Gas Condensado: Los componentes de este gas suelen ser los
más pesados. En este solo hay gas con un alto porcentaje de liquido.
Yacimientos de Petróleo:
a) Yacimientos de Petróleo Negro: Están formados por los compuestos más
pesados. Cuando aplicamos pequeños diferenciales de presión la calidad no varía
mucho (Bajo encogimiento).
b.- Yacimientos de Petróleo Volátil: Están formados por los compuestos más
livianos. Este es de Alto Encogimiento.
Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II Ing. Angel Dasilva, Guia de Ingeniería de
Yacimientos I Ing. gustavo Prato, Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad
Central de Venezuela
http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/03/factores-volumetricos-de-
formacion.html, http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/10/relacin-gas-
petrleo-de-produccin-rp.html, http://yacimientos-de-gas-
condensado.blogspot.com/2008/09/parmetros-pvt-de-yacimientos-de-gas-y.html,
http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/search?q=Liberaci
%C3%B3n+instant%C3%A1nea+o+flash,http://1.bp.blogspot.com/
_FFZDkOgIfnY/SPImMNfIXuI/AAAAAAAAACA/XgRfUvQRGy8/s320/
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16 noviembre 2008
Factor Volumétrico de Formación del Gas Bg¿Te gusta este artículo? Compártelo
El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He y vapor de agua.
El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar:
Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la ecuación de estado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hace distinción entre los denominados gases ideales y gases reales.
Un gas ideal es aquel modelo en el cual
el volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas,
se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que las contiene, y
se consideran perfectamente elásticos los choques de las moléculas que lo componen.
La ecuación de estado para gases ideales se expresa de la siguiente forma:
Donde:
P = presión del gas, psia
V = volumen que ocupa el gas, ft3
n = número de moles, lbmol
R = constante universal, 10.73 psia*ft3/(lbmol*ºR)
T = tempratura del gas, ºR
Sin embargo a condiciones de yacimiento, como son altas temperaturas y presiones, esta ecuación no describe correctamente el comportamiento de los gases. Se dice entonces que el gas tiene un comportamiento real, y hay q considerar las fuerzas de atracción y repulsión entre moléculas así como el volumen q éstas ocupan, a diferencia del modelo ideal en el cual eran despreciados. Existen distintas ecuaciones que introducen factores y parámetros para corregir este comportamiento, una de las más sencillas es la que utilizan el factor de compresibilidad de los gases Z.
El factor Z es un factor calculado experimentalmente comparando el volumen real que ocupan n moles de gas a ciertas condiciones de presión y temperatura con el volumen ideal o teórico que debería ocupar la misma masa de gas a dichas condiciones; y para cada gas, el factor Z tiene distintos valores al variar las condiciones de P y T. Sin embargo todos los gases tiene el mismo factor de compresibilidad cuando se encuentran a iguales condiciones de presión reducida y temperatura reducida, por la tanto Z es una función de las propiedades reducidas de los gases.
Donde:
P, T : presión y temperatura a la cual queremos determinar ZPc, Tc : presión y temperatura crítica del gas puro
Standing y Katz desarrollaron una gráfica que permite determinar el Z a partir de las propiedades reducidas.
El gas natural es una mezcla de varios componentes gaseosos, por lo cual no se puede tener valores d propiedades críticas para todas las mezclas existentes; pero es posible determinar parámetros que describan a la mezcla, considerando sus componentes y las proporciones de ellos. Hablamos entonces de propiedades pseudoreducidas y pseudocríticas.
Para el gas natural:
Y entramos a la gráfica de Standing y Katz con las propiedades pseudoreducidas de la mezcla de gases.
El gas natural está compuesto además de hidrocarburos gaseosos livianos de una serie de componentes hidrocarburos más pesados y en menores proporciones, por lo que se ven agrupados y denominados heptano plus (C7 +). Como se trata de otra mezcla gaseosa particular para cada caso, sus propiedades críticas no son fijas, sino que dependen de la mezcla, principalmente del peso molecular y de la gravedad específica. Los siguientes gráficos nos permiten hallar tanto la presión como la temperatura crítica para el heptano plus.
Debemos tener en cuenta que el gas natural frecuentemente tiene en su composición una serie de elementos no hidrocarburos o contaminantes, y es necesario corregir el efecto que éstos tienen en el cálculo de las propiedades pseudocríticas. La presencia de nitrógeno no afecta sustancialmente el valor de Z, pero el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono causan grandes errores que pueden ser remediados corrigiendo previamente la temperatura y presión pseudocríticas calculadas antes.
El factor de ajuste de componentes no hidrocarburos є es determinado a partir de las concentraciones de H2S y CO2 en la mezcla con el gráfico de Wichert y Aziz.
Con todo lo anterior podemos calcular el factor de compresibilidad Z del gas natural a partir del conocimiento de su composición, a cualquier condición de presión y temperatura. Entonces, volvamos al cálculo del factor volumétrico de formación Bg considerando el gas natural como un gas real:
A condiciones de superficie, el factor de compresibilidad es aproximadamente 1, y son conocidas la presión y temperatura.
El comportamiento del FVF de gas Bg, con respecto a la presión en el yacimiento está expresado en el siguiente gráfico. Nunca tiene el valor de cero, sino que es asintótico a cero para elevadas presiones.
Referencias bibliográficas:McCain, William D. "Properties of Petroleum Fluids". 2nd Edition.
El Compresor: Parte Fundamental en los Sistemas de RefrigeraciónEscrito por: Editorial Refrigeración, Sectores de la industria
Se sabe que los equipos de refrigeración, aire acondicionado, deshumidificadores, entre otros emplean el ciclo frigorífico de compresión para producir frío, y prácticamente todos ellos tienen un motocompresor hermético que además de ser la parte más cara del equipo es la que realiza si no todo, gran parte del consumo energético.
Ing. Luís VegaTanto los compresores alternativos como los centrífugos se encuentran en el mercado formando equipos herméticos que incluyen el motor. Estos motores cerrados son de un tipo distinto al convencional porque están enfriados por el mismo líquido o vapor refrigerante, a temperaturas mucho más bajas que el aire empleado para enfriar los motores abiertos. Estos motores pueden trabajar con mayores temperaturas de régimen pero sin llegar a superar la máxima temperatura admitida a las condiciones de diseño.Como el trabajo de estos motores cerrados (frecuentes paradas y puestas en marcha) es distinto al normal, no suelen clasificarse por su potencia de régimen permanente, sino por las intensidades de arranque y de plena carga. El significado de esta clasificación se observa con claridad en el momento de seleccionar los equipos.
No hay ninguna norma general para designar el tamaño de los compresores herméticos. Anteriormente, se indicaban los tamaños de compresor en HP (CV), pero esta unidad de medida no representaba una definición clara de las características de refrigeración.Los compresores herméticos se diseñan para ser empleados en ciclos de refrigeración por compresión de vapor y se clasifican de acuerdo con la presión correspondiente a la gama de temperaturas de evaporación en la cual el compresor funciona, dentro de la categoría de aplicación de alta, media y baja presión.“El condensador y evaporador son intercambiadores de calor, y pueden llevar asociado un ventilador para forzar el paso de aire a través de ellos”
Figura 1 Cuerpo del compresor
Definición de compresorConsiste en forzar mecánicamente la circulación de un fluido en un circuito cerrado creando zonas de alta y baja presión con el propósito de que el fluido absorba calor en un lugar y lo disipe en el otro.El proceso de refrigeración implica un circuito cerrado, y al refrigerante no se le deja expansionar al aire libre.Cuando el refrigerante va hacia el evaporador, éste es alimentado por un tanque. La presión en el tanque será alta, hasta que su presión se iguale a la del evaporador. Por esto la circulación del refrigerante cesará y la temperatura tanto en el tanque como en el evaporador se elevará gradualmente hasta alcanzar la temperatura ambiente.Para mantener una presión menor y con esto una temperatura más baja, es necesario sacar el vapor del evaporador. Esto lo realiza el compresor el cual lo aspira. En términos sencillos, el compresor se puede comparar a una bomba que transporta vapor en el circuito del refrigerante.En un circuito cerrado a la larga prevalece una condición de equilibrio. Para ampliar más este concepto tenemos que ver si el compresor aspira vapor más rápidamente, que el que se puede formar en el evaporador, la presión descenderá y con esto la temperatura en el evaporador. Por el contrario, si la carga en el evaporador se eleva, el refrigerante se evaporará más rápidamente lo que producirá una mayor presión y por esto una mayor temperatura en el evaporador. El refrigerante sale del evaporador, o bien como vapor saturado o ligeramente recalentado y entra en el compresor donde es comprimido. Ver figuras 2 y 3.
Figura 2 Circulación de gas Figura 3 Sistema de descarga
Ciclo frigorífico de compresiónEl método de producción de frío en las máquinas de fluidos condensables está basado en los cambios de estado (líquido-gas y gas-líquido) de una sustancia (fluido refrigerante) en un circuito cerrado. Para ello se aprovecha la cualidad que presentan los fluidos, (proceso Termodinámico). La temperatura necesaria para producir el cambio de estado del fluido Refrigerante, dependerá de la presión a la que los fluidos se encuentren dentro de las condiciones de operación; es decir a baja presión la temperatura es baja, y si se eleva la presión, la temperatura aumenta.El motivo de aprovechar los cambios de estado es porque los calores latentes (cambio de estado) son mayores que los calores sensibles (cambio de temperatura), con la consiguiente disminución de la cantidad de fluido refrigerante y la capacidad de los equipos frigoríficos.El modo de obtención de frío con este sistema describe un ciclo teórico que podemos resumir de la siguiente manera:• Se comprime el refrigerante en estado gaseoso mediante un compresor, de modo que se eleva la presión y temperatura del gas.• Se hace circular el fluido (gas) por un condensador, en él se condensa el refrigerante a presión constante (líquido), cediendo calor al medio exterior, normalmente aire o agua.• Se pasa el líquido refrigerante por una etapa de expansión donde pierde presión y temperatura evaporándose una pequeña fracción del líquido.• El refrigerante con bajas temperaturas y presión se pasa por un evaporador en el que el refrigerante se evapora (gas), absorbiendo calor del medio exterior y logrando así el efecto frigorífico deseado.• Finalmente se vuelve a comprimir el gas, reiniciando el ciclo.El compresor, normalmente está accionado por un motor eléctrico, y en equipos de pequeña potencia casi en exclusiva son motocompresores herméticos accionados por motores asíncronos monofásicos.El condensador y evaporador son intercambiadores de calor, y pueden llevar asociado un ventilador para forzar el paso de aire a través de ellos, para lograr completar nuestro ciclo de refrigeración. Ver figura 4.
Figura 4. Sistema de compresión
La compresión se realiza igual que en un motor de explosión, esto es por el movimiento de un pistón. El compresor necesita una energía y produce un trabajo. Este trabajo es transferido al vapor refrigerante y se le llama trabajo de compresión.
“Termodinámica es el árbol y sol de la física que estudia la energía la transformación entre sus distintas manifestaciones, como el calor, y su capacidad para producir un trabajo”.
Figura 5. Conexión eléctrica
Aditamentos EléctricosLos fabricantes de motores destinados a equipos de refrigeración herméticos montan los conjuntos de rotor y estator dentro de una carcasa común al compresor, y le adaptan los cojinetes adecuados. Los bobinados están perfectamente aislados y garantizados, especialmente en los motores de gran tamaño. Los motores pequeños suelen ser monofásicos y como no pueden utilizarse contactos capaces de producir chispas, suelen ser tipo de fase partida con los capacitores e interruptores situados en el exterior del compresor (Caja de Conexiones). Ver figura 5.Los motores de estas unidades suelen ser motores asíncronos monofásicos (Single-Phase Induction Motors, SPIM), y debido a su nulo par de arranque, necesitan un sistema auxiliar para su puesta en marcha, que puede lograse con diferentes dispositivos, como lo son los relés o interruptores Centrífugos. Cada uno de ellos le confiere al motor características de funcionamiento distintas.Un problema que presentan los compresores monofónicos o bifásicos es que generan un campo magnético pulsante, por lo que tienen un par de arranque nulo, motivo por el que no son capaces de ponerse en marcha por sí mismos. Para provocar el arranque en estos motores se les dota de un devanado auxiliar de arranque (start, S) con un desfase respecto al principal (run, R), de modo que entre este devanado auxiliar y el principal se proporciona el par necesario en el arranque, y una vez producido éste, se puede desconectar el devanado auxiliar.
Estos motores monofásicos respecto a los trifásicos presentan la ventaja de poder conectarse a la red básica de distribución de electricidad, lo que hace que sea adecuado para aplicaciones domésticas.La manera más rápida de seleccionar o sustituir un compresor es mediante las tablas y curvas de características de funcionamiento que aportan los fabricantes, que no sólo presentan las capacidades y las condiciones de evaluación, sino que dan la capacidad y potencia para una variedad de temperatura de evaporación y condensación.Pero hay que decir que éstas constituyen un promedio de la evaluación en laboratorio con equipos diseñados para mediar las condiciones de operación comúnmente llamadas calorímetro. Investigaciones recientes, muestran cómo la capacidad frigorífica dada por el catálogo de algunos fabricantes es superior a la real.
Figura 6. Recalentamiento útil y recalentamiento en la línea de aspiración
La evidencia fue demostrada a través de la información de los catálogos, el cálculo y la experimentación y los conceptos existentes entre el recalentamiento útil y recalentamiento total. El recalentamiento total está formado por el producto en la línea de aspiración y el producido en el evaporador (denominado recalentamiento útil), siendo este último el único que contribuye a aumentar la capacidad frigorífica útil. Ver figura 6.Algunas Recomendaciones de buen uso del compresorPara asegurar una larga vida útil de compresor deben evitarse las condiciones de funcionamiento fuera de diseño que conducen a una descomposición térmica de los materiales utilizados en el compresor.Algunos materiales utilizados que afectan la vida útil de compresor son los siguientes: Gas Refrigerante, tipo de aceite y los materiales para el aislamiento del motor.Ejemplos:Al seleccionar un compresor tenemos que tener bien definido la aplicación y uso que se le dará a nuestro equipo, ya que con eso podremos definir el tipo de gas refrigerante que emplearemos, así como el tipo de aceite adecuado, de no tomar en cuenta esta recomendación estamos garantizando un problema a corto plazo en nuestro compresor.El aislamiento del motor está formado por el esmalte para el bobinado de cobre, el cual soporta una temperatura interna dentro del compresor (valores definidos de fábrica), si esta sobrepasa la temperatura de diseño, ocasionará que se generen arcos eléctricos, y por consiguiente daños severos en el compresor.Máquinas que aplican la refrigeración por compresión• Aire acondicionado o acondicionador de aire• Refrigerador doméstico, nevera o frigorífico• Enfriador de agua• Fábrica de hielo• Cámara de refrigeración• Tanque de lecheExisten infinidad de criterios y parámetros referente al tema de los compresores, la información específica, hojas de especificaciones técnicas, tablas de desempeños, recomendaciones de selección, instalación y mantenimiento, el fabricante será el
responsable de ofrecer toda la información necesaria que será de gran utilidad a la hora de seleccionar los compresores que mejor convengan a sus exigencias.————————————————————————————–
Las variables termodinámicas o variables de estado son las magnitudes que se emplean para describir el estado de un sistema termodinámico. Dependiendo de la naturaleza del sistema termodinámico objeto de estudio, pueden elegirse distintos conjuntos de variables termodinámicas para describirlo. En el caso de un gas, estas variables son:
Masa (m ó n): es la cantidad de sustancia que tiene el sistema. En el Sistema Internacional se expresa respectivamente en kilogramos (kg) o en número de moles (mol).
Volumen (V): es el espacio tridimensional que ocupa el sistema. En el Sistema Internacional se expresa en metros cúbicos (m3). Si bien el litro (l) no es una unidad del Sistema Internacional, es ampliamente utilizada. Su conversión a metros cúbicos es: 1 l = 10-3 m3.
Presión (p): Es la fuerza por unidad de área aplicada sobre un cuerpo en la dirección perpendicular a su superficie. En el Sistema Internacional se expresa en pascales (Pa). La atmósfera es una unidad de presión comúnmente utilizada. Su conversión a pascales es: 1 atm ≅ 105 Pa.
Temperatura (T ó t): A nivel microscópico la temperatura de un sistema está relacionada con la energía cinética que tienen las moléculas que lo constituyen. Macroscópicamente, la temperatura es una magnitud que determina el sentido en que se produce el flujo de calor cuando dos cuerpos se ponen en contacto. En el Sistema Internacional se mide en kelvin (K), aunque la escala Celsius se emplea con frecuencia. La conversión entre las dos escalas es: T (K) = t (ºC) + 273.
En la siguiente figura se ha representado un gas encerrado en un recipiente y las variables termodinámicas que describen su estado.
Cuando un sistema se encuentra en equilibrio, las variables termodinámicas están relacionadas mediante una ecuación denominada ecuación de estado.
Variables extensivas e intensivas
En termodinámica, una variable extensiva es una magnitud cuyo valor es proporcional al tamaño del sistema que describe. Esta magnitud puede ser expresada como suma de las magnitudes de un conjunto de subsistemas que formen el sistema original. Por ejemplo la masa y el volumen son variables extensivas.
Una variable intensiva es aquella cuyo valor no depende del tamaño ni la cantidad de materia del sistema. Es decir, tiene el mismo valor para un sistema que para cada una de sus partes consideradas como subsistemas del mismo. La temperatura y la presión son variables intensivas.
Función de estado
Una función de estado es una propiedad de un sistema termodinámico que depende sólo del estado del sistema, y no de la forma en que el sistema llegó a dicho estado. Por ejemplo, la energía interna y la entropía son funciones de estado.
El calor y el trabajo no son funciones de estado, ya que su valor depende del tipo de transformación que experimenta un sistema desde su estado inicial a su estado final.
Las funciones de estado pueden verse como propiedades del sistema, mientras que las funciones que no son de estado representan procesos en los que las funciones de estado varían.
bles termodinámicas y funciones de estado
Visualizaciones : 58381More Sharing ServicesCompartirHemos visto en el primer apartado de introducción a la termodinámica química el concepto de sistema y los tipos de sistemas termodinámicos existentes. Ahora bien, una vez delimitado un sistema termodinámico, ¿qué necesitamos conocer para definirlo en profundidad? Necesitamos conocer, además de la composición química del sistema, el valor de una serie de variables que determinan el estado del mismo desde un punto de vista macroscópico. A estas variables se las denomina Variables Termodinámicas. Algunos ejemplos de Variables Termodinámicas son: volumen, temperatura, presión…
Tipos de Variables termodinámicas: extensivas e intensivas
Las variables termodinámicas se clasifican en dos tipos, atendiendo a su dependencia o independencia con la cantidad total de materia presente en el sistema. Así, tenemos:
Variables extensivas : si su valor depende de la cantidad o porción de sistema que se considera, por ejemplo: masa, volumen, número de moles…
Variables intensivas : si su valor no depende de la cantidad de sistema considerado, por ejemplo: temperatura, densidad, presión, concentración…En la tabla siguiente se muestran algunas variables extensivas e intensivas:
Una forma sencilla de distinguir si una variable es extensiva o intensiva es dividir el sistema en dos bloques iguales y considerar si dicha variable cambia o se mantiene constante con respecto al sistema completo. Imaginemos que tenemos el siguiente sistema, constituido por 1 mol de hidrógeno en un recipiente de 22,4 litros:
Aunque para el sistema anterior hemos indicado muchas variables, para describir por completo el estado de un sistema no es necesario conocerlas todas, se pueden limitar, dado que las variables termodinámicas se hallan relacionadas entre sí por ecuaciones matemáticas. Por ejemplo, la ecuación de Clapeyron para los gases ideales:
P·V = n·R·TDonde:
P = presión (atm o pascales, Pa)V = volumen (litros o m3)n = número de molesR = constante de los gases ideales, 0,082 atm·l/K·mol o 8,31 J/K·molT = temperatura en grados kelvin (K)
Dada esta ecuación para los gases ideales, bastará conocer la presión, el volumen y la temperatura para definir el estado del sistema, y el número de moles, o la densidad, o la masa, se podrían calcular conociendo dichos valores de P, V y T. Por tanto, con estas variables el sistema quedaría totalmente descrito.
Procesos isotermos, isobáricos, isocoros y adiabáticos
Un procedimiento habitual a nivel experimental para facilitar el estudio de los sistemas termodinámicos es limitar el número de variables de dicho sistema, manteniendo algunas fijas. Por ejemplo, si estudiamos un proceso a una temperatura constante de 25ºC, la temperatura dejará de ser una variable (no varía) y pasará a ser un valor numérico. Este tipo de proceso en el que se fija una variable adopta su nombre en función de cuál sea la variable fijada:
A los procesos que se llevan a cabo a temperatura constante, se los denomina isotermos o isotérmicos (T = cte)
A los procesos que se llevan a cabo a presión constante, se los denomina isobáricos (P = cte)
A los procesos que se llevan a cabo a volumen constante, se los denomina isocoros (V = cte)
A los procesos que se llevan a cabo sin transferencia de calor entre el sistema y el entorno, se los llama adiabáticos (Q = 0)
Definición de función de estadoPor último, aunque no por ello menos importante, debemos saber que algunas variables termodinámicas son, además, lo que se conoce como funciones de estado. ¿Qué significa esto? Significa que si el sistema sufre una modificación y pasa de un estado A a un estado B, el valor de estas variables termodinámicas que son funciones de estado no depende de cómo se ha efectuado la transformación, sólo del estado del sistema.Veremos esto con un ejemplo concreto para que sea más sencillo, tomando como variable la temperatura. Consideremos un sistema que está en un estado A en el cual la temperatura es de 20ºC. Este sistema sufre una transformación y pasa a estar en un estado B en el cual la temperatura es de 60ºC. El sistema en le estado B seguirá estando a 60ºC independientemente del camino que haya seguido la transformación. No depende del camino que ha seguido dicha
transformación, no importa si se ha calentado y luego enfriado, o si se ha calentado progresivamente… La temperatura en el estado B seguirá siendo de 60ºC, sin importar cómo se ha llegado a ello. Por esto, la temperatura es una función de estado, sólo depende del estado del sistema en el momento en que lo consideremos.
Otra forma de decir esto es que las variaciones que experimentan las funciones de estado sólo dependen del estado inicial y final del sistema. En nuestro caso la variación de temperatura es de 40ºC (60 – 20).
Otras variables termodinámicas que son función de estado son el volumen, la presión, y otros nuevos conceptos en los que vamos a profundizar a lo largo del tema como la energía interna, la entalpía, la entropía y la energía libre de Gibbs.
INSTRUMENTOS PARA MEDICIÓN DE PRESIÓN
By: DhaYzon Hdz On: 18:06 In: instrumentos para medición de presión 1 comment
TIPOS DE PRESIÓN
PRESIÓN ABSOLUTA PRESIÓN ATMOSFÉRICA
PRESIÓN MANOMÉTRICA PRESIÓN DE VACIO
PRESION ABSOLUTA
Es la presión de un fluido medida con referencia al vacío perfecto o cero absoluto.
Este término se creó debido a que la presión atmosférica varía con la altitud y muchas veces los diseños se hacen en otros países a diferentes altitudes sobre el nivel del mar por lo que un término absoluto unifica criterios.
PRESION ATMOSFERICA
Es la presión ejercida por la atmósfera de la tierra, se mide normalmente por medio del barómetro (presión barométrica). A nivel del mar o en alturas próximas a éste, el valor de la presión es cercano a 14.7 lb/plg2 (760 mmHg), disminuyendo este valor con la altitud.
PRESIÓN MANOMÉTRICA
Es la presión superior a la atmosférica, que se mide por medio de un elemento que define la diferencia entre la presión absoluta y la presión atmosférica que existe.
El valor absoluto de la presión puede obtenerse adicionando el valor real de la presión atmosférica a la lectura del manómetro.
PRESIÓN DE VACÍO
Es la presión menor que la Presión atmosférica.Su valor está comprendido entre el Cero absoluto y el valor de la Presión atmosférica.La presión de vacio se mide con el Vacuómetro
UNIDADES DE LA PRESIÓN
En términos internacionales, la unidad de la presión es el Pascal
(Pa), según la 3ra Conferencia General de la Organización de Metrología Legal.
Sin embargo la presión también se expresa en muy diversas unidades, tales como: kg/cm2, Psi, cm de columna de agua,
pulgadas o cm de Hg, bar , etc.
Ejercicios de conversión de unidades de Presión
I.- Convertir:
1. 321” Hg a Psi2. 5042 KPa a bar3. 272 cm H2O a “H2O4. 2,5 Atm a KPa5. 45 Psi a KPa6. 25 Bar a Kpa7. 26.5 atm a bar8. 682 bar a Psi9. 35 Psi a bar10. 754 “Hg a Kpa11. 563 bar a “Hg12. 95 Psi a “ Hg13. 36 bar a m H2O14. 76 atm a m H2O15. 83 m H2O a Kpa
MECANICOS
Son los elementos primarios de medición que pueden dar lectura directa o ser parte de los electromecánicos. Se usan en los procesos como instrumentos de campo.Se clasifican en:
ELEMENTOS PRIMARIOS DE MEDICION DIRECTA.
ELEMENTOS PRIMARIOS ELÁSTICOS
Se deforman por la presión interna del fluido que contienen.Tenemos:Tubo BourdonDiafragma Fuelle
TUBO BOURDON.
Es un tubo de sección elíptica que forma un anillo casi completo. La presión tiende a enderezarlo y su movimiento se transmite a la aguja por medio de un sector dentado y un piñón , siguiendo una ley determinada empíricamente. La aguja indicadora con un dial indica el valor de la presión.Pueden ser de 3 tiposTipo CEspiralHelicoidal
NEUMÁTICOS.
Como elementos neumáticos consideramos los instrumentos transmisores neumáticos cuya variable de medida es la presión adecuada al campo de medida correspondiente. El tipo de transmisor queda establecido por el campo de medida del elemento
TRANSMISOR DE EQUILIBRIO DE MOVIMIENTOS
Compara el movimiento del elemento de medición asociado al obturador con un fuelle de realimentación de la presión posterior de la tobera. El conjunto se estabiliza según la diferencia de movimientos alcanzando siempre una posición de equilibrio tal que existe una correspondencia lineal entre la variable y la señal de salida. En este tipo de transmisores, las palancas deben ser livianas, pero bastante fuertes para que no se doblen.Uno de 3-15 psi será de equilibrio de movimientos con elemento de fuelle.
TRANSMISOR DE EQUILIBRIO DE FUERZAS
Puede verse que el elemento de medición ejerce una fuerza en el punto A sobre la palanca AC que tiene su punto de apoyo en D. Cuando aumenta la fuerza ejercida por el elemento de medición, la palanca AC se desequilibra, tapa la tobera, la presión aumenta y el diafragma ejerce una fuerza hacia arriba alcanzándose un nuevo equilibrio.
TRANSMISOR DE EQUILIBRIO DE MOMENTOS
Utilizado generalmente en la medida de la Presión diferencial (Caudal), el desequilibrio de fuerzas producido crea un par al que se opone el generado por el fuelle de realimentación a través de una rueda de apoyo móvil situada en el brazo del transmisor.
ELECTROMECANICOS
SENSOR DE PRESION DE TIPO RESISTIVO
Consiste en un elemento elástico (tubo Bourdon o cápsula) que varía la resistencia óhmica de un potenciómetro en función de la presión.El potenciómetro puede adoptar la forma de un solo hilo continuo o bien estar arrollado a una bobina siguiendo un valor lineal o no de resistencia.El movimiento del elemento de presión se transmite a un brazo móvil aislado que se apoya sobre el potenciómetro de presión. Éste está conectado a un circuito de Puente de Wheatstone.
El intervalo de medida de estos sensores/transmisores corresponden al elemento de presión que utilizan (tubo Bourdon, fuelle...) y varía en general de 0 a 300 Kg/cm2. La precisión es del orden de 1-2%.
SENSOR DE PRESION INDUCTIVO
Son los que el desplazamiento de un núcleo móvil dentro de una bobina aumenta la inductancia de ésta en forma casi proporcional a la porción metálica del núcleo contenida dentro de la bobina.El devanado de la bobina se alimenta con una corriente alterna y la f.e.m. de autoinducción generada se opone a la f.e.m. de alimentación, de tal modo que al ir penetrando el núcleo móvil dentro de la bobina la corriente presente en el circuito se va reduciendo por aumentar la f.e.m. de autoinducción.
Los transductores de inductancia tienen las siguientes ventajas: no producen rozamiento en la medición, tienen una respuesta lineal, son pequeños y de construcción robusta y no precisan ajustes críticos en el montaje. Su precisión es del orden del 1%.
SENSOR DE PRESION CAPACITIVO
Se basan en la variación de capacidad que se produce en un condensador al desplazarse una de sus placas por la aplicación de presión. La placa móvil tiene forma de diafragma y se encuentra situada entre dos placas fijas. De este modo se tiene dos condensadores uno de capacidad fija o de referencia y el otro de capacidad variable, que pueden compararse en circuitos oscilantes.
Se caracterizan por su pequeño tamaño y su construcción robusta, tienen un pequeño desplazamiento volumétrico y son adecuados para medidas estáticas y dinámicas. Su señal de salida es débil por lo que precisan de amplificadores con el riesgo de introducir errores en la medición. Son sensibles a las variaciones de temperaturas y a las aceleraciones transversales y precisan de un ajuste de los circuitos oscilantes y de los puentes de c.a. a los que están acoplados.Su intervalo de medida es relativamente amplio, entre 0,5 a 600 bar y su precisión es del orden de 0,2 a 0,5%.
GALGAS EXTENSOMETRICAS
Se basan en la variación de longitud y de diámetro, y por lo tanto de resistencia, que tiene lugar cuando un hilo de resistencia se encuentra sometido a una tensión mecánica por la acción de una presión.Existen dos tipos de galgas extensométricas: galgas cementadas, formadas por varios lazos de hilo muy fino que están pegados a una hoja base de cerámica, papel o plástico, y galgas sin cementar en las que los hilos de resistencia descansan entre un armazón fijo y otro móvil bajo una ligera tensión inicial.
En ambos tipos de galgas, la aplicación de presión estira o comprime los hilos según sea la disposición que el fabricante haya adoptado, modificando pues la resistencia de los mismos.La galga forma parte de un puente de Wheastone y cuando está sin
tensión tiene una resistencia eléctrica determinada. Se aplica al circuito una tensión nominal tal que la pequeña corriente que circula por la resistencia crea una caída de tensión en la misma y el puente se equilibra para estas condiciones. Cualquier variación de presión que mueva el diafragma del transductor cambia la resistencia de la galga y desequilibra el puente.
MEDIDOR DE PRESION DE TIPO PIEZOELECTRICO
SENSORES PIEZOELECTRICOS
Los elementos piezoeléctricos son materiales cristalinos que, al deformarse físicamente por la acción de una presión, generan una señal eléctrica. Dos materiales típicos en los sensores piezoeléctricos son el cuarzo y el titanato de bario, capaces de soportar temperaturas del orden de 150º C en servicio continuo y de 230º C en servicio intermitente.
Son elementos ligeros, de pequeño tamaño y de construcción robusta. Su señal de respuesta a una variación de presión es lineal y son adecuados para medidas dinámicas, al ser capaces de respuestas frecuenciales de hasta un millón de ciclos por segundo.Tienen la desventaja de ser sensibles a los cambios de temperatura y de experimentar deriva en el cero. Asimismo, su señal de salida es relativamente débil por lo que precisan de amplificadores y acondicionadores de señal que pueden introducir errores en la medición.
acuerdo con la aplicación y su dificultad. Rating:
Resumen: El nivel es una variable importante para algunas industrias y en otras es indispensable, tales como la del papel y la del petróleo, por mencionar algunas. Los instrumentos para la medición de nivel varían en complejidad de 12,580 visitas
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Autor: College Park
NIVEL
El nivel es una variable importante para algunas industrias y en otras es indispensable, tales como la del papel y la del petróleo, por mencionar algunas. Los instrumentos para la medición de nivel varían en complejidad de acuerdo con la aplicación y su dificultad.
En la selección correcta de un instrumento para la medición de nivel intervienen en mayor o menor grado los siguientes factores:
1. Rango de medición.2. Naturaleza del fluido que va a ser medido.3. Condiciones de operación.
Los instrumentos que se mencionan a continuación cubren prácticamente todas las aplicaciones de medición de nivel. Estos se aplican básicamente en 2 formas: medición de nivel en tanques abiertos y tanques cerrados. Cuando el caso lo requiere, controladores. Cuando las distancias entre el punto de medición y el lugar donde queremos la lectura son muy grandes nos podemos auxiliar con transmisores. Niveles en Tanques AbiertosLos instrumentos que se usan para la medición de nivel en tanques abiertos se clasifican dentro de varias categorías: visuales, de presión o cabeza hidrostática (columna de agua), de contacto directo o sea flotadores y otros tipos. VisualEste método es uno de los mas antiguos y de los mas simples para la medición continua de nivel de líquidos contenidos en un tanque o vasija (olla). Se usa solamente cuando se requiere indicación local directa sobre el proceso y cuando el liquido es (apreciablemente) limpio. Las mirillas y los manómetros de vidrio consisten simplemente en un vidrio transparente o tubo plástico
(transparente), adjunto al tanque; de tal manera que la cabeza del liquido en el tubo sea igual al nivel del liquido en el tanque. Una escala calibrada marcada en el tubo o colocada dentro de este, nos proporciona un medio conveniente para leer el nivel en plgs, pies, cm, mts o unidades de volumen: galones, pies3, m3, etc.
La temperatura
la temperatura: Es una magnitud referida a las nociones comunes de calor o frío. Por lo general, un objeto más "caliente" tendrá una temperatura mayor. Físicamente es una magnitud escalar relacionada con la energía interna de un sistema termodinámico. Más específicamente, está relacionada directamente con la parte de la energía interna conocida como "energía sensible", que es la energía asociada a los movimientos de las partículas del sistema, sea en un sentido traslacional, rotacional, o en forma de vibraciones. A medida que es mayor la energía sensible de un sistema se observa que esta más "caliente" es decir, que su temperatura es mayor.
la temperatura es una propiedad que poseen los sistemas físicos a nivel macroscópico, la cual tiene una causa a nivel microscópico, que es la energía promedio por partícula.
La temperatura está íntimamente relacionada con la energía interna y con laentalpía de un sistema: a mayor temperatura mayores serán la energía interna y la entalpía del sistema.
La temperatura es una propiedad intensiva, es decir que no depende del tamaño del sistema, sino que es una propiedad que le es inherente y no depende ni de la cantidad de sustancia ni del material del que este compuesto.
Publicado por la temperatura en 8:54 No hay comentarios:
UNIDADES DE LA TEMPERATURA
1)Relativas:
Unidades derivadas del SI
Grado Celsius (°C). Para establecer una base de medida de la temperatura Anders Celsius utilizó (en 1742) los puntos de fusión y ebullición del agua. Se considera que una mezcla de hielo y agua que se encuentra en equilibrio con aire saturado a 1 atm está en el punto de fusión. Una mezcla de agua y vapor de agua (sin aire) en equilibrio a 1 atm de presión se considera que está en el punto de ebullición. Celsius dividió el intervalo de temperatura que existe entre éstos dos puntos en 100 partes iguales a las que llamó grados centígrados °C. Sin embargo en 1948 fueron renombrados grados Celsius en su honor; así mismo se comenzó a utilizar la letra mayúscula para denominarlos.
En 1954 la escala Celsius fue redefinida en la Décima Conferencia de Pesos y Medidas en términos de un sólo punto fijo y de la temperatura absoluta del cero absoluto. El punto escogido fue el punto triple del agua que es el estado en el que las tres fases del agua coexisten en equilibrio, al cual se le asignó un valor de 0,01 °C. La magnitud del nuevo grado Celsius se define a partir del cero absoluto como la fracción 1/273,16 del intervalo de temperatura entre el punto triple del agua y el cero absoluto. Como en la nueva escala los puntos de fusión y ebullición del agua son 0,00 °C y 100,00 °C respectivamente, resulta idéntica a la escala de la definición anterior, con la ventaja de tener una definición termodinámica.
Grado Fahrenheit (°F). Toma divisiones entre los puntos de congelación y evaporación de disoluciones de cloruro amónico. Es una unidad típicamente usada en los países anglosajones.
Grado Réaumur (°Ré, °Re, °R). Usado para procesos industriales específicos, como el del almíbar.
Grado Rømer o Roemer. En desuso. Grado Newton (°N). En desuso. Grado Leiden. Usado para calibrar indirectamente bajas
temperaturas. En desuso. Grado Delisle (°D) En desuso
Se comparan las escalas Celsius y Kelvin mostrando los puntos de referencia anteriores a 1954 y los posteriores para mostrar cómo ambas convenciones coinciden. De colornegro aparecen el punto triple del agua (0,01 °C, 273,16 K) y el cero absoluto (-273,15 °C, 0 K). De color gris los puntos de congelamiento (0,00 °C, 273,15 K) y ebullición del agua (100 °C, 373,15 K).
2) Unidades absolutas:
Las escalas que asignan los valores de la temperatura en dos puntos diferentes se conocen como escalas a dos puntos. Sin embargo en el estudio de la termodinámica es necesario tener una escala de medición que no dependa de las propiedades de las sustancias. Las escalas de éste tipo se conocen como escalas absolutas o escalas de temperatura termodinámicas.
Sistema Internacional de Unidades (SI)
Kelvin (K) El Kelvin es la unidad de medida del SI. La escala Kelvin absoluta es parte del cero absoluto y define la magnitud de sus unidades, de tal forma que elpunto triple del agua es exactamente a 273,16 K.[1].
Sistema Anglosajón de Unidades:
Grado Rankine (°R o °Ra). Escala con intervalos de grado equivalentes a la escala Fahrenheit. Con el origen en -459,67°F (aproximadamente)
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Instrumentos que miden la Temperatura:
El más común es el termómetro de mercurio, que es un tubo capilar de vidrio al vacío con un depósito de mercurio en el fondo y el extremo superior cerrado. Debido a que el mercurio se dilata más rápidamente que el vidrio, cuando aumenta la temperatura este se dilata y sube por las paredes del tubo.
Este termómetro es el más usado, aunque no el más preciso, porque el mercurio a los - 40 0C se congela restringiendo el rango o intervalo en que se puede usar.
Los elementos primarios de medición y temperatura, son transductores que convierten la energía térmica en otra o en un movimiento.La diferencia ente el calor y temperatura, es que el calor es una forma de energía y la temperatura es el nivel o valor de esa energía.Se han dividido los elementos primarios de medición de temperatura en 3 tipos:
a. TERMOMETROS.- Transductores que convierten la temperatura en movimiento.
b. SISTEMAS TERMALES.- Transductores que convierten la temperatura en presión (y después en movimiento).
c. TERMOELECTRICOS.- Transductores que convierten la temperatura en energía eléctrica (y mediante un circuito en movimiento)
Termómetros a. De Alcoholb. De Mercurioc. Bimetálico
Elementos Sistemas a. Liquido (Clase I)
Primarios de medición de temperatura
Termales b. Vapor (Clase II)c. Gas (Clase III)d. Mercurio (Clase
IV)
Termoeléctricos a. Termoparb. Resistenciac. Radiaciónd. Optico
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INSTRUMENTOS PARA LA APLICACION
Instrumentos de medida para temperaturaInstrumentos de medida para temperatura para la práctica profesional y el laboratorio. Aquí encontrará instrumentos de medida para temperatura con o sin contacto. Por ejemplo, el modelo PCE-880 para medir la temperatura por infrarrojos que destaca por su sencillo manejo y su rayo láser rojo. De esta manera podrá orientar este modelo por infrarrojos hacia el objeto con gran precisión. Podrá utilizarlo en el sector industrial y profesional, así como para inspección y mantenimiento, p.e. en sistemas de climatización, en el sector del automóvil, en el control de instalaciones eléctricas y de armarios de distribución. Otro ejemplo es el modelo PCE-IR 10 pequeño, ligero y de sencillo manejo. Este modelo por infrarrojos ha sido concebido para el sector de la alimentación y opera según el estándar HACCP, por lo que encontrará también el PCE-IR 10 bajo esta denominación. Los aparatos se entregan calibrados. Casi todos los instrumentos de medida para temperatura se pueden recalibrar y pueden ir acompañados de un certificado de calibración de laboratorio ISO 9000 (certificado de laboratorio, protocolo de control y certificado). Nuestros ingenieros están a su disposición para asesorarle sobre todos los instrumentos de medida para temperatura y sobre el resto de los instrumentos de medida.
El termómetro infrarrojo PCE-890 Es un modelo muy ergonómico y fácil de transportar. Este termómetro infrarrojo es un aparato profesional con un rango de medición hasta +1600 °C para realizar mediciones de temperaturas superficiales sin contacto. Su buena relación entre la distancia y el punto de medición de 50 : 1
permite medir objetos muy pequeños a grandes distancias. Así, el diámetro del punto de medición a una distancia de 2 m es de 40 mm.El termómetro infrarrojo puede ser usado en condiciones adversas. La pantalla tiene una clara iluminación. Se puede ajustar el valor de emisión de este termómetro infrarrojo entre 0,10 y 1,00, por lo que se podrán considerar diferentes propiedades superficiales. Para medir en límites de temperatura pueden fijarse un límite inferior y un límite superior en este termómetro infrarrojo. Puede solicitar un certificado de calibración ISO opcional para este termómetro infrarrojo.
Alta precisión Alta resolución óptica Indicador de unidades en °C o en °F Autodesconexión, iluminación de fondo Programación de los límites de alarma inferior y superior Función de mantenimiento de valores Buena relación entre la distancia y el punto de medición de
50:1
Incluye soporte de mesa, baterías, maletín e instrucciones de uso instrumentos de medida para temperatura con o sin contacto. Por ejemplo, el modelo PCE-880 para medir la temperatura por infrarrojos que destaca por su sencillo manejo y su rayo láser rojo. De esta manera podrá orientar este modelo por infrarrojos hacia el objeto con gran precisión. Podrá utilizarlo en el sector industrial y profesional, así como para inspección y mantenimiento, p.e. en sistemas de climatización, en el sector del automóvil, en el control de instalaciones eléctricas y de armarios de distribución. Otro ejemplo es el modelo PCE-IR 10 pequeño, ligero y de sencillo manejo. Este modelo por infrarrojos ha sido concebido para el sector de la alimentación y opera según el estándar HACCP, por lo que encontrará también el PCE-IR 10 bajo esta denominación. Los aparatos se entregan calibrados. Casi todos los instrumentos de medida para temperatura se pueden recalibrar y pueden ir acompañados de un certificado de calibración de laboratorio ISO 9000 (certificado de laboratorio, protocolo de control y certificado). Nuestros ingenieros están a su disposición para asesorarle sobre todos los instrumentos de medida para temperatura y sobre el resto de los instrumentos de medida.
Termómetro de contacto digital PCE-T311
termómetro de contacto de 1 canal de gran precisión.
El termómetro de contacto PCE T-311 es un aparato de mano con alta precisión que cuenta con una gran pantalla LCD de dos líneas. El termómetro de contacto cuenta con una memoria interna para 150 valores que podrá recuperar más tarde con la ayuda de una tecla. El termómetro de contacto posee una entrada para termo elementos NiCr-Ni tipo K con clavija de miniatura. El envío incluye el aparato, un sensor de hilo caliente de 1 m y las baterías, por lo que puede comenzar a medir la temperatura directamente.En este enlace dispone de una visión general desde la cual podrá encontrar cualquier tipo de termómetro que necesite.
Para termo elementos tipo K Puede medir en °C y °F Pantalla LCD de dos líneas Resolución de 0,1°C Memoria para 150 valores Función de valor MIN / MAX / MEDIO Función Data Hold Indicador de carga baja de la batería
Incluye sensor de hilo caliente de 1 mpara medir temperaturas hasta 200 °C
El termómetro de precisión PCE-T317.
Es un aparato al que se pueden conectar sensores de resistencia. Los sensores PT-100 tienen una resistencia de100 ohmios a 0,0 °C. En este e nlace encontrará una explicación de los métodos de medición y de los diferentes sensores PT-100. El termómetro de precisión le ofrece la posibilidad de realizar mediciones durante 9,7 horas, así como de recuperar el valor mínimo, máximo y medio. Hasta97 valores en la memoria y recuperarlos siempre que sea necesario.En este enlace dispone de una visión general desde la cual podrá encontrar cualquier tipo de termómetro que necesite.
Alta precisión
Gran pantalla LCD de 3 1/2 posiciones
Función de alarma
Función valor mínimo, máximo y medio
luminación de fondo
Posibilidad de elección de unidades
Desconexión automática para proteger la batería (se puede desactivar)
Incluye sensor de inmersión PT-100 para el aire y para líquidos .
Indicador de alta visibilidad para humedad relativa y temperatura PCE-G1Medidor para la humedad relativa y temperatura con
una gran pantalla (alcance visual hasta 50 m)El medidor está pensado para la medición estacionaria de la humedad relativa y la temperatura y su lectura directa en el indicador de alta visibilidad. El medidor está compuesto por una pantalla LED (100 mm de alto) y cuenta con la protección IP 54. La indicación de los valores se va alternando: humedad relativa (2 s) y temperatura (2 s). Los sensores del indicador vienen calibrados de fábrica. Pero también puede pedir de forma opcional el certificado de calibración ISO. Sencillo, preciso y robusto. En este otro enlace tiene una visión general donde podrá encontrar cualquier tipo de indicador de humedad que pueda necesitar.
1. Tipos de medidores de caudal. Factores para la elección del tipo de medidor de fluido
2. Medidores de cabeza variable 3. Medidores de área variable 4. Anexos 5. Conclusiones 6. Bibliografía
INTRODUCCIÓNEsta investigación tiene como objetivo principal estudiar el efecto, funcionamiento y las aplicaciones tecnológicas de algunos aparatos medidores de flujo el cual su invención data de los años 1.800,como el Tubo Vénturi, donde su creador luego de muchos cálculos y pruebas logró diseñar un tubo para medir el gasto de un fluido, es decir la cantidad de flujo por unidad de tiempo.Principalmente su función se basó en esto, y luego con posteriores investigaciones para aprovechar las condiciones que presentaba el mismo, se llegaron a encontrar nuevas aplicaciones como la de crear vacío a través de la caída de presión.Luego a través de los años se crearon aparatos como los rotámetros y los fluxómetros que en la actualidad cuenta con la mayor tecnología para ser más precisos en la medición del flujo.También tener siempre presente la selección del tipo de medidor , como los factores comerciales, económicos, para el tipo de necesidad que se tiene etc.El estudiante o ingeniero que conozca los fundamentos básicos y aplicaciones que se presentan en este trabajo debe estar en capacidad para escoger el tipo de medidor que se adapte a las necesidades que el usuario requiere.
TIPOS DE MEDIDORES DE CAUDAL
FACTORES PARA LA ELECCIÓN DEL TIPO DE MEDIDOR DE FLUIDORango: los medidores disponibles en el mercado pueden medir flujos desde varios mililitros por segundo (ml/s) para experimentos precisos de laboratorio hasta varios miles de metros cúbicos por segundo (m3/s) para sistemas de irrigación de agua o agua municipal o sistemas de drenaje. Para una instalación de medición en particular, debe conocerse el orden de magnitud general de la velocidad de flujo así como el rango de las variaciones esperadas.Exactitud requerida: cualquier dispositivo de medición de flujo instalado y operado adecuadamente puede proporcionar una exactitud dentro del 5 % del flujo real. La mayoría de los medidores en el mercado tienen una exactitud del 2% y algunos dicen tener una exactitud de más del 0.5%. El costo es con frecuencia uno de los factores importantes cuando se requiere de una gran exactitud.Pérdida de presión: debido a que los detalles de construcción de los distintos medidores son muy diferentes, éstos proporcionan diversas cantidades de pérdida de energía o pérdida de presión conforme el fluido corre a través de ellos. Excepto algunos tipos, los medidores de fluido llevan a cabo la medición estableciendo una restricción o un dispositivo mecánico en la corriente de flujo, causando así la pérdida de energía.Tipo de fluido: el funcionamiento de algunos medidores de fluido se encuentra afectado por las propiedades y condiciones del fluido. Una consideración básica es si el fluido es un líquido o un gas. Otros factores que pueden ser importantes son la viscosidad, la temperatura, la corrosión, la conductividad eléctrica, la claridad óptica, las propiedades de lubricación y homogeneidad.Calibración: se requiere de calibración en algunos tipos de medidores. Algunos fabricantes proporcionan una calibración en forma de una gráfica o esquema del flujo real versus indicación de la lectura. Algunos están equipados para hacer la lectura en forma directa con escalas calibradas en las unidades de flujo que se deseen. En el caso del tipo más básico de los medidores, tales como los de cabeza variable, se han determinado formas geométricas y dimensiones estándar para las que se encuentran datos empíricos disponibles. Estos datos relacionan el flujo con una variable fácil de medición, tal como una diferencia de presión o un nivel de fluido.1. MEDIDORES DE CABEZA VARIABLEEl principio básico de estos medidores es que cuando una corriente de fluido se restringe, su presión disminuye por una cantidad que
depende de la velocidad de flujo a través de la restricción, por lo tanto la diferencia de presión entre los puntos antes y después de la restricción puede utilizarse para indicar la velocidad del flujo. Los tipos más comunes de medidores de cabeza variable son el tubo venturi, la placa orificio y el tubo de flujo.
1.El Tubo de Venturi fue creado por el físico e inventor italiano Giovanni Battista Venturi (1.746 – 1.822). Fue profesor en Módena y Pavía. En Paris y Berna, ciudades donde vivió mucho tiempo, estudió cuestiones teóricas relacionadas con el calor, óptica e hidráulica.En este último campo fue que descubrió el tubo que lleva su nombre. Según él este era un dispositivo para medir el gasto de un fluido, es decir, la cantidad de flujo por unidad de tiempo, a partir de una diferencia de presión entre el lugar por donde entra la corriente y el punto, calibrable, de mínima sección del tubo, en donde su parte ancha final actúa como difusor.DEFINICIÓNEl Tubo de Venturi es un dispositivo que origina una pérdida de presión al pasar por él un fluido. En esencia, éste es una tubería corta recta, o garganta, entre dos tramos cónicos. La presión varía en la proximidad de la sección estrecha; así, al colocar un manómetro o instrumento registrador en la garganta se puede medir la caída de presión y calcular el caudal instantáneo, o bien, uniéndola a un depósito carburante, se puede introducir este combustible en la corriente principal.Las dimensiones del Tubo de Venturi para medición de caudales, tal como las estableció Clemens Herschel, son por lo general las que indica la figura 1. La entrada es una tubería corta recta del mismo diámetro que la tubería a la cual va unida.El cono de entrada, que forma el ángulo a1, conduce por una curva suave a la garganta de diámetro d1. Un largo cono divergente, que tiene un ángulo a2, restaura la presión y hace expansionar el fluido al pleno diámetro de la tubería. El diámetro de la garganta varía desde un tercio a tres cuartos del diámetro de la tubería.
La presión que precede al cono de entrada se transmite a través de múltiples aberturas a una abertura anular llamada anillo piezométrico. De modo análogo, la presión en la garganta se transmite a otro anillo piezométrico. Una sola línea de presión sale de cada anillo y se conecta con un manómetro o registrador. En algunos diseños los anillos piezométricos se sustituyen por sencillas uniones de presión que conducen a la tubería de entrada y a la garganta.La principal ventaja del Vénturi estriba en que sólo pierde un 10 - 20% de la diferencia de presión entre la entrada y la garganta. Esto se consigue por el cono divergente que desacelera la corriente.Es importante conocer la relación que existe entre los distintos diámetros que tiene el tubo, ya que dependiendo de los mismos es que se va a obtener la presión deseada a la entrada y a la salida del mismo para que pueda cumplir la función para la cual está construido.Esta relación de diámetros y distancias es la base para realizar los cálculos para la construcción de un Tubo de Venturi y con los conocimientos del caudal que se desee pasar por él.Deduciendo se puede decir que un Tubo de Venturi típico consta, como ya se dijo anteriormente, de una admisión cilíndrica, un cono convergente, una garganta y un cono divergente. La entrada convergente tiene un ángulo incluido de alrededor de 21º, y el cono divergente de 7º a 8º.La finalidad del cono divergente es reducir la pérdida global de presión en el medidor; su eliminación no tendrá efecto sobre el coeficiente de descarga. La presión se detecta a través de una serie de agujeros en la admisión y la garganta; estos agujeros conducen a una cámara angular, y las dos cámaras están conectadas a un sensor de diferencial de presión.FUNCIONAMIENTO DE UN TUBO DE VENTURI
En el Tubo de Venturi el flujo desde la tubería principal en la sección 1 se hace acelerar a través de la sección angosta llamada garganta, donde disminuye la presión del fluido. Después se expande el flujo a través de la porción divergente al mismo diámetro que la tubería principal. En la pared de la tubería en la sección 1 y en la pared de la garganta, a la cual llamaremos sección 2, se encuentran ubicados ramificadores de presión. Estos se encuentran unidos a los dos lados de un manómetro diferencial de tal forma que la deflexión h es una indicación de la diferencia de presión p1 – p2. Por supuesto, pueden utilizarse otros tipos de medidores de presión diferencial.La ecuación de la energía y la ecuación de continuidad pueden utilizarse para derivar la relación a través de la cual podemos calcular la velocidad del flujo. Utilizando las secciones 1 y 2 en la formula 2 como puntos de referencia, podemos escribir las siguientes ecuaciones:
(1)Q = A1v1 = A2v2 (2)Estas ecuaciones son válidas solamente para fluidos incomprensibles, en el caso de los líquidos. Para el flujo de gases, debemos dar especial atención a la variación del peso específico con la presión. La reducción algebraica de las ecuaciones 1 y 2 es como sigue:
Se pueden llevar a cabo dos simplificaciones en este momento. Primero, la diferencia de elevación (z1-z2) es muy pequeña, aun cuando el medidor se encuentre instalado en forma vertical. Por lo tanto, se desprecia este termino. Segundo, el termino hl es la perdida de la energía del fluido conforme este corre de la sección 1 a la sección 2.El valor hl debe determinarse en forma experimental. Pero es más conveniente modificar la ecuación (3) eliminando h1 e introduciendo un coeficiente de descarga C:
La ecuación (4) puede utilizarse para calcular la velocidad de flujo en la garganta del medidor. Sin embargo, usualmente se desea calcular la velocidad de flujo del volumen.Puesto que , tenemos:
El valor del coeficiente C depende del número de Reynolds del flujo y de la geometría real del medidor. La siguiente figura muestra una curva típica de C Vs número de Reynolds en la tubería principal.
La referencia 3 recomienda que C = 0.984 para un Tubo Vénturi fabricado o fundido con las siguientes condiciones:
La referencia 3, 5 y 9 proporcionan información extensa sobre la selección adecuada y la aplicación de los Tubos de Venturi.La ecuación (14-5) se utiliza para la boquilla de flujo y para el orificio, así como también para el Tubo de Venturi.APLICACIONES TECNOLÓGICAS DE UN TUBO DE VENTURIEl Tubo Vénturi puede tener muchas aplicaciones entre las cuales se pueden mencionar:
En la Industria Automotriz: en el carburador del carro, el uso de éste se pude observar en lo que es la Alimentación de Combustible.Los motores requieren aire y combustible para funcionar. Un litro de gasolina necesita aproximadamente 10.000 litros de aire para quemarse, y debe existir algún mecanismo dosificador que permita el ingreso de la mezcla al motor en la proporción correcta. A ese dosificador se le denomina carburador, y se basa en el principio de Vénturi: al variar el diámetro interior de una tubería, se aumenta la velocidad del paso de aire.
2. TUBO DE VÉNTURI
Cuando dicha placa se coloca en forma concéntrica dentro de una tubería, esta provoca que el flujo se contraiga de repente conforme se aproxima al orificio y después se expande de repente al diámetro total de la tubería. La corriente que fluye a través del orificio forma una vena contracta y la rápida velocidad del flujo resulta en una disminución de presión hacia abajo desde el orificio.El valor real del coeficiente de descarga C depende de la ubicación de las ramificaciones de presión, igualmente es afectado por las variaciones en la geometría de la orilla del orificio. El valor de C es mucho más bajo que el del tubo venturi o la boquilla de flujo puesto que el fluido se fuerza a realizar una contracción repentina seguida de una expansión repentina.Algunos tipos de placas orificios son los siguientes:
La concéntrica sirve para líquidos, la excéntrica para los gases donde los cambios de presión implican condensación, cuando los fluidos contienen un alto porcentaje de gases disueltos.La gran ventaja de la placa de orificio en comparación con los otros elementos primarios de medición, es que debido a la pequeña cantidad de material y al tiempo relativamente corto de maquinado que se requiere en su manufactura, su costo llega a ser comparativamente bajo, aparte de que es fácilmente reproducible, fácil de instalar y desmontar y de que se consigue con ella un alto grado de exactitud. Además que no retiene muchas partículas suspendidas en el fluido dentro del orificio.El uso de la placa de orificio es inadecuado en la medición de fluidos con sólidos en suspensión pues estas partículas se pueden acumular en la entrada de la placa., el comportamiento en su uso con fluidos viscosos es errático pues la placa se calcula para una temperatura y una viscosidad dada y produce las mayores pérdidas de presión en comparación con los otros elementos primarios.Las mayores desventajas de este medidor son su capacidad limitada y la perdida de carga ocasionada tanto por los residuos del fluido como por las perdidas de energía que se producen cuando se forman vórtices a la salida del orificio.
3. PLACA ORIFICIO4. BOQUILLA O TOBERA DE FLUJO
Es una contracción gradual de la corriente de flujo seguida de una sección cilíndrica recta y corta. Debido a la contracción pareja y gradual, existe una pérdida muy pequeña. A grandes valores de Reynolds (106) C es superior a 0.99.La tobera de flujo, es un instrumento de medición que permite medir diferencial de presiones cuando la relación de ß, es demasiado alta para la placa orificio, esto es, cuando la velocidad del flujo es mucho mayor y las pérdidas empiezan a hacerse notorias.Luego, al instalar un medidor de este tipo se logran mediciones mucho más exactas. Además este tipo de medidor es útil para fluidos con muchas partículas en suspensión o sedimentos, su forma hidrodinámica evita que sedimentos transportados por el fluido queden adheridos a la tobera.
Boquilla o tobera de flujo.La instalación de este medidor requiere que la tubería donde se vaya a medir caudal, este en línea recta sin importar la orientación que esta tenga.Recuperación de la presión: La caída de presión es proporcional a la pérdida de energía. La cuidadosa alineación del tubo Venturi y a expansión gradual larga después de la garganta provoca un muy pequeño exceso de turbulencia en la corriente de flujo. Por lo tanto, la pérdida de energía es baja y la recuperación de presión es alta. La falta de una expansión gradual provoca que la boquilla tenga una recuperación de presión más baja, mientras que la correspondiente al orificio es aún más baja. La mejor recuperación de presión se obtiene en el tubo de flujo.2. MEDIDORES DE AREA VARIABLE2.1. ROTÁMETROEl rotámetro es un medidor de área variable que consta de un tubo transparente que se amplia y un medidor de "flotador" (más pesado que el líquido) el cual se desplaza hacia arriba por el flujo ascendente de un fluido en la tubería. El tubo se encuentra graduado para leer directamente el caudal. La ranuras en el flotador hace que rote y, por consiguiente, que mantenga su posición central en el tubo. Entre mayor sea el caudal, mayor es la altura que asume el flotador.2.2. FLUXOMETRO DE TURBINAEl fluido provoca que el rotor de la turbina gire a una velocidad que depende de la velocidad de flujo. Conforme cada una de las aspas de rotor pasa a través de una bobina magnética, se genera un pulso de voltaje que puede alimentarse de un medidor de frecuencia, un contador electrónico u otro dispositivo similar cuyas lecturas puedan
convertirse en velocidad de flujo. Velocidades de flujo desde 0.02 L/min hasta algunos miles de L/min se pueden medir con fluxómetros de turbina de varios tamaños.2.3. FLUXOMETRO DE VORTICEUna obstrucción chata colocada en la corriente del flujo provoca la creación de vortices y se derrama del cuerpo a una frecuencia que es proporcional a la velocidad del flujo. Un sensor en el fluxometro detecta los vortices y genera una indicación en la lectura del dispositivo medidor.
Esta figura muestra un bosquejo del fenómeno de derramamiento de vortice. La forma del cuerpo chato, también llamada elemento de derramamiento de vortice, puede variar de fabricante a fabricante. Conforme el flujo se aproxima a la cara frontal del elemento de derramamiento, este se divide en dos corrientes. El fluido cerca del cuerpo tiene una velocidad baja en relación con la correspondiente en las líneas de corrientes principales.La diferencia en velocidad provoca que se generen capas de corte las cuales eventualmente se rompen en vortices en forma alternada sobre los dos lados del elemento de derramamiento. La frecuencia de los vortices creados es directamente proporcional a la velocidad del flujo y, por lo tanto, a la frecuencia del flujo del volumen.Unos sensores colocados dentro del medidor detectan las variaciones de presión alrededor de los vortices y generan una señal de voltaje que varia a la misma frecuencia que la de derramamiento del vortice. La señal de salida es tanto un cadena de pulsos de voltaje como una señal analógica de cd (corriente directa). Los sistemas de instrumentación estándar con frecuencia utilizan una señal analógica que varia desde 4 hasta 20 mA cd (miliamperes de cd). Para la salida de pulso el fabricante proporciona un fluxometro de factor-K que indica los pulsos por unidad de volumen a través del medidor.Los medidores de vortice pueden utilizarse en una amplia variedad de fluidos incluyendo líquidos sucios y limpios, así como gases y vapor.2.4. FLUXOMETROS DE VELOCIDAD
Algunos dispositivos disponibles comercialmente miden la velocidad de un fluido en un lugar específico más que una velocidad promedio.2.4.1 TUBO PITOTCuando un fluido en movimiento es obligado a pararse debido a que se encuentra un objeto estacionario, se genera una presión mayor que la presión de la corriente del fluido. La magnitud de esta presión incrementada se relaciona con la velocidad del fluido en movimiento. El tubo pitot es un tubo hueco puesto de tal forma que los extremos abiertos apuntan directamente a la corriente del fluido. La presión en la punta provoca que se soporte una columna del fluido. El fluido en o dentro de la punta es estacionario o estancado llamado punto de estancamiento.Utilizando la ecuación de la energía para relacionar la presión en el punto de estancamiento con la velocidad de fluido: si el punto 1 está en la corriente quieta delante del tubo y el punto s está en el punto de estancamiento, entonces,p1 = presión estática en la corriente de fluido principalp1/g = cabeza de presión estáticap1 = presión de estancamiento o presión totalps/ g = cabeza de presión totalv1²/ 2g = cabeza de presión de velocidadSolo se requiere la diferencia entre la presión estática y la presión de estancamiento para calcular la velocidad, que en forma simultánea se mide con el tubo pitot estático.2.5. FLUXOMETRO ELECTROMAGNÉTICO
Su principio de medida esta basado en la Ley de Faraday, la cual expresa que al pasar un fluido conductivo a través de un campo magnético, se produce una fuerza electromagnética (F.E.M.), directamente proporcional a la velocidad del mismo, de donde se puede deducir también el caudal.
Está formado por un tubo, revestido interiormente con material aislante. Sobre dos puntos diametralmente opuestos de la superficie interna se colocan dos electrodos metálicos, entre los cuales se genera la señal eléctrica de medida. En la parte externa se colocan los dispositivos para generar el campo magnético, y todo se recubre de una protección externa, con diversos grados de seguridad.El flujo completamente sin obstrucciones es una de las ventajas de este medidor. El fluido debe ser ligeramente conductor debido a que el medidor opera bajo el principio de que cuando un conductor en movimiento corta un campo magnético, se induce un voltaje.Los componentes principales incluyen un tubo con un material no conductor, dos bobinas electromagnéticas y dos electrodos, alejados uno del otro, montados a 180° en la pared del tubo. Los electrodos detectan el voltaje generado en el fluido. Puesto que le voltaje generado es directamente proporcional a la velocidad del fluido, una mayor velocidad de flujo genera un voltaje mayor. Su salida es completamente independiente de la temperatura, viscosidad, gravedad específica o turbulencia. Los tamaños existentes en el mercado van desde 5 mm hasta varios metros de diámetro.2.6. FLUXOMETRO DE ULTRASONIDO
Consta de unas Sondas, que trabajan por pares, como emisor y receptor. La placa piezo-cerámica de una de las sondas es excitada por un impulso de tensión, generándose un impulso ultrasónico que se propaga a través del medio líquido a medir, esta señal es recibida en el lado opuesto de la conducción por la segunda sonda que lo transforma en una señal eléctrica.El convertidor de medida determina los tiempos de propagación del sonido en sentido y contrasentido del flujo en un medio líquido y calcula su velocidad de circulación a partir de ambos tiempos. Y a partir de la velocidad se determina el caudal que además necesita alimentación eléctrica.Hay dos tipos de medidores de flujo por ultrasonidos:
DOPPLER: Miden los cambios de frecuencia causados por el flujo del líquido. Se colocan dos sensores cada uno a un lado del flujo a
medir y se envía una señal de frecuencia conocida a través del líquido. Sólidos, burbujas y discontinuidades en el líquido harán que el pulso enviado se refleje, pero como el líquido que causa la reflexión se está moviendo la frecuencia del pulso que retorna también cambia y ese cambio de frecuencia será proporcional a la velocidad del líquido.
TRÁNSITO: Tienen transductores colocados a ambos lados del flujo. Su configuración es tal que las ondas de sonido viajan entre los dispositivos con una inclinación de 45 grados respecto a la dirección de flujo del líquido.
La velocidad de la señal que viaja entre los transductores aumenta o disminuye con la dirección de transmisión y con la velocidad del líquido que está siendo medido Tendremos dos señales que viajan por el mismo elemento, una a favor de la corriente y otra en contra de manera que las señales no llegan al mismo tiempo a los dos receptores.Se puede hallar una relación diferencial del flujo con el tiempo transmitiendo la señal alternativamente en ambas direcciones. La medida del flujo se realiza determinando el tiempo que tardan las señales en viajar por el flujo.Características
Temperatura ambiente 0º 55º Temperatura de almacenamiento -20º 150º Humedad <80% Temperatura del líquido 20º 150º Máx. presión de conexión 25 bar Las medidas no se ven afectadas por la presencia de sustancias
químicas, partículas contaminantes.. Tienen un alto rango dinámico Diseño compacto y pequeño tamaño Costes de instalación y mantenimiento pequeños Las medidas son independientes de la presión y del líquido a medir No se producen pérdidas de presión debido al medidor No hay riesgos de corrosión en un medio agresivo Aunque el precio no es bajo, sale rentable para aplicaciones en las
que se necesite gran sensibilidad (flujos corporales) o en sistemas de alta presión.
Operan en un gran rango de temperaturas (-10º a 70º) (-30º 180º)[3]dependiendo del sensor y se ofrece la posibilidad de comprar sensores con características especiales para aplicaciones concretas.
Las medidas son no invasivas (especialmente importantes cuando hablamos del cuerpo humano)
Ofrecen una alta fiabilidad y eficiencia
ANEXOSCOMPARATIVA DE LOS DISTINTOS SENSORES DE FLUJO
Sensor de flujo
Líquidos recomendad
os
Pérdida de
presión
Exactitud
típica en %
Medidas y
diámetros
Efecto viscos
o
Coste Relativ
o
Orificio
Líquidos sucios y limpios; algunos líquidos viscosos
Medio±2 a ±4 of full scale
10 a 30 Alto Bajo
Tubo Venturi
Líquidos viscosos, sucios y limpios
Bajo ±1 5 a 20 Alto Medio
Tubo PitotLíquidos limpios
Muy bajo
±3 a ±5 20 a 30 Bajo Bajo
TurbinaLíquidos limpios y viscosos
Alto ±0.25 5 a 10 Alto Alto
Electromagnet.
Líquidos sucios y limpios; líquidos
viscosos y conductores
No ±0.5 5 No Alto
Ultrasonic. (Doppler)
Líquidos sucios y líquidos viscosos
No ±5 5 a 30 No Alto
Ultrasonic. (Time-of-
travel)
Líquidos limpios y líquidos viscosos
No ±1 a ±5 5 a 30 No Alto
FLUXOMETROS COMERCIALES
CONCLUSIONES Tener en cuenta que los Medidores de Flujos son dispositivos, el
cual pueden ser utilizado en muchas aplicaciones tecnológicas y aplicaciones de la vida diaria, en donde conociendo su funcionamiento y su principio de operación se puede entender de una manera más clara la forma en que este nos puede ayudar para solventar o solucionar problemas o situaciones con las cuales son comunes e
Reconocer que con la ayuda de un medidor de flujo se pueden diseñar equipos para aplicaciones específicas o hacerle mejoras a equipos ya construidos y que estén siendo utilizados por empresas, en donde se desee mejorar su capacidad de trabajo utilizando menos consumo de energía, menos espacio físico y en general muchos aspectos que le puedan disminuir pérdidas o gastos excesivos a la empresa en donde estos sean necesarios.
El Tubo de Venturi es un dispositivo que por medio de cambios de presiones puede crear condiciones adecuadas para la realización de actividades que nos mejoren el trabajo diario, como lo son sus aplicaciones tecnológicas.
Leer más: http://www.monografias.com/trabajos31/medidores-flujo/medidores-flujo.shtml#ixzz3iqCrfPLf
El punto de ajuste o set point
¿Que és el punto de ajuste?
El punto se ajuste actúa como un termostato, pero en lugar de regular la temperatura regula el peso corporal. Si el punto de ajuste está a una cantidad de grasa corporal por ejemplo en una persona obesa de 100kg de grasa, cuando baja a 99kg (es decir, tras perder un kilogramo), el cuerpo actúa en dirección opuesta aumentando el hambre y disminuyendo el metabolismo.
En un mundo ideal al aumentar 1kg de grasa, al estar por encima del punto de ajuste el cuerpo actuaría haciendo lo posible para que pierdas ese kilo. Sin embargo el cuerpo está adaptado a ambientes donde tener tener grasa de sobra significaba garantizar la supervivencia, por lo que el cuerpo responde aumentando el punto de ajuste, haciendo más difícil volver a tu peso original.
¿De que depende el punto de ajuste?
Hay indicios de que depende de todas estas cosas:
Genética Niveles de leptina Actividad física Peso corporal (tanto actual, como el que has tenido durante toda la
vida) Facilidad para obtener comida y su saciedad
Estudios: 1 2 3
Sobre la leptina
Para no aburriros vamos a intentar no entrar en mucho detalle. El caso es que existe una hormona llamada leptina que es segregada por los adipocitos (las células que almacenan la grasa). A más
grasa más leptina. A menos grasa menos leptina. Es una de las muchas hormonas que regulan el metabolismo, el apetito y en definitiva el peso corporal, pero es la más importante de todas. En el hipotálamo hay unos receptores que controlan los niveles de leptina. Cuando baja el cuerpo detecta que estás perdiendo grasa y por eso cuesta tanto adelgazar: estudio ¿Pero y la gente que ya está delgada?
El efecto memoria
Aunque la gente delgada tiene menos leptina los sensores tienen efecto memoria. Una vez que engordas sube el llamado “punto de ajuste”. Se produce un fenómeno llamado resistencia a la leptina: Aunque tienes más leptina los receptores se “acostumbran” a esos niveles y pasan a verlos como “normales”. Cuando te has llevado mucho tiempo con unos niveles de leptina el cuerpo lo considera normal.
¿Se puede bajar el punto de ajuste?
Por desgracia en este punto no hay una respuesta definitiva. Algunos autores dicen que es imposible, otros dicen que requiere mucho tiempo. Otros autores sugieren que se puede bajar aprendiendo buenos hábitos, pero una vez los abandones vuelves a recuperar el original. En realidad esto tiene mucha relación con el efecto rebote: al adelgazar te sitúas por debajo del punto de ajuste y el cuerpo reacciona de forma exagerada haciendo que recuperes el peso o engodes. Lee el artículo enlazado si te interesa o este estudio.
Prefiero apoyarme en referencias científicas que en experiencias personales, pero en este caso al ser inexistentes dejo mi experiencia personal. Cuando intente adelgazar rápidamente, al terminar la dieta tenía más hambre incluso que durante la dieta y solamente tenía dos opciones: engordar o pasar hambre. Probé a pasar hambre y para mi sorpresa en varios meses parece que mi cuerpo se adapto al peso que tenía y incluso pude seguir adelgazando lentamente. En mi experiencia SÍ se puede bajar el punto de ajuste, pero no existe ningún estudio que lo confirme, por lo que no debéis confiar demasiado en ello.
Las estaciones de descarga están provistas de equipos destinados al tratamiento, almacenamiento y bombeo del petróleo hasta los patios tanques. Para el tratamiento, cuentan con separadores gas – crudo para las producciones limpias (libres de agua), sucias (con agua) y de prueba, además de realizar la separación agua/crudo por medio de calentadores y tanques de lavado o de estabilización y así cumplir con las especificaciones de concentración (menor al 0,5 % de agua y sedimentos).El propósito fundamental de una estación de descarga es separar el gas, el agua y los sedimentos que arrastra el petróleo cuando es extraído de los yacimientos; este proceso se denomina tratamiento del crudo.
Flujo en Yacimientos de Gas Condensado (Parte I)¿Te gusta este artículo? Compártelo
Conceptualmente, el flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimiento, aunque en ciertas situaciones no están presentes las tres. Las dos regiones más próximas a un pozo pueden formarse cuando la presión de fondo de pozo está por debajo del punto de rocío del fluido. La tercera Región, que se forma lejos de los pozos productores, existe sólo cuando la presión del yacimiento está por encimadel punto de rocío.
Esta tercera región incluye la mayor parte del área del yacimiento que se encuentra alejada de los pozos productores. Dado que está por encima de la presión del punto de rocío, sólo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El límite interior de esta región tiene lugardonde la presión iguala a la presión del punto de rocío del gas de yacimiento original. Este límite no es fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presión de formación cae, desapareciendo finalmente cuando la presión en el límite exterior cae por debajo del punto de rocío.
En la segunda región, la región de segregación del condensado, el líquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continúa siendo suficientemente baja como para que se mantenga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofásico. La cantidad de líquido que se condensa queda determinada por las características de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.
La saturación de líquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve más pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturación en el límite interior de la región usualmente se aproxima a la saturación crítica del líquido para el flujo, que es la saturación residual de petróleo.
En la primera región, la más cercana a un pozo productor, fluye tanto la fase gaseosa como la fase de condensado. La saturación del condensado en esta región es mayor que la saturación crítica. Las dimensiones de esta región oscilan entre decenas de pies para los condensados pobres y cientos de pies para los condensados ricos. Su tamaño es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de condensación de líquido. Dicha región se extiende más lejos del pozo para las capas con una permeabilidad más alta que la permeabilidad promedio, ya que a través de esas capas ha fluido un mayor volumen de
gas. Incluso en los yacimientos que contiene gas pobre, con baja condensación de líquido, el bloque de condensado puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que con el tiempo desarrolla alta saturación.
Esta región correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo controla la productividad del mismo. La relación gas/condensado circulante es básicamente constante y la condición PVT se considera una región de expansión a composición constante. Esta condición simplifica la relación existente entre la permeabilidad relativa al gas y la permeabilidad relativa al petróleo, lo uqe hace que la relación entre ambas sea una función de las propiedades PVT.
Introducción
El crudo producido por la Operadoras de Campos Petroleros debe ser entregado limpio (sin contenidos importantes de agua y sedimentos), en las descarga de las Estaciones de Flujo, y por esto debe ser tratado y deshidratado antes de ser entregado a Petrolera Nacional. La deshidratación del crudo sucio y la entrega del crudo limpio a la Petrolera Venezolana son centralizadas en las Estaciones de Flujo.Estaciones de Flujo [1,2].Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones (Ver Fig. 1.1).El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.
El objetivo fundamental de las Estaciones de Flujo en operaciones de producción petrolera consiste en separar a las presiones óptimas los fluidos del pozo en sus tres componentes básicos: petróleo, gas y agua, para el posterior tratamiento de los hidrocarburos, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de ellos (petróleo y gas).El proceso de tratamiento en la estación se realiza mediante una serie de sub-procesos; entre ellos tenemos separación, deshidratación, almacenamiento bombeo, etc. Este sistema se inicia con la recolección del crudo a través del múltiple de producción, el cual está formado por uno o varios cabezales de producción y otro de prueba. El cabezal de prueba es utilizado para aislar individualmente la producción de un pozo con el objeto de evaluarlo.Una vez recolectado en el tubo múltiple, el crudo se envía a la etapa de separación donde se retiene un nivel de líquido específico por un tiempo determinado bajo condiciones controladas de presión y temperatura, esto con el objeto de separar los hidrocarburos más livianos de los más pesados. Al salir de esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento (Figura 1.2).
En los sistemas de baja presión (alrededor de 70 lpc) el gas proveniente de las estaciones de flujo se suministra a la succión de las estaciones compresoras o también se suple como combustible. Cuando el gas proveniente de los separadores posee altas presiones (por ejemplo 1000 lpc) se puede suministrar directamente a las instalaciones de gas para levantamiento artificial o a las instalaciones para la inyección de gas a yacimientos.La ubicación deseable de los centros de recolección y almacenamiento debe considerar prioritariamente:• El volumen de fluidos que se producen.• Las características de los pozos y las distancias que los separan.• Los programas de desarrollo.El factor económico es esencial en la selección y ubicación de las estaciones de flujo. A medida que un campo se desarrolla, se hace necesario construir nuevos centros de recolección.
Estación de Descarga[1]La estación de descarga es el punto donde toda la producción de petróleo del campo es fiscalizada antes de ser bombeada al patio de tanques; estas estaciones no sólo reciben el crudo de las estaciones de flujo en el área sino también de los pozos cercanos a ella. Su función principal es el tratamiento final del crudo para obtener un crudo que cumplan con las especificaciones de calidad.
Leer más: http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/facilidades-superficie-industria-petrolera.shtml#ixzz3iqGi8fEc
Válvulas de Venteo
DESCRIPCIÓN.
Su función principal es controlar la respiración de los tanques de almacenamiento atmosféricos o semipresurizados; obteniendo como mayor bondad el control de emisiones a la atmósfera, y generando ahorros, mayor seguridad y protección ambiental.
La operación cotidiana de los tanques de almacenamiento, obliga a tener dispositivos de regulación del venteo, pues en ausencia de ellos, se emitirán a la atmósfera vapores de producto que, además de perder dinero en mermas, contaminan la atmósfera con gases de efecto invernadero que destruyen la capa de ozono y dañan la salud, además de representar un riesgo de incendio.
La válvula de venteo mantiene cerrado el tanque, alivia la presión y el vacío cuando:
Hay carga de producto (llenado) o evaporación por radiación solar; en estos supuestos, se generan vapores y/o gases que deben ser expulsados de una forma cotidiana para evitar sobre presión.
Hay descarga de producto (vaciado) o condensación por baja de temperatura del medio ambiente y se debe compensar ese vacío existente, por medio de entrada controlada de aire del exterior.
EI diseño, la fabricación y las características de las válvulas se basan en los lineamientos emitidos por el American Petroleum Institute, en sus secciones: 2000 sexta edición, 2513 y 2521 (junio 1993) todos referentes a venteos estándar en tanques de almacenamiento atmosféricos.
También cumplen integralmente con las normas nacionales emitidas por Petróleos Mexicanos (NRF-113-PEMEX-2007 y NRF-172-PEMEX-2007), concebidas para regular y probar estos dispositivos.
La protección típica a un tanque de almacenamiento es la combinación de esta válvula de venteo montada sobre un arrestador de flama, a este conjunto se le llama Equipo de Venteo.
Válvula de venteo a la atmósfera.
Materiales del Cuerpo: Aluminio tipo 356, acero al carbón y acero inoxidable tipo 316.
Material Interno: Trim de presión y trim de vacío en acero inoxidable tipo 316 (plato, soporte, tornillería, tuercas, guías y mallas de presión; así como de vacío).
Medidas Nominales de Conexión: 2”, 3”, 4”, 6”, 8”, 10” y 12” de diámetro.
Conexiones: Bridas ANSI / ASA tipo cara plana (FF), opcional en cara realzada (RF).
Calibración de Apertura por Peso Especifico: Estándar de ½ oz/pulg2 hasta 4.6 oz/pulg2, tanto en presión como en vacío.
Calibración por Resorte: Superior a 4.6 Oz/pulg2 y Hasta 15 Psig.
Diafragma: De Teflón tipo flotante.
Prueba de Capacidad de flujo: Efectuada en laboratorio único en México, con trazabilidad al CENAM para presión y para vacio; de acuerdo a API2000 Sexta edición.
Prueba de Nivel Máximo de Fuga: (Según API 2521/ NRF113) Máxima fuga permisible: 1 scfh; al 90% del ajuste de apertura (prueba individual).
Prueba de Operación: Apertura de presión y apertura de vacío (según API 2000 / NRF172) en banco de pruebas certificado. Ambas Pruebas son Sustentadas por Medio de Gráficas de Apertura (Presión / Vacio) y de Fuga, en tiempo real. Se realizan en banco de pruebas con trazabilidad al CENAM.
Recubrimiento: De poliuretano de altos sólidos para ambiente marino (de acuerdo a norma NRF-053-PEMEX 2006).
Empaques: TIPO FLEXITALLIC, especial para Hidrocarburos.
Incluye protección durante el transporte e instrucciones para desempaque.
Válvula de venteo dirigido.
A diferencia de la serie 55 que ventea libremente los vapores a la atmósfera, la serie 56 (también llamada válvula de venteo dirigido) tiene una cámara y una descarga con conexión de tipo bridado, que se puede conectar a algún ducto o cabezal de recolección para direccionar estos vapores a un procesamiento posterior, como son el confinamiento, incineración o recuperación.
Todas las características restantes son idénticas a la serie 55.
Válvula de vacío dirigido y venteo atmosférico.
Cuando por requerimientos del proceso o incompatibilidad del líquido almacenado, no es conveniente permitir el ingreso de aire al tanque para compensar el vacío, la serie 57 (también llamada válvula de vacío dirigido) permite una inyección de un gas diferente mediante una conexión en la cámara de vacío de la válvula, que aísla la entrada de aire.
Existe una variante de esta serie que combina la cámara de descarga de la serie 56 para lograr sistemas de control de emisiones más sofisticados. todas las características restantes son idénticas a la serie 55.
Válvula de vacío y venteo dirigido.
La serie 58 comprende un sistema completo de inertización que combina válvulas de la serie 57 y 55 para lograr la inyección controlada de un gas de sello o blanketing (nitrógeno, bióxido de carbono, gas natural) con dos objetivos principales:
A) Impedir el contacto del aire con el producto contenido en el tanque a fin de evitar deterioro o cambios en el mismo por contaminación o reacción con el oxigeno.
B) Al inyectar un gas en forma controlada se desplaza y elimina el aire dentro del tanque y por ende el oxigeno que en combinación con una fuente de energía podría generar una combustión que de no ser controlada terminaría en una explosión interna que dañaría al tanque.
La combinación con válvulas serie 55 provee al sistema un relevo coordinado y confiable en caso de falla de la válvula de inyección o de falta de suministro de gas de sello, impidiendo con esto un posible riesgo a la integridad mecánica del tanque.
El sistema puede incluir el regulador y los accesorios necesarios para la correcta operación de estos equipos, por lo que en caso de requerir mayor detalle de este sistema, le pedimos por favor contacte a nuestro departamento de ingeniería para el diseño de un sistema a su medida.
Todas las características restantes son idénticas a la serie 55.
Válvula rompedora de vacío.
En algunas aplicaciones se requiere de una protección contra la generación de vacio dentro de un recipiente sin requerir de un relevo de presión, para esta aplicación la serie 59 (también llamada válvula rompedora de vacio) nos permite tener un acceso controlado de aire a un punto de ajuste predefinido. Esta válvula trabaja generalmente en conjunto o como respaldo a una válvula serie 55 y también puede tener una conexión de vacio dirigido similar al de la serie 57.
Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:Etapa de RecolecciónEsta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.Etapa de Separación
Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.Etapa de DepuraciónPor esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.Etapa de medición de petróleoEl proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo.La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.Etapa de CalentamientoDespués de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho.Etapa de Deshidratación del petróleo
Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes.Etapa de Almacenamiento del PetróleoDiariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.Etapa de BombeoDespués de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.
Válvula de seguridad (figura 1)
Una válvula de seguridad es una válvula de relevo de presión que es accionada por la presión estática que entra en la válvula, y cuyo accionamiento se caracteriza por una rápida apertura audible o disparo súbito. Sus principales aplicaciones son en el manejo de vapor de agua o aire.
V. TIPOS DE VÁLVULAS DE SEGURIDAD
Existen distintos tipos de válvulas de seguridad, pero cada una posee la misma misión, la cual es evitar que la presión de la caldera sobrepase el valor normal de trabajo para la cual se ha proyectado y construido, es decir, que protege a la caldera de presiones excesivas. También están diseñadas para prevenir excesiva presión de vacío interno. Toda caldera fija debe estar equipada con una válvula de seguridad, que funcione con absoluta confianza. Las calderas móviles, tienen que poseer dos válvulas de este tipo. Las dimensiones de este accesorio deben permitir que escape a la atmósfera todo el vapor que se genera con la actividad máxima de combustión cuando la toma de vapor está cerrada.
Las válvulas de seguridad pueden clasificarse de acuerdo a 3 criterios diferentes:
i) Con base a su forma de operación
Subtipo I Válvula operada por resorte.
Subtipo II Válvula operada por piloto.
ii) Con base a su material de fabricación
Subtipo I Acero.
Subtipo II Bronce.
iii) Con base a su intervalo de presión de ajuste
Subtipo I 103,45 a 41 379,31 kPa para acero.
Subtipo II 34,48 a 2 068,67 kPa para bronce.
A continuación se mencionarán algunos de los tipos más importantes, donde se incluyen 3 válvulas operadas por resorte y la última operada por piloto :
a) Válvula de seguridad de levante completo o carrera completa
Es una válvula de seguridad cuyo disco automáticamente se levanta hasta su carrera total, de tal forma que el área de descarga no está determinada por la posición del disco.
b) Válvula de seguridad de levante parcial o carrera restringida
Es una válvula de seguridad cuyo disco automáticamente se levanta hasta una posición específica de su carrera, de tal forma que el área de descarga está determinada por la posición del disco.
c) Válvula de seguridad de orificio completo o pasaje de flujo libre
Una válvula de seguridad de orificio completo es aquella que no tiene estrangulamientos (que produzcan reducciones de diámetro) en el interior del orificio de flujo y cuyo disco levanta lo suficiente para generar la mínima área del orificio, por encima del asiento, para convertirse en el área que controla el flujo.
d) Válvula de seguridad operada por piloto (figura 5 y 5a)
Es una válvula de relevo de presión en cuya válvula principal el miembro obturador no balanceado es un pistón, está combinada y controlada por una válvula de relevo de presión auxiliar (piloto) que es una válvula operada por resorte. Estas dos unidades que forman la válvula de piloto pueden estar montadas en forma conjunta o separada, pero conectadas entre sí. Las válvulas operadas por piloto operan con gran precisión, pues el piloto es el sensor que detecta en todo momento la presión del sistema, y al llegar al punto de calibración, induce la descarga de la presión que existe en una cámara llamada "domo" localizada en la válvula principal, permitiendo con ello el movimiento del "pistón" (elemento obturador de la válvula principal) que hará que se descargue el exceso de presión del sistema. Existen diferentes tipos de pilotos que, dependiendo de las condiciones del servicio, pueden ser "con flujo" o "sin flujo", y tanto de acción de "disparo y/o modulante".
VI. ELEMENTOS CONSTITUYENTES DE UNA VÁLVULA DE SEGURIDAD
En esta sección se proporciona la terminología fundamental que se refiere a las válvulas de seguridad, para facilitar el entendimiento y comprensión del presente informe. Se incluyen cada una de las piezas que constituyen las válvulas.
o Anillo de ajuste; corona; engrane
Es el elemento interno de la válvula cuya posición modifica las fuerzas de apertura y cierre de la misma, para lograr los requisitos marcados por las especificaciones de funcionamiento. Las válvulas de seguridad poseen dos anillos de ajuste (anillo de tobera y anillo superior o guía); las válvulas de seguridad-alivio solamente poseen el anillo de la tobera, y las válvulas de alivio pueden o no poseer este último.
Asiento(s); sello(s)
El asiento es el área de contacto entre la tobera y el disco. El asiento puede ser de metal o blando.
Asiento blando
Es el conjunto de elementos interiores de la válvula que incorporan materiales elásticos (anillos "O"; arosellos) o plásticos, para producir un área de contacto formada por superficies suaves, utilizados en situaciones específicas de proceso, tales como: evitar fugas de fluidos difíciles de contener (helio); incrementar el grado de hermeticidad en la válvula, cuando hay vibraciones en el sistema; cuando la presión de operación está muy cerca de la presión de ajuste de la válvula; cuando el fluido contiene pequeñas partículas en suspensión; en fluidos con tendencia al congelamiento en la zona de sello; etc.
Asiento metal a metal
Se dice que un asiento es metal a metal cuando las superficies de contacto entre la tobera y el disco son de metal. Estas superficies establecen un sello el cual rara vez es completamente hermético, pero que evitan en buena medida el escape de fluido, debido al fino acabado (lapeado) de ambos componentes metálicos.
Base
Este término se utiliza en válvulas pequeñas de conexiones roscadas únicamente, y significa el elemento que contiene el pasaje de flujo a través del cual entra y se conduce el fluido, y que es cerrado por medio del disco u otro elemento móvil. La base generalmente contiene la conexión de entrada roscada y planos para apretar la válvula al sistema.
Bonete; cámara de resorte
Elemento externo de la válvula que aloja al resorte y vástago. También se le conoce como bonete cerrado.
Capucha; capuchón
Elemento externo de la válvula que cubre al tornillo de ajuste para protegerlo del medio ambiente, evitar que se modifique la calibración de la válvula, y que el fluido escape por la parte superior.
Cuerpo
Elemento externo de la válvula que contiene las partes interiores y que posee una conexión de entrada y salida, las cuales pueden ser roscadas, bridadas o de otro tipo.
Disco
Elemento interno móvil de la válvula que actúa cerrando el flujo de la tobera.
Guía
Elemento interno de la válvula que induce el alineamiento y deslizamiento de las partes móviles.
Mordaza; mordaza de prueba; mordaza de bloqueo
Elemento accesorio que sirve para bloquear el funcionamiento de la misma, con el objeto de realizar pruebas hidrostáticas en el sistema o recipiente y/o calibrar válvulas adicionales o contiguas.
Palanca; dispositivo de levante
Mecanismo que permite el accionamiento manual de la válvula a una presión menor a la de ajuste, reduciendo la fuerza ejercida sobre el disco. Con la operación manual se verifica el estado de libertad que guardan las partes móviles de la válvula.
Piloto
Válvula de relevo de presión operada por resorte, diseñada para gobernar o controlar el funcionamiento de la válvula principal. La válvula principal y el piloto forman una válvula operada por piloto.
Pistón
Elemento interno móvil de una válvula operada por piloto que por un lado recibe la presión del piloto y por otro la presión del sistema, y que ejecuta la apertura o cierre de la válvula principal acorde con la señal enviada por el piloto.
Resorte
Elemento interno de la válvula que proporciona la fuerza o carga que mantendrá al disco cerrando el pasaje de flujo, mientras la presión del fluido esté por debajo de la presión de calibración.
Semitobera; semiboquilla
Elemento interno de la válvula que constituye parcialmente el pasaje de flujo a través del cual entra y se conduce el fluido, y que se encuentra sujeta al cuerpo en forma independiente o por medio de otro elemento.
Tobera; boquilla
Elemento interno de la válvula que constituye el pasaje de flujo desde la conexión al recipiente hasta el asiento, pasaje a través del cual entra y se conduce el fluido, y que es obturado por medio del disco u otro elemento móvil.
Tornillo de ajuste
Elemento de la válvula que permite calibrar (ajustar) la tensión del resorte para que la válvula actúe a la presión deseada.
Válvula principal
Conjunto de elementos de la válvula operada por piloto que contiene la presión del sistema, que posee una conexión de entrada y salida, las cuales pueden ser bridadas o de otro tipo, por la que se descarga el volumen necesario de fluido para cumplir con las condiciones de relevo requeridas. La válvula principal y el piloto forman una válvula operada por piloto.
Vástago; flecha
Elemento interior de la válvula que transmite la fuerza del resorte hacia el disco y que también sirve de guía para las partes móviles de la válvula y mantener la colinealidad de las fuerzas en todo momento.
Yugo; bonete abierto
Elemento externo de la válvula que aloja al resorte y vástago, exponiéndolos a la ventilación atmosférica para facilitar su enfriamiento. Normalmente se utiliza en válvulas que manejan vapor de agua.
1.- Cuerpo 12.- Vástago
2.- Yugo 13.- Tornillo compresión
3.- Sostenedor del disco 14.- Tornillo ajuste superior
4.- Guía 15.- Tornillo ajuste inferior
5.- Anillo ajuste superior 16.- Cojinete de empuje
6.- Anillo ajuste inferior 17.- Tornillo compresión
7.- Resorte, muelle 18.- Plato del resorte
8.- Asiento de tobera 19.- Palanca
9.- Disco 20.- Pernos
10.- Collar disco 21.- Tuercas
11.- Limitadora
VII. PRINCIPIOS DE OPERACIÓN
La válvula de seguridad opera de la siguiente manera: la presión de vapor entra en la válvula y actúa sobre la sección del disco y la tobera generando una fuerza que se opone a la fuerza del muelle o resorte . Cuando esta fuerza es mayor que la fuerza del resorte la válvula abre.
El volumen de vapor generado por una apertura mínima del disco, al expandirse, actúa sobre el anillo inferior, causando una fuerza adicional que actúa sobre el área del sostenedor del disco, que ayuda a la válvula a hacer su apertura total. El ajuste necesario del anillo superior permite al disco de la válvula alcanzar su carrera a la sobrepresión de diseño, (normalmente el 3% de sobrepresión). Cuando la presión de entrada disminuye hasta alcanzar la presión de cierre, el disco se mueve hacia abajo, provocando el cierre de la válvula. La disposición del disco y sus partes complementarias, sostenedor del disco, vástago, collar del disco, y tuerca de límite de carrera, permiten al disco alcanzar su posición de cierre con fuerza suficiente para impedir que fugue. El diseño del disco térmico permite una rápida igualación de la temperatura alrededor del asiento, y provee un grado de apriete contra el asiento de la tobera.
VII.A. Simbología
Los símbolos comúnmente utilizados para designar en un plano a las válvulas de seguridad o a las válvulas de relevo de presión son los que se muestran en la figura.
VII.B. Vida útil
Las válvulas de seguridad de acero tienen una vida útil media de 12 años.
Las válvulas de seguridad de bronce tienen una vida útil media de 4 años.
Lo anterior es válido siempre que la selección de la válvula sea la adecuada para las condiciones de servicio y siempre que se le apliquen sus debidos mantenimientos a las mismas. De cualquier forma, el uso continuo de las válvulas cerca de sus límites, el grado de corrosión ambiental y otras variables presentes en los procesos industriales, disminuyen o incrementan la vida media del producto.
Componentes básicos en una estación de flujo
Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:
Múltiples o recolectores de entrada. Líneas de flujo. Separadores de petróleo y gas. Calentadores y/o calderas. Tanques. Bombas.
Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.Múltiples o recolectores de entrada.Son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua.Tubo múltiple BásicoEl arreglo básico de la conexión al tubo múltiple para cada pozo individual es indicado en la en la figura 1.3. El flujo entrante arriba a una válvula de choque ajustable (block valve) con entrada abierta en el punto A y a través de válvula de retención (check valve) en el punto B. Para la rutina de producción, la válvula de choque en el cabezal (punto D) es cerrada y la producción se mezcla con la de otros pozos a través de una válvula del cabezal (punto C) abierta fluyendo por la línea de flujo hacia el separador principal. Para desviar este pozo hacia el separador de prueba, la válvula del punto C es cerrada y la válvula en el punto D es abierta.Para reparar cualquier parte del múltiple, la válvula de bloqueo en el punto A debe ser cerrada. La válvula B previene que no haya reflujo desde cualquier otro pozo de presión mayor que entre a la línea de flujo principal o común hacia este pozo.
La unión en el punto E proporciona conexiones rápidas de líneas de desvío en caso de que la línea del pozo necesite remoción de parafina o expulsar arena y sedimentos. La figura 1.3 muestra solo una parte del múltiple para un pozo. Tantos pozos como se desee pueden ser añadidos por unidades idénticas de conexión a las uniones de salida en los puntos F y G.En algunas áreas costa afuera, las líneas de flujo y tubos múltiples para superar la presión de estrangulamiento deben llevarse a la presión máxima del pozo y los mismos deben ser diseñados para eso.Líneas de flujo.Se denomina línea de flujo a la tubería que se conecta desde el cabezal de un pozo hasta el múltiple de producción de su correspondiente estación de flujo. Las líneas de flujo son aquellos sistemas de manejo que transportan el flujo en forma bifásica, desde los pozos hasta un punto de convergencia denominado múltiple. Cada múltiple esta conformado por secciones tubulares, cuya capacidad y tamaño dependen del número de secciones tubulares. Son fabricados en diferentes diámetros, series y rangos de trabajo y se seleccionan según el potencial de producción y presiones de flujo del sistema.En el diseño de las líneas de flujo se calculan principalmente lo siguiente:
La caída de presión a lo largo de la línea de flujo, la cual se calcula usando modelos multifásicos.
Los espesores óptimos del tipo de material a usar considerando las presiones de trabajo.
Los sistemas de limpieza y de mantenimiento. Los sistemas de protección. Los sistemas de anclaje.
Separadores de petróleo y gas. [4]El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas:
Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Trampa. Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención,
retenedor de agua, retenedor de líquido.
Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de separación flash.
Separador por expansión o recipiente de expansión. Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo. Filtro-Separador.
Los términos "Separador de petróleo y gas", "Separador", "Separador por etapas", "Trampa", se refieren a un separador de petróleo y gas convencional. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas.Un Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención puede ser utilizado para remover solo agua del fluido de pozo o remover todo el líquido, petróleo más agua, del gas. En el caso de un retenedor de agua utilizado cerca del cabezal del pozo, el gas y el petróleo son descargados normalmente juntos, y el agua libre es separada y descargada del fondo del recipiente.Un retenedor de líquido es utilizado para remover todo el líquido del gas. El agua y los hidrocarburos líquidos son descargados juntos del fondo del recipiente, y el gas es descargado por el tope.Una cámara de separación flash (recipiente o trampa) se refiere normalmente a un separador convencional de petróleo y gas operado a baja presión, con el líquido de un separador de alta presión iniciando la liberación flash dentro de este. Esta cámara de separación flash es frecuentemente la segunda o tercera etapa de separación, donde el líquido empieza a descargarse desde la cámara de separación flash hacia almacenamiento.Un recipiente de expansión es el separador de primera etapa en una unidad de baja temperatura o separación fría. Este recipiente puede ser equipado con un serpentín de calentamiento para derretir los hidratos, o un líquido inhibidor de hidratos (tal como glicol) puede ser inyectado al momento de la entrada de fluido del pozo antes de la expansión en el recipiente.Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petróleo y gas. Normalmente este maneja fluidos que contienen menos líquido que el producido de pozos de petróleo y gas. Los depuradores de gas son usados normalmente en recolección de gas, ventas, y líneas de distribución donde no se requiere manejar tapones o baches de líquidos, como es a menudo el caso con separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo seco utiliza extractores de neblina y otros internos similares a los de separadores de petróleo y gas. El depurador de gas tipo húmedo pasa la corriente de gas a
través de un baño de petróleo u otro liquido que limpie polvo y otras impurezas del gas. El gas es pasado a través de un extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de este.Un "depurador" puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de cualquier recipiente o unidad que procese gas para proteger la unidad o recipiente aguas abajo, de líquido hidrocarburo y/o agua.El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades removerán líquido del gas.Un separador de gas y petróleo generalmente incluye las siguientes componentes y características esenciales.
Un recipiente que incluye (a) sección y/o dispositivo para la separación primaria, (b) sección de asentamiento "por gravedad" secundaria, (c) extractor de neblina para remover pequeñas partículas de liquido del gas, (d) salida del gas, (e) sección de asentamiento de liquido (separación) para remover el gas o vapor del petróleo (en una unidad trifásica, esta sección separa agua del petróleo), (f) salida del petróleo, y (g) salida del agua (unidad trifásica).
Adecuada Capacidad volumétrica de líquido para manejar "baches" de los pozos y líneas de flujo.
Adecuado diámetro y altura o longitud del recipiente para permitir que se separe más liquido del gas de forma tal que el extractor de neblina no sea sobrecargado de líquido.
Un mecanismo de control del nivel de líquido en el separador, el cual normalmente incluye un controlador del nivel de líquido y una válvula de diafragma en la salida del petróleo. Para operación trifásica, el separador debe incluir un controlador del nivel de líquido en la interfase agua-petróleo y una válvula de control de descarga de agua.
Una válvula de alivio de presión en la salida de gas para mantener una presión estable en el recipiente.
Dispositivos de alivio de presión.En muchos sistemas de equipos de producción en superficie, el separador de gas-petróleo es el primer recipiente hacia donde fluyen los fluidos del pozo luego de ser levantados a superficie. Si embargo, otros equipos tales como calentadores y retenedores de agua, pueden ser instalados aguas arriba del separador.
Los Fluidos del Pozo y sus Características
Petróleo CrudoEl petróleo Crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma liquida. La gravedad API del petróleo Crudo puede estar en un rango de 6 a 50 ºAPI y una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones de operación promedio. La coloración varia de verde claro, amarillo, marrón y negro.
CondensadoEste es un hidrocarburo que puede existir en la formación como líquido o como vapor condensado. La licuefacción de componentes gaseosos del condensado normalmente ocurre con la reducción de la temperatura del fluido de pozo a condiciones de operación en superficie. Las gravedades API de los líquidos de condensados pueden estar en un rango de 50 a 120 ºAPI y viscosidades de 2 a 6 cp a condiciones estándar. La coloración puede ser blanco agua, amarillo claro, o azul claro.
Gas NaturalUn gas puede ser definido como una sustancia que no tiene forma o volumen propio. Este llenara cualquier recipiente que lo contenga y tomara la forma del mismo. El hidrocarburo gaseoso asociado con el petróleo crudo es referido al gas natural y puede ser encontrado como gas "libre" o como gas "en solución". La gravedad específica del gas natural puede variar de 0.55 a 0.024 a condiciones estándar.
Gas LibreEl gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y temperatura de operación. El gas libre puede referirse a cualquier gas a cualquier presión que no este en solución o mantenido mecánicamente en el hidrocarburo líquido.
Gas en SoluciónEl gas en solución es homogéneamente contenido en petróleo a una presión y temperatura dada. Una reducción en la presión y/o un incremento en la temperatura pueden causar que el gas sea emitido del petróleo. Entonces se asume las características de gas libre.
Vapores Condensables.Estos hidrocarburos existen como vapor a ciertas condiciones de presión y temperatura y como líquido a otras condiciones. En la fase de vapor, ellos asumen las características de un gas. En la fase de vapor, los vapores condensables varían en gravedad especifica de 0.55 a 4.91 (aire =1), y viscosidad de 0.006 a 0.011 cp a condiciones estándar.
AguaEl agua producida con el petróleo crudo y el gas natural puede estar en forma de vapor o liquido. El agua liquida puede ser libre o
emulsionada. El agua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido.
Impurezas y Materiales ExtrañosLos fluidos producidos del pozo puede contener impurezas gaseosas tales como nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, y otros gases que no son hidrocarburos en naturaleza u origen. Los fluidos del pozo pueden contener impurezas liquidas o semilíquidas, tales como agua y parafina. Ellos también pueden tener impurezas sólidas, tales como lodo de perforación, arena, fango y sal.
Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petróleo
La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas y el líquido descender hacia sus respectiva salidas.Remover Petróleo del GasLa diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una separación aceptable en un separador de petróleo y gas. Sin embargo, en algunas instancias, es necesario utilizar algunos dispositivos mecánicos comúnmente referidos como "extractores de neblina" para remover liquido del gas antes de que este sea descargado del separador.Remover Gas del PetróleoLas características físico-químicas del petróleo y estas condiciones de presión y temperatura determinan la cantidad de gas que este contendrá en solución. La tasa a la cual el gas es liberado de un petróleo dado es una función del cambio en la presión y temperatura. El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende de (1) características físico-químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la temperatura de operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y configuración del separador, y (6) otros factores.La tasa de entrampamiento y nivel de liquido en el separador determinan el tiempo de "retención" o "asentamiento" del petróleo. Un tiempo de retención de 1 a 3 minutos es generalmente adecuado para obtener una separación satisfactoria de crudo y gas,
a menos que se este manejando crudo espumante. Cuando el crudo espumante es separado, el tiempo de retención debe ser incrementado de 5 a 20 minutos, dependiendo de la estabilidad de la espuma y el diseño del separador.Separación Agua - PetróleoEn algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que este fluya a través de las reducciones de presión, tales como las causadas por los estranguladores y válvulas. Tales remociones de agua pueden prevenir dificultades que podrían ser causadas aguas abajo por la misma, tales como corrosión, formación de hidratos, y formación de emulsiones que pueden ser difíciles de resolver.El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de químicos y separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente de retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si el agua esta emulsionada, será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para remover esta.
Funciones Secundarias de los Separadores de Petróleo y Gas
Mantenimiento de la Presión ÓptimaPara un separador de petróleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la presión debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser descargados a su respectivo procesamiento o sistema de recolección. La presión es mantenida dentro del separador utilizando una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una válvula maestra de contrapresión que controle la presión en unidad de dos o más separadores. En la figura 1.4 se muestra una válvula de contrapresión de gas de baja presión típica, y la figura 1.5 muestra una válvula de contrapresión de gas de alta presión utilizada para mantener la presión deseada en los separadores.
La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en el rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por pruebas de campo.Mantenimiento del Sello Líquido en el SeparadorPara mantener la presión en el separador, un sello líquido debe ser logrado en la porción mas baja del recipiente. Este sello líquido previene la pérdida de gas con el petróleo y requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula similar a aquellas mostradas en la figura 1.6 y 1.7. Una válvula operada por palanca similar a la mostrada en la figura 1.8 puede ser utilizada para mantener el sello líquido en un separador cuando la válvula es operada por un flotador que es accionado por el nivel de líquido en el separador. La válvula de control de descarga de petróleo mostrada en la figura 1.7 puede ser accionada por un piloto operado por flotador, por un controlador de nivel de liquido sin flotador similar al mostrado en la figura 1.9, o por un controlador de nivel de liquido tipo tubo de torque (desplazamiento) similar al mostrado en la figura 1.6.
Problemas Especiales en la Separación de Petróleo y GasSeparación de Crudo EspumanteCuando la separación es reducida en ciertos tipos de crudo, pequeñas esferas (burbujas) de gas son encapsuladas en una película delgada de petróleo cuando el gas sale de solución. Esto puede resultar en espuma que esta siendo dispersada en el petróleo y crea lo que es conocido como crudo espuma. En otros tipos de crudo la viscosidad y la tensión superficial del petróleo pueden cerrar mecánicamente el gas en el petróleo y puede causar un efecto similar a la espuma. La espuma del petróleo puede no ser estable o no duradera a menos que un agente espumante este presente en el petróleo. El petróleo es mas propenso a formar
espuma cuando (1) la gravedad API menor a 40 ºAPI, (2) la temperatura de operación es menor a 60 ºF, y (3) el crudo es viscoso, con una viscosidad mayor 50000 SSU (Aprox. 53 cp).La espuma reduce enormemente la capacidad de los separadores de petróleo y gas debido a que se requiere un tiempo retención mayor para separar adecuadamente una cantidad dada de crudo espumante. El crudo espumante no puede ser medido adecuadamente con medidores de desplazamiento positivo o con recipiente de medición volumétrica convencional. Estos problemas, combinados con la pérdida potencial de petróleo y gas debido a la separación inapropiada, enfatiza la necesidad de procedimiento y equipos especiales para manejar el crudo espumante.El separador vertical mostrado en la figura 1.10 puede ser utilizado para manejar crudo espumante. Como el crudo baja en cascada por las placas internas de la unidad, las burbujas de la espuma pueden ser rotas. Este diseño puede incrementar la capacidad del separador para manejar crudo espumante de un 10 a 50 %. Los principales factores que contribuyen al "rotura" del crudo espumante son el asentamiento, agitación, calor, químicos, y fuerzas centrifugas; estos factores o métodos para reducir o detener la formación de crudo espuma son también utilizados para remover el gas entrampado en el petróleo.
ParafinaLa deposición de parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su eficiencia y puede hacerlos inoperables llenando
parcialmente el recipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de fluido. La parafina puede ser removida efectivamente de los separadores utilizando vapor o solventes. Sin embargo, la mejor solución es prevenir la deposición inicial en el recipiente a través de calor o tratamientos químicos de la corriente de fluido aguas arriba del separador. Otra solución, exitosa en muchos casos, involucra el revestimiento de todas las superficies internas del separador con un plástico con el cual la parafina tiene poca o ninguna afinidad.Arena, Barro, Lodo, Sal, etc.Si la arena y otros sólidos son producidos continuamente en cantidades apreciables con los fluidos del pozo, ellos podrían ser removidos antes de que entren a las tuberías. Arena de grano medio en pequeñas cantidades puede ser removida por medio del asentamiento en un recipiente vertical sobrediseñado con un fondo cónico y mediante el drenaje periódico del residuo.La sal puede ser removida mezclando agua con el petróleo, y luego de disolver la sal el agua puede ser separada del petróleo y drenada del sistema.CorrosiónLos fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar la falla temprana del equipo. Los dos elementos mas corrosivos son dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno. Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos del pozo desde trazas hasta 40 o 50 % en volumen del gas.
Clasificación de los Separadores
Clasificación por configuraciónLos separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales: vertical, horizontal y esférico. Los separadores verticales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y 15 a 25 pies de altura.Los separadores de petróleo y gas horizontales son fabricados con una configuración de un solo tubo o con dos tubos. Las unidades de un solo tubo tienen un armazón cilíndrico y las unidades de doble tubo tienen dos armazones cilíndricos paralelos uno encima del otro. Ambos tipos de unidades pueden ser utilizadas para la separación bifásica o trifásica.Los separadores horizontales pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies de largo.Los separadores esféricos están usualmente disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66 o 72 pulgadas en diámetro.
Clasificación por la FunciónLas tres configuraciones de separadores están disponibles para operación bifásica y trifásica. Las unidades bifásicas el gas es separado del liquido con el gas y el liquido descargados de manera separada. En los separadores trifásicos, el fluido del pozo es separado en petróleo, gas, y agua, y son descargos de manera separada.
Clasificación por la Presión de OperaciónLos separadores de petróleo y gas pueden operar a presión es que van desde un alto vacío hasta 4000 o 5000 psi. Mucho de los separadores de gas y petróleo operan en el rango de operación de 20 a 1500 psi.Los separadores pueden ser referidos como de baja, de media, o de alta presión. Los separadores de baja presión usualmente operan a presión es en el rango de 10 a 20 psi hasta 180 a 225 psi. Los separadores de presión media usualmente operan a presión es desde 230 a 250 psi hasta 600 a 700 psi. Los separadores de alta presión generalmente operan en un amplio rango de presión que va desde 750 a 1500 psi.
Clasificación por AplicaciónSeparador de PruebaUn separador de prueba es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo. El separador de prueba puede ser referido como un probador o verificador de pozo. Los separadores de prueba pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. Ellos pueden estar permanentemente instalados o portátiles. Los separadores de prueba pueden ser equipados con varios tipos de medidores para medir el petróleo, gas, y/o agua para pruebas de potencial, pruebas de producción periódicas, prueba de pozos marginales, etc.Separador de ProducciónUn separador de producción es utilizado para separar el fluido producido desde pozo, un grupo de pozos, o una localización sobre una base diaria o continua. Los separadores de producción pueden ser verticales, horizontales o esféricos. Ellos pueden ser bifásicos o trifásicos. El rango en tamaño va desde 12 pulg. hasta 15 pies en diámetro, con muchas unidades que van desde 30 pulg. hasta 10 pies en diámetro. El rango de longitud desde 6 a 70 pies, con muchos de 10 a 40 pies de largo.Separador de Baja Temperatura.Un separador de baja temperatura es uno especial en el cual el fluido del pozo a alta presión es introducido en el recipiente a través de un estrangulador o válvula reductora de presión de tal manera
que la temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de la temperatura del fluido del pozo. La temperatura mas baja en el separador causa la condensación de vapores que de otra manera saldrían del separador en estado de vapor. Los líquidos recuperados requieren la estabilización para prevenir la evaporación excesiva en los tanques de almacenamiento.Separador de MediciónLa función de separar los fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y medir los líquidos puede ser llevado a cabo en un recipiente. Estos recipientes comúnmente son referidos como separadores de medición y están disponibles para operación bifásica y trifásica. Estas unidades están disponibles en modelos especiales que los hacen adecuados para la medición precisa de crudos espumosos y pesados. La medición del líquido es normalmente llevada a cabo por acumulación, aislamiento, y descarga de volúmenes dados en un compartimiento de medición ubicado en la parte mas baja del recipiente.Separador ElevadoLos separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque o sobre plataformas costa-fuera de tal forma que el liquido pueda fluir desde el separador hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite operar el separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de líquido para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia laatmósfera o hacia el sistema de gas a baja presión.Separadores por EtapasCuando el fluido producido es pasado a través de más de un separador con los separadores en serie, los separadores son referidos como separadores por etapa.
Clasificación por el principio utilizado para la separación primariaLos separadores pueden ser clasificados de acuerdo al método utilizado para llevar a cabo la separación primaria en el separador.
Diferencia de densidad (separación por gravedad)Esta clasificación incluye todas las unidades que no poseen elementos de entrada, deflector, placas de choques, o empaque en la entrada del recipiente.La separación primaria se obtiene solamente por la diferencia de densidad del petróleo, gas, o vapor. Estas unidades son pocas en número y muchos separadores tienen un extractor de neblina cerca de la salida de gas para remover las gotas de petróleo en el gas.
Choque y/o CoalescenciaEste tipo de separador incluye todas las unidades que utilizan una placa o dispositivo de empaque en la entrada del separador para llevar a cabo la separación inicial del petróleo y del gas. Un número infinito de diseños puede ser utilizado en la entrada del separador, pero uno de los arreglos más simples y efectivos es ilustrado en figura 1.11.
Fuerza CentrifugaLa fuerza centrifuga puede ser utilizada tanto para la separación primaria como para la secundaria de petróleo y gas en el separador. La fuerza centrifuga puede ser obtenida tanto con una entrada tangencial dimensionada apropiadamente o un elemento espiral interno dimensionado de manera apropiada con el fondo y el tope del abierto o parcialmente abierto. Estos elementos centrífugos causan flujo ciclónico del fluido entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una capa externa o cilindro de líquido y en un cono interno o cilindro de gas o vapor. La velocidad requerida para la separación centrifuga varia desde cerca de 40 hasta aproximadamente 300 pies/s. La velocidad mas común de operación esta entre 80 y 120 pies/s.
Selección y Aplicación de Separadores y Depuradores
Los separadores de petróleo y gas son fabricados en tres configuraciones básicas: vertical, horizontal y esférico. Depuradores de gas son fabricados en dos formas básicas: vertical y horizontal. Cada una de estas unidades tiene ventajas y usos específicos. La selección de una unidad particular para ser utilizada en cada aplicación se basa usualmente en cual obtendrá los resultados deseados a los costosmas bajos de equipo, instalación y mantenimiento la tabla 12.5 muestra una comparación de las ventajas y desventajas de los separadores verticales, horizontales y esféricos.
Separadores VerticalesLas aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:
Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido. Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena,
lodo, y sólidos similares finamente divididos.
Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitación de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.
Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift).
Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de líquido o coalescencia.
Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con líquido entrampado en el gas.
Donde la economía favorece al separador vertical. Separadores Horizontales
Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:
Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una separación agua-petróleo más eficiente.
Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido del recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la espuma y una separación gas-líquido más eficiente.
instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal debido a su forma.
Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP). Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o
ningún cabeceo o surgencia de líquido. Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba
como producción. Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar
espacio de planta. Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona
apropiadamente con líquido entrampado en el gas. Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa
condensación de líquido o coalescencia. Donde la economía favorece al separador horizontal. Separadores Esféricos
La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de petróleo y gas.
Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos ni baches.
Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.
Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la amina y el glicol.
Instalaciones donde la economía favorece los separadores esféricos.
Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un hombre pueda transportar un separador esférico a la localización e instalarlo.
Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.Depuradores de GasMuchos depuradores de gas vertical y horizontal donde el gas ha sido previamente separado, limpiado, transportado y/o procesado con otro equipo. De manera tal que, mas de las impurezas tales como líquidos entrantes, barro, costras de metal oxidado, y polvo han sido removidos del gas por otro equipo, y el depurador de gas esta siendo utilizado para "pulir" el gas. Los depuradores de gas son generalmente son utilizados para asegurar que el gas no contenga materiales que puedan ir en detrimento para los equipos, de manera tal que el depurador es instalado para proteger los compresores, deshidratadores, endulzadores, medidores y reguladores.Alguno de los usos para depuradores de gas son: limpiar gas (1) para combustible para calentadores, hervidores, generadores de vapor, motores; (2) para gas de control para plantas de procesamiento y equipos; (3) aguas arriba del compresor; (4) Aguas arriba de deshidratadores y endulzadores; (5) Aguas abajo de deshidratadores y endulzadores para conservar los fluidos del proceso; (6) Aguas arriba del sistema de distribución de gas; (7) Aguas arriba de y en líneas de transmisión de gas para remover líquidos entrantes, costras de metal oxidado, y polvo; (8) Aguas arriba y/o Aguas debajo de estaciones de regulación de presión; y (9) Aguas abajo de la línea de transmisión de gas de plantas de compresión para remover el lubricante de la línea.
Controles, Válvulas, Accesorios y Características de Seguridad para Separadores de Petróleo y Gas.
ControlesLos controles requeridos para los separadores de petróleo y gas son controladores de nivel de liquido para el petróleo y la interfase agua-petróleo (operación trifásica) y válvula de control de contrapresión de gas con controlador de presión.Válvulas
Las válvulas requeridas para los separadores de petróleo y gas son: la válvula de control de descarga de petróleo, válvula de control de descarga de agua (operación trifásica), válvulas de drenaje, válvula de bloqueo, válvula de alivio de presión, y válvulas para inspección externa de nivel (por visores).AccesoriosLos accesorios requeridos para los separadores de petróleo y gas son los manómetros, termómetros, reguladores de reducción de la presión (para gas de control), visores de nivel, cabezal de seguridad con disco de ruptura, tubería.
Características de Seguridad para los Separadores de Petróleo y Gas
Los separadores de petróleo y gas deben ser instalados a una distancia segura de otros equipos de la locación. Donde ellos están instalados sobre plataformas costa-fuera o próximos a otros equipos, deben ser tomadas precauciones para prevenir perjuicios al personal y daños a los equipos adyacentes en caso de que el separador o sus controles o accesorios fallen.Los siguientes elementos de seguridad son recomendados para muchos de los separadores de petróleo y gas.
Controles de nivel de liquido alto y bajoLos controles de nivel de liquido alto y bajo normalmente son pilotos operados por un flotador que acciona una válvula en la entrada del separador, abriendo un hipas cerca del separador, haciendo sonar una alarma, o realizando alguna otra función pertinente para prevenir el daño que pueda resultar de altos o bajos niveles de líquidos en el separador
Controles de Presión Alta y BajaLos Controles de presión alta y baja son instalados en los separadores para prevenir que presiones excesivamente altas o bajas interfieran con las operaciones normales. Estos controles pueden ser neumáticos, mecánicos y eléctricos y pueden sonar una alarma, accionar una válvula de cierre, abrir un hipas, o realizar otras funciones pertinentes para proteger el personal, el separador, y equipos adyacentes.
Controles de Temperatura Alta y BajaLos controles de temperaturas deben ser instalados en los separadores para cerrar la unidad, para abrir o cerrar un hipas hacia un calentador, o sonar una alarma cuando la temperatura en el calentador llega a ser muy baja o muy alta. Tales controles de temperaturas no son utilizados normalmente en los separadores, pero pueden ser apropiados en casos especiales.
Válvulas de AlivioEstas válvulas son normalmente instaladas a la presión de diseño del recipiente. Las válvulas de alivio sirven principalmente como una advertencia, y en algunos casos son muy pequeñas para manejar la capacidad de fluido total del separador. Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser utilizadas y son particularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en el separador.
Disco de RupturaUn disco de ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que es diseñada para romperse cuando la presión en el separador excede un valor predeterminado. Este es usualmente de 1.25 a 1.5 veces la presión de diseño del separador. El disco de ruptura es normalmente seleccionado de forma tal que no se rompa hasta que la válvula de alivio no se haya abierto y sea incapaz de prevenir la presión excesiva en el separador.
Consideraciones de Operación y Mantenimiento para Separadores de Petróleo y Gas
Inspección PeriódicaEn refinerías y plantas de proceso, es práctica normal inspeccionar todos los recipientes y tuberías presurizados por corrosión y erosión. En los campos de petróleo, generalmente no se sigue esta práctica, y el equipo es reemplazado después de la falla. Esta política puede crear condiciones peligrosas para el personal de operación y equipos adyacentes. Se recomienda que la inspección periódica sea establecida y seguida para proteger en contra de fallas indebidas.Instalación de Dispositivos de SeguridadTodos los dispositivos de seguridad deben ser instalados tan cerca del recipiente como sea posible y de manera tal que la fuerza de reacción de descarga de fluidos no los destruya, desajuste, o disloque. La descarga de los dispositivos de seguridad no debe poner en peligro al personal u otros equipos.Cabezales de Seguridad (Discos de Ruptura)La descarga de un cabezal de seguridad debe estar abierta sin restricción. La línea de descarga de un dispositivo de seguridad debe estar paralela a un separador vertical y perpendicular al horizontal, de otra manera el separador puede ser expulsado por la fuerza de reacción de la descarga de fluidos. No debe utilizarse una válvula entre el cabezal de seguridad y el separador debido a que esta puede ser cerrada inadvertidamente. No se debe permitir que se acumule agua cerca del disco de ruptura debido a que puede formar hielo y alterar las características de ruptura del disco. La
operación de separadores de petróleo y gas fuera de los limites de diseño e instalar discos de ruptura, no se recomienda.Las válvulas de alivio de presión pueden corroerse y filtrar o puede "congelarse" en la posición cerrada. Estas deben ser revisadas periódicamente y reemplazada sino trabaja en buenas condiciones. Las líneas de descarga, especialmente las válvulas de alivio de condición completa, deben estar de forma tal que la fuerza de reacción de descarga no mueva el separador.Extractores de NeblinaAlgunos extractores de neblina en separadores de gas y petróleo requieren un drenaje o conducto descendente de líquido desde el extractor de neblina hasta la sección de líquido del separador. Este drenaje será una fuente de problema cuando la caída de presión a través del extractor de neblina llegue a ser excesiva. Si la caída de presión del extractor de neblina, medida en pulgadas de petróleo, excede la distancia desde el nivel de liquido en el separador hasta el extractor de neblina, el petróleo fluirá desde el fondo hacia arriba a través del drenaje del extractor de neblina y saldrá con el gas. Esta condición puede complicarse por un taponamiento parcial del extractor de neblina con parafina u otro material extraño. Esto explica porque algunos separadores tienen capacidades definidas que no pueden ser excedidas sin un conductor de líquido en la salida de gas, y esto también explica porque las capacidades de algunos separadores pueden ser disminuidas con el uso. En años recientes, los separadores de diseños avanzado han utilizado extractores de neblina que no requieren drenajes o conductos de líquidos, estos diseños eliminan esta fuente de problemas (ver figura 1.11).Bajas TemperaturasLos separadores deben ser operados por encima de la temperatura de formación de hidratos. De otra manera los hidratos pueden formarse dentro del recipiente y taponarlo parcial o completamente, reduciendo la capacidad del separador y, en algunos casos cuando la salida de liquido o gas son taponadas, causando que la válvula de seguridad se abra o el disco de ruptura se rompa. Serpentines de vapor pueden ser instalados en la sección de líquido del separador para fundir los hidratos que puedan formarse allí. Esto es especialmente apropiado en separadores de baja presión.Fluidos CorrosivosUn separador que maneje fluidos corrosivos debe ser revisado periódicamente para determinar cuando se requerirá un trabajo de reparación. Casos extremos de corrosión pueden requerir una reducción de la presión de trabajo del recipiente. Se recomienda
realizar prueba hidrostática periódicamente, especialmente si los fluidos que están siendo manejados son corrosivos. Ánodos pueden ser utilizados en los separadores para proteger contra la corrosión electrolítica. Algunos operadores determinan el espesor de la pared y del cabezal con indicadores de espesor ultrasónicos y calculan la máxima presión de trabajo permisible del espesor de metal restante. Esto debería hacerse anualmente costa afuera y cada 2 a 4 años en tierra firme.ParafinaUn separador que maneje petróleo de base parafínica necesitara ser limpiado con vapor periódicamente para prevenir el taponamiento y como resultado la reducción de la capacidad. Esta reducción en capacidad frecuentemente resulta en el transporte de líquido en el gas o descarga de gas excesivo con el líquido.Operación de Alta CapacidadCuando los separadores están operando cerca o a su máxima capacidad, deberían ser revisados cuidadosamente y periódicamente para terminar cuando esta siendo llevado a cabo una separación aceptable.Cargas de Choque de PresiónLos pozos deberían ser conectados o desconectados lentamente. La apertura y el cierre rápido de las válvulas causan cargas de choque perjudiciales sobre el recipiente, sus componentes, y la tubería.Descarga Ahogada de LíquidoLa descarga ahogada de pequeños volúmenes de líquido desde los separadores normalmente debe ser evitada. El ahogamiento puede causar erosión o amplio desgaste de la válvula y asientos internos de la válvula de descarga de líquido y pueden erosionar el cuerpo de la válvula de descarga hasta un punto que puede estallar a o debajo de la presión de trabajo.Sin embargo, el ahogamiento de la descarga puede necesario debido a que unidades de proceso, tales como separadores de menor presión o unidades de estabilización, aguas abajo del separador pueden requerir flujo relativamente estable. Válvulas de control en la descarga de líquido deberían ser dimensionadas para el volumen de líquido que el separador debe manejar. Tales válvulas normalmente deberían ser más pequeñas que las líneas en las cuales están instaladas. Válvulas internas reducidas pueden ser utilizadas para diseñar la válvula apropiadamente para minimizar el desgaste durante el servicio de ahogamiento.Manómetros
Los manómetros y otros dispositivos mecánicos deberían ser calibrados periódicamente. Válvulas de aislamiento deberían ser utilizadas de tal manera que los manómetros puedan ser fácilmente removidos para pruebas, limpieza, reparación, reemplazo.Grifos y Visores de MediciónLos grifos y visores de medición deberían mantenerse limpios de tal manera que el nivel de líquido observado en el visor indique siempre el verdadero nivel de líquido en el separador. Se recomienda la limpieza periódica con solvente.Limpieza de RecipientesSe recomienda que todos los recipientes separadores estén equipados con accesos, boca de visita, y/o conexiones de desagüe de tal forma que los recipientes sean limpiados periódicamente.Calentadores. [9,10]Se define como un equipo donde se genera calor que se obtiene de la combustión de combustibles, generalmente líquidos o gaseosos, con el oxígeno del aire; usualmente se suministra aire en exceso. En ellos los gases que resultan de la combustión ocupan la mayor parte del volumen de calentamiento. Este contiene varias cámaras formadas por una serie de tuberías con serpentines y por cuyo interior circula el fluido que se desea calentar con el calor que genera la combustión. Por el interior de la caja circula el fuego generado por los quemadores, el cual es transmitido al crudo que la rodea. Durante este proceso el crudo alcanza una temperatura de 190 F aproximadamente. Este proceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el agua caliente es desplazado hasta el tanque de lavado. Aquí también el gas que se suministra por la parte superior del calentador impulsa a la mezcla hasta el tanque de lavado. Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la extracción del agua contenida en el petróleo.Las funciones del calentador son:
Calentar la emulsión hasta el punto requerido para conseguir la fácil separación de petróleo y el agua.
Eliminar la mayor parte del gas de la emulsión. Separar cantidades apreciables de agua libre, si se encuentran
Los instrumentos que controlan el proceso de calentamiento del petróleo se resumen en la siguiente tabla:INSTRUMENTO FUNCIÓN
Válvula Térmica
Regula el flujo de gas que llega hasta los quemadores, con la finalidad de mantener la temperatura del petróleo entre los rangos requeridos
Manómetro Mide la presión del interior del calentador.
TermómetroMide la temperatura del petróleo contenido en el calentador.
Regulador de presión
Regula el flujo del gas combustible necesario para el funcionamiento del calentador.
Tanques
Tanques de Lavado.[1]
Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del crudo.Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a un proceso de separación gaslíquido en separadores convencionales. Durante este proceso se libera la mayor parte del gas en solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de lavado sea relativamente pequeña.El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o química demulsificante.Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado, es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del tanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas.En pruebas pilotos se ha demostrado que la emulsión se canaliza en el tanque si existe una ruta directa entre su entrada y su salida. Cuando esto ocurre, la emulsión no pasa por ciertas regiones del tanque denominadas zonas muertas. En tanques de diámetros apreciables, aún con problemas de canalización, es posible obtener los tiempos de retención requeridos para una deshidratación adecuada. No obstante, para tanques de diámetros menores es necesario construir, en el interior del tanque, sistemas deflectores para solucionar el problema de la canalización. De esta forma se obtienen las mejoras en los tiempos de retención de asentamiento para que el grado de deshidratación sea el requerido. (Fig. 1.12).
Funcionamiento de un Tanque de LavadoLa mezcla de petróleo y agua entra por la parte superior, luego se hace circular por medio de canales conformados por bafles, lo que permite que el agua contenida en el petróleo (este fenómeno es conocido como coalescencia) y por diferencia de densidades el agua se deposita en la parte baja del tanque permitiendo que el petróleo alcance el nivel más alto y rebose hasta el tanque de almacenamiento de crudoDe esta manera, el petróleo que sale del tanque de lavado generalmente cumple con las especificaciones exigidas para ser transportado por oleoductos. Sin embargo, este petróleo pasa primeramente a los tanques de almacenamiento antes de entrar a los oleoductos. De esta forma se logra mejorar aún más el proceso de deshidratación, ya que parte de la fracción de agua que todavía permanece en el crudo, se asienta en el fondo del tanque de almacenamiento.
Partes de un Tanque de LavadoCon generalidad, un tanque de lavado está constituido de las partes siguientes: el cuerpo del tanque, los sistemas deflectores, la línea de alimentación, el tubo conductor o separador, el sistema de descarga de petróleo, el sistema de descarga de agua y los sistemas de control, medición, ventilación, remoción de sedimentos y purga.El cuerpo del tanque
Es la parte principal de un tanque de lavado, ya que en su interior se realiza el proceso de deshidratación. Los fluidos se agrupan en tres zonas: (ver fig. 1.13)La superior formada por petróleo deshidratado. La media constituida por emulsiones. La inferior que contiene agua de lavado.Es importante destacar que estas capas no poseen linderos definidos, sino que sus límites se mezclan entre sí. En algunos casos es deseable aislar térmicamente el tanque y la chimenea exterior. Por lo tanto, es recomendable evaluar esta opción.
Los sistemas deflectoresEn muchos casos se hace necesario incrementar el tiempo de residencia de la emulsión de un tanque de lavado. Esto se puede lograr aumentando el diámetro del tanque. Sin embargo, consideraciones económicas pueden descartar esta alternativa. Por lo tanto, otra alternativa consiste en colocar dentro de¡ tanque sistemas deflectores. Estos hacen posible que el fluido, en el interior de¡ tanque, entre en contacto con un número mayor de zonas y que se mejore la separación crudoagua, aún sin incrementar el tiempo de residencia.Los sistemas deflectores usualmente están constituidos por: placas, tabiques y cilindros internos. Algunas veces, estos sistemas poseen una serie de agujeros o perforaciones. La distribución de los deflectores en los tanques se realiza usando diferentes patrones de distribución.Las principales funciones de los deflectores son las siguientes:
Evitar la canalización de la emulsión y, por lo tanto, mejorar la separación crudoagua.Minimizar los problemas de turbulencia.Orientar el sendero óptimo que deben seguir los fluidos dentro de¡ tanque.Reducir el grado de inestabilidad térmica, debido a diferencias de temperatura dentro de[ tanque.Existen limitaciones técnicoeconómicas que impiden que los sistemas deflectores usados se alcancen eficiencias de asentamiento del orden del 100%. Sin embargo, un patrón de deflectores adecuado ayuda a reducir apreciablemente los costos de inversión en tanque de lavado, y hace posible la obtención de grados de deshidratación adecuados. Esto justifica la necesidad de realizar pruebas pilotos para las evaluaciones de tanques de lavado.La línea de alimentaciónEs la tubería que transporta la emulsión de agua y petróleo al tubo conductor. El recorrido de esta línea puede presentar las opciones siguientes:Del separador gaslíquido, la emulsión pasa a uno o varios calentadores, y de allí se envía al tanque de lavado. Esta opción se puede aplicar a crudos pesados y extrapesados.Del separador gaslíquido, la línea que contiene la emulsión se une con otra que transporta agua caliente. Luego la mezcla emulsiónagua caliente se envía al tanque de lavado. Esta opción se puede aplicar a crudos pesados y medianos.Del separador gaslíquido, la emulsión va directamente al tanque de lavado, lo cual generalmente se aplica a crudos medianoslivianos.El tubo conductor o separadoEs un tubo de gran diámetro, que se extiende desde el tope del tanque hasta una región cercana al fondo. Esta tubería se puede colocar dentro o fuera del tanque.Cuando se coloca en el interior del tanque de lavado, se aprovecha el calor cedido por el tubo conductor. Sin embargo, en algunas ocasiones debido a fallas mecánicas o problemas de corrosión, se pueden presentar fugas del tubo conductor al tanque de lavado. Este problema se evita instalando el tubo conductor en la parte exterior del tanque de lavado. Es de señalar que esto puede ocasionar pérdidas de calor del tubo conductor al medio ambiente. No obstante, estas pérdidas se pueden reducir mediante el uso de aislantes térmicos.Generalmente, la parte superior del tubo conductor está provista de una botella o ensanchamiento. Esto tiene como finalidad lograr la
liberación del gas en solución remanente. En algunos casos, la botella no posee partes internas. Sin embargo, cuando se quiere mejorar esta separación gaslíquido, deben instalarse dentro de la botella dispositivos, tales como: separadores de tipo ciclón o ángulos de impacto.En la mayoría de los diseños, la parte inferior de¡ tubo conductor está provista de un distribuidor de emulsiones. Esto tiene los objetivos siguientes:obtener en el fondo de¡ tanque una distribución de la emulsión lo más uniforme posible.Mejorar el contacto entre la emulsión y el agua de lavado.La caída de presión en la botella es de 30 y 60 lpca hasta alcanzar presión atmosférica. Esto permite liberar la mayor parte de¡ gas remanente en la emulsión que entra al tanque de lavado.Es importante destacar que el tubo conductor también sirve para amortiguar las variaciones que suelen presentarse cuando el flujo de alimentación no es constante.El distribuidor debe situarse lo más cercano posible al fondo del tanque, en la zona que contiene el agua de lavado. Sin embargo, debe colocarse a una altura tal que sus funciones no sean obstaculizadas por depósitos de: arena, arcilla y otras substancias que suelen acumularse en el fondo del tanque. (ver fig.1.14)
Fig. 1.14. Esquema de un Tanque de Lavado.Sistema de descarga de petróleoEste sistema está integrado por un envase recolector de petróleo limpio y una línea de descarga que lleva dicho petróleo a los tanques de almacenamiento. (Ver fig. 1.15. y 1.16.)Envase recolector de petróleo
Está colocado cerca de la superficie libre del tanque de lavado. El llenado del envase recolector se realiza mediante el rebosamiento de petróleo limpio hacia su interior. Esta operación permite incrementar el tiempo de residencia, ya que el petróleo debe subir hasta la superficie libre o a pocas pulgadas de ella, antes de ser descargado al tanque de lavado.Igualmente, con el fin de disminuir los efectos de canalización, el envase recolector debe colocarse lo más alejado posible de la entrada de la alimentación al tanque.
Fig. 1.15. Esquema de la trampa recolectora de petróleo
Fig. 1.16.Tanque de Lavado.
Tanques de Prueba [9]
Son recipientes cilíndricos cuya capacidad puede variar de acuerdo al volumen de producción de cada estación. La emulsión agua-petróleo es separada mecánicamente al ser tratada. El proceso consiste en el asentamiento de los fluidos por gravedad (proceso de decantación), en virtud de sus diferentes densidades. El agua por ser más pesada que el petróleo, se asienta en el fondo del tanque.
Tanques de Almacenamiento [10,11]
Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera:a) Por su construcción, en empernados, remachados y soldados.b) Por su forma, en cilíndricos y esféricos.c) Por su función, en techo fijo y en techo flotanteLos tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica.Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petróleo.
TANQUES DE TECHO FIJOEl techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante.La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío).Las pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de líquido, que varía conforme cambia este nivel.
TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNOLos tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de
una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos: pontón o doble cubierta.Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se almacenan. Con esto se logra reducir los costos de producción, la contaminación ambiental y los riesgos de incendios.El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminación del espacio de vapor sobre el líquido que presentan los tanques de techo fijo.La construcción de estos tipos de tanques se inició poco después de la Primera Guerra Mundial, por el año 1923. Actualmente, se ha estandarizado el uso de estos tanques.
TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓNEstos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de los vapores.El tamaño del pontón, depende de las dimensiones del tanque y de los requerimientos de flotación que se tiene.Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular. La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del líquido para acumular los vapores que se forman. Estos vapores forman un colchón aislante que se licúan cuando la temperatura decrece. Los vapores condensados entran a la fase líquida.Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos.Así mismo, estos tanques tienen facilidades para manejar lluvias hasta de 254 mm en 24 horas.Los pontones están seccionados de tal modo que el techo no se hundiría si se produjera una rotura en la plataforma central o en otro de los pontones.Estos techos permiten una excelente protección contra incendios, así como contra la corrosión.
TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMAEstos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques
fueron los primeros en construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de alta capacidad.La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque.Este tipo de techo, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo, lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad.La plataforma superior, que obviamente se encuentra sobre la superficie del líquido, impide que el contenido del tanque llegue al techo del mismo bajo ninguna circunstancia.El sistema de drenaje de aguas de lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm de lluvias en 24 horas.SELLOSEl espacio periférico que existe entre el anillo del techo flotante y la pared del tanque, debe estar herméticamente cerrado por un sello. Si no fuera así, las ventajas que ofrecen los techos flotantes se verían seriamente afectadas, haciéndolo vulnerable a pérdidas por evaporación innecesarias y a riesgos de incendios.La estructura de las paredes de los tanques durante su operación de almacenamiento y bombeo de crudo, sufre normalmente variaciones que en algunos casos llegan a aumentar o disminuir el diámetro, en la parte superior, entre 8 y 10 pulgadas. Esta situación obliga a que los sellos sean diseñados considerando estos cambios de dimensiones, que dependerá esencialmente del tamaño del tanque.Los sellos tipo Anillos Metálicos, son los de mayor uso a nivel mundial en los tanques de techo flotante. Estos sellos están formados por un anillo de acero galvanizado, cuya parte inferior permanece sumergido por debajo del nivel de líquido. Una continua cubierta de goma sintética a prueba de intemperie, se utiliza para cerrar el espacio entre el anillo de la sección sellante y el anillo del techo flotante. El borde inferior de esta goma está empernado al borde del techo flotante. El borde superior de la goma está fijado al tope del anillo metálico del sello. Fig. 2-A.El anillo sellante está soportado y sujeto firmemente, pero en forma suave, contra la pared del tanque, por un soporte colgante que mantiene una presión radial uniforme. Esta ligera presión minimiza la acción abrasiva del anillo sellante contra la pared del tanque. El soporte colgante (pantagraph hanger) mantiene centrado el techo en el tanque. Si por alguna causa el techo trata de salirse del
centro, la presión del soporte colgante se incrementa en el lado donde se recuesta el techo, corrigiendo en forma automática la desviación.El soporte colgante es capaz de corregir desviaciones en más o menos cinco pulgadas de las dimensiones nominales.Entre los ellos tipo anillo metálico, se conocen los modelos SR-1, SR-3, SR-5 y el SR-7.
TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO
Estos tipos de tanques presentan la particularidad, normalmente de disponer un techo fijo y otro interno flotante.Generalmente se instala en tanques cuyo techo fijo se encuentra deteriorado o en los casos de requerirse por la necesidad de almacenar productos más volátiles.Las pérdidas por evaporación en estos tanques son aún menores que las que se producen en los tanques de techo flotante externo.
Medida Del Contenido De Los Tanques
A continuación, se describen los métodos que habrán de utilizarse para medir el contenido de los tanques, siendo utilizadas para llenar la forma: CERTIFICADO DE MEDIDAS DE TANQUES, o la forma: SHIP"S ULLAGE REPORT.Estos métodos se basan en la designación ASTM: D-1085; API Standard 2545.
Método de medición directa:El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada (Fig. 3), al interior del tanque hasta que la punta de la plomada apenas toque el fondo del tanque, o la placa de nivel cero fijada en el fondo. El nivel de petróleo se determina por la cantidad de cinta mojada, cuya lectura se llama la medida directa (Fig.4) El uso de este método, se limita al aforo de tanques de techo flotante, a la medición de pequeñas cantidades de agua o residuos en cualquier tanque o comportamiento de buque-tanques y ala obtención de aforos aproximados no oficiales en cualquier clase de tanques. El sistema de medición directa es susceptible de tres fuentes de error que deben evitarse:
1) La cinta puede bajarse demasiado, lo cual permite que la plomada se incline dando por resultado una lectura en exceso.
2) La presencia de sedimentos muy pesados puede hacer difícil o imposible alcanzar el fondo del tanque. Si ocurre esto, la lectura de cinta resultará baja.
3) Si la plomada atina a descansar en una cabeza de remache, o en una irregularidad de una lámina del fondo, o en cualquier cuerpo extraño, la lectura de cinta resultará baja.
Método de medición indirecta
Leer más: http://www.monografias.com/trabajos72/facilidades-superficie-industria-petrolera/facilidades-superficie-industria-petrolera2.shtml#ixzz3iqGSuRsP
El método consiste en bajar una cinta de medida directa con plomada al interior del tanque, hasta que una parte de la cinta quede en el seno del líquido, deteniéndose se observa la lectura de cinta al nivel del punto de referencia.Restando la lectura de la cinta en el punto de referencia, de la profundidad de referencia y agregando al residuo la cantidad de cinta mojada, se obtiene el nivel de líquido en el tanque (Fig.4). Este método se usa en todos los tipos de tanques, menos en los equipados con techos flotante. Con excepción de los errores aritméticos posibles, el método de medición indirecta es de gran precisión.Punto de referencia: El punto de referencia consiste en una marca fijada situada en la boca de aforo o en un tubo de medida de un tanque de techo fijo, en la cual se sostiene la cinta mientras se practica un aforo (Fig.4).Profundidad de referencia: La profundidad de referencia es la distancia vertical entre el punto de referencia y las láminas del fondo, o la placa de nivel cero de un tanque de techo fijo. Esta cifra debe marcarse al troquel en una placa fija (o con pintura) al techo del tanque, cerca de la boca de aforo (Fig.4)Indicación de la cinta: la indicación de la cinta, es la cantidad de cinta mojada (bien sea en la cinta o en la plomada) y está determinada por la marca que deja el nivel del líquido que se mide (Fig. 4 y 5).Aforo de apertura: El aforo de apertura es la medida tomada en un tanque antes de un recibo o una entrega de petróleo o refinado.Aforo de cierre: El aforo de cierre es la medida tomada en un tanque después de un recibo o una entrega de petróleo o refinado.Aforo directo: Aforo directo es la altura del líquido en el tanque, medida desde la superficie de nivel hasta el fondo del tanque, o hasta la placa fija de nivel cero (Fig. 4).
Aforo Indirecto: Aforo indirecto es la distancia vertical desde el punto de referencia hasta la superficie de líquido en el tanque (Fig. 4).Asiento en los tanques: El asiento en los tanques (acumulaciones), consiste en un material sólido o semisólido que se ha precipitado en el fondo de un tanque, y el cual no se puede extraer en operaciones habituales de bombeo. Estas acumulaciones consisten ordinariamente de arena, limo, cera y emulsión agua-petróleo.Agua de fondo: El agua de fondo es el agua que se encuentra con frecuencia en el fondo de los tanques a un nivel sensible, bien sea por encima o por debajo de las acumulaciones de fondo. Cuando se mantiene cierta cantidad de agua en el fondo de un tanque con el propósito de obtener una lectura más precisa del petróleo, o para evitar que éste se escape por roturas de las láminas del piso, se le llama "colchón de agua" (Fig.5). Un término sinónimo de agua de afondo es "Agua y Sedimentos Libres".Pasta detectora de agua: Es una pasta que cambia de color al contacto del agua. Cubriendo la plomada y una parte de la cinta con ella, y practicando un aforo directo, se obtiene la altura del agua en el fondo del tanque.Pasta detectora de gasolina: es una pasta que cambia de color al contacto de la gasolina u otro destilado transparente del petróleo. Cubriendo una parte de la cinta con ella y bajando esta porción cubierta dentro del producto a medir, se encuentra la medida exacta.Boca de aforo: apertura a través de la cual se hacen mediciones. Tiene una tapa con bisagras que deberá ser cerrada excepto durante la operación de aforar.Tubo de Medidas: es un tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, al cual se le solda hasta la boca de aforo dentro de la cual no está pegado. El tubo tendrá un diámetro de 4" y será hecho de acero salvo las 4" del extremo superior que será fabricado de bronce o cobre, o de otro material sin chispas. El borde superior del tubo deberá ser nivel para que todas las partes del borde se encuentren equidistantes de aquella parte del fondo del tanque a la cual se le solda el tubo. Así, el borde superior se convierte en el punto de referencia del tanque. El propósito del tubo es permitir la medida del nivel de líquido en el tanque sin la interferencia de espuma o de ondas.
PROCEDIMIENTO Método de Medición Directa:
Este método debe usarse para el aforo de tanques de techo flotante y para la medición de los residuos en los tanques de un buque antes de la carga y después de la descarga. Este método puede también usarse para determinar la altura del agua de fondo en cualquier tipo de tanque o compartimento de tanque, siempre y cuando los residuos sean lo suficientemente fluidos para permitir el paso de la plomada hasta el fondo del tanque o hasta la placa de nivel cero.Baje la cinta y su plomada dentro del líquido, manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada se encuentre a corta distancia del fondo. Luego baje lentamente la cinta hasta que la plomada apenas toque el piso. Saque la cinta y lea la cantidad de cinta mojada con aproximación de 1/8". Asiente esta lectura en la hoja de control, usando la línea "Nivel de Líquido", bajo "1ª. Medida". Repita la operación y asiente la lectura en la misma hoja, usando la misma línea "Nivel de Líquido", pero bajo el encabezamiento "2ª Medida". Si las dos cifras no resultan iguales, repítase la operación hasta que dos lecturas coincidan exactamente y estás últimas deben ser los aforos enviados a la oficina de control en la hoja respectiva. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
Método de medición indirecta:Este método se usará para el aforo de tanques con techo fijo y para el aforo de buques después de la carga y antes de la descarga. También debe usarse para obtener los niveles de los residuos y agua de fondo en los tanques.Baje la cinta y su plomada lentamente dentro del tanque manteniendo siempre en contacto con el borde de la boca de aforo o del tubo de medidas, la cara lisa de la cinta (sin graduaciones), hasta que la plomada penetre el líquido. Sostenga la cinta en reposo hasta que la plomada cese de oscilar, luego baje la cinta muy lentamente deslizándola sobre el punto de referencia hasta que una porción se moje. Continúe bajando la cinta con mucho cuidado hasta que la misma pulgada y fracción de pulgada que aparece marcada en la profundidad de referencia, aparezca en la cinta en perfecta coincidencia con el punto de referencia.Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "1ª Medida".Limpie la cinta y efectúe una segunda operación completa de medida. Para esta operación baje la cinta como antes hasta que una porción de ella se moje, pero ahora continúe bajando la cinta
lentamente hasta que la marca de una pulgada entera coincida con el nivel de referencia. Asiente esta lectura de la cinta. Extraiga la cinta y asiente su lectura mojada con aproximación de 1/8". Ambos asientos se hacen en la hoja de control, usando las líneas previstas bajo "2ª Medida".El medidor ahora deberá completarlos cálculos exigidos en la hoja de control, para asegurarse de que el nivel de líquido es igual en la "1ª Medida" y "2ª Medida". Si no se obtiene este resultado, deben practicarse nuevos aforos hasta que el nivel de líquido sea el mismo en ambas medidas, siendo éstos los que deben enviarse a la oficina en la hoja de control. Las medidas que mostraron diferencias se desechan.
MEDICIÓN DE AGUA DE FONDO (AGUA Y SEDIMENTO LIBRES)
Razones para medir el agua de fondo: 1) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin
de compensar el cambio de capacidad del tanque que resulta de la flexión de las láminas del fondo. Esta flexión puede ocurrir cuando el tanque está situado sobre tierra esponjosa. En estos casos debe mantenerse en el tanque una cantidad de agua suficiente para cubrir el fondo y subir algunas pulgadas en las paredes.
2) Para corregir la cantidad de producto medido en el tanque, a fin de compensar el cambio de volumen del agua de fondo como consecuencia de:
a) Agua precipitada del crudo o refinado durante los movimientos o entre ellos.
b) Escape sin control del agua por las paredes o en el fondo durante los movimientos, o entre ellos o la remoción intencional de agua por medios mecánicos o manuales.
Cuando medir el agua de fondo:El agua de fondo debe medirse a diario como un procedimiento de rutina, en todos los movimientos que implican fiscalización, venta o compra de crudo y productos refinados cuando:Se sepa o se sospecha que hay aguas en el fondo del tanque.Se mantenga un colchón de agua por las razones enumeradas en el parágrafo 3.3.1, aún cuando el uso de la pasta detectora de agua no sea satisfactorio y debe recurrirse al uso.Bombas [2]
El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.
Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven. Otra forma de clasificarlas se basa en el principio por el cual se agrega energía al fluido, el medio por el por el cual se implementa este principio y finalmente delinea la geometría específicas comúnmente empleadas. Esta clasificación se relaciona por lo tanto, con las bombas mismas y no se relaciona con ninguna consideración externa a la bomba o aún con los materiales con que pueden estar construidas.Tomando en cuenta esta última clasificación, todas las bombas pueden dividirse en dos grandes categorías:DinámicasEn las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Las bombas dinámicas pueden, a su vez, subdividirse en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.De Desplazamiento Positivo.En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes, lo que resulta un incremento de presión hasta el valor requerido para desplazar el fluido a través de válvulas con aberturas en la línea de descarga.
Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo:Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión. Cada una de estas clasificaciones mayores pueden, a su vez, subdividirse en varios tipos específicos de importancia.Las bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes), por lo general, se clasifican por sus características:1. - Extremo de impulsión, es decir, potencia o acción directa.2. - Orientación de la línea de centros del elemento de bombeo, es decir, horizontal o vertical.3. - Número de carrera de descarga por ciclos de cada biela, es decir, acción sencilla o doble acción.4. - Configuración del elemento de bombeo: pistón, émbolo o diafragma.5. - Número de varillas o bielas de mando, es decir, simplex, dúplex o múltiplex.Tipo Reciprocantes
Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidad definida de líquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. El pistón puede ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor eléctrico.La categoría del tipo reciprocantes tiene como principio el desplazamiento positivo, el cual consiste en el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de la cámara. En el ejemplo, el émbolo, ha desplazado su volumen del recipiente grande al recipiente chico. El volumen del fluido desplazado (B) es igual al volumen del émbolo (A). Este volumen desplazado es igual al producto del área transversal del émbolo por la longitud total sumergida. Por lo tanto, en una máquina de desplazamiento positivo el elemento que origina el intercambio de energía no tiene necesariamente movimiento alternativo (émbolo), sino que puede tener movimiento rotatorio (rotor), llamadas también volumétricas y roto estáticas respectivamente.En una bomba reciprocante, el flujo es estable hasta el final de la carrera del pistón, donde el pistón se detiene y regresa. Por lo tanto, el comportamiento del flujo de descarga es pulsante. Estas pulsaciones pueden ser reducidas mediante cámaras de amortiguación en la descarga de la bomba y el uso del cilindro de doble acción.Todas las bombas reciprocantes tienen una parte que maneja el fluido, comúnmente llamada el extremo líquido, el cual tiene:1.- Un sólido que se desplaza, llamado émbolo o pistón.2.- Un recipiente que contiene al líquido, llamado el cilindro.3.- Una válvula de succión de retención que permite el fluido de la tubería de succión hacia el cilindro líquido.4.- Una válvula de descarga de retención que permite el flujo del cilindro hacia la tubería de descarga.5.- Empaque para sellar perfectamente la junta entre el émbolo y el cilindro y evitar que el líquido se fugue del cilindro.La capacidad de la bomba varía con el número de émbolos o pistones y pueden clasificarse en simplex, dúplex, triplex, etc.La bomba se diseña para una velocidad, presión, capacidad y potencia específicas. La bomba puede aplicarse a condiciones de potencia menores que las del punto específico de diseño, pero con sacrificio de la condición más económica de operación.Tipo Rotatorias de Tornillo.Las bombas rotativas de tornillo son unidades de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de los elementos de bombeo es verdaderamente axial en lugar de lanzar el líquido como en una
bomba centrífuga este tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma muy similar a como lo hace el pistón de una bomba reciprocante, pero a diferencia de esta última, la bomba rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque generalmente se le considera como bombas para líquidos viscosos, pueden manejar casi cualquier líquido que este libre de sólidos abrasivos.Debido a la baja inercia relativa de sus partes en rotación, las bombas de tornillo son capaces de operar a mayores velocidades que otras bombas rotatorias o alternativas de desplazamiento comparable.Las bombas de tornillo como otras bombas rotatorias de desplazamiento positivo tienen unas características de flujo que es esencialmente independiente de la presión. Estas bombas se clasifican de acuerdo al número de tornillo que presenten en su diseño o configuración. Estos pueden ser simples o múltiples.Las bombas de tornillos múltiples se encuentran en una gran variedad de configuraciones y diseños. Todas emplean un rotor conducido engranado con uno o más rotores de sellado. El mismo flujo se establece entre las roscas de los tornillos, y a lo largo del eje de los mismos. Pueden usarse tornillos con roscas opuestas para eliminar el empuje axial en la bomba.En el mercado se encuentran dos (2) tipos básicos disponibles, la construcción del extremo simple o doble, de las cuales la última es la más conocida, véaseDebido a que la bomba de tornillo es un dispositivo de desplazamiento positivo, entregará una cantidad definida de líquido por cada revolución de los rotores.La capacidad real entregada de cualquier bomba rotatoria especifica es afectada por:1.- Variación en la velocidad.2.- Variación en las viscosidades.3.- Variación en la presión diferencial.Debido a la holgura entre los rotores y su alojamiento, las bajas velocidades y las altas presiones el deslizamiento aumenta, lo que resulta en una capacidad reducida para una velocidad dada. El impacto de estas características puede variar ampliamente para los diversos tipos de bombas. El deslizamiento, sin embargo, no se afecta en forma medible por los cambios en la velocidad, no obstante, se produce en un pequeño porcentaje de deslizamiento del flujo total a velocidades altas.Las bombas de tornillo por sí mismas no originan presión, simplemente transfieren una cantidad de fluido del lado de entrada
al lado de salida. La presión desarrollada en el lado de salida es tan sólo el resultado de la resistencia al flujo en la línea de descarga. La característica de la pérdida de un tipo y modelo de bomba en particular es uno de los factores claves que determinan la gama aceptable de operación, en general está bien definido por el fabricante de la bomba.La viscosidad y la velocidad están íntimamente ligadas y no es posible considerar una sin la otra. La velocidad básica que el fabricante debe considerar es la velocidad axial interna del líquido pasando a través de los rotores. Esa es una función del tipo de bomba, diseño y tamaño. La velocidad de rotación debe reducirse cuando se manejan líquidos de alta viscosidad. Las razones no solo están en la dificultad para llenar los elementos de bombeo, sino también las pérdidas mecánicas que resultan de la acción del corte de los rotores en la sustancia que se maneja. La reducción de estas pérdidas es con frecuencia más importante que las velocidades relativamente altas, aunque las últimas pudieran ser posibles debido a las condiciones de succión.Las pérdidas internas de potencia son de dos tipos: mecánicas y viscosas. Las pérdidas mecánicas incluyen toda la potencia necesaria para vencer el arrastre de la fricción mecánica de todas las partes en movimiento dentro de la bomba, incluyendo los rotores, cojinetes, engranes, sellos mecánicos, etc. Las pérdidas por viscosidad incluyen toda la pérdida de potencia originada por los efectos de arrastre del fluido viscoso contra todas las partes dentro de la bomba, así como de la acción de corte del mismo fluido. Es probable que la pérdida mecánica sea el mayor componente cuando se opera a bajas viscosidades, mientras que las pérdidas por viscosidad son mayores en condiciones de alta viscosidad.En general, las pérdidas para un tipo y tamaño de bomba dada, varían con la viscosidad y la velocidad de rotación, pueden o no ser afectadas por la presión, dependiendo del tipo y modelo de bomba bajo consideración. Estas pérdidas, sin embargo, deben estar siempre basadas en la máxima viscosidad que debe manejarse, puesto que serán las más altas en este punto.
Bombas de Inyección de química
Tiene la función de prevenir la formación y /o eliminar la espuma. Este equipo está constituido por un recipiente que contiene una mezcla de silicón y gasoil, una bomba con su respectivo contador acoplado al recipiente, la cual inyecta esa mezcla en un sitio previamente determinado como el más adecuado para inyectar y contrarrestar formación de espuma en los tanques de la estación. El
sitio de inyección de la química varía de una instalación a otra, dependiendo de las características de los crudos. En algunos casos, la inyección se hace en el múltiple de producción, en otros, antes o después de los separadores de producción y en otros en las tuberías de entrada de los fluidos a los tanques de almacenamiento temporal.La bomba de inyección de substancias químicas inyecta los reactivos químicos al sistema a una razón predeterminada que debe ser proporcional a la producción del pozo. Las pruebas en frascos indican la cantidad requerida para el tratamiento adecuado de una determinada cantidad de emulsión de petróleo crudo, por ejemplo, cien barriles. Una vez que esta razón entre el compuesto y la emulsión se ha determinado, es el deber del empleado ajustar la bomba inyectora para agregar la cantidad necesaria.La mayoría de los diseños del equipo de producción especifican la inyección de compuestos químicos en el cabezal del pozo, o corriente arriba del separador. Por supuesto, la presión a esos puntos de la tubería es mas alta que la de la atmósfera.Por lo tanto, la mayoría de las bombas de inyección de substancias químicas se fabrican para superar las presiones que comúnmente se encuentran en las líneas de flujo de los pozos de petróleo.
Ejemplo de estación de flujo
DESCRIPCIÓN DE ÁREA PETROLERA.El Área Petrolera OIL-01 posee un área de 270 km2 y se encuentra ubicada en el flanco sur de la cuenca oriental de Venezuela, al Suroeste del Área Mayor de Oficina. Dicho bloque comprende el campo petrolífero OIL-01-A.El campo que integran el Área Petrolera OIL-01 fue descubierto a inicios de la década de los cuarenta y en ellos se perforaron un total 93 pozos, 20 de los cuales resultaron secos y fueron abandonados. Actualmente producen 24 pozos (Diciembre 2004), con una promedio de 1300 BNPD. Un total de 55 pozos se encuentran inactivos, de los cuales 20 se han evaluado como candidatos a reactivación.ESTACIÓN OIL–EF-01La Estación OIL–EF-01 actualmente maneja la producción de crudo, agua y gas de los pozos pertenecientes a las Áreas 1 y 3.La Estación de OIL–EF-01 cuenta con todos los equipos necesarios para el tratamiento del crudo.EquiposMúltiple de ProducciónEl múltiple de entrada de la estación OIL–EF-01 tiene capacidad para 20 pozos y está compuesto por tres cabezales de 6" cada uno.
Las conexiones de entrada de los pozos son de 3". Actualmente tiene conectadas las líneas de flujo de 13 pozos. Las tuberías que conforman el múltiple se observaron en buenas condiciones externas, sin presentar fugas. El número de puestos disponible es suficiente para recibir los pozos nuevos que van a ser dirigidos a la estación.Este múltiple manejará únicamente los pozos de las Áreas 1 y 3 del Campo OIL-01. Del Área 1, algunos pozos son manejados a través del la Estación Tubo Múltiple OIL-14, cuyo tubería de producción general se conecta al cabezal de salida del múltiple de OIL-01.Las otras áreas entran directamente al sistema de tratamiento de crudo de esta estación, por lo cual no son manejados por el múltiple.Las tuberías y las válvulas del múltiple se encuentran en buen estado físico externo, sin presentar fugas. Los puestos disponibles para la línea de flujo de nuevos pozos presentan condiciones adecuadas para una rápida conexión.
Fig. 5.1. Tubo Múltiple.Separadores de ProducciónEsta estación tiene dos separadores de producción verticales con las siguientes características y datos:E688: Compañía: BLACK SIVALLS & BRYSON INC. Serial: 23163. Capacidad: 5,500 BPD de crudo sucio y 16.5 MPCSD de gas, con una presión de diseño de 125 Psi. Está en operación y en buenas condiciones externas.Otros datos:
Presión de operación: 125 psi @ 100 °F. Presión de la prueba hidrostática: 188 psi. Espesor de capa: ¼" Diámetro: 48". Longitud: 12"-0".
La presión de operación ha sido estimada en 85 Psig. El control de la operación del separador es local.E75: Este separador está inactivo y presenta evidentes signos de deterioro externo. No tiene placa de identificación que permita obtener las características de diseño.Separador de PruebaEsta estación tiene un separador de prueba vertical E74: Compañía: TRUMBLE GAS TRAP. Serial: 7808. Los datos de diseño se desconocen.
Fig. 5.2. Separadores.Calentadores de CrudoEn la Estación EEF11 se encuentran instalados 3 calentadores de crudo con las siguientes características:2 Calentadores de 1,5 MMBTU/Hr Marca H2OIL y National Texaco1 Calentador de 3 MMBTU/Hr Marca National TexacoEl calentador de 3 MMBTU/Hr posee dos cajas de fuego.Estos equipos trabajan con alimentación del gas proveniente de la etapa de separación, luego de haber pasado por un equipo depurador. Una vez que abandona esta etapa el crudo posee una temperatura de 190 °F aproximadamente.En esta estación se realizarán en forma centralizada todas las operaciones de separación agua crudo del Área OIL-01.
Fig. 5.3. Calentadores.Tanque de LavadoEn la Estación OIL-01 se encuentra instalado un tanque de lavado de crudo de 6.700 barriles de capacidad. La construcción de este tanque es de tipo apernado.
Fig. 5.4. Tanque de Lavado.Tanques de AlmacenamientoEn la Estación OIL01 se encuentra instalado 3 tanques de almacenamiento de producción de 5.000 barriles de capacidad (EOIL-5000, EOIL-5001, EOIL-5003), y un tanque de almacenamiento de prueba de 1. 500 barriles de capacidad (EOIL-1500). Dos de estos son de construcción de tipo apernado y uno de tipo soldado.
Fig. 5.5. Tanques de Almacenamiento.Bomba de TransferenciaEl sistema de bombeo de crudo de la Estación OIL-EF-01 consta de una bomba Gardner Denver, con motor de combustión interna a gas natural Waukesha. No se conocen datos de diseño de esta bomba. La presión que reporta un manómetro ubicado a la descarga de la bomba indica un valor de 200 Psig.La bomba está ubicada en un galpón abierto, donde cuenta con instalaciones básicas para su funcionamiento: tuberías de suministro de gas natural, y tanques de almacenamiento de agua y aceite.
Fig. 5.6. Bomba de Transferencia de Petróleo.Bombas de Inyección de QuímicaLa estación cuenta con dos equipos de inyección de química (Fig. 5.7.), una que se encuentra conectada aguas arriba del separador
de producción, y otra aguas abajo del mismo, los equipos cuentan con un sistema de inyección por pulsos operados con gas.
Fig. 5.7. Bombas de Inyección de Química. Descripción de los Procesos
Manejo del Gas:Parte del gas que es producido junto con el petróleo y separado del mismo por medio de los equipos separadores es utilizado como combustible para los equipos instalados en la estación OIL-EF-01, tales como las bombas (de pulsación, circulación y transferencia), válvulas y calentadores. Otra parte del gas es medido y enviado hacia La Planta Compresora PC-OIL-01, así como también es utilizado para losmotores de los Balancines y Bombas de Cavidad Progresiva de los pozos de la zona.La estación cuenta con equipos de medición del gas del tipo placa orificio, instalados aguas abajo del separador de prueba y aguas arriba de la planta compresora.Los equipos instalados en la estación que se alimentan con el gas proveniente de la etapa de separación cuentan con equipos depuradores de gas. Uno de ellos está instalado aguas arriba de los calentadores en la línea que alimenta a estos, y otras aguas arriba de las bombas.El gas que proviene de los tanques de almacenamiento es venteado hacia la atmósfera, debido a que es muy poco el volumen que es emanado en esta etapa.Cualquier eventualidad que ocurra con cualquiera de los equipos, es decir, cualquier sobrepresión u obstrucción en las válvulas de control en los mismos, estos cuentan con líneas de desvío del gas, que son dirigidas hacia la fosa, ya que no se cuenta con equipos quemadores de gas.
Líneas de Manejo de Gas
Medición de Gas
Depurador de GasManejo del aguaLos volúmenes de agua que se producen y se separan del crudo durante la etapa de Deshidratación, es decir, que provienen del tanque de lavado son transferidos hacia los tanques del sistema de la Planta de Inyección de Agua Salada (PIAS).Una vez que el agua sea almacenada en estos tanques será inyectada en una arena bajo especificaciones ambientales, ya que actualmente se descarga hacia la fosa de crudo.La PIAS contará con una bomba dúplex alimentada por gas, la cual será adquirida por la empresa a mediados de Noviembre.
Tanques de Recolección de Agua SaladaManejo del PetróleoEl petróleo recolectado y tratado en la Estación OIL-01, al salir del Tanque de Lavado es dirigido por gravedad hacia el tanque de
Almacenamiento principal, en donde al haber un volumen de crudo equivalente al 85 % de su capacidad, éste es circulado hacia los otros tanques de almacenamiento de modo tal que no sea sobrepasada la capacidad del tanque principal. Para realizar esto, es utilizada una bomba de circulación del tipo pistón y el sistema de líneas de flujo que conectan a todos los tanques.Una vez que el crudo con las especificaciones del porcentaje de Agua y Sedimentos (% AyS) y es fiscalizado por la transferencia de custodio (PETROUCV-PDVSA), es bombeado hacia la Estación de Descarga OIL-02 (OED-02) operada por El Estado. Para ello la estación cuenta con una bomba de transferencia del tipo dúplex operada a gas.
Líneas de Flujo
Bomba de Circulación de PetróleoPruebas de pozos
La estación cuenta con un sistema de prueba de pozos conformado por un tubo múltiple de prueba, un separador y un tanque de tipo apernado, cuya capacidad es de 1500 bbls. Además de esto, la línea posee un medidor de gas y un registrador de presión mediante el cual se puede determinar el volumen de gas que produce un pozo.
Sistema Múltiple-Separador de PruebaToma de MuestrasCuando el crudo sale del tanque de lavado es necesario realizar las pruebas para la determinación del porcentaje de Agua y Sedimentos (%AyS) y la Gravedad API, de modo tal que éste cumpla con las especificaciones exigidas por El Comprador. Para realizar estas pruebas se cuenta un punto de toma de muestras ubicado en la línea de transferencia de petróleo al patio de Tanques de Almacenamiento desde el Tanque de Lavado.
Toma de Muestras
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