Bombeo-Compresion-Deshidratacion (GAS)

MÓDULO III - CAPÍTULO I - BOMBEO DE LÍQUIDOS

I -I I -I -I I -I -II

INTRODUCCIÓN Pérdidas de carga Bombeo en flujo bifásico

3 5 10

I - II I - II - I I - II - II

HIDROSTÁTICA Relación fuerza - superficie – presión Condiciones de operación

11 12 13

I - III I - III - I I - III - II I - III - III I - III - IV I - III - V I - III - VI I - III - VII I - III - VIII I - III - IX I - III - X I - III - XI

BOMBAS A PISTÓN Bomba de simple efecto Desplazamiento de una bomba de simple efecto Bomba de doble efecto Desplazamiento de una bomba de doble efecto Velocidad del pistón durante el bombeo Cálculos de cargas Vibraciones mecánicas Ondas de presión Amortiguador de pulsaciones Recomendaciones generales Control del caudal

18 19 20 21 22 23 24 30 32 33 37 39

I - IV I - IV - I I - IV - II I - IV - III I - IV - IV

BOMBAS CENTRÍFUGAS Bomba centrífuga simple Principio de funcionamiento Recomendaciones de instalación Condiciones de operación

41 42 43 51 57

I-V

BOMBAS ROTATORIAS

63

I - VI

RUTINAS DE MANTENIMIENTO DE BOMBAS DE IMPULSO

64

MÓD. III - CAP. I: Pag. 2

MÓDULO III - CAPÍTULO I - BOMBEO DE LÍQUIDOS

I - I INTRODUCCIÓN: Bombeo de líquidos, definiciones.

Los parámetros básicos (presión y caudal) que caracterizan a un proceso de bombeo en las plantas y en los yacimientos pueden variar en forma importante de un punto a otro del sistema, de modo que se pueden tener etapas de baja presión (por ejemplo recirculación o circuitos internos en una planta) o de alta presión (inyección en los pozos, bombeos a oleoductos, etc) y se podrán movilizar los fluidos a regímenes de muy bajo caudal (por ejemplo dosificación de productos químicos) o a muy alto caudal (bombeo a oleoductos). El hombre siempre ha tenido la necesidad de trasladar líquidos de un lugar a otro, es decir de transferirlos desde un punto de almacenaje a otro. Seguramente que en un principio esta transferencia se realizaba transportando directamente el recipiente donde se encontraba alojado el líquido, ya sea que fueran primitivos sacos de cuero, norias con baldes a modo de cangilones hasta tanques de diferentes tipos y tamaños. En algún momento con posterioridad a este transporte rudimentario, se produjo la necesidad de mejorar el sistema, hacerlo más eficiente y transportar una mayor cantidad de líquidos a mayores distancias. Se suplanta el método de transportar los recipientes por el de CONDUCCIÓN DE LOS FLUIDOS de modo de realizar la transferencia de líquidos utilizando conductos. En un principio eran conductos abiertos sometidos siempre a la misma presión, (presión atmosférica) por donde circulaban los líquidos aprovechando la acción de la gravedad. El uso posterior de conductos cerrados o tuberías, sometidas a una presión interna variable generalmente mayor a la atmosférica, y la impulsión de los líquidos utilizando “bombas”, es lo que permitió el desarrollo de esta técnica y contar en la actualidad con los sistemas de bombeo modernos. De las líneas de conducción ya hemos estudiado con anterioridad las características generales de las mismas y las normas de construcción y de materiales. Asimismo se han suministrado tablas de dimensiones y especificaciones para cañerías metálicas y no-metálicas donde figuran las resistencias y presiones máximas y de trabajo, entre otros datos. Ahora introduciremos someramente aspectos relacionados al bombeo propiamente dicho, desde el punto de vista de las pérdidas de carga que se producen y no de las cañerías que conforman los conductos. Hasta aquí, se puede decir que un líquido puede ser transferido de un lugar a otro creando las condiciones necesarias para que se “mueva” entre ambos lugares, lo que en muchos casos significa haber diseñado correctamente el conducto, es decir seleccionar la cañería más adecuada a las condicioes de operación de cada caso.


Los factores más importantes que se deben analizar para la determinación de las dismensiones de un tubo son: La presión de trabajo: este factor está en relación directa con el espesor del tubo y con el material utilizado. A igual material, una mayor presión implica mayor espesor, por lo que se contrapone desde el punto de vista económico. El flluido a conducir: que puede ser corrosivo o no corrosivo. En el primer caso se deberá optar por materiales especiales mientras que en el segundo caso podrá, por ejemplo, ser utilizado un acero estandar. La temperatura del proceso: podemos decir que la temperatura influye tambien sobre el tipo de material a utilizar, dado que si se trata de conducir vapor saturado a 130 grados centígrados podrá ser utilizado un acero al carbono, pero si se trata de vapor sobrecalentado a 500 grados centígrados, el material deberá ser un acero de alta aleación o inoxidable por ejemplo. Asimismo , la influencia de la temperatura sobre la viscosidad de los líquidos hidrocarburos pueden variar la presión de trabajo en valores muy importantes. Seguridad: es imprescindible analizar siempre esta cuestión, desde el punto de vista de seguridad humana e industrial, fundamentalmente cuando se transportan fluidos combustibles, o corrosivos, a altas presiones y altas temperaturas. Economía: todo diseño considera un análisis técnico económico, a fin de asegurar la selección más adecuada y correcta del sistema de bombeo. Corrosión : posee un papel fundamental ya que se relaciona con la vida util del material elegido. A este respecto existen valores recomendados (como por ejemplo las normas ASME) los que han surgido de ensayos experimentales en laboratorios y que establecen para los materiales las categorías desde altamente resistente hasta no resistente, según la velocidad de desgaste en el tiempo.. Los fluidos se mueven dentro de las cañerías porque existe una DIFERENCIA DE PRESIÓN entre la entrada y la salida, que es mayor que la resistencia al movimiento entre ambos puntos. Esta diferencia de presión entre la toma y la descarga para producir el movimiento de un fluido dentro de una cañería, está destinada fundamentalmente a contrarrestar las resistencias al flujo debido a la fricción. Las resistencias por la fricción dentro de una cañería se deben a tres factores principales: a) Resistencia friccional entre la pared interior del tubo y el fluido que hace contacto con ella. Este aspecto genera los denominados coeficientes de fricción utilizados en los cálculos. b) Resistencia interna establecida entre las infinitas capas de fluido que se deslizan unas en contacto con otras, lo que define la denominada viscosidad de los fluidos. c) Velocidad del fluido.

La magnitud de estas resistencias forman parte de lo que se conoce como PÉRDIDAS DE CARGA del sistema de bombeo y dependerá, entre otras cosas, de la longitud de la cañería, velocidad del flujo, tamaño del tubo, pared interior y rugosidad, viscosidad del fluido, etc. Para el cálculo de los conductos (cañerías de conducción, oleoductos, gasoductos, etc.) existen programas de computación que en pocos minutos permiten conocer el diámetro, las pérdidas de carga, las presiones de trabajo y las condiciones generales para cada caso. Para esto es de fundamental importancia contar con la información de base adecuada, información que en muchos casos está en manos de los operadores de los yacimientos suministrarla y para lo cual se debe extremar las precauciones para que la misma sea de calidad y verdaderamente representativa de las condiciones de bombeo. Para un buen diseño de conducción de fluidos, la información requerida será como mínimo la siguiente: • • • • • • • • • •

Tipo de fluido (monofásico, bifásico, trifásico). Porcentaje de los distintos componentes. Viscosidad (curva en función de la temperatura). Temperatura del proceso (máxima y mínima). Velocidad del flujo (caudal). Longitud de la línea. Nivel topográfico. Rugosidad de la cañería. Presión máxima de bombeo. Diámetro de la cañería.

Según el caso, el cálculo puede ser realizado con el objeto de averiguar qué tipo de línea de conducción y qué diámetro hay que utilizar para el bombeo a partir de establecer las condiciones del flujo y las presiones de trabajo por ejemplo. En otro caso puede ser que la cañería esté predeterminada y nos interese calcular la presión resultante para un determinado caudal o si la que está definida es la presión de trabajo, conocer cuál sería el caudal resultante. I-I-I

Pérdidas de carga

El movimiento de un líquido por dentro de una cañería obedece a fenómenos hidrodinámicos, que si bien guardan relación con los valores hidrostáticos debido a las diferencias de cota entre la entrada y la salida, actúan otros efectos físicos que tienen una mayor relación y más directa con el tamaño de la cañería, la calidad de la misma, las condiciones del fluido y los caudales que se manejan. Por lo tanto es muy importante separar los conceptos de hidrostática e hidrodinámica, para una definición adecuada de las pérdidas y sus causas en una cañería de conducción. Recordemos que un fluido en reposo, dentro de una cañería y al mismo nivel, tendrá siempre la misma presión en todos sus lugares.


Si suministramos una diferencia de presión entre sus extremos suficiente para vencer las resistencias al movimiento, se producirá el flujo en la dirección de mayor a menor presión. Muchos de los supervisores pensarán que no siempre se cumple, porque en muchas ocasiones se aplica determinada presión en un extremo de una cañería y sin embargo el fluido no se mueve porque no sale por el otro extremo. La causa de esta situación podrá ser una línea con petróleos fríos y muy viscosos o bien una fuerte restricción por deposición de parafinas u otras incrustaciones. Para solucionar este problema, como primer intento se trata de aplicar mayor presión en el extremo y en muchas oportunidades el fluido reinicia su desplazamiento (caso de viscosidad). Si se pudiera verificar qué ocurrió en el primer intento donde el líquido no salía por el extremo opuesto al que se aplicaba la presión, se vería que en algún punto anterior a la salida, la presión era cero; por lo tanto en ese momento, entre este punto y la salida no existía ninguna posibilidad de movimiento porque no había diferencia de presión con el extremo, pero ¿dónde “se quedó” la presión aplicada en principio? y, ¿porqué, al aplicar más presión en el extremo, se produjo el movimiento del fluido?. Toda la energía aplicada en forma de presión se fue gastando en el tramo de la cañería, debido a las resistencias al movimiento que se producen. Al movimiento de los fluidos se oponían la fricción contra la cañería y la fricción interna del mismo líquido por condiciones tales como la rugosidad de la cañería, la longitud, el diámetro, el caudal, la calidad del fluido, particularmente en el parámetro viscosidad. A todo este efecto se lo denomina pérdida de carga y cuando la presión aplicada en un extremo superó la pérdida de carga total, el fluido se movilizó porque existió diferencia de presión suficiente entre los extremos. Los cambios geométricos en el interior de los conductos, como conexiones de todo tipo, tés, codos, válvulas etc. incrementan las pérdidas de cargas. Diversas son las fórmulas, tablas, programas, etc. para calcular o determinar estas pérdidas, con la aplicación de cálculos de cierta complejidad según la situación y el tipo de fluido y utilizando los parámetros particulares de cada caso. También existen diversos gráficos y ábacos, los que muestran valores de pérdidas de carga en conexiones y accesorios tomándolas como equivalentes a una determinada longitud extra de línea. Estos gráficos y ábacos deben ser utilizados sólo como referencia porque generalmente son desarrollados para agua y no contemplan las diferencias de viscosidad, parámetro que sabemos genera cambios muy importantes en las pérdidas de carga. Ya mencionamos que la fricción producida por el rozamiento entre los fluidos y la cañería y entre las diferentes capas horizontales del mismo fluido, está directamente relacionada con el tipo de líquido o gas transportado, su condición de monofásico, bifásico o trifásico (cuanto más fases mayor complejidad), y fundamentalmente por la viscosidad de los líquidos que hará variar en gran medida el valor de la fricción. Por ejemplo, intuitivamente nos damos cuenta de que no es lo mismo bombear melaza o miel que agua; aunque no se cambie ninguna condición en el sistema no hay dudas de que el mayor requerimiento de presión en la bomba será para desplazar la miel o melaza. Normalmente en los campos de explotación de petróleo y gas se utiliza una cantidad enorme de líneas de conducción, tanto para los pozos como para las instalaciones intermedias y es frecuen-

te que se presenten problemas en el bombeo debido a los valores de las presiones de trabajo, las que pueden ser anormalmente altas y producir la rotura de la línea, de las empaquetaduras de los te prensas de la boca del pozo o algún elemento de todo el sistema de bombeo. Muchas veces los valores de la presión de trabajo se elevan debido a variaciones en las condiciones de los fluidos que se manejan o porque se están produciendo restricciones en el diámero interior de las cañerías debido a altas viscosidades de los fluidos, deposiciones de parafinas o incrustaciones salinas. Los límites de la presión a aplicar no se pueden indicar para todos los casos porque dependerán de las condiciones de la línea de conducción, el tipo de tubo que tiene y bajo qué condiciones se bombea; en consecuencia, la elección de la presión máxima a aplicar en determinada línea debe ser bien estudiada, conocer qué elementos se están manejando, la experiencia que existe en similares circunstancias y no exceder bajo ninguna situación lo recomendado por las normas para no asumir riesgos que implican peligro para la integridad de equipos y personas. Un aumento en la presión de bombeo de los fluidos que se manejan en un yacimiento de petróleo y gas puede estar provocado por diversos motivos, entre los que se cuentan: Aumento de viscosidad del fluido que circula, debido a: a) Formación de emulsiones que incrementa la viscosidad. b) Incremento de la viscosidad del petróleo por apertura de nuevas zonas. c) Disminución del porcentaje de agua en el contenido. d) Disminución de la temperatura de operación. Restricción del diámetro interno de la cañería por: a) Deposición de parafinas en las paredes del caño. b) Formación de celdas bacterianas. c) Incrustaciones de carbonato de calcio u otros. d) Presencia de hidratos, que producen serios taponamientos en las líneas. e) El uso de accesorios, codos, te, válvulas, etc, que produce una mayor pérdida de carga.


PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL desde los pozos en los que se produce hasta el punto de utilización o hasta una planta de extracción de gasolina, o hasta otro mercado, se utilizan cañerías llamadas GASODUCTOS. El gas fluye por cualquier sistema de tuberías comunicadas debido a la presión que tiene y a su tendencia inherente a expadirse. A veces se entrega en la boca de pozo o a la salida de los separadores con suficiente presión para suministrar la energía necesaria para efectuar su transmisión. Pero a veces tiene tan baja presión que se lo debe comprimir para aumentar la presión y forzarlo a través de tuberías hasta el punto de empleo. El volumen de gas que puede moverse a través de una tubería depende de la diferencia de presiones entre los extremos de entrada y salida de la línea, y el flujo puede incrementarse aumentando la presión en el extremo de entrada. Comprimir el gas es ventajoso porque el volumen más pequeño así obtenido puede transmitirse por una línea de diámetro menor. Sin embargo, si es necesario comprimir el gas, se debe hacer un balance entre la presión inicial y el diámetro de la tubería. Esto requiere un procedimiento de comparaciones suponiendo diversos valores de la presión inicial y calculando el correspondiente diámetro a cada situación, hasta que se encuentre la combinación más práctica y económica (menor espesor es igual a menor costo). En el transporte a larga distancia será necesario elevar la presión a intervalos regulares a lo largo de la línea, proporcionando una o más plantas compresoras. En este caso el número de estaciones compresoras también entra en el problema de diseño como un tercer factor, además de la presión inicial y el diámetro de la cañería. La mejor combinación entre estos tres factores dará una economía máxima para cualquier capacidad y distancia. Desde luego que existen límites superiores de presión a los cuales es muy inseguro y peligroso llegar. Para la relación entre las variables que intervienen en el flujo de gas, al igual que en el bombeo de líquidos, existen numerosas fórmulas que han sido usadas por distintos autores desarrolladas en forma empírica a partir de mediciones en gasoductos existentes, debido a que resulta muy difícil pronosticar los efectos del cambio de valores de la viscosidad, temperatura, densidad y velocidad del gas en el interior de los gasoductos, así como los cambios en el comportamiento respecto de las leyes fundamentales del estado gaseoso. En la figura siguiente, se muestra un gráfico que puede ser utilizado para la determinación de los principales parámetros en la conducción de gas.


I-I-II

Bombeo en flujo bifásico

Cuando se trata del bombeo de flujo bifásico, es decir líquido más gas en diferentes proporciones, las condiciones de operación y de diseño son muy diferentes a cuando se analiza el flujo de una sola fase. Por ejemplo, la caída de presión es a menudo unas 10 veces mayor que la esperada para flujo monofásico o de fase simple e, igualmente, la condensación de pequeñas cantidades de hidrocarburos líquidos en líneas de gas natural reduce de manera notable la eficiencia de una cañería de conducción. Estas elevadas caídas de presión se deben al hecho de que cuando una mezcla de gas y petróleo entra en una cañería de conducción, las dos fases tienden a separarse; el gas fluye mucho mas rápidamente, por lo menos de dos a diez veces más rápido que el líquido, dejando atrás al petróleo que se va acumulando en la cañería hasta que es movido lentamente por arrastre del gas. Al final, cuando se establece el movimiento en equilibrio, es decir que el petróleo que deja la cañería es igual al que ingresa, resulta que en la misma hay una cantidad importante de líquido ocupando un espacio que debería estar destinado al área de flujo del gas y consumiendo para su movimiento la energía de que dispone el gas.

Si la zona de contacto entre ambas fases es suave y uniforme,(como si el gas circulara por una cañería lisa) la energía que contiene el gas está disponible y se transfiere al líquido en forma muy eficiente. Pero a medida que el gas incrementa su velocidad, se comienzan a formar olas en la superficie del líquido, cuyas alturas se incrementan a medida que aumenta la velocidad del gas. Las alturas de las olas pueden ocupar desde un 0,1 del diámetro interior del caño, en algunos casos llegan a valores del 0,75 del diámetro y en casos extremos pueden llegar a alturas iguales al diámetro interior. A medida que las olas aumentan su altura, aumentará la presión necesaria para transferir el líquido.

I - II HIDROSTÁTICA La diferencia de presión necesario para la circulación de los fluidos es posible generarlo utilizando un equipo de bombeo, de modo de impulsar el líquido o gas aumentando su presión inicial. Tal como se ha descripto puede decirse que bombear es crear una presión mediante una herramienta o equipo adecuado para ello (una bomba o un compresor). Se ofrecen en el mercado tal cantidad de tipos de bombas diferentes, que se puede asegurar que se cubren todas las necesidades que existen de movimientos de fluidos. La condición imprescindible para generar un bombeo, que la diferencia de presión producida sea mayor que todas las resistencias al movimiento entre ambos puntos, induce a pensar que una manera de ser más eficiente en una operación de bombeo es lograr que dichas resistencias sean lo más pequeñas posibles, es decir minimizar las resistencias al flujo. De esto se trata cuando se diseña un sistema de bombeo, en seleccionar todos los elementos intervinientes de manera que produzcan las menores resistencias al flujo. Pero la eficiencia en la operación también debe ser medida en el tiempo, es decir en la constancia lograda de los parámetros fijados (por ejemplo, que se mantenga siempre el caudal requerido), en la facilidad del mantenimiento del sistema (costo de mantenimiento), en la cantidad de detenciones por fallas y/o roturas etc. En este ultimo aspecto tiene una importancia fundamental el análisis y tratamiento de los efectos secundarios del bombeo, que aparecen como consecuencia misma del movimiento de los fluidos, de sus cambios de dirección e impulsos generados, los que pueden provocar graves daños y roturas frecuentes, si no son convenientemente tratados y bien diseñado el sistema para tolerarlos. Los problemas típicos que se presentan en el bombeo y la manera de contrarrestarlos constituye la base de lo que se denomina genéricamente "HIDRÁULICA DEL BOMBEO”. Por lo general el principal problema de las plantas de bombeo no radica en las bombas, sino en los problemas hidráulicos porque las pulsaciones hidráulicas convertidas en vibraciones mecánicas producen daños en las conexiones y cañerías. La expresión Hidrostática, relaciona "hidro" (que indica algo líquido), con "estática", (que da una idea de algo quieto o inactivo): corresponde al estudio de las propiedades de los líquidos cuando están en reposo. Se puede decir que un líquido ejerce la misma presión en el fondo de un recipiente, cualquiera sea la forma del mismo. A este principio lo podemos completar con el efecto de la presión ejercida por una columna de agua (hidrostática). Por ejemplo: si tenemos un tanque de 10 metros de altura lleno de agua, en el fondo tendremos una presión de 1 kg/cm2. ¿Por qué?. Si fabricamos un tetraedro de un centímetro cuadrado en la base y 10 metros de altura (o 1000 cm que es lo mismo), y lo llenamos de agua, necesitaremos un litro para colmar su capacidad. Este volumen de agua pesa un kilogramo, es decir que nuestro recipiente, que tiene un centímetro cuadrado de base está soportando un kilogramo de peso; consecuentemente la presión en el fondo será de 1 kg/cm2.


Supongamos ahora que nuestro recipiente tiene 2 cm2 de base y la misma altura que el anterior es decir, 1000 cm. por lo tanto tendrá el doble de capacidad y para llenarlo serán necesarios dos litros de agua; en este caso tendremos un peso de dos kilogramos sobre una superficie de dos centímetros cuadrados. En términos de presión tendremos 1 Kg /cm2 igual que en el caso anterior.

I - II - I

Relaciónes: fuerza - superficie – presión

Definiremos como FUERZA, a todo aquello capaz de modificar el estado de reposo de un cuerpo o su movimiento. El esfuerzo muscular para levantar o sostener un cuerpo, nos da una buena idea de «fuerza» y su íntima relación con el peso, por eso es que se ha establecido como unidad de medición el Kilogramo fuerza. Para que exista una fuerza, debe existir un punto de aplicación, que en la realidad es siempre una superficie, cualquiera sea su tamaño. Sabemos que la SUPERFICIE es un área que se mide en dos dimensiones, como por ejemplo, una base de un metro por un metro tendrá un metro cuadrado de superficie. Si ahora tenemos presente los principios de hidrostática, podremos deducir y calcular los efectos de una fuerza o peso sobre una superficie o área. Recordemos que nuestro ejemplo nos indicaba que 2 Kg sobre una superficie de 2 cm2, representaban una presión de 1 kg/cm2 y de aquí podremos obtener la definición de PRESIÓN, como una fuerza o peso aplicado sobre una superficie. Si expresamos a la presión de acuerdo con la definición que hemos enunciado, será P = F/A, siendo P = presión dada en Kg./cm2; F = fuerza en Kg. y A = superficie en cm2. Como ejemplo, calcularemos la presión y la fuerza que ejerce el agua contenida en una cañería que está conectada a un tanque ubicado a 120 metros de elevación, contra una válvula de 4" de diámetro que está cerrada. Para convertir una columna de agua en presión , ya vimos que 10 metros de altura de agua equivale a una presión de 1 Kg./cm2; por lo tanto , 120 metros de elevación serán 12 Kg./cm2 de presión. Ahora, aplicando la formula: P = F/A, calcularemos el peso o fuerza que está soportando la válvula. Los 4" se convierten en cm. multiplicando por 2,54, lo que nos da un diámetro de 10 cm, aproximadamente. Este círculo, tiene una superficie de 78 cm2. Si P = F/A, será F = P x A por lo tanto, reemplazando los términos por unidades quedará, F = 12 Kg/cm2 x 78 cm2 = 936 Kg. Como resultado, nuestra válvula está soportando una fuerza de 936 Kg.

I - II - II

Condiciones de operación

Las presiones positivas que actúan sobre el fluido del tanque, forzándolo a circular hacia la bomba son: la presión atmosférica (Patm) y la presión hidrostática (Ph) ejercida por el propio fluido en función de la diferencia de nivel existente entre su superficie libre y el nivel más alto del cuerpo de la bomba. La presión total (Patm + Ph) deberá ser suficiente como para: · · · · · ·

Vencer las pérdidas de carga por fricción en la cañería de succión, accesorios y válvulas. Acelerar el fluido dentro del sistema de admisión para que el mismo siga al émbolo en su movimiento. Vencer las pérdidas de carga en el interior de la bomba, fundamentalmente en las válvulas de admisión. Producir la apertura de la válvula de succión. Mantener la velocidad de circulación del fluido en la cañería y en el cuerpo de la bomba. Mantener la presión del fluido en el interior de la bomba por encima de la tensión de vapor del fluido, a la temperatura en que se encuentre.

La elección del diámetro de la cañería de succión debe ser hecho con amplitud y en exceso, para asegurar el buen funcionamiento en la aspiración, ya que no impacta sobre la economía del proyecto dada la poca longitud de dicha cañería. La condición que deberá cumplirse para no tener problemas de cavitación o bloqueo en el funcionamiento de la bomba, será que la suma de todas las resistencias al movimiento que se produzcan por mover el fluido hasta el interior de la bomba, por mantener la presión y la aceleración del fluido, sea menor a la carga positiva disponible, que estará en función directa a la diferencia de nivel entre la aspiración de la bomba y la superficie del liquido. Las vibraciones y roturas se producen en la mayoría de los casos por falta de alimentación adecuada en la admisión de las bombas. La diferencia de cota entre el centro de la salida del tanque de alimentación y el centro de la succión de la bomba, debe ser mayor que la solicitada por el fabricante, de modo de poder tolerar en las conexiones algunas pérdidas de cargas. Existen instalaciones funcionando que tienen 40 metros de diferencia, lo que resulta en 4 Kg/cm2 de presión sobre la succión de la bomba, favoreciendo enormemente la calidad del bombeo. El cálculo de los diámetros y conexiones necesarias para la succión de la bomba se basa en las pérdidas de carga en función de la velocidad del líquido y las diferencias de altura.


Debido a que cierta información necesaria para el diseño ( tal como el coeficiente de rugosidad de las cañerías por ejemplo), depende de variaciones instantáneas que puede adoptar el régimen de flujo y consecuentemente el número de Reynold, conviene realizar cierta sobredimensión en los diseños. Normas internacionales recomiendan aplicar una medida más, al diámetro obtenido por cálculo, es decir si el cálculo determina 6” de diámetro la construcción se hará en 8”. De estar en algún momento en el límite, se produce en las bombas el fenómeno de que la velocidad del pistón en su punto medio de recorrido es mayor que la velocidad de ingreso del líquido al cilindro, generando un efecto de vacío que al liberar gas producirá bloqueos parciales y vibraciones por golpe hidráulico. La figura adjunta (hidráulica de bombeo) muestra esquemáticamente la forma de optimizar el sistema de alimentación de las bombas a pistón para poder controlar las pulsaciones. Las bombas centrífugas no tienen pulsaciones, aunque de ser deficiente el llenado producirá cavitaciones que dañarán la bomba acortando su vida útil. Una forma de diagnosticar la generación de pulsaciones es colocando un manómetro en la succión, el que deberá tener siempre lectura positiva con la bomba funcionando a su mayor capacidad, indicando de esta manera los valores de ANPA. Los fabricantes de las bombas establecen un valor llamado ANPA (altura neta positiva de aspiración) mínimo para el funcionamiento correcto de la bomba para fluidos estables. Para lograr esta presión se dispone de la presión atmosférica más la presión hidrostática, dada entre el nivel del fluido en el tanque y la succión de la bomba. (Pa + Ph ) La suma de estas presiones deberá superar la pérdida de carga debida a la fricción del líquido contra la cañería, (que se incrementa notablemente cuando aumenta la velocidad de flujo), además de proporcionar la presión necesaria para la aceleración del líquido y para mantener en la succión valores superiores a la presión de vapor.

Por debajo de la presión de vapor se liberarán gases que bloquearán la bomba por su expansión, impidiendo el funcionamiento normal de la misma. En el caso de agua de inyección bien tratada, este valor es bajo pero en el caso de hidrocarburos puede ser muy crítico. Hasta aquí se puede ver la importancia de la carga positiva en la succión de las bombas y del diseño para minimizar las presiones que actúan en contra. Se debe tratar de lograr un conexionado de admisión lo más directo posible, con una línea de alimentación por cada bomba, evitando válvulas con restricciones, tes y codos de 90º. Ante la necesidad de curvas, estas deben ser de radio largo o conformadas por codos de 45º como máxima curvatura. El ANPA mencionada anteriormente es el valor dado por el fabricante, pero para tener bien en claro la “categoría” a que corresponde, es importante diferenciarla en ANPAR, equivalente a “altura neta positiva de aspiración requerida” y en ANPAD que se identifica como la “altura neta positiva de aspiración disponible”. Observando la figura anterior se puede asegurar que la presión disponible, compuesta por la presión atmosférica (Pa) más la presión que ejerce la columna hidrostática desde el nivel de líquido en el tanque (Hs) deberán ser suficientes para que el líquido ingrese en la bomba, abra las válvulas y se mueva a la misma velocidad que se mueve el pistón, manteniendo siempre una presión superior a la presión de vapor (Pv). Para que esto se cumpla, será necesario lo siguiente: 1)

Superar las pérdidas de cargas en la distancia L dentro de la cañería y sus conexiones.

2)

Imprimir la velocidad suficiente al líquido para que pueda seguir al pistón.

3)

Abrir la válvula de admisión.

4)

Mantener la velocidad del fluido en todo su recorrido hasta el interior del cilindro.

5)

Que la presión en el interior del cilindro o camisa, sea superior a la presión de vapor (Pv).

Se puede escribir ahora la siguiente expresión: (Pa + PHs) – (PHf + PHa + Pv ) > ANPAR Donde Pa = Presión atmosférica. PHs = Presión de la altura de líquido. PHf = Presión necesaria para vencer la fricción dentro de cañerías y accesorios. PHa = Presión necesaria para mantener la velocidad necesaria (aceleración). Pv = Presión de vapor (punto de liberación de gases).


Completando las condiciones de admisión de las bombas, se puede expresar en la siguiente ecuación: ANPAD = (Pa + PHs) – (PHf + PHa + Pv ) > ANPAR Estos razonamientos permiten deducir que de haber un problema de pulsos hidráulicos, estarán casi seguro localizados en la succión y en algún punto de los mencionados. Tanto como si se trata de una modificación como de nuevas instalaciones, no debe descuidarse un análisis completo de todos los puntos mencionados.

Algunas recomendaciones para evitar estos problemas son:

1)

Construir las líneas de succión, lo mas cortas posibles, evitar codos de 90º y tes y reducir la cantidad de accesorios.

2)

Reducir la velocidad del fluido aumentando el diámetro de las cañerías.

3)

Usar pistones de mayor diámetro posible compatible con la presión, lo que disminuye la velocidad y la aceleración de los líquidos.

4)

Instalar un amortiguador de pulsaciones en la succión, sobre la bomba.

La siguiente figura (alimentación de bombas) muestra esquemáticamente un modelo de instalación con las consideraciones hidráulicas correspondientes.

Para cada bomba, la altura mínima requerida estará dada por el ANPA (altura neta positiva de aspiración) requerido por lo bomba, que se expresa en términos de altura de fluido. Esta altura mínima necesaria, siempre debe ser positiva y además debe constatarse no sólo en condiciones estáticas, sino en condiciones de bombeo, cuando el fluido está en movimiento. Es una condición requerida por la bomba, de acuerdo a su diseño, cámara de aspiración, tipo de bomba, etc, y suministrada por el fabricante en sus catálogos. El ANPA disponible estará dada por las características de la instalación y será calculada en función de las variables que intervienen, (alturas, diámetros de cañerías, tipo de cañerías, tipo de fluidos, longitudes, accesorios, válvulas, velocidades y caudales de flujos etc). Por supuesto que el ANPA disponible debe ser mayor que el ANPA requerido por la bomba, si se desea contar con un funcionamiento eficiente y sin problemas. Luego del cálculo y durante la operación de bombeo se puede constatar esta situación con la colocación de un manómetro en la succión de la bomba a fin de observar con que presión positiva se cuenta durante el desarrollo del ciclo de bombeo. Los síntomas más evidentes de que se produce cavitación y liberación de vapores son: el ruido (como de piedras en movimiento) y la vibración, además de la disminución de la capacidad de bombeo por bloqueo.


Para el bombeo de líquidos por cañerías se utilizan diversos tipos y especificaciones de BOMBAS DE IMPULSO, máquinas destinadas a suministrar presión y velocidad a los fluidos que deben ser transportados. La diversidad del tipo de bombas instaladas en yacimientos de petróleo no permitiría en este trabajo hacer una descripción de cada una de ellas; por lo que se generalizará en los tipos de bombas estándar y su principio de funcionamiento, por ser las de mayor aplicación. Se puede considerar una clasificación en tres grupos principales:

·

bombas a pistón (con uno o varios cilindros)

·

bombas centrífugas (con uno o varios escalonamientos)

·

bombas con dispositivo rotatorio (como las de tornillo)

I - III BOMBAS A PISTÓN En la mayoría de las baterías y plantas hay instaladas bombas a pistón y dentro de este tipo se pueden encontrar bombas equipadas con dos o más pistones, (dúplex, triplex, quíntuplex) , de simple y doble efecto, las de émbolo buzo, y otra serie de modelos y diseños para resolver los distintos requerimientos de bombeos de líquidos. Las de émbolo buzo (son de acción simple con transmisión directa, sin caja reductora) normalmente se utilizan para sistemas donde la presión de trabajo es muy alta, como por ejemplo en inyección de agua. En estos casos es muy importante un diseño hidráulico muy bien analizado para evitar pulsaciones, vibraciones y daños. También es muy importante contar con las correspondientes válvulas de alivio, las que deben calibrarse y controlar la apertura con determinada frecuencia dentro de una rutina de mantenimiento. A pesar de la variedad existente una descripción general del funcionamiento es de aplicación para los distintos tipos de bombas denominadas genéricamente: bombas a pistón. Las bombas a pistón o bombas alternativas son unidades de desplazamiento positivo cuya característica principal es que mantienen prácticamente constante el caudal bombeado frente a variaciones en amplios rangos de la contrapresión en la cañería de descarga, con la condición de mantener constante la velocidad. (Esta característica establece la diferencia fundamental con las bombas centrífugas). Las bombas a pistón funcionan ejerciendo directamente la presión sobre el fluido que se está bombeando, cuya entrada y salida del cuerpo de la bomba, está controlada por válvulas que se abren y cierran intermitentemente.

Constan esencialmente de un cuerpo hidráulico y de un cuerpo mecánico. El cuerpo hidráulico consiste en un cilindro con bridas de admisión y descarga del líquido, provisto de orificios de entrada y salida controlados por válvulas, y de un émbolo buzo o pistón que se mueve alternativamente dentro del cilindro. Las bombas dúplex tienen dos cilindros y dos pistones, y las llamadas de doble efecto, producen el efecto de bombeo en ambos sentidos de la carrera, en una dirección y en la otra del movimiento de los émbolos. El cuerpo mecánico consta del cigueñal, bielas, crucetas, vástago del émbolo y, en algunas bombas, de una caja reductora de velocidad. Este sistema motriz al mismo tiempo transforma el movimiento circular recibido en el eje (proveniente de un motor), en un movimiento rectilíneo alternativo que es transferido a los pistones. Los pistones, dentro de la camisa, se mueven con movimiento rectilíneo alternativo, entre dos extremos, donde se produce la inversión del movimiento constituyendo lo que se denomina “carrera” de la bomba. Las bombas de acción simple desplazan el líquido en una carrera del émbolo y las de acción doble en ambas carreras del pistón. Las bombas de acción doble tienen dos válvulas de succión y dos válvulas de impulsión en cada cilindro.

I - III - I

Bomba de simple efecto

En la figura siguiente se puede observar el principio de funcionamiento de una bomba de simple efecto, esquematizada para un solo pistón.


Para el análisis, supongamos que el pistón se encuentra en el extremo izquierdo de la camisa, vinculado a un vástago que es el que recibe el movimiento de la caja reductora. Cuando el pistón comienza a moverse hacia la derecha, se produce en el frente del mismo un incremento de presión originado por el empuje sobre el líquido que se encuentra en ese sector de la camisa, provocando el cierre de la válvula de aspiración o succión, la apertura de la válvula de descarga o escape y la salida del fluido a través de esta última válvula hacia la cañería de impulsión. Terminado el recorrido hacia la derecha, en el extremo de la carrera se completa el ciclo de bombeo y se invierte la dirección del movimiento. Cuando el pistón comienza a moverse hacia la izquierda genera a la derecha del mismo una zona de menor presión provocando esta vez el cierre de la válvula de descarga y la apertura de la válvula de aspiración, lo que permite el ingreso del fluido a ese sector de la camisa. Terminado el recorrido hacia la izquierda, en el extremo de la carrera se completa el ciclo de carga de la bomba y se invierte nuevamente la dirección del movimiento y el pistón comienza a moverse hacia la derecha, repitiendo el ciclo de bombeo. I - III - II Desplazamiento de una bomba de simple efecto Para conocer el desplazamiento de una bomba de simple efecto, se debe calcular el volúmen que ha sido impulsado hacia la línea de conducción, es decir el área transversal del pistón multiplicada por el recorrido del mismo o carrera. Multiplicando este volumen (que corresponde a un solo pistón) por el número de pistones y por la cantidad de carreras según la unidad de tiempo seleccionada (minuto, hora, dia) se obtiene el desplazamiento total de la bomba (D). D = VOLUMEN IMPULSADO * N° DE PISTONES * EPM * TIEMPO D = (área transversal del pistón * carrera) * N° * EPM * T Por ejemplo, el desplazamiento, en m3/hora, de una bomba de simple efecto, equipada con dos pistones de 4 pulgadas de diámetro, con una carrera de 12 pulgadas y que trabaja a 80 EPM, será igual a: D = (área transversal del pistón * Carrera) * N° * EPM * T D = 3.14 x (4" x 0,0254 m/")2 / 4 x (12" x 0,0254 m/") x 2 x 80EPM x 60 minutos/hora = D = 23.7 m3/hora Estos cálculos consideran que los rendimientos y desplazamientos de líquidos son del 100%. Para proyectos donde los resultados deben ser rigurosos, se deben tener en cuenta los diferentes valores para ambos, ya que no son equivalentes al 100% de los recorridos. El caudal medio de una bomba de acción simple puede calcularse también con la siguiente fórmula:

Qm = n A S gpm / 1017 (m3/hora) donde: n = número de embolos A = sección del émbolo (plg2) S = carrera (plg) gpm = golpes por minuto

I - III - III

Bomba de doble efecto

Observando la siguiente figura correspondiente a una bomba de doble efecto, nos damos cuenta que cuando el pistón se mueve hacia la derecha produce al mismo tiempo un incremento de presión en el frente y una disminución de la misma en la parte trasera del pistón. Por lo tanto, se cierra una de las válvulas de descarga y se abre la otra, se abre una de las válvulas de admisión y se cierra la otra, por lo que al mismo tiempo que se desplaza el líquido hacia la cañería ingresa parte del mismo al interior de la camisa. Terminado el recorrido hacia la derecha, en el extremo de la carrera, se completa un ciclo, de bombeo y carga al mismo tiempo, y se invierte la dirección del movimiento. Cuando el pistón comienza a moverse hacia la izquierda, se produce en la cara de avance del pistón un empuje sobre el líquido que se encuentra en ese sector de la camisa, lo que genera una zona de «alta presión» en ese sector. Esto hace que se cierre la válvula de aspiración, se abra la de descarga y se impulse el fluido hacia la línea de salida. Al mismo tiempo, a la derecha del pistón se genera una zona de baja presión provocando el cierre de la válvula de descarga, la apertura de la válvula de aspiración y el ingreso del fluido a ese sector de la camisa. Terminado este recorrido hacia la izquierda, en el extremo de la carrera, se completa otro ciclo de bombeo y carga , se invierte nuevamente la dirección del movimiento y el pistón comienza a moverse hacia la derecha, repitiendo la secuencia.


I - III - IV

Desplazamiento de una bomba de doble efecto

En las bombas de doble efecto se produce el bombeo durante las dos carreras del pistón, en uno y otro sentido. Por lo tanto para conocer el desplazamiento, se deberá tener en cuenta esta circunstancia. El desplazamiento efectivo de la bomba será la suma de los desplazamientos parciales producidos en ambas carreras y se obtiene calculando los volúmenes que fueron impulsados en cada carrera y sumándolos: · en el movimiento del pistón hacia la derecha, el volumen desplazado será igual al área transversal del pistón multiplicada por el recorrido del mismo o carrera. (Igual que en una bomba de simple efecto). · en el movimiento del pistón hacia la izquierda, el volumen desplazado será igual al mismo volumen anterior (área transversal del pistón multiplicada por su recorrido) descontado el volumen que ocupó el vástago del pistón durante esa carrera. (área transversal del vástago por el recorrido del mismo - que es igual obviamente al del pistón). La suma de ambos desplazamientos, multiplicados por la cantidad de pistones y por el número de carreras en el tiempo que se considere, dará el desplazamiento total de la bomba. Por ejemplo, suponiendo una bomba de doble efecto, con dos pistones de 5" de diámetro, 12" de carrera o recorrido, con vástagos de 2" de diámetro, trabajando a 80 EPM, se desea calcular el desplazamiento en m3/hora. Para un pistón: Desplazamiento hacia la derecha = V1 = área transversal pistón * carrera V1 = 3.14 d2/4 * carrera = 0.003859 m3 Desplazamiento hacia la izquierda = V2 = V1 - (área transversal del vástago * carrera) V2 = 0.003859 - 0.0006174 = 0.003241m3 Desplazamiento en ambos sentidos = V1 + V2 = 0.0071 DESPLAZAMIENTO TOTAL = (V1 + V2 ) * N° pistones * 80 EPM * 60 min/hora Dt = 0.0071 * 2 * 80 * 60 = Dt = 68 m 3/hora El desarrollo anterior se expresa de la siguiente manera: Dt = Carrera (2Ap - Av) * N° pistones * EPM * 60 minutos / hora Dt = en m3/hora

Las bombas a pistón deben trabajar con un máximo de 80/100 EPM en el cuerpo hidráulico, por lo que necesitan un reductor de velocidad para su transmisión al pistón, a diferencia de las de émbolo buzo que, como pueden operar a máximos de 400/450 EPM no requieren de un reductor y cuentan con una transmisión directa al émbolo.

I - III - V

Velocidad del pistón durante el bombeo

Analizando la acción de bombeo en el interior de la bomba, dentro de la camisa o cilindro, debe tenerse en cuenta que la velocidad del pistón es variable y viaja desde un extremo a otro de su recorrido desde velocidad cero a velocidad máxima en el punto intermedio para luego desacelerar y llegar nuevamente a cero en el extremo para el cambio de sentido del movimiento. Graficando en un plano con un par de ejes este movimiento (tal como se observa en la siguiente figura) y considerando la velocidad en ordenadas, el ciclo muestra una zona en la mitad del recorrido del pistón donde la velocidad es máxima. velocidad

máxima velocidad

recorrido del pistón Gráfico de velocidad del pistón en el interior de la camisa de una bomba a pistón Para que el bombeo se produzca sin pulsaciones, siempre el líquido debe permanecer en contacto con la superficie del pistón por lo que debe tener la misma velocidad que éste. Pero en el momento de máxima velocidad del pistón, puede ocurrir que éste se adelante al fluido y se separe del mismo, produciendo una cierta depresión en ese sector provocando liberación de gas del líquido. Cuando se produce de nuevo el contacto, se generan golpes y vibraciones que se transmiten a todo el sistema y pueden provocar roturas y fallas. Por lo tanto en los diseños se deben tener en cuenta este aspecto y asegurar que el fluido cuente con la suficiente velocidad en el interior de la cámara, lo que se logra con una adecuada presión de succión. A veces,aún en los mejores diseños, se producen en el punto crítico diferencias de velocidad en el instante coincidente con el punto medio del recorrido (cuando la velocidad del pistón es la máxima). Si la bomba es una “triplex” a 250 emboladas por minuto, se producirán 750 pulsos por minuto que serán amplificados en la descarga por la presión del sistema. Esto y solo esto significará nada menos que 1.072.800 pulsaciones por día.


I - III - VI

Cálculos de cargas

Las bombas tienen una chapa identificatoria donde está indicada: · · · ·

la carga máxima que puede soportar el cigüeñal (en libras o en kilos) la presión máxima de trabajo, (en PSI o en kg/cm2) los diámetros de pistones mínimo y máximo que pueden colocarse en las camisas (en pulgadas). la carrera del pistón (en pulgadas)

Si por ejemplo se expresa 3” a 5 ½” x 12” significará que la bomba puede alojar un pistón entre 3” y 5 ½” de diámetro y que la carrera del pistón es de 12” de recorrido. Las camisas y los pistones son cambiables dentro de estas limitaciones. Para un pistón de diámetro dado, es posible calcular la presión máxima a la que se puede trabajar para no sobrepasar la carga máxima sobre el cigüeñal de la bomba o en otrosentido, para una presión dada a bombear calcular el pistón máximo para no sobrepasar ese límite. Se deben conocer estos parámetros de las bombas que se tengan instaladas, de manera de verificar que las condiciones de operación no sobrepasen los límites de trabajo de su equipo y al mismo tiempo controlar que los cambios propuestos de régimen se realicen respetando esos parámetros y no produzcan daños a la bomba. Por ejemplo, se desea saber qué diámetro de pistón utilizar si se requiere bombear con una presión en el oleoducto de 48 kg/cm2 y se dispone de una bomba de 3” a 51/2” x 12”, cuya carga máxima en el cigüeñal no debe sobrepasar los 5.600 kg. Conocemos la relación entre área, fuerza y presión: Área (del pistón) = Fuerza (sobre el cigüeñal) / presión a bombear Área = 5.600 kg./ 48 kg/cm2 = 116,66 cm2 Área = (3.14) r2 = 116.6 cm2, de donde: r = 6,09 cm diámetro = 12.18 cm = 4 3/4 pulg. Entonces el máximo diámetro del pistón aconsejado, (el menor más cercano al del cálculo) con que se puede equipar esta bomba sin sobrepasar las condiciones máximas de carga, es de 4,75 pulgadas. Si con este diámetro de pistón se trabaja generando esa presión de 48 kg/cm2, pero el caudal desplazado fuera insuficiente para esa situación en particular, no se podrá pensar en aumentar el diámetro del pistón (por que de acuerdo al cálculo anterior, se está en las condiciones límites). A continuación se muestran figuras correspondientes a diferentes tipos de bombas a pistón:

VISTA Y CORTE DE BOMBA TRIPLEX CON EMBOLO BUZO Y REDUCTOR DE TRANSMISIÓN


VISTA Y CORTE DE OTRO MODELO DE BOMBA TRIPLEX CON EMBOLO BUZO CON REDUCTOR DE TRANSMISIÓN

ESPECIFICACIÓN BOMBA NATIONAL TRIPLEX 165T/5


CONTINUACIÓN ESPECIFICACIÓN BOMBA NATIONAL 165T/5

TABLA CORRESPONDIENTE A BOMBA NATIONAL 165T/5


I - III - VII

Vibraciones mecánicas

Las vibraciones mecánicas se transmiten y multiplican con la propagación de los pulsos y sus armónicas por las cañerías. Sin dudas el diseño hidráulico de una planta de bombeo ha de ser, particularmente si las bombas son de pistones, lo más delicado del proyecto, porque la combinación de las vibraciones mecánicas y las pulsaciones hidráulicas, sumadas a las altas presiones de trabajo, producen severos daños y frecuentes detenciones del bombeo. Deben considerarse además de los parámetros normales de un sistema de bombeo, la ubicación de los componentes y todos los pequeños detalles como el análisis del tipo de conexiones, para que los resultados de la operación de la planta sean óptimos. El equilibrio del sistema es tan delicado que en el dimensionamiento de las instalaciones deben considerarse hasta los últimos detalles. Las bases de apoyo de las bombas, así como el sistema de anclaje de las mismas, tienen mucha influencia sobre las vibraciones del sistema. Las fundaciones para el soporte de las bombas requieren diseños especiales y es recomendable que el montaje de varias bombas no estén vinculados entre sí, es decir que las bases sean individuales para cada bomba, de modo de evitar la propagación de vibraciones. La alineación de los motores con las bombas debe ser perfecta. Este tipo de instalación no tolera desviación alguna en la conexión motor-bomba. Si existiera se acortaría la vida útil de los elementos mecánicos involucrados. En una instalación existente, la vibración mecánica se corrige con un nuevo alineamiento de las bombas con el sistema motor, particularmente en las bombas de conexión directa como las centrífugas, (hay instrumental de precisión que permite controlar el sistema). Es recomendable el ensamble con manchones de goma, para absorber pequeñas desviaciones. La forma de neutralizar la vibración mecánica remanente y confinarla en el conjunto bomba, es conectando la entrada y la salida de la misma con “manguerotes” de goma e inmediatamente después, donde comienzan los caños de acero, engrapar estos a un soporte hormigonado en el terreno. En la siguiente figura (grapa soporte) se puede observar una instalación típica y un anclaje con fundación en hormigón con armadura de hierro.

El tubo será ajustado por una grapa con una goma intermedia y la grapa está soldada a una planchuela de hierro asentada sobre un bloque de hormigón armado. La planchuela a su vez está soldada a cuatro hierros que salen del armado del hormigón. El bloque queda soterrado a una profundidad no menor a 80 cm. Este soporte es muy efectivo y con seguridad previene la vibración de tipo mecánico, pero no absorve el resultado de una mala hidráulica, por lo que será necesario minimizar las pulsaciones comenzando por asegurar una adecuada presión de succión en la aspiración. Las vibraciones, ya sean las producidas por pulsaciones hidráulicas como las generadas por los movimientos mecánicos, siempre se concentran en determinados puntos del conexionado de las bombas y fatigan el acero hasta su rotura. Cuando esta situación se presenta, se puede reparar y reforzar transitoriamente la conexión con soldadura, pero si no es eliminado el problema de las vibraciones se romperá tantas veces como se repare. Considerando tal situación, y para superar este y otros problemas como la corta duración de las bombas, se debe estudiar las condiciones hidráulicas de la instalación y corregir los diseños. En la mayoría de los casos los problemas se generan en la succión y son propagados y amplificados por la impulsión, aunque el diseño de la impulsión implica también un equilibrio hidráulico adecuado, porque las pulsaciones en alta presión se suman a las anteriores. Para compensar esta falta instantánea de llenado en el cilindro de la bomba, se desarrollaron los amortiguadores tanto para la succión como para la descarga de las bombas, que trabajan en las condiciones de operación como las que se presentan en la inyección para recuperación secundaria.


I - III - VIII

Ondas de presión

La naturaleza alternativa del movimiento del pistón en los períodos de succión y de descarga es la causa de que se produzcan, en cada una de las emboladas, las ondas de presión (pulsación del fluido), tanto en la succión como en la descarga. Las ondas de presión son aumentos instantáneos y localizados de la presión, causados por la aceleración y desaceleración súbitas del fluido. Una vez generada, la onda se desplaza por la cañería a la velocidad del sonido en el medio de que se trate, hasta que choca con un punto de reflexión, que puede ser una curva, una te etc. En este punto la onda se refleja y repite el ciclo, pudiendo ocurrir que se combine en la misma fase con otras ondas y sumen sus efectos. Si esto ocurre las consecuencias pueden ser destructivas. Estas ondas de presión tienen dos efectos de «golpe» en cada carrera, son propias de toda bomba de desplazamiento positivo y no presentan problemas si el sistema está correctamente diseñado para esta circunstancia, pero, por el contrario, si se las ignora se traducirán en severos daños al equipamiento y a las cañerías. El hecho de bombear un líquido muy viscoso, o de operar a un régimen muy alto de emboladas son situaciones que, si se suman a circuitos de succión y/o impulsión no adecuados, aumentan enormemente los efectos destructivos de las ondas de presión. Para reducir estas ondas será imprescindible contar con una adecuada presión neta positiva de aspiración, un correcto diseño de las cañerías y accesorios y eventualmente el uso de amortiguadores. En la succión todo el flujo debe ser laminar, el diseño lo más recto y con la menor cantidad de restricciones, expansiones o accesorios posible, prestando atención al punto de mayor importancia, que es la carga sobre la bomba. El tanque de alimentación debe tener un nivel relativo superior a la bomba porque la carga sobre la succión debe ser positiva aún con la bomba en marcha. Respetar la indicaciones del fabricante sobre el requerimiento de ANPA mínimo (altura neta positiva aspiración). Si aún con una excelente hidráulica no es posible evitar las pequeñas vibraciones, será necesario analizar la conveniencia de instalar amortiguadores que absorban ese efecto. Los de succión tienen por objeto lograr un buen llenado de la bomba y los de impulsión atemperar las pulsaciones de salida.

I - III - IX

Amortiguador de pulsaciones Entre los fabricantes de amortiguadores se puede mencionar a National, Larkin y Eaton, como marcas que han dado un buen resultado en el uso de amortiguadores. Uno de los diseños de amortiguadores que existen en el mercado está compuesto por una carcaza construida en tubo de acero sin costura, de alta resistencia, revestida interiormente con pintura a base de resina epoxi para protección anticorrosiva, con un extremo bridado para su montaje en la bomba o tubería. En el interior de la misma se coloca una vejiga elástica en forma concéntrica, roscada en un extremo, la que se carga con un gas inerte ( nitrógeno) a cierta presión, mientras que el espacio anular entre la vejiga y la carcaza metálica es ocupado por el líquido a bombear. Cuando la velocidad del pistón se va incrementando (a medida que llega a la mitad de su recorrido), sabemos que se produce una cierta depresión en su cara posterior, la que se transmite al fluido en contacto en el interior de la cámara. Esta depresión del líquido permite que la vejiga del amortiguador "se hinche" debido a la presión del nitrógeno que está en su interior. Al hincharse, la vejiga transmite al fluido parte de la presión del nitrógeno compensando de esta manera la depresión que se producía por la aceleración del pistón. Cuando el pistón disminuye su velocidad, la presión del fluido en el interior de la cámara aumenta, actuando sobre la vejiga y venciendo a la presión del nitrógeno, lo que provoca que la vejiga se contraiga.

Esta secuencia tiene el efecto de compensar las diferencias de presión del líquido en el interior de la cámara, debidas a las variaciones de la velocidad del pistón, “aplanando” de esta manera las ondas pulsantes. Esta combinación hidroneumática opera gracias a las propiedades de compresibilidad y expansión que tienen los gases. La vejiga se fabrica en varias capas de goma tipo Buna N, reforzada con tela de nylon, vulcanizada y sujeta adecuadamente a los extremos metálicos de la carcaza. El gas utilizado es el nitrógeno, por ser un gas inerte y de fácil obtención comercial. La instalación debe hacerse lo más cercano a la bomba posible (en muchos casos se coloca directamente sobre la bomba) y siempre antes de la primera conexión al sistema . La ventaja principal de este diseño respecto a los tradicionales botellones de aire es la separación entre el gas comprimido y el líquido a bombear por un medio elástico, cuya calidad y diseño es fundamental para la duración y eficiencia del equipo. Si el sistema está bien diseñado y se controla el correcto funcionamiento de los amortiguadores,


nunca debe ocurrir una rotura de cañería. Debe limpiarse con mucho cuidado la cañería de succión antes de la puesta en marcha ya que residuos de soldaduras, escorias, piedras etc. pueden arruinar los amortiguadores y la bomba en muy poco tiempo. En la descarga o impulsión se reproducen, en forma ampliada, las condiciones de la succión. Una bomba que no tenga buena succión tendrá pulsaciones de descarga mayores que una con buenas condiciones de aspiración. En el diseño de la descarga también deberán evitarse curvas, restricciones o expansiones innecesarias de manera de contar con un sistema confiable, seguro y al más bajo costo posible. El uso de amortiguadores a la salida de la bomba es una alternativa posible, pero merece un análisis técnico-económico a tener en cuenta. El diseño de los amortiguadores es para diferentes rangos y dentro de cada rango de operación, la presión de carga del nitrógeno está directamente relacionado con la presión de operación del sistema, tanto en la parte de admisión como en la zona de descarga. El manejo inadecuado de las presiones, producirá la destrucción de la vejiga y la inutilización del amortiguador. La siguiente figura (amortiguadores de vibraciones) muestra esquemáticamente dos diseños y montajes de amortiguadores diferentes, vertical y horizotal.

Se disponen en el mercado de amortiguadores denominados de baja presión y de alta presión, diseñados para eliminar los efectos de las pulsaciones hidráulicas en el sistema y asegurar bombeos más eficientes y mayor vida útil de los elementos.


A continuación se muestra una vista y un cuadro con algunas especificaciones de un modelo National de un amortiguador de baja presión.

El amortiguador de succión para baja presión presentado en la figura anterior consta de un cuerpo de plástico conteniendo un diafragma. Las ventajas de contar con un cuerpo transparente de plástico permite inspeccionar visualmente el diafragma. Otro modelo de amortiguador de succión para alta presión presentado por National para sus bombas, tiene un cuerpo de aluminio fundido de alta resistencia, protegido por un recubrimiento interno termoplástico. Es para una presión máxima de 70 PSI en la succión y se encuentran disponibles en extremo soldado directamente a la succión o soldable a extremos bridados.

Cualquier flujo que “choca” contra un sólido se deforma y si el sólido fuese una pared, “rebota”. Este “rebote” o reflujo, generará una fuerza opuesta y en la mayoría de los casos, agregará un problema más al de por sí delicado equilibrio del sistema. Por lo tanto, para obtener un buen resultado en la serenidad del bombeo, se evitará la interposición de toda conexión, instrumento, sensor, válvula, regulador, etc. que restrinja el diámetro o provoque reflujos. I-III-X

Recomendaciones para el funcionamiento de las bombas

A continuación se mencionan algunas recomendaciones que mejoran el funcionamiento de las bombas a pistón: √ Acortar al máximo la longitud de la línea de succión y utilizar válvulas de paso total. √ Evitar el uso de conexiones a 90º y usar conexiones en Y griega y curvas de radio largo. √ No colocar una cañería de succión de menor diámetro que la brida de la bomba, deben tener una medida superior. √ No utilizar conexiones sin bisel (biselar todas las soldaduras). √ Evitar el uso de válvulas con obturadores restringidos. √ En la conexión a la brida de la bomba si es necesario una reducción, colocar una excéntrica con la cara recta hacia arriba de manera de evitar acumulación de gases liberados. √ Para evitar perturbaciones en el flujo del último tramo antes de la bomba, colocar un tramo recto y de una longitud no menor a cinco veces el diámetro de la cañería. √ Usar mayores diámetros a fin de reducir velocidades de flujo. √ Reducir velocidad de bombeo utilizando pistones de mayor diámetro, si la carga de la bomba y la presión de bombeo lo permiten. √ Usar válvulas de alivio capaz de evacuar todo el caudal de la bomba y calibradas a la presión máxima de operación considerando las condiciones de seguridad. √ Instalar amortiguadores si aún quedan pequeñas vibraciones. √ Reducir viscosidad del petróleo aumentando la temperatura del mismo, etc. √ En instalaciones múltiples es recomendable contar con una alimentación individual del tanque a cada bomba, lo que previene que las pulsaciones y vibraciones de una bomba se trasladen a otras. √ Contar con cañerías rígidamente soportadas en distintos puntos de su longitud y con un soporte o anclaje tan cerca de la bomba como sea posible, utilizando juntas de goma o flexibles para absorber vibraciones. Una batería, estación de bombeo o planta está equipada con bombas de impulsión, generalmente de tipo alternativa a pistón, a fin de bombear en forma interna o hacia los oleoductos, los líquidos producidos por el yacimiento.


Es conveniente insistir en que hay que tener mucho cuidado en el diseño y en la selección de los elementos que formarán parte de un circuito de bombeo (accesorios, instrumentos y válvulas), debido a que la operación debe ser suave, bien programada en los tiempos de acuerdo a los caudales a bombear y sin afectar el funcionamiento de otros instrumentos. Por ejemplo, la selección del tipo de asiento de una válvula (que puede ser doble o simple) y del obturador, es realmente importante para el correcto funcionamiento de los sistemas semiautomáticos de las baterías. Se puede mencionar como un error generalizado, por ejemplo, el uso de cualquier válvula cuando se trabaja contra una cañería con mucha presión, en recirculaciones y en regulación (particularmente reducción) de presión de gas, donde los obturadores deben seleccionarse para el trabajo específico, dado que además de ser durable deberá operar suavemente y sin problema alguno. Se fabrican válvulas en las que se pueden cambiar el asiento de manera de adaptarlas mejor a la operación, pero hay algunas en las que no es posible realizar ese cambio de asientos y obturadores, no recomendables para estas aplicaciones. Luego, para instalar o cambiar una válvula neumática, es de suma importancia verificar las reales necesidades de acuerdo a las condiciones de bombeo y de operación de la batería, por lo que el supervisor deberá estar totalmente involucrado en este tema. Es diferente si el uso de la válvula es para cerrar y abrir el paso de un líquido en baja presión o si controla un flujo de gas de alta presión y velocidad. También la selección dependerá de la relación necesaria entre la velocidad de apertura al paso del flujo y la velocidad del vástago de la válvula.

I – III – XI

Control del caudal

Considerando que en líneas generales los equipos motrices son motores a explosión (ya sean de combustibles líquidos o gaseosos), es recomendable tener en cuenta que las características de los mismos determina mantener una específica franja de velocidad para una entrega óptima de la potencia. Cada motor en particular tendrá un promedio de diseño de velocidad (RPM) de funcionamiento para la obtención de un buen rendimiento, y por lo tanto una correspondiente vida útil del mismo. No es extraño observar conjuntos de bombeo donde las necesidades particulares de obtener un muy bajo caudal llegan a límites en que el sistema de seguridad del motor acciona reiteradamente deteniendo el motor por baja velocidad. Es necesario entonces conocer el rango de trabajo de la bomba en Emboladas por Minuto (EPM), y la franja de trabajo óptimo del motor en Revoluciones por Minuto (RPM) de modo de suministrarle al sistema una adecuada relación de transmisión. Si bien los diseños de conjuntos en general respetan los factores mencionados, los frecuentes cambios, variaciones, reemplazos, reformas y adecuaciones que se suceden en los campos de producción, debilitan el seguimiento de esta condición, afectando al óptimo rendimiento que se puede obtener de un conjunto Bomba – Motor, y/o a la vida útil de este ultimo. La relación entre ambos, está dada por la transmisión efectuada entre: Velocidad del motor (RPM) – Diámetro de la polea (del motor) – Diámetro del volante o polea de la bomba – Relación de caja reductora (de la bomba) – Velocidad de la bomba (EPM) La variable con posibilidades de ajuste entonces, para una adecuación de la relación EPM – RPM en este caso, es el diámetro de polea del motor. Considemos una instalación en funcionamiento con una determinada polea en el motor, donde conocemos las EPM efectivas de la bomba con el motor a un régimen de RPM ideales. Si necesitamos producir un cambio en las EPM de la bomba, podemos colocar una nueva polea en el motor de un diámetro distinto, cuyo valor se puede calcular a partir de las siguientes relaciones: EPM 1 / d1

=

EPM2 / d2

D onde:

Son las emboladas actuales de la bomba con el equipo en servicio. EPM2 Son las emboladas a obtener con el cambio de polea del motor. d1 Es el diámetro actual de polea con el equipo en servicio. d2 Es el diámetro de polea a instalar o deseado. EPM

1


Se obtiene: EPM2 x d1 d2

= EPM1

Otra situación con posibilidades de presentarse, corresponde a un cálculo inicial de la polea necesaria para determinadas RPM del motor y EPM de la bomba, para lo cual se deben conocer otros datos como R (relación de la caja reductora) y D (diámetro del volante de la bomba o polea mayor). Quedando representada la ecuación para la obtención del diámetro de la polea del motor, de la siguiente manera: EPM x R x D d = RPM Con ésta ecuación base, se pueden obtener otros datos como EPM resultantes o RPM necesarias, con un simple pasaje de términos. Por ejemplo: RPM x d EPM = RxD

I - IV BOMBAS CENTRÍFUGAS Por lo general su usan más en procesos dentro de las plantas que en bombeo a oleoducto, sin embargo con el crecimiento de la producción por recuperación secundaria con un importante incremento en el corte de agua transportada conjuntamente con el petróleo, las presiones de bombeo han bajado considerablemente a tal punto que en muchos lugares se pueden sustituir las viejas bombas a pistón por sencillas, livianas, eficientes y económicas bombas centrífugas. El principio de funcionamiento se basa en utilizar la fuerza centrífuga de un rotor girando a alta velocidad que recibe por el centro al líquido y lo expulsa a la periferia. Dentro de las recomendaciones más importantes está la del buen balanceo y la perfecta alineación con el motor que la impulsa, ya que son de empalme directo y cualquier desalineación, por pequeña que sea, provocará fuertes vibraciones. El régimen y la velocidad de bombeo así como las presiones de trabajo deben respetarse ajustándose a las recomendaciones y curvas que el fabricante indica en los catálogos. Las bombas centrífugas están constituidas por dos partes principales: una rotante, formada por el impulsor y el eje y otra fija, que incluye la carcaza, el prensa estopa y los cojinetes. La entrada y descarga del líquido es contínua y no está controlada por válvulas que se abren y se cierran, como en las bombas a pistón, sino que el fluido es guiado por el conjunto de admisión al centro del impulsor, el que al girar lo impulsa a través de los álabes. Son máquinas de elevadas velocidades donde el líquido entra en el impulsor por su centro, alrededor del eje, fluye radialmente hacia afuera y abandona la periferia del impulsor a una alta velocidad para ingresar en la carcaza, donde la velocidad del líquido va decreciendo gradualmente y la energía de movimiento debido a la velocidad, se transforma en energía de presión. El líquido que se está bombeando llega a la carcaza sometido a presión y, gracias a esta presión, sale de la bomba venciendo las resistencias que encuentra a su paso. Las bombas centrífugas pueden agruparse como: · bombas de espiral · equipadas con difusor · de aspiración simple · de aspiración doble · de impulsor cerrado · de impulsor abierto etc. Tienen la ventaja de la simplicidad de su construcción y normalmente, a iguales condiciones, tanto el costo inicial como el de mantenimiento es menor. Requieren menores presiones en la succión, no tienen pulsaciones de onda y es posible regular los caudales de salida sin variar su velocidad. Pero tienen algunas desventajas, como ser: menores presiones de bombeo; menor eficiencia, menor rango de variación de caudal y menor versatilidad. Necesitan siempre carga positiva (aunque menos que las bombas alternativas) puesto que solamente impulsan lo que reciben y son mucho más susceptibles a los bloqueos que las bombas a pistón, ya que con un ingreso de gas seguirá funcionando pero no bombeará el fluido.


I - IV - I

Bomba centrífuga simple

En la siguiente figura se observa una bomba centrífuga simple de una sola etapa.

Se observa el eje, solidario al impulsor que recibe el fluido por el centro y por efecto de la fuerza centrífuga lo envía hacia la periferia, donde es colectado por la carcaza. La capacidad de las bombas centrífugas se indica con el caudal de desplazamiento y con la altura de elevación. El primero se expresa en m3/hora; m3/día; bls/hora; etc. y la altura de elevación en unidades de longitud, m; pulgadas; pies; etc. La relación entre estos dos parámetros es inversa, ya que a mayor presión o altura de elevación a vencer, menor será el caudal de desplazamiento y viceversa. En las curvas características de estas bombas, se observa que los máximos caudales se logran cuando la contrapresión es nula, y que para valores de altura de elevación superiores al rango de trabajo, el caudal es cero y es inútil pretender desplazamientos de los fluidos. Por lo tanto, si se trata de un requerimiento de mayor presión, será necesario instalar otra bomba en serie, que funcione como otra etapa de impulso. Es muy importante conocer las curvas características de la bomba que se tiene en operación, a fin de no cometer errores en el rango de funcionamiento y en las exigencias a la misma y para no generar cambios en las bombas o en el régimen sin que den resultado. Las curvas muestran tres parámetros importantes: la presión de descarga de la bomba , la potencia requerida y el rendimiento del equipo, todos en función del caudal desplazado.

I - IV - II

Principios de funcionamiento

Generalmente, durante el funcionamiento de una bomba centrífuga, al variar la velocidad de rotación del impulsor se verifican las siguientes relaciones: √

el caudal es directamente proporcional a la velocidad de rotación del impulsor Q1/Q2 = n1/n2

√

la presión (o altura de elevación) es proporcional al cuadrado de la velocidad h1/h2 = (n1/n2)2

√

la potencia requerida es proporcional al cubo de la velocidad N1/N2 = (n1/n2)3

Según esto, por ejemplo, las consecuencias de aumentar al doble la velocidad de rotación de una bomba centrífuga, serían que: ·

aumentaría al doble el caudal desplazado, pero

·

aumentaría cuatro veces la presión producida y (lo que es muy importante)

·

requeriría una potencia en el motor ocho veces mayor.

Mientras tanto, al variar el diámetro del impulsor y manteniendo la velocidad de rotación constante, la verifican las siguientes relaciones: √

El caudal varía aproximadamente en forma proporcional a la variación del diámetro del impulsor. Q1/Q2 = d1/d2

√

La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en forma proporcional al cuadrado de la variación del diámetro del impulsor. h1/h2 = (d1/d2)2

√

La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la variación del diámetro del rodete. N1/N2 = (d1/d2)3

En estas consideraciones, Q = caudal n = número de revoluciones por minuto N = potencia mecánica d = diámetro del impulsor


Las relaciones entre los principales parámetros considerados anteriormente se pueden visualizar en los siguientes gráficos:


Como ejemplo, en la figura anterior están representadas las curvas características de una bomba modelo 6RL 18 Worthington, para una velocidad de rotación de 1770 rpm. Además se ha agregado una curva correspondiente al sistema donde está instalada la bomba. Sobre los ejes horizontales está representado el cuadal (en GPM en el inferior y en m3/hr en el superior) y en los ejes verticales la altura de elevación TH, (en pies a la izquierda y en metros a la derecha). Además sobre los ejes verticales también se puede leer la altura de aspiración neta requerida por la bomba. Los números 18, 17, 16, 15 y 14, representan los distintos diámetros de impulsor, en pulgadas. Los valores entre 62 y 80 se refieren a la eficiencia de la bomba (en %) y los números acompañados con las siglas HP se refieren a la potencia requerida. Para bombear líquidos a través de una cañería es necesario vencer la contrapresión originada por rozamiento y por diferencia de cotas. Manteniendo fija la cota, la contrapresión será mayor cuanto mayor sea el caudal que circula por la cañería. La parte "A" de la curva corresponde a la contrapresión de la bomba sin funcionar y la parte "B" a la contrapresión total generada con la bomba detenida, más la generada por el funcionamiento de la bomba. Ejemplo: para una velocidad de rotación del impulsor de 1770 rpm (para la que está construído el gráfico), diámetro 18", se podrá bombear un caudal de 2000 gpm (454 m3/h) con una presión de descarga (o altura de elevación) de aproximadamente 308 pies (93..9 m ó 134 psi). La eficiencia de la bomba es de aproximadamente 78% y la potencia requerida de alrededor de 210 HP. El ANPA requerida es de aproximadamente 20 pies. Respecto a los máximos operativos, para un diámetro de impulsor de 18" las curva de la bomba y la del sistema se cortan en el punto "1", donde las condiciones son 2500 gpm el caudal máximo y 228 pies la contrapresión o altura de elevación. En las figuras siguientes se pueden observar cortes de una bomba de cámara partida vertical con rodete de simple aspiración. En el primer caso de trata de una bomba ETA 125/40 y a continuación se muestra un corte de una centrífuga SULZER - ZA también de simple etapa.


BOMBA CENTRÍFUGA SULZER - ZA DE SIMPLE ETAPA

En la siguiente figura se observa el corte de una bomba de similares características a la anterior, de marca SULZER modelo HZB de doble succión.

BOMBA CENTRÍFUGA SULZER HZB simple etapa


A continuación se observa un corte de una bomba de cámara partida horizontal con doble aspiración WORTHINGTON GLR-18.

I – IV – III

Recomendaciones de Instalación

Almacenaje Cuando deba almacenar la bomba durante poco tiempo antes de la instalación, colóquela en lugar seco. Observe que los tapones de succión y descarga estén en su lugar y que los cojinetes y acoplamientos se protejan contra polvo y materiales extraños; el rotor debe girarse a mano por lo menos una vez por semana. Si el almacenamiento fuera por mucho tiempo, levante la mitad superior de la carcaza, retire las empaquetaduras y cubra todas las partes sujetas a corrosión u oxidación con algún líquido protector. Secado de las partes internas antes de almacenar Cuando no es deseable levantar la mitad superior de la carcaza o cuando la bomba no puede desarmarse, la bomba debe secarse interiormente con aire caliente, cerrando inmediatamente las bridas o tapones que comuniquen con el ambiente exterior. Localización de la bomba La bomba debe ser colocada en un lugar accesible que facilite su inspección durante la operación y simplifique la disposición de las tuberías de succión y descarga. En general y especialmente cuando las pérdidas en la tubería de succión son de un factor importante, las bombas deben instalarse cerca de la fuente de suministro del líquido, limitando al mínimo el uso de codos y otros accesorios. Para prevenir distorsión o desalineación, soporte y asegure todas las tuberías para neutralizar los esfuerzos debido al peso y dilataciones cuando éstas toman temperatura. Para las bombas de gran tamaño prevea suficiente espacio y dispositivos de izaje para el mantenimiento. Los motores eléctricos instalados en lugares húmedos deben estar especialmente construidos para ello. Altura Neta Positiva de Aspiración (ANPA) El ANPA requerida varía con el tamaño de bomba, y para una bomba dada, ésta varía con la capacidad. El ANPA requerido para una unidad puede obtenerse de las curvas de comportamiento disponibles por el fabricante. Para determinar el ANPA disponible en su sistema, refiérase a la figura siguiente:


y a la siguiente ecuación:

Donde: Z Pa Pv to. Hf He y

: : :

Carga estática en cm. Presión sobre la superficie del liquido en Kg/cm2 absoluto. Presión vapor del líquido a la temperatura del líquido a bombear en Kg/cm2 absolu-

: : :

Pérdidas de fricción en la línea de succión en cm. Pérdidas de entrada del tanque a la tubería de succión en cm. Peso especifico del líquido en Kg/cm2.

Nota:

Para líquidos viscosos, Pa = PV y este término puede omitirse de la ecuación.

Si el ANPA disponible no es igual o mayor que el requerido por la bomba, éste debe incrementarse. Normalmente esto se obtiene aumentando la carga estática Z.

Fundaciones La fundación puede consistir de una estructura suficientemente fuerte que proporcione un soporte rígido permanente en todos los puntos de la base y absorba cualquier vibración normal que se produzca durante la operación. Las fundaciones de concreto construidas sobre un terreno firme son generalmente las más satisfactorias. En la construcción de la fundación se debe permitir suficiente espacio para el lechado, el cual debe colocarse entre la parte inferior de la base y la superficie de la fundación de concreto. Los pernos de anclaje deben ser del tamaño requerido y se colocarán como se especifique en los dibujos de elevación. Cada perno deberá estar rodeado por una camisa de tubo que tenga 3 a 4 veces el diámetro del perno mismo, según se muestra en la figura. Las camisas deberán sujetarse rígidamente aunque también deberán permitir que los pernos se muevan dentro de los agujeros que están en la base. Cuando la bomba se monta directamente sobre una armadura de acero estructural, se colocará directamente sobre o tan cerca como sea posible de las paredes, vigas o elementos estructurales del edificio. La base deberá atornillarse y fijarse a las vigas de acero, con objeto de impedir distorsiones, vibraciones y desalineamiento. Tuberías de conexión Tubería de Succión: La experiencia ha demostrado que la mayor cantidad de fallas en bombas centrífugas aparte del desalineamiento puede adjudicarse a defectos en la línea de succión. El diámetro de la tubería de succión nunca debe ser menor al diámetro de la succión de la bomba y ésta deberá ser tan corta y directa como sea posible. En casos donde una larga línea de succión no pueda evitarse, el tamaño de la tubería debe incrementarse. Bolsones de aire o protuberancias en la línea de succión, invariablemente causarán problemas. En la fuente de suministro, el tubo de succión debe sumergirse por debajo del mínimo nivel de fluido. Los tubos grandes son sumergidos usualmente cuatro veces el diámetro, mientras los tubos pequeños desde 0,60 m a 1 m. La tubería de succión debe bloquearse y probarse hidrostáticamente por fugas de aire antes de arrancar la bomba. En el bombeo de grandes volúmenes es importante instalar en la toma, dispositivos para impedir la formación de vórtice. De formarse, la bomba recibirá gas o aire con las consecuentes cavitaciones y corrosión.


Válvula de Pie: (Retención - check - en la succión). Algunas veces son necesarias pero originan pérdidas de fricción en la succión. En instalaciones importantes se recomienda que el cebado de la bomba se efectúe por aparatos automáticos, en lugar de válvulas de pie a menos que el uso de la misma sea imperativo. Cuando se usa una válvula de pie al final del tubo de succión, asegúrese de seleccionar adecuadamente tamaño y tipo, para evitar pérdidas de fricción excesivas. Filtro: Cuando se coloca un filtro colador en la tubería de succión para prevenir la acumulación de materias extrañas en el impulsor, el pasaje debe tener un área de cuatro veces el área de la tubería de succión. El área neta se sobreentiende que es la abertura libre a través del colador. Si se piensa que el filtro va a ser obstruido frecuentemente debe seleccionarse un lugar accesible para el tubo de succión. Se recomienda filtros coladores gemelos accesibles. Para bombas grandes se recomiendan mamparas móviles o mecánicamente operadas a la entrada del pozo de succión. Nota: Deben instalarse los coladores u otro tipo de accesorios en las tuberías de succión de tal manera que el aire no pueda acumularse en las partes salientes. Tubería de descarga: El diámetro de la tubería de descarga debe seleccionarse del tamaño siguiente superior a la abertura de descarga de la bomba, si es prácticamente económico. Es muy importante que la cañería esté soportada independientemente, cerca de la bomba, de tal forma que no trasmitan esfuerzos a la unidad. Cargas externas causadas por las tuberías ocasionan desalineamiento con fallas subsecuentes en los cojinetes y partes internas de la misma. Juntas de dilatación evitan esfuerzos sobre las bridas de la bomba para servicios en caliente. Deben instalarse una válvula de retención y otra esclusa, cerca de la descarga de la bomba. La válvula de retención colocada entre la bomba y la válvula esclusa es para proteger la bomba contra flujo inverso. Si la bomba no posee válvula de pié, la válvula de retención la protege contra la rotación inversa si el motor dejara de actuar por cualquier circunstancia. En una instalación nueva debe tenerse especial cuidado de evitar que basuras, herrumbre y escoria de la soldadura sean transportadas hacia la bomba. El sistema de succión debe lavarse antes de conectar la bomba. También controle las bridas por desalineación lateral y angular. Las bridas deberán ser puestas y colocadas correctamente a escuadra antes de apretar los tornillos, los cuales deben poderse colocar libre y fácilmente con los dedos. Purga: Todas las purgas deben conectarse a una salida común para eliminar el agua de drenaje.

Alineación y Montaje Una alineación exacta entre los ejes de la bomba y el propulsor es fundamental para una buena operación, independientemente del tipo de acoplamiento que se use. Todas las unidades se alinean en fábrica pero, a pesar de ello, deberá tenerse presente que las bases son flexibles y están sujetas a distorsiones durante el transporte y manejo de que son objeto. Por lo tanto, la unidad debe realinearse una vez más, en el lugar de instalación. La alineación deberá comprobarse después que la bomba haya sido conectada a las tuberías correspondientes. Se deberá tener el mayor cuidado de apoyar y/o suspender los tubos de succión y descarga de manera que no ejerzan esfuerzos o empujes sobre la bomba. Las unidades que funcionan con líquidos calientes deben verificarse a la temperatura de bombeo una vez que las cañerías han adoptado su posición de operación. Los acoplamientos flexibles se usan para compensar ligeros errores de alineación que ocurren durante la operación normal de las unidades, pero no para corregir errores de montaje en la alineación de los ejes.


Para el alineamiento del propulsor y la bomba se procede corno sigue: 1. Desconéctense las dos mitades de los acoplamientos retirando los pernos que los une. 2. Se utilizarán cuñas y calzas a colocar debajo de la base en cada uno de los pernos de anclaje para nivelar la bomba y el motor, colocando un nivel de burbuja en ambas direcciones, apoyándolo sobre el eje o superficie maquinada. En seguida, comprobar que las bridas de succión y descarga estén niveladas a plomo y a la cota requerida. Se apretarán en seguida los pernos de anclaje. 3. Se comprobará el claro entre los medios acoplamientos según lo especificado en los planos certificados que proporciona el fabricante. Si debe hacerse cualquier ajuste, se aconseja mover el propulsor y no la bomba. Para localizar el centro magnético del motor, conéctelo sin acoplar, o tómese la mitad del juego axial total del motor. 4. Se hará la comprobación del alineamiento angular y paralelo, según se muestra en las figuras. Para verificar el mismo, se apoyará una regla de acero sobre los medios acoplamientos cada 90° y al mismo tiempo con una sonda se verifica la distancia entre ellos. Verificar la Tolerancia Permisible del alineamiento angular y de paralelismo de diseño. Ejemplo para Bombas Worthington: 0,13 mm hasta 75 cv 0,25 mm arriba de 75 cv Antes de realizar estas operaciones verifique que la perforación sea concéntrica con la periferia manteniendo fijo un medio acoplamiento y haciendo girar el otro, controlando cada 90°. 5. Se atornillará la bomba y el propulsor afianzándolas a la base y se volverá a comprobar el alineamiento nuevamente como se indica en punto 4. Cuele una lechada de 20 a 50 mm de espesor entre el fondo de la base y la parte superior de la fundación. El método indicado en el punto 4 es valido cuando la periferia de las mitades del acoplamiento son círculos reales, mismo diámetro y caras planas. Un sistema más exacto es tomar los ejes mismos como referencia, con un comparador acoplado a uno de ellos. Nota importante: Serios problemas pueden originarse si se atornillan los pernos de la brida de succión y de descarga sin que las caras de dichas bridas guarden el debido paralelismo. Los esfuerzos que ejercen las tuberías son frecuentes causas de desalineamiento y traen como consecuencia calentamiento de cojinetes, desgaste de acoples y vibraciones. Se recomienda la mayor atención para que los tubos de la succión y descarga apoyen correctamente, de tal forma que no originen esfuerzos o empujes sobre las bridas de la bomba.

Turbinas de Vapor: Cuando la bomba se acciona por turbina de vapor, la alineación final debe ser hecha con el propulsor a su temperatura de operación. Si esto no es posible al momento de alinear, debe preverse una tolerancia adecuada en la altura de la turbina y eje cuando estén frías. Similarmente, si la bomba maneja líquidos calientes. En ambos es imprescindible verificar la alineación cuando la unidad esté a su temperatura de operación y ajustarla como corresponda antes de colocar el grupo turbo-bomba en servicio continuo.

I – IV – IV

Condiciones de Operación

Propulsor Siga las instrucciones del fabricante del motor de accionamiento, antes de arrancar. Para las bombas accionadas por motor eléctrico controle las características indicadas en su chapa de identificación y efectúe las conexiones según se indique. Controle el sentido de giro según flecha en el cuerpo de la bomba. Cebado Una bomba centrífuga nunca debe ser operada si antes no está llena de liquido, debido a que además de la imposibilidad de que la bomba descargue el liquido cuando opere en seco, es muy probable que se engranen los aros de desgaste ocasionando serios daños. La única excepción a la regla anterior es en el caso en que la bomba esté diseñada para arrancar en seco y provista con anillos de desgaste para lubricación por agua externa.

Si se instala una válvula de pie en el tubo de succión, la bomba puede cebarse abriendo un grifo de venteo en el punto más alto de la carcaza y admitiendo agua desde alguna fuente exterior hasta que el tubo de succión y la carcaza de la bomba están completamente llenos. Téngase cuidado de extraer todo el aire de la tubería de succión y la carcaza de la bomba, ya que cualquier aire remanente atrapado, interfiere con la operación normal del equipo. Para el cebado de bombas pueden utilizarse eyectores o bombas de vacío de amplia capacidad que se conectan en el punto más alto de la carcaza. Los eyectores pueden ser operados con aire, vapor o agua. Si se utiliza agua, el suministro debe ser a una presión adecuada para asegurar la velocidad necesaria a través del eyector y garantizar una operación eficiente.


El procedimiento para el cebado es como sigue: 1. Abra la válvula de succión y ciérrese la válvula de descarga y las válvulas de los sellos hidráulicos. 2. Póngase a trabajar el eyector para que extraiga el aire contenido en la carcaza de la bomba y en la línea de succión. Controle que no penetre aire por las empaquetaduras, ya que ello retarda el cebado. 3. Cuando el tubo de salida del eyector descargue el líquido de manera continua, la bomba estará cebada y entonces podrá arrancarse. Cuando existe carga positiva de succión en la bomba, el cebado se consigue simplemente abriendo el grifo de venteo en el punto más alto de la carcaza con el objeto de expedir el aire que haya sido atrapado. Antes de arrancar Lea las instrucciones antes de arrancar la unidad y asegúrese de controlar los siguientes puntos: 1. Alineación. 2. Sentido de giro del propulsor con los medios acoplamientos desconectados. 3. La lubricación de los cojinetes según se indique en las especificaciones de Mantenimiento del fabricante. Las bombas lubricadas por aceite son despachadas de la fábrica sin aceite. 4. Para bombas equipadas con caja de empaquetaduras, las tuercas del prensa estopas deben estar flojas. 5. La bomba debe ser llenada con líquido. Si se usa un dispositivo de cebado, éste debe operarse antes que la bomba arranque. Arranque y Operación Se recomienda que las líneas de succión y descarga estén perforadas, roscadas y provistas con válvulas para manómetros, para posibles pruebas de presión en el futuro. Las unidades normales poseen agujeros roscados de 1/4" en las bridas de aspiración y descarga. Antes de arrancar y especialmente en las unidades lubricadas por aceite con el aceite frío y los cojinetes secos, es importante girar el rotor a mano para proveer lubricación a los cojinetes. No opere la bomba si antes no ha sido cebada y está llena de líquido, ya que se corre el peligro de dañar algunas de las partes interiores que se lubrican precisamente con el líquido a bombear.

Arranque el motor de acuerdo con el libro de instrucciones de su fabricante. Abra lentamente la válvula de descarga tan pronto como la bomba alcance su velocidad de operación. Se necesita un vacuómetro conectado a la succión de la bomba y un manómetro a la descarga e instalados en lugares adecuados para comprobar el comportamiento de la bomba. La bomba puede operar algunos minutos con la válvula cerrada sin sobrecalentamiento o daño. Cuando el período de prueba con la descarga cerrada debe ser mayor, abra los grifos de purga y/o venteo para circular una cierta cantidad de liquido frío que impida el calentamiento. No opere hasta cerciorarse que hay un libre y amplio suministro de liquido y no hay obstrucciones en la tubería. En algunas instalaciones, después del primer arranque de operación, la línea de descarga queda llena de líquido. Este líquido sobre el lado superior de la válvula de retención provee suficiente carga sobre la bomba a los efectos del arranque. Es posible en estos casos, arrancar con las válvulas de succión y descarga abiertas, después de cebar la bomba. Cojinetes: Los cojinetes deben ser cuidadosamente vigilados por si presentan sobrecalentamiento. Prensa estopas: El prensa estopas debe examinarse para asegurarse que está bien colocado y no roza sobre la camisa del eje, causando cortaduras, sobrecalentamientos y sobrecargas al motor. Permítase siempre un goteo del prensa estopa, lo cual indicará que hay lubricación en la empaquetadura. No permita que trabajen en seco. Una filtración de aproximadamente 30 gotas/minuto asegura lubricación adecuada de la empaquetadura. Operación a Baja Capacidad: No opere la bomba por largos períodos a baja capacidad, ya que existe la posibilidad de sobrecalentamiento. Si esto es necesario, instale un «by-pass» permanente de la descarga a la succión, de un tamaño igual a 1/5 del tamaño del tubo de descarga. Regule este “by-pass» para capacidades de operación extremadamente bajas. Esté preparado para cerrar el «by-pass» manual o automáticamente si existe la posibilidad de una demanda mayor de capacidad. Tuercas del prensa estopas flojas antes de arrancar la unidad: Con baja presión de succión, el prensa estopas debe estar flojo con la mayor parte de empaquetaduras hasta que la bomba esté en operación. Esto permite al líquido fluir libremente a través de la caja de


empaquetadura. No reempaquete debido a una leve quemadura de la empaquetadura al arrancar la unidad, a menos que esto sea absolutamente necesario para reprimir el excesivo goteo en el prensa estopas. Parada del motor: Normalmente hay una válvula de retención en la línea de descarga cerca de la bomba. En estos casos la bomba puede detenerse parando el motor. Las válvulas deben cerrarse entonces en el siguiente orden: descarga, succión y cualquiera otra conexión adjunta al sistema de la bomba. Usualmente las bombas pueden detenerse con la válvula esclusa de la descarga abierta. En algunas instalaciones sin embargo, pueden surgir fuertes choques en ambas líneas de la bomba cuando se detiene bruscamente el flujo del líquido a alta presión. En dichos casos es buena práctica cerrar primero la válvula esclusa de la descarga, lo que elimina completamente estos choques. Una bomba drenará parcialmente a través del prensa estopas, si por algún tiempo está detenida, por lo cual siempre debe cebarse antes de arrancarla. Si la bomba se usa como emergencia y está cebada, no es necesario cerrar las válvulas esclusa de la succión y descarga. Bajo esta condición, el prensa estopas puede gotear debido a la presión mantenida con el eje estacionario. No apriete los prensa estopas salvo que esté dispuesto a aflojarlos en el arranque. Si se observa una corrosión rápida en partes de la bomba, debe investigarse la posibilidad de corrientes eléctricas vagabundas y corrosión galvánica. Las bombas centrifugas deben operarse por largos periodos, sin otra atención que observar que todo el tiempo exista un goteo en el prensa estopa, y que los cojinetes estén adecuadamente lubricados. Exámen Periódico: Las bombas deben abrirse para su revisión a intervalos de alrededor de 12 meses. Nota importante: Si por alguna razón la bomba está fuera de servicio por largos períodos, el rotor de la bomba debe moverse a mano o arrancarse por lo menos una vez por semana.

LISTA DE CONTROL PARA DIFICULTADES EN OPERACION

SINTOMAS

CAUSA POSIBLE

La bomba no entrega fluido:

1-2-3-4-6-11-14-16-17-22-23

Insuficiente capacidad entregada:

2-3-4-5-6-7-8-9-10-11-14-17-20-22-2329-30-31

Insuficiente presión en la descarga:

5-14-16-17-20-22-29-30-31

La bomba pierde su cebado después de arrancarla:

2-3-5-6-7-8-11-12-13

La bomba absorbe excesiva potencia:

15-16-17-18-19-20-23-24-26-27-29-3334-37

La caja prensa estopa fuga excesivamente:

13-24-26-32-33-34-35-36-38-39-40

La empaquetadura tiene corta vida:

12-13-24-26-28-32-33-34-35-36-37-3839-40

La bomba vibra o es ruidosa:

2-3-4-9-10-11-21-23-24-25-26-27-2830-35-36-41-42-43-44-45-46-47

Los cojinetes tienen corta vida:

24-26-27-28-35-36-41-42-43-44-45-4647

CAUSAS POSIBLES DE PROBLEMAS 1. La bomba no está cebada. 2. La bomba o tubo de succión no están completamente llenos de líquido. 3. Altura de succión demasiado baja. 4. Insuficiente margen entre la presión de succión y la presión de vapor del líquido. 5. Excesiva cantidad de gas o aire en el líquido. 6. Bolsón de aire en la línea de succión. 7. Entrada de aire en la línea de succión.

8. Entrada de aire a la bomba a través de la caja prensa estopa. 9. Válvula de pié demasiado pequeña. 10. Válvula de pié parcialmente obstruida. 11. La entrada del tubo de succión insuficientemente sumergida. 12. Tubería de sellado obstruida. 13. El anillo de sello localizado incorrectamente en la caja prensa estopa, impidiendo que penetre el agua de sellado.


14. La velocidad de la bomba es demasiado baja 15. La velocidad de la bomba es demasiado alta. 16. Sentido de rotación invertido. 17. La carga total del sistema, superior a la de diseño de la bomba. 18. La carga total del sistema, inferior de diseño de la bomba. 19. Densidad del líquido diferente a la de diseño. 20. Viscosidad del líquido distinta de la de diseño de la bomba. 21. Operación a muy baja capacidad. 22. Operación de la bomba en paralelo. Bomba inadecuada para esta operación. 23. Materia extraña en el impulsor. 24. Bomba desalineada. 25. Fundación no rígida. 26. Eje torcido. 27. Partes rotativas rozando sobre partes estacionarias. 28. Cojinetes gastados. 29. Anillos de desgastes gastados. 30. Impulsor dañado. 31. Junta de la carcaza defectuosa que permite fugas internas. 32. Eje o camisa de eje desgastados o rayados en la zona de las empaquetaduras. 33. Empaquetadura instalada incorrectamente. 34. Incorrecto tipo de empaquetadura para las condiciones de operación. 35. Eje marchando excéntricamente debido a desgastes de cojinetes o desalineamiento. 36. El rotor desequilibrado resultando en vibración. 37. Prensa estopas demasiado apretado no permitiendo la circulación del fluido que lubrica la empaquetadura. 38. Falta de agua o líquido de enfriamiento a las cajas de empaquetaduras refrigeradas. 39. Juego excesivo en el fondo de la caja prensa estopas entre el eje y la carcaza, causando que la empaquetadura sea forzada en el interior de la bomba.

40. Suciedad o arena en el líquido de sello, causando rayaduras en el eje o camisa del eje. 41. Excesivo empuje causado por un defecto mecánico en el interior de la bomba o por defecto del dispositivo de balanceo hidráulico, si existe. 42. Excesiva cantidad de grasa o aceite en la caja de cojinetes a bolilla o falta de enfriamiento, ocasionando una temperatura excesiva al cojinete. 43. Falta de lubricación. 44. Instalación inadecuada de los cojinetes a bolilla (daños durante el montaje, incorrecto montaje de cojinetes sobrepuestos, cojinetes desiguales en pareja, etc.) 45. Entrada de suciedad a los cojinetes. 46. Herrumbre en los cojinetes debido a la entrada de agua en el alojamiento. 47. Enfriamiento excesivo de los cojinetes refrigerados por agua ocasionando condensación en la caja de cojinetes por la humedad de la atmósfera.

I - V BOMBAS ROTATORIAS En sus múltiples formas estos mecanismos se diferencian de las bombas centrífugas en que son de desplazamiento positivo y en que tienen huelgos reducidos, no solamente entre sus órganos móviles, sino también entre el conjunto interior y la carcaza que le rodea. Las bombas rotatorias carecen de válvulas y, si no existen pérdidas, pueden dar un caudal casi constante a presiones comprendidas entre amplios límites. Por ejemplo, las bombas tipo tornillo, de desplazamiento positivo, fabricadas por Borneman, IMO etc. se componen de un cuerpo y dos o tres tornillos internos conformados de tal manera que «empujan» el fluido que reciben hacia la salida de la geometría de la helicoide. Por su sencillez mecánica, son relativamente livianas y económicas, en la medida que operen con líquidos lubricantes.

El mantenimiento de estos equipos es muy simple y económico si las bombas operan en las condiciones correspondientes a su diseño y se debe considerar de fundamental importancia el alineamiento perfecto con el motor que la impulsa. No es posible cambiar el caudal de trabajo de la bomba si no se cambia la velocidad de rotación que tiene limitaciones de máximo y mínimo. Nunca puede quedarse sin lubricación porque en pocos minutos, se destruirá el conjunto mecánico de bombeo. Las capacidades de trabajo se obtienen de los datos suministrados por el fabricante y es grande la oferta en lo referido a volúmenes, no así a presiones donde por lo general, están diseñadas para bajas presiones y son muy bien aplicadas en plantas donde se manejan petróleos «limpios», para transferencias internas o bombeos donde las líneas operan con muy baja presión. Los sólidos como arena son altamente perjudiciales para la duración del equipo. Son especialmente aplicables a fluidos muy viscosos.


I - VI RUTINAS DE MANTENIMIENTO DE BOMBAS DE IMPULSO Como para la ejecución de los trabajos de mantenimiento se realizarán trabajos sobre las bombas y en áreas cercanas a las mismas, es conveniente tener en cuenta algunas recomendaciones que tienen que ver con la seguridad de las personas, tales como: · Las bombas deberán estar ubicadas en áreas bien ventiladas lo más lejos posible de calentadores, separadores y tanques de almacenaje, para evitar la acumulación de vapores explosivos cerca de los motores que impulsarán dichas bombas. · Deben contar con resguardos alrededor de las correas y poleas, que estarán colocados siempre que las mismas estén en movimiento. Si se los retira por alguna operación, deben ser colocados antes de poner nuevamente en movimiento la bomba. · También es importante que las bombas equipadas con pistones de cerámica posean una malla protectora alrededor de los mismos, para proteger a las personas de las astillas en caso de rotura de los pistones. · Cuando se trabaja en una bomba de desplazamiento positivo se debe asegurar que las válvulas de succión e impulsión estén cerradas y que se han liberado todas las presiones del fluido antes de retirar válvulas y/o pistones drenando convenientemente con los bulones flojos antes de retirar la tapa. · Cuando se opera sobre un amortiguador de pulsaciones, nunca se deberá reemplazar la vejiga sin antes haber anulado la presión de línea y la presión de precarga de nitrógeno. Tampoco deberá efectuarse la precarga de la misma sin antes haberla ensamblado en su carcaza. · Todos los mantenimientos y reparaciones se deberán realizar conforme a las normas indicadas o recomendadas por el fabricante, por lo que quien presta el servicio deberá ajustarse a lo especificado en los catálogos de fábrica y a las directivas de la supervisión, cumpliendo las normas y procedimientos de seguridad de la empresa. · Prestar especial atención a la limpieza posterior a la intervención de las instalaciones y a sus adyacencias, no debiéndose admitir derrames de aceite, petróleo, grasa o cualquier otro fluido bombeado. No debiendo además, quedar en la locación residuo alguno proveniente de las actividades de mantenimiento. Algunas de las tareas a realizar en las bombas de impulsión, que se detallan en las solicitaciones de servicio de mantenimiento requeridos por las áreas son: · Al terminar los trabajos poner en funcionamiento el conjunto y regular la velocidad de bombeo de acuerdo al programa.

· Reemplazar la bomba, cuerpo mecánico, cuerpo hidráulico o algunos de los componentes que la conforman. · Controlar en el cuerpo mecánico el estado de la caja reductora por juegos anormales en el tren de engranajes, cojinetes de biela, deslizadores de crucetas, pernos de bielas, rodamientos de cigüeñal, eje intermedio, retén eje de entrada, contravástagos, empaquetadura de contravástagos, efectuando los recambios necesarios de aquellos elementos deteriorados. Las cajas reductoras o el sistema de transmisión se lubrican en baño de aceite por cuchareo y en pocos casos, por intermedio de una bomba, con aceite SAE 50. (debe respetarse la recomendación del fabricante) y es de suma importancia controlar el nivel que en muchos casos se ve en un visor de vidrio. Normalmente sobre el vástago del pistón se encuentra una goma escurridora que debe reemplazarse cuando se gasta, porque sirve para evitar que el aceite de la caja reductora se contamine con el fluido que operan las bombas, ya que es arrastrado en forma de película. ·

Cambiar y adaptar conos y poleas en el eje veloz.

· Cambiar espárragos en tapas de inspección, fabricación y adaptación de tapas de inspección. · Controlar en el cuerpo hidráulico la presencia de pérdidas de fluido bombeado, salvo en caso de fisuras en que se cambiará el cuerpo. Verificar, cambiando de ser necesario, por rotura, desgaste o cambio de medida en camisas, pistones, vástagos, empaquetaduras de vástagos, juntas de tapas de cilindros, limpieza de orificios testigos. · Cambiar por roturas o desgaste asientos de válvulas, válvulas e insertos, tapas de válvulas y juntas, se extraerán y cambiarán todos aquellos bulones o espárragos cortados o con roscas dañadas. · Adaptar los trineos en función de los motores de accionamiento disponibles, colocando de ser necesario, tensores para el desplazamiento y centrado del motor. · Desmontar, reparar y montar guardacorreas y protectores de ejes intermedios de ser necesario. · Si se cambiaran correas, alinear motor y/o eje intermedio, efectuando el cambio por juegos, de los que se encuentran defectuosas, prevaleciendo la utilización de correas en banda para la reposición. · Revisar y controlar el correcto funcionamiento de las válvulas de seguridad y amortiguadores de impulsión. Reparar o cambiar si es necesario. ·

Limpiar el filtro de aspiración de bombas.


Si se presentasen dudas en cuanto al funcionamiento correcto del amortiguador (golpeteo de la bomba, vibración excesiva, etc.) proceder a su control de la siguiente manera: 1. Permitir la salida de aire o gas atrapado entre la vejiga y la carcaza abriendo la válvula de purga correspondiente. 2. Con la bomba detenida y una vez liberada la presión del sistema, comprobar la presión de precarga del nitrógeno y si fuera necesario se deberá reponer gas siguiendo las instrucciones de precarga correspondiente al modelo de que se trate. 3. Si el problema de golpeteo o vibraciones persistiera se deberá descargar el nitrógeno de la membrana, y en caso de no salir gas al abrir las válvulas correspondientes, significará que la vejiga está rota o tiene fugas y será necesario reemplazarla. En una bomba centrífuga, el sello del eje principal suele ser el principal problema que presenta el mantenimiento de este tipo de bomba. Si bien existen diferentes diseños, en general es recomendable practicar el ajuste de las empaquetaduras en forma pareja y suave hasta que desaparezca la pérdida y no más ajustado, evitando el reemplazo prematuro de los elementos del sello. Es muy importante mantener una alineación perfecta entre el motor y la bomba, contar con un buen diseño de la hidráulica y con una buena carga en la succión, ya que en caso contrario las vibraciones acortarán la vida de la bomba y sus componentes. En todos los casos el arranque de la bomba debe efectuarse liberada de cargas en la salida para lo que es conveniente disponer de una válvula de recirculación conectada a la succión o al tanque. Luego que la bomba llega al régimen de vueltas de operación, se cierra lentamente la válvula de recirculación.

MÓDULO III - CAPITULO II - COMPRESIÓN DE GASES

II - I II - I - I II - I - II II - I - III II - I - IV II - I - V II - I - VI II - I - VII

PROPIEDADES DE LOS GASES Consideraciones generales Ley de Boyle - Mariotte Ley de Charles Ley de Dalton Ecuación de estado Gases reales Sistemas de compresión

3 3 8 9 9 10 12 15

II - II II - II - I II - II - II II - II - III II - II - IV II - II - V II - II - VI II - II - VII

COMPRESORES - DIFERENTES TIPOS Compresores alternativos Instalación típica de compresores alternativos Compresores rotativos de desplazamiento positivo Compresores centrífugos o máquinas soplantes Compresores axiales Gráficos y tablas útiles Definiciones utilizadas

19 20 30 33 37 38 39 46

II - III II - III - I II - III - II

ARRANQUE DE COMPRESORES Responsabilidades del operador Paradas

49 50 52

II - IV

RECOMENDACIONES DE FABRICANTES DE COMPRESORES

56

MÓD. III - CAP. II: Pag. 2

MÓDULO III - CAPÍTULO II - COMPRESION DE GASES II - I PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS GASES II - I - I

Consideraciones generales

La parte de la Física que estudia el comportamiento y las propiedades generales de los gases en reposo, su equilibrio y sus aplicaciones, se denomina Neumostática. Las moléculas de los gases están animadas de gran movilidad, y debido a esta energía es que tienen la propiedad de ocupar todo el volumen del recipiente que las contenga. De ahí que un determinado gas no tenga forma propia, (como los sólidos), volumen propio, (como los líquidos) y tampoco densidad constante, ya que ésta varía de acuerdo con el espacio que ocupan. Por estas razones se denomina gases a todos aquellos cuerpos que, como el aire, oxigeno, nitrógeno, etc., se hallan en estado aeriforme en condiciones normales de presión y temperatura, que para el aire son 1 atm y 0ºC. Además se puede señalar otras características, tales como que son pesados, algunos más que el aire, otros menos (respecto al peso, los gases se comparan con el aire, del mismo modo que los líquidos con el agua). A los efectos de realizar comparaciones de un gas con el aire, algunas propiedades de éste último son: Sp gr (gravedad específica) a 60 °F y 14,7 psi es igual a 1. Peso específico (comunmente llamado densidad) en las condiciones estándar = 0,0764 lb/cu ft. Peso molecular = 28,96. Viscosidad a 14,7 psi y 60 °F = 0,018 cp Por ejemplo, el aire tiene una densidad de 0,0764 lb/cu ft a 60 °F y 14,7 psia y ejerce un gradiente de presión de 0,00053 psi/ft. En ocasiones es frecuente utilizar aire en operaciones de compresión y operación de pozos, fundamentalmente durante operaciones en pozos de gas. El peligro que esto implica es que una mezcla de gas y aire, en porcentajes determinados y bajo particulares condiciones de temperatura y presión, es explosiva. Una explosión de este tipo es posible sólo cuando cierto porcentaje de gas está mezclado con el aire. Explosiones muy peligrosas y destructivas pueden darse cuando gases como el CH4, gas natural, vapor de gasolina o H2S se mezclan con el aire.


Para estos diferentes gases, la temperatura de ignición es la siguiente: gas natural 981 °F El límite es entre 4,8 y 13,4 % de gas en aire. vapor de gasolinas 495 °F 1,3 y 6 % metano 999 °F 5,3 y 14 % H2S 500 °F 4,3 y 46 % Para el gas natural se considera conformado por 80% de C1; 10% de C2 y 10 % de C3 en volumen. Los valores anteriores de temperatura de ignición están basadas en estadísticas de la National Fire Protection Association. En la industria son utilizadas distintas unidades para la magnitud temperatura. A los efectos de recordar la relación entre los distintos sistemas, se adjunta un ábaco donde se visualiza la relación entre grados Fahrenheit, Rankine, Kelvin y Centígrados.

Las ecuaciones siguientes se utilizan para la conversión de grados centígrados y Fahrenheit. °F = 9/5 (°C) + 32

°C = 5/9 (°F - 32)

Otro parámetro de importancia que se utiliza frecuentemente en la operación con gases y/o aire es la PRESIÓN. Recordemos que la presión atmosférica debe sumarse a la presión manométrica a los efectos de obtener la presión absoluta. También se puede considerar un gradiente respecto a una columna de aire o gas en función de la altura de la columna. El efecto de la presión sobre los gases es notable ya que sabemos que éstos son muy susceptibles de ser comprimidos a la vez que se expanden también muy fácilmente, por lo que un gas es un fluido homogéneo que tiene una capacidad particular para llenar completamente un recipiente. Esto es fácil visualizarlo si consideramos por ejemplo que un kilogramo de un líquido encerrado en un tambor de 200 litros, ocupará un pequeño espacio dentro del mismo, mientras que un kilogramo de un gas encerrado en el mismo tambor de 200 litros ocupará todo el espacio disponible, llenándolo completamente. De hecho, la principal característica que diferencia a los gases de los líquidos es que estos últimos son practicamente incompresibles, mientras que los gases son altamente compresibles hasta el punto de licuación. El estado físico de todos los fluidos, líquidos o gaseosos, es gobernado por la presión y la temperatura actuando sobre su volumen. En el caso de los gases se comportan como gases ideales a bajas presiones, bajas densidades o altas temperaturas. Existen diversas leyes básicas que definen el comportamiento de los gases bajo diferentes condiciones de presión, temperatura y volumen. Algunos conceptos básicos serán repasados a continuación: Las características de elasticidad de los gases produce que las presiones que se ejercen en cualquier punto de una masa gaseosa se transmitan con igual intensidad a toda ella, lo que constituye el Principio de Pascal aplicado a los gases, en un todo análogo al que se enunciara para los líquidos. Este principio puede ser verificado analizando la siguiente figura: APLICACION DEL PRINCIPIO DE PASCAL A LOS GASES


Se trata de un balón de vidrio conectado con una serie de tubos en U conteniendo agua y mercurio. El tubo central A, lleva en su interior un pistón P. El líquido que se halla en los tubos se encuentra a un mismo nivel en todos, soportando la presión que ejerce un gas contenido en el balón R. Tan pronto como se accione el pistón P hacia abajo, el gas se comprime y la presión se transmite inmediatamente a todos los puntos de la masa gaseosa, notándose cómo el líquido asciende por igual en la rama exterior de todos los tubos en U. También en los gases tiene aplicación el teorema fundamental de la hidrostática, enunciando que: la diferencia de presiones entre dos puntos de una masa gaseosa en equilibrio es directamente proporcional a la diferencia de niveles existentes entre ambos puntos. Considerando como nivel de referencia a la superficie de la tierra, la presión a una determinada altura se calculará como el producto del peso específico del gas considerado, por la altura. La atmósfera constituye la masa gaseosa que rodea a la Tierra. Representa algo menos de la millonésima parte de la masa del planeta. Se admite que esta capa gaseosa ejerce sobre todos los puntos del globo una presión a la cual se conoce como presión atmosférica. La presión atmosférica es la presión ejercida por la capa de aire que rodea la tierra, bajo la acción de la gravedad. Esta presión no es constante; varía según la latitud, altitud y condiciones del momento. Representa el peso (la fuerza) de una columna de aire que tenga por base una unidad de superficie y por altura, una columna igual al espesor de la atmósfera situada por encima del punto considerado. Se define la presión atmosférica normal como la que se ejerce al nivel del mar y es igual a la presión ejercida por una columna de mercurio de 0,760 metros de altura. Recordando la expresión de la presión hidrostática, se tiene que: Patm = H * g /10 = 0,76 metros * 13,6 kg/l * 1/10 = 1,033 kg/cm2 A diferencia de lo que ocurre dentro de los líquidos, la variación de la presión dentro de los gases no sigue las reglas de la presión hidrostática. Las variaciones de la presión atmosférica no es regular, es decir que los cambios no son proporcionales únicamente a las diferencias de altitud. La compresibilidad de los gases explica este fenómeno: el aire a altitud cero (nivel del mar) comprimido por el peso de las capas superiores, posee un peso volumétrico superior al del aire situado en la cima de una montaña, por lo que para una misma altura de aire, será mayor la presión al nivel del mar que en mayor altura.

La mayoría de los aparatos de medición de presión usan la presión atmosférica como referencia y miden la diferencia entre la presión real y la atmosférica, llamada presión manométrica. Presión relativa es una presión superior a la presión atmosférica y se mide a partir de dicha presión, considerando como el cero a la presión atmosférica. Vacío es una presión inferior a la presión atmosférica, midiéndose a partir de esta. Presión absoluta es la presión total, real en un punto, por lo que su valor es la manométrica más la atmosférica. Su origen es el cero absoluto, por lo que es independiente del lugar y de las condiciones atmosféricas. La unidad legal de medida de la presión es el PASCAL, que se define como una presión uniforme que actuando sobre una superficie plana de 1 metro cuadrado, ejerce perpendicularmente a la superficie una fuerza de 1 Newton. 1 Pascal = 1 Newton/metro cuadrado El Pascal es, para la industria, una unidad de medida muy pequeña. Algunas de sus equivalencias son las siguientes: 1 bar = 1.000 milibar = 100.000 Pascales 1 bar aproximadamente igual a 1 Kg/cm2 Las unidades de presión que se utilizan pueden ser: la atmósfera, el milímetro de columna de mercurio, el kilogramo por centímetro cuadrado, la libra por pulgada cuadrada, etc. según el sistema de unidades que se esté utilizando. La presión de una atmósfera (1 atm) es equivalente a la ejercida por una columna de mercurio de 760 mm de altura, a 0°C, sometida a la gravedad normal (g = 9,80665 m/s2). La densidad del mercurio a esta temperatura es de 13.595,5 Kg/m3, por lo que: 1 atm = (13.595,5 kg/m3) (9,80665 m/s2) (0.76 m) = 1 atm = 101.300 Newton/m2 = 101.300 Pascal 1 atm = 101.300 Pa / 9,80 / 10 = 1,033 Kg / cm2 Las lecturas del barómetro a veces se expresan en torr que es la presión ejercida por una columna de mercurio de 1 mm de altura, una lectura muy pequeña a veces usada en laboratorio.


II - I - II

Ley de Boyle - Mariotte

Una de las características más notables de los gases la constituye la gran compresibilidad que presentan, difiriendo notablemente de los líquidos. Una misma masa de gas, sometida a diferentes presiones, ocupa volúmenes diferentes. La ley de variación de los volúmenes respecto a la variación de las presiones, se enuncia así: si se mantiene la temperatura constante, los volúmenes de una misma masa gaseosa son inversamente proporcionales a las presiones que soporta. Es decir que, dado un peso determinado de gas, si el volumen del mismo es el doble, la presión absoluta será la mitad, si el volumen es cuatriplicado, la presión absoluta bajará a la cuarta parte de la original, etc. El hecho que la temperatura permanezca constante permite definir a esta clase de manifestación como transformación isotérmica. Llamando p1, p2, p3 a las presiones absolutas correspondientes a los volúmenes V1, V2 V3 respectivamente, de una misma masa gaseosa, se debe verificar que: p1 * V1 = p2 * V2 = p3 * V3 = cte otra manera de expresarlo es: p1 / p2 = V2 / V1

La representación de esta ley en un esquema de compresión, se visualiza en la siguiente figura donde se puede observar un sistema de pistón y camisa que contiene en su interior un determinado gas ideal. Si se lo somete a diferentes presiones, el volumen del gas disminuye proporcionalmente con el aumento de la presión o aumenta (tambien en forma proporcional) con la disminución de la presión.

Un gas que se ajusta estrictamente a lo que establece la Ley de Boyle y Mariotte sería denominado un gas perfecto o ideal (se lo suele considerar al hidrógeno como el más perfecto de los gases). II - I - III

Ley de Charles

Cuando un determinado peso de un gas perfecto recibe o cede energía mientras se mantiene a volumen constante, las presiones absolutas son directamente proporcionales a las temperaturas absolutas, esto es por ejemplo, si la temperatura absoluta de un peso dado de gas es aumentada al doble, la presión absoluta tambien aumenta el doble del valor original; si la temperatura es triplicada, la presión tambien se triplica, etc. p / T = Cte., o sea:

p1/T1 = p2/T2 = p3/T3 =......... = pn/Tn

La curva que une los estados que tienen el mismo volumen específico se llama isocora. En un gas perfecto, las isócoras son líneas rectas verticales sobre el plano pV. Otra parte de la ley de Charles dice que cuando un peso determinado de un gas perfecto absorbe o cede energía mientras se mantiene a presión constante, los volúmenes son directamente proporcionales a las temperaturas absolutas, es decir que se verifica que: V / T = Cte., o sea:

V1 / T1 = V2 / T2 = V3 / T3 = ....... = Vn / Tn

La curva que une los puntos que tienen la misma presión se denominan isobara. En un gas perfecto estas curvas son líneas rectas horizontales situadas en el plano pV. II - I - IV

Ley de Dalton

La presión total ejercida por una mezcla gaseosa es igual a la suma de las presiones parciales de cada uno de los componentes presentes en la mezcla. Es la presión que ejercería ese gas si el componente ocuparía el mismo volumen que la mezcla y a la misma temperatura. Esta ley se puede expresar como:

Pt = p1 + p2 + p3 + .... + pn

pero es correcta solamente si la mezcla y los componentes se comportan como gases ideales y obedecen a las leyes de los gases ideales. Bajo condiciones reales, la presión total no es igual a la suma de las parciales, debido a que la adición de un determinado gas de distinta estructura molecular en la mezcla altera el comportamiento de la misma. Por lo tanto esta ley tiene poca aplicación en la práctica.


II - I - V

Ecuación de estado En la Figura que se adjunta (Ecuacion de estado) se hallan representadas las leyes de Boyle y de Charles. Si se eligen en forma arbitraria los puntos 1 y 2 y se hace pasar una hipérbola equilátera por el punto 1 y una recta vertical por el punto 2, ambas se cortan en el punto 3.

ECUACION DE ESTADO

Según la ley de Boyle, será: p1 V1 = p3 V3 Dividiendo por T1 ambos miembros será: p1 V1 / T1 = p3 V3 / T1 pero como T 1 = T3 p1 V1 / T1 = p3 V3 / T3 Como los puntos 1, 2 y 3 han sido tomados arbitrariamente, se puede demostrar que para un gas perfecto la relación pV/T es igual a constante .

pV / T = R ,

siendo R = constante particular del gas

Si en lugar de usar el peso de un gas, se utiliza el número de moles, “n”, la ecuación será: pV/T = nR, o en la forma más conocida: pV = n RT, • • • • •

donde:

p = presión en kg/cm2 (abs) V = volumen de “n” moles, en m3 n = número de moles T = temperatura absoluta, expresada en ºC R = constante universal, en kgm por mol y por ºC abs.

Esta ecuación es conocida como ley de los gases ideales o ecuación de estado del gas ideal. Los experimentos revelan que, a densidades suficientemente bajas, todos los gases reales tienden al comportamiento del gas ideal. La constante R tiene el mismo valor para todos los gases y se llama constante universal de los gases. En la Tabla siguiente se pueden observar algunas propiedades de diferentes gases.


II - I - VI

Gases reales

La ecuación anterior es aplicable solamente a gases perfectos. En la realidad no existen gases perfectos; sin embargo, muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosféricas se aproximan al comportamiento ideal. El gas perfecto o ideal puede definirse como el gas cuyo volumen se reduce a la mitad cuando la presión aumenta al doble; y cuya presión aumenta al doble si, manteniendo su volumen constante, se aumenta al doble su temperatura absoluta. Estos no son más que enunciados específicos de las leyes de Boyle y Charles. En muchos gases, en particular los gases naturales de interés para los ingenieros de petróleos, se ha observado que si el volumen del gas se comprime a la mitad de su volumen original, la presión resultante será menor de dos veces la presión inicial; es decir, el gas real es más compresible que el gas perfecto. La explicación de este comportamiento se basa en que las moléculas de los gases reales presentan dos tendencias: 1) se apartan entre sí por su constante movimiento cinético, y 2) se atraen por fuerzas eléctricas existentes entre las moléculas. A presiones bajas, las moléculas están distantes, las fuerzas atractivas son insignificantes y el gas se comporta como ideal. A temperaturas altas, el movimiento cinético es intenso, haciendo las fuerzas atractivas insignificantes y, como en el caso anterior, el gas se comporta como ideal. Debido a que el volumen de un gas se reduce a menos de su mitad si se dobla la presión, se dice que el gas es supercompresible. Al valor numérico, que representa una medida de la desviación del comportamiento ideal del gas, se denomina factor de compresibilidad y su símbolo es z. Este factor adimensional varía por lo general entre 0,70 y 1,20. Un valor igual a la unidad (1,00) representaría un comportamiento ideal. A presiones muy altas, por encima de 5000 PSIa, los gases naturales pasan de un estado supercompresible a uno en que la compresión es más difícil que si se tratara de gases perfectos. La explicación de este fenómeno estriba en que, además de las fuerzas mencionadas anteriormente, cuando el gas se comprime excesivamente, el volumen ocupado por las moléculas mismas forma parte apreciable del volumen total. Ya que en realidad el que se comprime es el espacio entre las moléculas, y éste es reducido cada vez más, resulta, por tanto, más difícil comprimir el gas.

Además, como las moléculas se acercan, se forman fuerzas repulsivas entre ellas. Este comportamiento es indicado con un factor de desviación del gas mayor de la unidad. El factor de desviación del gas se define como la razón del volumen realmente ocupado por un gas a determinadas presión y temperatura , al volumen que ocuparía si fuese perfecto, es decir: z = Vr/Vi Vr = Vol. real de n moles de gas a T y p Vi = Vol. ideal de n moles a las mismas T y p Las teorías anteriores explican cualitativamente el comportamiento de gases no ideales o reales. Aplicando esta relación en la ecuación de Boyle-Mariotte y en la ecuación de estado de gases perfectos, se obtiene: pVr = znRT p1V1 / z1T1 = p2V2 / z2T2 donde: Vr = volumen real o verdadero del gas z1 = factor de desviación del gas a p1 y T1 z2 = factor de desviación del gas a p2 y T2 El factor de desviación del gas debe determinarse para cada gas y para cada mezcla de gases a las condiciones de presión y temperaturas dadas, ya que varía: a) para cada gas o mezcla de gases, b) para cada temperatura y presión del gas o mezcla de gases. Si se omite el factor de desviación del gas en cálculos de yacimientos, se puede introducir errores hasta del 30 por ciento. La Figura siguiente (Factor de compresibilidad) muestra los factores de desviación para dos gases de pesos específicos 0.90 y 0,665, respectivamente. Las curvas muestran que los factores de desviación del gas descienden de un valor unitario a presiones bajas, a un mínimo cerca de 2500 PSIa. Aumentan de nuevo a la unidad cerca de 5000 PSIa y luego, a presiones mayores, aumentan por encima de la unidad. El factor de desviación del gas natural se mide generalmente en el laboratorio en muestras obtenidas en la superficie. Se determina midiendo el volumen de una muestra de gas a determinadas condiciones de presión y temperatura, y luego midiendo el volumen de la misma cantidad de gas a presión atmosférica y a una temperatura suficientemente alta como para que todo el material permanezca en estado gaseoso.


FACTOR DE COMPRESIBILIDAD - z -

II – I – VII

Sistemas de Compresión

En la industria del gas y en el transporte del mismo aparece frecuentemente la necesidad de comprimir el gas. En todos los casos se debe elegir el medio más adecuado, eficiente, confiable y económico, fundamentalmente en lo que respecto a la obtención de la energía ya que la misma es de un impacto complejo y costoso. Por lo tanto siempre es conveniente estudiar detenidamente los criterios a aplicar en la selección de las máquinas a instalar en estaciones de compresión de gas natural. Los compresores de gas se usan normalmente para el manejo de gas natural y cumplen la misma función que las bombas de impulsión en el manejo y transporte de los líquidos. Existen dos grandes grupos distintos de equipos: 1) Motocompresores Un motocompresor es un equipo integrado por un motor alternativo de combustión interna, de aspiración natural o sobrealimentado y operando generalmente con gas natural como combustible y de un compresor reciprocante, integrado al motor o acoplado al mismo. Estas unidades son de buena eficiencia térmica y tienen una aceptable flexibilidad en lo referente a relación de compresión y capacidad de carga. Los cilindros son fabricados en diversos tamaños y rangos de presión para satisfacer las mayores condiciones de operación. Los motocompresores pueden tener en la misma estructura la parte motriz y la parte compresora, vinculadas por un único cigüeñal, denominándose en este caso «integrales». Con un rango de potencia de estas máquinas de entre 2.000 y 14.000 HP y velocidades de rotación entre 300 y 500 rpm se consiguen interesantes aumentos en la eficiencia, en razón del bajo régimen rotacional. Tienen la desventaja de ser elementos de gran volúmen y de elevado peso. Otro diseño es el de los motocompresores «separables», en el cual el motor y el compresor son elementos separados unidos por un acoplamiento o un variador de velocidad. Normalmente montados en un único patín, son de relativamente poco peso, fácilmente transportable y de montaje más sencillo. Las potencias disponibles son de hasta 2.500 HP y su régimen de rotación es del orden de 800 a 1200 rpm. Generalmente se los usa en plantas de proceso o sistemas de captación y no en estaciones de recompresoras. 2) Turbocompresores Es un equipo compuesto básicamente por un compresor de aire (generalmente axial), una cámara de combustión, una turbina generadora de gases y una turbina de potencia, las cuales transforman el empuje de los gases en fuerza motriz al eje que accionará el compresor de aire de la turbina y al compresor de gas que se acopla a la turbina. Además cuenta con elementos auxiliares para la lubricación, regulación de velocidad, alimentación de combustible, puesta en marcha, etc. Como consecuencia de que el régimen rotacional de las turbinas es generalmente superior a


las 5000 rpm el compresor de gas a acoplar deberá ser del tipo centrífugo. El conjunto resultante conforma un equipo liviano, transportable y de volumen reducido, siendo la instalación sencilla ya que generalmente estos equipos se entregan paquetizados. Los equipos turbocompresores comprenden el uso de turbinas de diversos diseños, tales como las de ciclo simple, de ciclo regenerativo, las derivadas de aviación y las de ciclo combinado. Los compresores que se utilizan en las operaciones de yacimientos de gas varían en tamaño, desde unidades pequeñas utilizadas para sistemas de control por aire hasta unidades grandes (10,000 HP) de alta presión (5000 psi) para inyectar gas en el reservorio. Inicialmente significan una importante inversión, y los costos operativos son altos, por lo que resulta fundamental mantener una adecuada operación y un cuidadoso mantenimiento de los compresores a fin de proteger la alta inversión inicial y de mantener los costos operativos al mínimo. Al efectuar el estudio integral de un sistema de transporte de gas natural por medio de un gasoducto y estaciones de compresión, del mismo surgirán las condiciones de presión y temperatura en que deberá estar el espectro de funcionamiento de los equipos de compresión. Se deberá realizar la selección de máquinas de manera de asegurar un trabajo contínuo bajo cualquier condición del gasoducto, es decir entre las máximas y mínimas presiones, diferentes temperaturas y caudales, etc. En general para bajas relaciones de compresión es técnicamente más conveniente una turbina con compresor centrífugo y contrariamente, para altas relaciones de compresión un motocompresor integral alternativo es más conveniente. La variación del caudal está dado, en los compresores alternativos, por la variación del espacio nocivo y en los centrífugos, por las distintas velocidades de rotación (en ambos casos considerando una presión de succión y descarga constante). En una estación compresora equipada con motocompresores, el costo de instalación es superior a una planta de potencia similar con turbocompresores, debido a que las obras industriales son más complejas por los servicios auxiliares, enfriamiento, amortiguación de pulsos del gas comprimidos, etc. Al ser los motocompresores elementos de gran volumen y peso, provocan mayores tensiones y esfuerzos, lo que implica fundaciones más voluminosas y complejas y de mayor costo. Respecto al mantenimiento, requieren personal menos especializado que si se tratara de turbinas, que son máquinas más sofisticadas, de alta tecnología y con elementos de control y comando más complicados. Un aspecto importante en los motocompresores es el consumo de aceite, que llega a ser muy alto debido fundamentalmente a que en los motocompresores alternativos reciprocantes, además de un mayor número de piezas en movimiento que en las turbinas, se consume una apreciable cantidad de aceite en la lubricación de los cilindros al quemarse en las paredes de los mismos. Además, al ser el aceite elemento refrigerante de partes internas del motor que llegan a altas temperaturas, se produce una degradación del mismo por lo que se debe reemplazar con cierta frecuencia. Un compresor es un equipo mecánico que incrementa la presión de gas. La compresión también calienta el gas con “calor de compresión” y en general se requiere enfriarlo cuando existe un

considerable incremento de la presión. Debido a las limitaciones mecánicas, a la compresibilidad del gas y a la eficiencia volumétrica resultante de los compresores, existe una limitación práctica en lo que hace al incremento de presión que se puede ejercer durante cada “etapa” de compresión. Por lo tanto, se necesitarán dos o más etapas de compresión y enfriado intermedio de gas, para un incremento sustancial en la presión de gas. Muchas veces hay vapor de agua e hidrocarburos más pesados en el gas comprimido, que se condensan como líquidos durante la compresión y el enfriado. Se deben retirar estos líquidos para evitar daños en los equipos durante las posteriores etapas de compresión. Los enfriadores de gas y los separadores de succión e interetapas, algunas veces se asocian a los compresores. Otros equipos auxiliares de los compresores son los sistemas de enfriado por agua, enfriadores de aceites, bombas de aceite, reguladores de gas de combustible y válvulas, indicadores de presión, cañerías, indicadores de control, alarmas, sistemas de cierre, etc. Casi con exclusividad, el compresor, el motor y todos los equipos auxiliares se arman y se montan sobre patines de acero. Esto permite que gran parte de la instalación del compresor se realice en fábrica bajo controladas condiciones, y en general da como resultado una mejor facilidad de operación y menores costos de instalación que en el caso de unidades armadas en el yacimiento. Los compresores se utilizan en los sistemas de producción de gas por gas lift, elevación de presión para transporte y tratamiento. En algunos casos para la recuperación de vapor de los tanques de reserva de petróleo crudo Algunos compresores se usan para comprimir y conservar las corrientes de “reciclaje” dentro de los procesos de planta y para comprimir los refrigerantes como el propano o el freón allí donde la refrigeración constituye una parte importante del proceso de recuperación de la planta. La principal utilidad de los compresores de planta es la de incrementar la presión de gas separado del petróleo a un nivel que sea lo suficientemente alto para el procesamiento y venta. Los compresores de planta también se utilizan a veces para la inyección de gas y operaciones de reinyección a los reservorios. El gas puede llegar a la entrada de la planta con una presión menor a la necesaria para su tratamiento. Luego de la separación inicial, ingresará en la entrada del separador de succión donde los últimos líquidos (a ésas condiciones) deben ser removidos.


El gas se comprimirá entonces a través de las etapas de compresión (que en la siguiente figura son tres).

El gas comprimido es enfriado entre las etapas para minimizar los esfuerzos de compresión y para mantener las temperaturas de descarga del compresor dentro de límites razonables. Como consecuencia de este enfriamiento y el aumento de la presión, algunos componentes del gas se licuan y se hace inevitable realizar una recuperación de los líquidos entre las etapas. Esta recuperación puede involucrar un sistema de absorción de agua por glicol, como se observa en la figura anterior.

II - II COMPRESORES - DIFERENTES TIPOS

La compresión del gas es necesaria para disminuir su volumen, tanto para transportarlo como para procesarlo (secarlo; separar alguno de sus componentes), como así también para reinyectarlo en formación o para sistemas de producción asistidos como Gas - lift. También se puede clasificar una planta compresora según la magnitud y origen de la presión de admisión en plantas, exhautoras, compresoras o recompresoras. Una planta exhaustora es la destinada a extraer el gas de una red de captación de baja presión, efectuando un ligero vacío en la llegada a la planta. En esa forma es posible captar gas de pozos en bombeo de petróleo con una baja presión en la boca de los mismos, variando entonces la presión de la red de captación desde valores algo superiores a la atmósfera en la cabeza del pozo hasta valores negativos pequeños (vacío moderado) en la llegada a la planta. Esta pequeña diferencia de presión es la que permite conducir el gas a través de la red hacia la planta, para lo cual se deberá contar con los diámetros de cañerías de captación adecuados a los caudales que deben circular. No son convenientes valores elevados de vacío a causa de la posibilidad de entrada de aire al circuito por las juntas de caños imperfectas, orificios originados por corrosión, roturas, empaquetaduras de válvulas en mal estado, etc. lo cual generaría mezcla explosiva. Una planta recompresora es aquella que se instala en el trayecto de un gasoducto, o sea planta intermedia destinada a elevar nuevamente la presión del gas para su conducción en el tramo siguiente, almacenaje, reinyección,, etc. Entre los diversos elementos que constituyen una planta compresora se encuentran por supuesto los equipos compresores.


TIPOS DE COMPRESORES Las máquinas compresoras pueden ser de distinto tipo, según el procedimiento que usen para comprimir el gas, a saber: 1) 2) 3) 4)

II - II - I

compresores alternativos o a pistón (de desplazamiento positivo) compresores rotativos de desplazamiento positivo compresores centrífugos compresores axiales

Compresores alternativos

El gas es aspirado dentro del cilindro a través de las válvulas de admisión, por el desplazamiento del pistón durante la carrera de aspiración, para luego ser comprimido por el mismo hasta que la reducción de volumen sea suficiente para provocar el aumento de presión hasta el valor de descarga, instante en que se abrirán las válvulas de impulsión y el pistón desalojará el gas comprimido. Cada máquina contará en general con varios cilindros y éstos serán de doble efecto, es decir que los ciclos se realizarán a ambos lados del pistón. El motor puede estar acoplado al compresor directamente (eje rígido, manchón); mediante una caja reductora, o formar un solo conjunto, es decir con un cigüeñal común a ambos, (motor y compresor), denominándose a este ultimo, motocompresor. Si se dispone de energía eléctrica y el análisis económico lo permita, es conveniente utilizar motores eléctricos, ya que necesitan menos mantenimiento y generan menos contaminación (tanto por emisión de gases como sonora). Pero en la mayoría de los casos es inevitable utilizar motores de combustión interna. Los compresores a pistón se usan para cualquier relación de compresión y caudal, a excepción de presiones muy bajas y caudales grandes a bajas presiones, para lo cual son más simples y económicos los centrífugos o los rotativos. Para relaciones de compresión elevadas debe recurrirse a varias etapas, ya sea en una misma máquina (2 etapas o más) o con una máquina para cada etapa o conjunto de etapas.

A continuación se puede observar un modelo de compresor alternativo, del fabricante Worthington modelo 5HU y algunas especificaciones de operación del equipo, tales como la carrera, potencia y revoluciones por minuto.

En la figura siguiente, se observan algunas piezas de un tipo similar de compresor, un Worthington super cub. Se pueden ver los pistones, el montaje de los mismos y el eje cigüeñal.

Ensamble pistones compresor Worthington


Se presentan varios cortes de compresores (también del mismo fabricante Worthington) con el fin de poder observar diferentes partes componentes y el interior de los mismos.

Corte de un cilindro de baja presión: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

cuerpo del cilindro, válvula, pistón, empaquetamiento, camisa, reguladora de espacio vacío (espacio nocivo).

Corte de un cilindro de media presión, donde al igual que en la figura anterior, se observan diferentes partes componentes.

En esta fotografía se observa un tren de compresores del tipo de los vistos hasta ahora (Worthington) montados en una disposición típica. Otros modelos presentados a continuación lo constituyen los compresores alternativos ARIEL en sus modelos JGW y JGR.


CORTE GENERAL COMPRESOR WORTHINGTON

VISTA GENERAL COMPRESOR ARIEL JGW


CORTE GENERAL COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGW - 2.

VISTA DEL CUERPO DE UN COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGW - 2

DISPOSITIVO VARIADOR DE VOLUMEN

VISTA DEL CUERPO DE UN COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGR - 4


VISTA GENERAL DE UN COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGR-4

CORTE GENERAL DE UN COMPRESOR ARIEL JGR - 4


II-II-II

Instalación típica de compresores alternativos multietapas

En la figura siguiente se esquematiza una instalación típica para un compresor de cuatro etapas.

Consideraciones generales: El diagrama de flujo que se muestra en la figura anterior está compuesto por el equipamieto básico necesario para el buen funcionamiento y la seguridad del personal y equipos. Los compresores alternativos multietapas son, por lo general, los mas utilizados en la industria petrolera ya que cubren plenamente las necesidades operativas y son muy confiables por sus características constructivas. Debido a su complejidad de funcionamiento se hace necesaria la instalación de gran cantidad de equipamiento asociado, tanto operativo como de seguridad. A continuación se describirán los componentes del circuito y el motivo de su instalación comenzando por la succión y continuando en orden hasta la descarga del equipo a la red de gas de alta presión: •

En la succión del equipo se encuentra como primer elemento del mismo una válvula ESDV (Emergency Shut Down Valve) que será la encargada de cerrar el ingreso de gas de baja presión al sistema en caso de parada de emergencia.

•

El transmisor de baja presión (PLT) es el elemento que dará la alarma de baja presión de succión y provocará la parada de emergencia del compresor cuando esta se encuentre por debajo de lo recomendado para este equipo.

•

Un separador de líquidos equipado con control de nivel (LIC), válvula de control de nivel y alarma por alto nivel (LHT) protege al compresor del ingreso de liquido. En caso de muy alto nivel provocará la parada de emergencia. También cuenta con una válvula de alivio en caso de aumento de presión.

•

Controlador de presión de succión (PIC) que gobierna a la válvula compensadora (PCV). Este lazo es el encargado de mantener la presión de succión estable minimizando las variaciones de proceso.

•

Primera etapa de compresión. Debe contar con amortiguadores de pulsaciones en la succión y en la descarga que no fueron dibujados ya que son parte del compresor en si mismo, al igual que las válvulas de control de espacio nocivo.

•

Transmisor de alta presión de descarga (PHT), encargado de actuar la parada de emergencia en caso se superar la presión de descarga de esta etapa.

•

Transmisor de alta temperatura de descarga (THT), provoca la parada de emergencia en caso de registrar temperatura muy alta en la descarga de esta etapa.


•

Enfriador de gas. Evita que el gas llegue a la etapa siguiente con alta temperatura, lo cual provocaría daños en el compresor.

•

Las siguientes etapas cuentan con el mismo equipamiento que el descrito para la primer etapa aunque existen algunas diferencias de conceptos para su instalación. Los separadores de succión atraparan el liquido condensado por el aumento de la presión y el enfriamiento del gas.

•

El enfriador de descarga de la cuarta etapa es necesario ya que en caso de recircular gas a la succión de esta etapa el mismo debe estar a una temperatura adecuada.

•

En la descarga del sistema existen dos válvulas ESDV. En operación normal, la que se encuentra montada en la línea a la red de alta presión, se encuentra abierta y cerrara solo en caso de parada de emergencia. La ESDV montada sobre la línea a venteo se encuentra cerrada y es la encargada de la despresurización del sistema en caso de parada de emergencia.

Se debe tener en cuenta que lo descrito anteriormente es esquemático y elemental ya que no incluye todos los componentes necesarios para un optimo funcionamiento de una planta compresora. En instalaciones de estas características es necesario contar con elementos de seguridad apropiados y en perfecto funcionamiento, como interruptores de parada a distancia, detectores de mezcla explosiva, detectores de fuego y humo y elementos de lucha contra incendio. También existen elementos operativos necesarios, como indicadores de presiones y temperaturas locales instalados en lugares de fácil acceso, válvulas manuales de drenaje de los separadores y de despresurización, sistemas manuales o automáticos de regulación de espacios nocivos y capacitación adecuada del personal involucrado en la operación.

II - II - III

Compresores rotativos de desplazamiento positivo

Están constituidos por un casco en cuyo interior giran 1 ó 2 rotores encargados de desplazar el gas. Existen numerosas variantes de este sistema, pero generalmente se adoptan dos de ellas, que son el tipo ROOTS y el tipo PALETAS DESPLAZABLES. El ROOTS posee dos ejes paralelos, uno de ellos acoplado al motor y el otro conducido mediante un juego de engranajes exteriores al casco, en forma de engranaje de dos dientes. Durante el giro ambos lóbulos aparentan presentar una generatriz de contacto o engrane entre ellos, pero en realidad no hay tal contacto sino una pequeña luz, ya que aquella acción sólo se efectúa en los engranajes exteriores. Tampoco debe existir contacto entre los lóbulos y la pared interna del casco a fin de evitar frotamientos, golpes y posibles roturas de la máquina. Los valores de esa luces son de fundamental importancia y deben mantenerse dentro de los límites de tolerancia fijados por el fabricante. Valores inferiores o nulos pueden provocar la destrucción de la máquina y valores superiores disminuyen el rendimiento. El gas es atrapado y desplazado en el espacio de posición variable entre cada lóbulo y el casco, siendo así conducido periféricamente desde la aspiración hasta la impulsión. Es importante notar que ese volumen se mantiene constante durante aquel pequeño desplazamiento y que la acción de compresión ocurre cuando se pone en contacto ese volumen con el gas del sistema de impulsión. Durante el proceso se produce una pérdida o retroceso de gas a través de las generatrices de contacto aparente entre los lóbulos y entre lóbulo y casco. Por este motivo estos compresores Roots no son aptos para altas presiones diferenciales a causa de la gran pérdida de rendimiento que experimentarían. Se los usa para presiones de descarga inferiores a 1 kg/cm2 manométrica. Según el tamaño permiten abarcar un rango muy amplio de caudal, es decir que se fabrican compresores muy pequeños, tales como para sobrealimentación de motores de combustión interna y equipos grandes para comprimir gas o aire a presiones menores a 1 kg/cm2 y caudales hasta del orden de los 20.000 m3/hora y aún más. El caudal desplazado por un compresor de este tipo, puede calcularse en base a fórmulas deducidas de consideraciones geométricas y que tienen en cuenta el diámetro del casco, la sección transversal, la longitud en el sentido de los ejes del lóbulo, las rpm y un coeficiente de rendimiento debido a fugas entre lóbulos que está en función de la luz entre lóbulo y casco y entre lóbulos entre sí. Los Roots según su tamaño se usan con velocidades de rotación de 200 a 1000 rpm., este ultimo valor para compresores pequeños. Para tamaños medianamente grandes se usan velocidades de 500 a 600 rpm lo cual permite acoplarlos directamente a motores diesel o a gas.


Ese acoplamiento directo entre máquinas de cierta potencia, supone como es lógico la correcta solución del problema mecánico, en cuanto a alineamiento y nivelación de los ejes a acoplar y la adopción de una unión suficientemente elástica que absorba pequeñas diferencias de nivel, desviaciones angulares y vibraciones torsionales. Un sistema de unión simple que reúne estas condiciones lo constituyen dos platos unidos con bulones dentro de manguitos de cuero o goma de suficiente espesor. Es conveniente, en este caso, que uno de los platos esté fijado con pernos de seguridad, cuya sección de corte sea tal que se rompan en caso de un esfuerzo excesivo. Cuando sea necesario, por ser diferente la velocidad del motor, habrá que intercalar una caja de reducción. El sentido de circulación a través del compresor puede ser horizontal o vertical y en este ultimo caso, ascendente o descendente. Esta ultima variante es preferida por algunos fabricantes, pues en ella la presión de salida , al actuar de abajo hacia arriba, disminuye el peso de los lóbulos sobre sus cojinetes. Como este tipo de compresor no ofrece prácticamente rozamiento interno, no es necesario su refrigeración con agua, salvo la refrigeración del aceite lubricante de los cojinetes y engranajes para los de gran potencia. Las curvas características que dan el caudal en función de la velocidad (rpm) dependen del valor de la presión de descarga, ya que la misma influye en el rendimiento en forma más desfavorable cuanto mayor sea. La regulación del caudal solo se puede efectuar variando las revoluciones del motor dentro de los límites que este permita. Usar válvulas de alivio de retorno para regular el caudal tiene el inconveniente de un mayor calentamiento del compresor, al aspirar parte de gas caliente por dicho retorno. El de PALETAS DESPLAZABLES: está constituido por un cilindro horizontal que gira excéntricamente dentro del casco también cilíndrico. El cilindro giratorio posee ranuras longitudinales donde se deslizan las paletas, las cuales por acción de la fuerza centrífuga tienden a proyectarse contra las paredes del casco, dividiendo en células el espacio anular que queda entre ambos cilindros. Las paletas no rozan en realidad contra el casco, lo cual originaría rápido desgaste y ruido, sino que lo hacen contra dos anillos lubricados encastrados internamente al casco, de diámetro interno algo menor y que a su vez giran libremente. El gas de admisión es apresado en los recintos anulares de volumen máximo V1, los cuales disminuyen su volumen a medida que se acercan a la sección de salida V2. Por la parte inferior

ambos cilindros casi están en contacto y las palas aíslan las zonas de admisión y descarga. El caudal desplazado está en función del diámetro interno del casco, del diámetro y longitud del cilindro, del número y espesor de paletas, de las rpm y del rendimiento. Para estos compresores los frotamientos internos revisten mayor importancia que en los anteriores, es necesario proceder a su refrigeración con camisa de agua cuando la presión de descarga es mayor a 0,5 kg/ cm2 manométrico. La velocidad de giro está comprendida entre 500 y 1500 rpm debiendo mantenerse siempre superior al mínimo que el fabricante especifique a fin de que exista fuerza centrífuga suficiente para proyectar las paletas contra los anillos de rozamiento. Es importante mantener la diferencia, entre los diámetros internos de esos anillos y el casco, dentro de los valores especificados a fin de que no se produzcan pérdidas excesivas ni tampoco rozamientos. Respecto al accionamiento, acoplamiento y regulación vale lo dicho para los compresores Roots, así como la necesidad de válvulas de retención. Las curvas características que dan el caudal en función del número de rpm dependen también del valor de la presión de descarga a causa de su influencia en las fugas. En los compresores a paleta la compresión se realiza por disminución de volumen de la cámara V1 a V2 y luego, si la presión de descarga es aún superior a la que resulta de esa reducción de volumen, la compresión se continúa por la acción de la presión de descarga. A continuación se muestra un corte de un compresor LeROI serie rotativo


COMPRESIÓN DE GAS

DIAGRAMA DE FLUJO

En el siguiente esquema se observa una disposición típica del sistema operativo de compresión de gas. Se muestra el equipo compresor, el scrubber y/o filtros, sistema lubricante, separador y acumulador y circuito seguido por el gas.

II - II - IV

Compresores centrífugos o máquinas soplantes

Son máquinas de alta velocidad de rotación en las cuales, al igual que en las bombas centrífugas, el aumento de la presión se logra comunicando al fluido un gran incremento de energía cinética, la que a la salida de la máquina se transforma en energía de presión. Por consiguiente no son compresores de desplazamiento positivo, a tal punto que pueden funcionar con la descarga cerrada, cosa que no ocurre con los tipos anteriores que se denominan de desplazamiento positivo. En su forma más elemental constan como es sabido de un rotor con álabes internos que recibe el gas por su parte central, guiándolo hacia la periferia, comunicándole al mismo tiempo un aumento de presión y de energía cinética que se transforma en presión en la voluta o difusor. Si la presión final comunicada al fluido por un determinado compresor centrífugo se mide en columna de ese fluido, expresada en unidades de longitud, tal longitud es constante cualquiera sea la densidad del fluido o gas. Este concepto fundamental indica que una máquina de este tipo, trabajando a una velocidad determinada, no proporciona una misma presión de descarga para cualquier gas, sino una misma columna de cualquiera de ellos. De manera que a un gas más denso corresponderá presión de descarga en proporción directa a su densidad. Esta columna de gas de descarga está en función del cuadrado de la velocidad periférica del impulsor, de la aceleración de la gravedad (g) y de un coeficiente, denominado “coeficiente de presión” (C) que varía con el caudal circulante y puede valer entre 0,5 y 0,73 . La ley de variación de la presión depende de la forma de los álabes. Así si ellos están curvados hacia atrás en la periferia, la teoría demuestra que la presión de descarga disminuye al aumentar el caudal. Si en cambio los álabes terminan normales a la circunferencia perimetral, la presión debería mantenerse constante y si los álabes terminasen curvados hacia adelante, en el sentido de la rotación, la presión debería aumentar al aumentar el caudal. En la práctica los frotamientos y turbulencias internas que aumentan con el mayor caudal modifican ese fenómeno de variación del coeficiente “C”, el cual debe determinarse por lo tanto experimentalmente para cada tipo de construcción. Los álabes que terminan a 90°, es decir radiales rectos, son los que principalmente se usan en los turbocompresores de altas velocidades y caudales (6000 a 8000 rpm), debido a que el rotor trabaja así en mejores condiciones de esfuerzos mecánicos. Esta solución puede decirse que es una intermedia entre álabes curvados hacia delante, los cuales proporcionan mayor presión, pero un límite estrecho de funcionamiento estable y álabes curvados hacia atrás que dan un rango de caudales más amplio de funcionamiento estable pero una menor presión y que por lo tanto se usan normalmente en sopladores de baja presión.


Si en lugar de mantener constante la velocidad se hiciera un ensayo variando la misma, resultaría que los valores del caudal, presión y potencia necesaria, tal como la teoría también lo indica, variarían en la siguiente forma: El caudal en proporción directa a la velocidad, La presión en proporción al cuadrado de la velocidad, La potencia en proporción al cubo de la velocidad. Cuando el caudal baja de cierto límite, se produce un funcionamiento inestable produciéndose retrocesos del caudal, vibraciones, ruido intenso, etc. fenómenos característicos de las máquinas soplantes a bajos caudales. De acuerdo al régimen de presiones a los compresores centrífugos se los denominan: Ventiladores: muy bajas presiones (del orden de cm de columna de agua), Sopladores: presiones bajas, (del orden de 0,100 kg/cm2), Compresores centrífugos o turbocompresores (presiones de varias atmósferas). Las mayores presiones de bombeo de los de esta última categoría se logran ya sea mediante el aumento de la velocidad y de la presión de entrada, o sino mediante varias etapas constituidas por rotores en serie dentro de una misma carcaza, que puede además ser refrigerada a fin de aumentar el rendimiento de las sucesivas etapas. En este caso cada rotor descarga en un difusor perimetral de álabes fijos y de allí el gas es conducido internamente a la admisión del rotor siguiente. El accionamiento de los compresores centrífugos se ha hecho generalmente mediante motores eléctricos de alto número de revoluciones, acoplados directamente. En otros equipos se los acciona con motores de combustión interna, acoplados por medio de una caja de engranajes multiplicadores de velocidad o sino mediante turbinas a vapor o a gas acoplados directamente.

II - II - V

Compresores axiales

Son constructivamente análogos a la turbina a reacción, pero con la circulación inversa, en el sentido de las secciones decrecientes. Las pequeñas hojas o álabes disminuyen de tamaño a medida que disminuye la sección o sea en el sentido de las presiones crecientes. El gas circula paralelamente al eje, de manera que cada pequeño álabe del rotor lo impulsa contra un álabe vecino fijo en el casco, el cual lo dirige a otro álabe en la hilera siguiente del rotor. Así es como cada pequeño volumen del gas es obligado a recorrer un trayecto aproximadamente paralelo al eje, aumentando la presión debido a la disminución de las secciones del pasaje. A cada juego de una hilera de álabes fijos y móviles se denomina etapa, de modo que un

compresor puede tener, por ejemplo, 20 etapas. La teoría de estos compresores se desarrolla en forma análoga a la de los compresores centrífugos, en base a transformación de energía cinética y fuerza centrífuga en presión. No son por consiguiente compresores de desplazamiento positivo.

II - II - VI

Gráficos y tablas

A continuación se presentan una serie de gráficos y tablas relacionadas a especificaciones y selección de compresores.

Curvas para compresor de baja presión


Curvas para compresor de intermedia a alta presión

Curvas para compresores de alta presión

Cuadro de selección de compresores




II - II - VII

Definiciones utilizadas

Presión de Trabajo Máxima Permitida (MAWP) La presión máxima de operación contínua para la cual el compresor ha sido diseñado. Presión de Descarga Nominal La más alta presión de operación contínua para alcanzar las condiciones especificadas por el comprador para el servicio esperado. Siempre es menor que el MAWP por un 10% ó 15 PSI, el que sea mayor para la operación de las válvulas de seguridad. Presión de medidor (PSIG) La presión por encima de la presión atmosférica que se muestra en el dial de un medidor. Esta presión se expresa en libras por pulgada cuadrada y se abrevia como «PSIG». Presión Atmosférica Es la presión de la atmósfera terrestre tal como es medida por un barómetro. Esta varía de acuerdo con la elevación del sitio donde se está midiendo. Al nivel del mar la presión atmosférica es de 14,7 libras por pulgada cuadrada. A 3000 pies será de 13,16 PSI. Presión Absoluta (PSIA) La presión del medidor más la presión atmosférica. (Se abrevia PSIA). Siempre utilice presión absoluta en cálculos de compresores. Ejemplo:

200 PSIG (presión de medidor) a 3000 pies de elevación. Presión absoluta = PSIG + presión atmosférica = 200 PSIG + 13,16 = 213,16 PSIA

Atmósferas (Atm) Es otra manera de expresar presión. La presión de aire o gases puede ser expresada a un cierto número de atmósferas, así como en libras por pulgada cuadrada. El número de atmósferas en cualquier presión se obtiene dividiendo la presión absoluta dada, por la presión atmosférica absoluta.

EJEMPLO:

200 PSIG a 3000' Atm = (200 PSIG + 13.16 Absoluta) / 14,7 Atmósfera Absoluta 213.16 PSIA / 14,7 = 14,5

Presión de Succión (Ps) La presión en la entrada al cilindro del compresor expresada en PSIG (presión de medidor) Presión de Descarga (Pd) La presión a la salida del cilindro del compresor expresada en PSIG (presión del medidor) Relación de Compresión (CR) CR = (Pd + Absoluta) / (Ps + Absoluta (600 + 13,16) / (200 + 13,16) 613.16 / 21316 = 2,88 Relación de Compresión IDEAL La raíz cuadrada de la relación de compresión. Es usada para dos etapas y en los cálculos anteriores. Dos etapas será la raíz cuadrada, tres etapas será la raíz cúbica, etc Gravedad Específica (SG) El peso molecular del gas dividido por el peso molecular del aire a 28, 9 °F. La gravedad específica del aire es 1,0 EJEMPLO: Encuentre la SG de un gas que tiene un peso molecular de 18,8 SG = M.W. del gas / M.W. del aire = 18,8 / 28,9 = 0,65


Valor «N» El calor específico a una presión constante dividido por el calor específico a un volumen constante. El valor «N» está directamente relacionado con la gravedad específica y puede encontrarse en tablas. Temperatura Ambiente La temperatura del aire alrededor del compresor. Temperatura Absoluta ( R ) La lectura del termómetro en grados F más 460 grados y es expresada en grados rankine. EJEMPLO: Encuentre la temperatura absoluta equivalente a 80 °F R = 80 + 460 = 540 °R Temperatura Base (TB) Temperatura Base es considerada 60 grados en la industria. Temperatura de Entrada (Ts) La temperatura del gas en la entrada al cilindro del compresor. Usualmente se toma en el depurador. Temperatura de Descarga (Td) La temperatura del gas en la descarga del compresor. Usualmente se toma en la botella de descarga. La temperatura de descarga puede ser calculada cuando la temperatura de succión, la relación de compresión y el valor “N” del gas son conocidos. Desplazamiento del Pistón (PD) El volumen de gas desplazado cuando el pistón se mueve de un extremo a otro del cilindro, usualmente expresado en pies cúbicos por minuto (CFM).

Eficiencia Volumétrica (VE) La cantidad de gas que entra al cilindro contra la cantidad de gas que sale del mismo. Capacidad (Q) El volumen de gas que un cilindro moverá a un PS, dado en MCF. Caballos de Fuerza (HP) La potencia requerida por el sistema para mover el gas. Carga en el Vástago Es la carga calculada por el fabricante bajo la cual el compresor trabajará en forma segura. No es necesariamente la carga en el vástago la limitante, ya que puede ser la carga en el alma, el marco, la cruceta o la combinación de estos, pero principalmente en los cojinetes y bujes.

II - III PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE DE COMPRESORES

1)

Chequee el nivel de aceite.

2)

Chequee el nivel de agua.

3)

Chequee el filtro del combustible y los depuradores, drene si es necesario.

4)

Regrese la válvula reguladora (choke) a la posición inactiva (idle).

5)

Reajuste la válvula de combustible.

6)

Abra el sistema de desvio (by-pass) o purgue la unidad.

7)

Reajuste el tablero y encienda el timer.

8)

Encienda la unidad, no sobrepase las 800 rpm o la velocidad de inactividad.


9) Chequee la presión de aceite del compresor y del motor inmediatamente después del arranque y apague el timer. 10) Deje que la máquina caliente hasta una temperatura del agua de 100 - 130 °F antes de acelerar y cargar el compresor. 11) Acelere el motor y cargue. 12) Chequee los medidores de presión para la presión normal de operación y ajuste los puntos alto y bajo de parada (shutdown). 13) Revise la unidad para detectar fugas de agua, aceite o gas y comprobar que se presenten condiciones normales de operación. 14) Lleve Informes Diarios del equipo.

II - III - I

Responsabilidades del Operador del Compresor

Chequeos Diarios Aceite: Chequee diariamente el nivel de aceite. El operador deberá conocer la cantidad de aceite que la unidad normalmente utiliza en un período de 24 hs. Si el consumo de aceite aumenta, significa que la unidad debe ser revisada por un mecánico calificado.

Presión: Presión de succión (Ps) – Presión de descarga (Pd): Estas presiones son muy importantes. El operador puede saber si las condiciones han cambiado. Si esto sucede, la unidad puede requerir que los cilindros sean reajustados para utilizar la potencia (caballos de fuerza) total de la máquina. Las presiones pueden ser utilizadas además para detectar problemas dentro de un cilindro. Si el volumen de gas disminuye en el medidor, sin un cambio en las presiones de succión y descarga esto puede ser indicativo de problemas dentro del cilindro del compresor. Los interruptores alto y bajo de parada (shutdown) en los medidores de presión deben ser ajustados por personal calificado y no deben moverse sin autorización especial. Temperatura: Temperatura de descarga (Td): La temperatura de descarga es tan importante como la presión para evaluar el rendimiento del compresor. Si la temperatura de descarga aumenta sin un cambio correspondiente en las

demás condiciones, usualmente hay un problema en los cilindros del compresor. Se recomienda no exceder los 330 °F en la temperatura de descarga. El interruptor de corte de la temperatura de descarga debe ajustarse para parar la unidad a 15 o 20 grados por encima de las condiciones normales de operación. Los interruptores alto y bajo de parada (shutdown) en los medidores de temperatura deben ser ajustados por personal calificado y no deben moverse sin su autorización.

RPM: La unidad debe mantenerse trabajando en un rango de RPM cercano al máximo recomendado, si las condiciones lo permiten. Existe también un mínimo de RPM recomendado, no trabaje la unidad por debajo de este valor.

Temperatura Motor v Compresor Temperaturas altas en el agua normalmente indican que la unidad se encuentra baja en agua o que se encuentra sobre cargada. La temperatura máxima es 190 °F. Presión de aceite: Motor y Compresor: Motores de alta velocidad multi-cilíndricos. Mantenga los medidores en rango de operación. Mínimo 25 lbs. Vacío en el Motor Si la unidad tiene un medidor vacío para el múltiple de entrada, chequeelo y mantenga un registro diario. Bombas de lubricación: Es importante para un operador saber cuantas gotas por recorrido (golpe) un lubricador debe estar bombeando. Esto varía con los diferentes tamaños de las unidades y de los pistones (revise el manual). El lubricador debe ser chequeado diariamente para comprobar que el aceite salga apropiadamente. Si el tubo (vidrio) indicador se encuentra lleno de aceite, retire el conector de la parte superior y empuje el nivel hacia abajo manualmente. Asegúrese de que puede ver el nivel de aceite en el vidrio. (nunca opere a menos de 3 gotas por recorrido). Nivel de Aceite: Motor y Compresor: El nivel de aceite en el carter (depósito) en la mayoría de los motores y compresores puede verse a través de vidrios indicadores. La mayoría tienen llenadores de aceite automáticos: asegúrese que se encuentran en el nivel apropiado. Niveles altos o bajos pueden causar problemas. Los operadores deberán añadir el aceite que se requiera diariamente en los carters o tanques de almacenamiento.


Niveles de agua: Chequee los niveles de los radiadores del motor una vez a la semana y los niveles del enfriador diariamente. El operador deberá añadir enfriador cuando sea necesario.

Presión del Tanque: El tanque de volumen de combustible deberá drenarse diariamente y chequeada la presión del tanque. Apariencia del Compresor: Chequee la unidad para notar fugas de aceite o agua. Mantenga el aceite drenado separado de la pieza enfrente del cilindro del compresor. Ponga atención a cualquier ruido inusual. Chequeos Semanales Drenaje del Lubricante: El lubricante debe estar equipado con una válvula de drenaje en cada compartimiento. Este debe ser drenado una vez por semana y después de lluvias muy fuertes.

Chequeos Mensuales Chequee las correas del enfriador y de las bombas de agua. Chequee las correas para tensionado, desgaste y rotura. No sobretensione las correas; esto puede causar deflección en el eje y falla prematura de los rodamientos.

II - III - II

Paradas

PARADA POR ALTA O BAJA PRESIÓN DE SUCCIÓN DE GAS. Esta parada indica baja o alta presión de succión de gas, los puntos listados abajo, pueden causar este problema.

1. Chequee los puntos de parada máximo y mínimo en el medidor. 2. Chequee la tabla de presión de entrada de gas para un aumento o disminución en la capacidad. 3. Chequee la línea de medidor al panel por parada o congelamiento. 4. Si se utiliza una válvula de control de succión, chequee para operación apropiada, y suministre gas para controlar la válvula o el daño de esta.

PARADA POR BAJA O ALTA PRESION ENTRE ETAPAS Esta parada indica presión de gas baja o alta entre etapas, los puntos listados abajo pueden causar este problema. 1. Chequee los puntos de parada máximo y mínimo en el medidor. 2. Chequee la tabla de entrada para cambios de presión diferencial. 3. Para entradas entre etapas por presión alta, el enfriador puede estar congelado o una válvula en la 2da. etapa puede estar fuera de servicio. 4. Para parada entre etapas por presión baja, las líneas del medidor al panel pueden estar congeladas o una válvula de descarga la. etapa puede estar fuera de servicio. PARADA POR PRESIÓN ALTA O BAJA EN LA DESCARGA Esta parada indica presión de gas baja o alta en la descarga. Los puntos indicados abajo pueden causar este problema. 1. 2. 3. 4.

chequee todas las válvulas de descarga para ajuste apropiado. Revise el tablero de medidores por paradas o congelamientos. Chequee el enfriador y las líneas de descarga por congelamientos. Chequee la presión en las líneas de gas para comprobar alta presión.

PARADA POR PRESIÓN ALTA O BAJA EN LA DESCARGA Esta parada indica que uno de los cilindros del compresor está parando la unidad por alta temperatura. Puede hacerse un chequeo de los puntos listados abajo. 1. Chequee la temperatura de descarga y de entrada de gas a la unidad. 2. Chequee todas las válvulas de succión y descarga con un termómetro. La máxima temperatura de descarga debe ser de 325 °F. Los puntos de ajuste para la parada deben estar ajustados aproximadamente un 10% por encima y por debajo de las temperaturas de operación. PARADA POR NIVEL DEL LÍQUIDO EN EL DEPURADOR EN LA SUCCIÓN Esta parada indica un alto nivel de líquido en los depuradores. Puede hacerse un chequeo de los puntos listados abajo. 1. El nivel de líquido debe ser visible en el vidrio indicador. Esta parada no se encuentra bloqueada por el timer. 2. Una causa probable puede ser el ajuste de la válvula de control, línea congelada o detenida, suministro de gas en el controlador apagada o congelada, o descarga o condensación de gas en la entrada, entrando tan rápido que el depurador no puede manejarlo.


PARADA POR NIVEL DE LÍQUIDO EN EL DEPURADOR ENTRE ETAPAS Esta parada indica un alto nivel de líquido en los depuradores. Puede hacerse un chequeo de los puntos listados abajo. 1. Los mismos síntomas del punto anterior menos uno. 2. Si la temperatura entre etapas está por debajo de 50 °F con condensación en el depu rador, líneas de salida y sistemas de control deben estar congeladas. VACÍO EN EL MOTOR Esta parada indica bajo vacío en el motor. Algunos problemas que pueden causar esta parada son: 1. Motor sobrecargado 2. Revise el motor por bujías perdidas o en mal estado, bobina o magneto en mal estado. 3. Chequee sobrecarga en el compresor, alta presión de succión o presión alta en la descar ga de la tubería. VELOCIDAD EXCESIVA Los interruptores individuales deben ser reajustados. Reinicie el motor y ponga en línea. PRESION DE ACEITE DEL MOTOR Esta parada indica que la presión de aceite del motor cayó a 15 lbs o menos Debe ser chequeado inmediatamente después de arrancar el motor y debe registrarse diariamente. El dispositivo de parada para presión de aceite debe ajustarse a no menos de 15 libras por pulgada cuadrada. Una causa normal es que los filtros se detuvieron. PRESIÓN DE ACEITE DEL COMPRESOR Esta parada indica que la presión de aceite del compresor cayó por debajo de la presión normal de operación. Esto debe ser chequeado inmediatamente después de arrancar la unidad, la presión normal de operación es 50 – 60 psi y la presión mínima de parada es aproximadamente 25 psi NIVEL DE ACEITE DEL MOTOR El nivel de aceite para el motor y el compresor son automáticamente controlados. Cuando esta parada ocurre, la primera indicación sería el tanque diario vacío. El tanque diario debe llenarse diariamente y su gasto debe ser registrado. NIVEL DE ACEITE DEL COMPRESOR El nivel de aceite es transferido automáticamente del tanque diario. Si el tanque diario se seca, la unidad se parará por nivel de aceite. Chequee y llene diariamente. TEMPERATURA DE AGUA EN EL MOTOR Esta parada indica temperatura excesiva en el agua de enfriamiento del motor, la parada debe ajustarse a 210-215 grados. La temperatura normal de operación es 195 – 200 °F. Las causas probables son bajo nivel del agua, termostato dañado, depurador del enfriador cerrado o correas rotas. Chequee temperatura del agua y registre diariamente.

VIBRACIÓN DEL ENFRIADOR Esta parada indica excesiva vibración del enfriador. Los puntos listados abajo pueden ser la causa de esta vibración. 1. Los rodamientos pueden estar fallando, detectar diferencias en la temperatura. 2. Las aspas están sueltas o se están inclinando. 3. Carga de aire en el enfriador. 4. Arranque la unidad y chequee la causa. VIBRACIÓN DEL MOTOR Esta parada indica excesiva vibración del motor, la causa puede ser: 1. Cilindro del motor perdido. 2. Golpeteo interno del motor causa vibraciones. 3. Parada del motor. 4. Reajuste el interruptor y reinicie la unidad, si el problema vuelve a ocurrir, el mecánico debe revisar por posibles problemas internos. VIBRACIÓN DEL COMPRESOR Esta parada indica excesiva vibración del compresor. Los puntos listados abajo pueden causar esta parada. 1. Chequee por golpeteo en el compresor. 2. Chequee por líquido excesivo en el cilindro. 3. Vástago del compresor roto. 4. Válvula rota y caída en el cilindro. 5 Si el compresor tiene un golpeteo interno, el mecánico debe revisar el compresor para determinar el problema. NIVEL DE AGUA Esta parada es causada por bajo nivel de agua en el tanque diario. Si el nivel en el tanque diario es bajo, chequee el vidrio indicador y llene como sea requerido.

NO HAY FLUJO DE LUBRICANTE Esta parada es causada por la detención del flujo de lubricante que va al cilindro del compresor. La rotura de un disco en el sistema de lubricación, aceite en el sello de la caja de arranque, nivel bajo de aceite en el arrancador o detención del bloque separador.


II - IV RECOMENDACIONES DE FABRICANTES DE COMPRESORES

PRECAUCIONES DE SEGURIDAD No ajuste ni repare nunca una máquina en funcionamiento. Pare siempre el motor antes de la limpieza, servicio o reparación. Lleve todos los controles a posición off (desconectado) para evitar que vuelva a arrancar accidentalmente. Antes de poner nuevamente en marcha, asegúrese de que todas las herramientas y demás materiales han sido retirados del motor y de los equipos. Mantenga limpia el área del paquete del compresor. No use ropas sueltas alrededor de la maquinaria. Cuando esté cerca de la maquinaria, no debe usar ropas sueltas, corbata, anillos, relojes, brazaletes, trapos de mano, etc. Reemplace prontamente las aletas de ventilador averiadas. Si una aleta de ventilador o el eje de arranque del ventilador estuviera doblado o dañado en cualquier forma, se lo debe cambiar. No trate de reparar ni usar piezas dañadas. Los conjuntos del ventilador deben estar siempre bien balanceados. Si estuviera averiado, un ventilador desbalanceado puede volar en pedazos durante el uso y crear una situación sumamente peligrosa. Asegúrese de que el área de operación del motor esté debidamente ventilada. Los productos de escape del área de un motor de combustión interna son tóxicos y pueden causar lesiones o la muerte si son inhalados. Todas las instalaciones de motores, especialmente las que estén dentro de un cobertizo o edificio cerrado, deben estar equipadas y mantenidas con un tubo de descarga de escape para que los gases de escape sean expulsados al aire exterior. Un edificio o cobertizo cerrado debe estar adecuadamente ventilado. Es necesario un medio de provisión de aire puro en un edificio o cobertizo cerrado. Observe la regla de no fumar. No fume dentro de los 100 pies de la unidad del compresor en ninguna parte de ese lugar. Evite golpes de voltaje en la ignición. Evite el contacto con sistemas sin disyuntor y de encendido por batería, porque pueden causar golpes de corriente. Deje siempre enfriar el paquete del compresor antes del servicio. Espere hasta que el motor y el refrigerante se hayan enfriado, antes de quitar las tapas del radiador y el tanque compensador. Coloque siempre nuevamente las mangueras, tubos y accesorios. Provea adecuada protección contra incendio. Debe haber fácil acceso a los extinguidores si empieza un incendio. Elija alternativas rutas de escape de cualquier instalación del paquete del compresor y ponga carteles de esas rutas de acuerdo con los requisitos exigidos.

ACONDICIONAMIENTO Y DESHIDRATACION DEL GAS

III - I III - I - I III - I - II III - I - III III - I - IV

CONDICIONES GENERALES Transporte y Consumo en campo Componentes del gas Sistema de agua + hidrocarburo líquido Parámetros operativos

3 3 4 7 9

III - II III - II - I

RECUPERACION DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS Instalación práctica para recuperar condensados

11 11

III - III III - III - I III - III - II III - III - III III - III - IV III - III - V III - III - VI

DESHIDRATACION DEL GAS Determinación del Punto de Rocío Características de los glicoles Absorción física por Torre de Contacto Absorción física por Inyección Planta y proceso de Regeneración de Glicol Variables de Operación

17 17 19 21 24 26 32

III - IV III - IV- I III - IV- II

DESHIDRATACIÓN POR ADSORCION Proceso de Adsorción Desecantes y Aplicaciones

34 34 36

MÓD. III - CAP. III: Pag. 2

- ACONDICIONAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN DEL GAS III – I III – I – I

CONDICIONES GENERALES

Transporte y consumo en campo

La tecnología del gas y la industria petrolera operan con flluidos gaseosos y líquidos en contacto íntimo que luegon necesitan ser acondicionados, separados y tratados para su utilización. Estos tratamientos se pueden considerar bajo dos grandes grupos: 1. Si ha de ser transportado una cierta distancia dentro del yacimiento (o hasta la Planta de Tratamiento), deberá ser “acondicionado para el transporte”; entendiendo por tal, ponerlo en condiciones óptimas para lograr una máxima eficiencia en su transporte y no tener inconvenientes y problemas durante el mismo. 2. Asimismo, para su utilización interna, ya sea como combustible o materia prima para procesos posteriores más complejos. Según la utilización que se haga del gas y las condiciones en que se produce, tendrá o no que ser sometido a “procesos de tratamiento”, entendiendo por tal eliminar del gas todo aquel elemento contaminante o impurezas que no admitan los equipos donde se utilizará, o estén por encima de los valores admitidos por normas y reglamentaciones. El acondicionamiento es una tarea inevitable, ya que el gas proveniente de baterías o plantas separadoras de petróleo se encuentra con contenidos de agua y gasolina. Si la eficiencia de los separadores es baja o si tienen problemas de descarga, contendrá también petróleo líquido. Estos componentes pueden estar gasificados y mezclados con el resto del gas natural, pero a determinadas condiciones de presión y temperatura pueden condensar y pasar al estado líquido. Además, como ocurre en algunos de los yacimientos, es necesario calentar el hidrocarburo para poder desplazarlo (viscosidad) o evitar obstrucciones (hidratos); lo que produce la evaporación de los hidrocarburos más livianos, y cuando esto ocurre antes de un separador, éstos derivados livianos saldrán por la parte superior del separador en forma de gas y luego, con el enfriamiento natural dentro de las líneas de gas, se condensará pasando al estado líquido, lo que traerá problemas en el transporte, o en los equipos que lo consuman. Si se pretende tener un transporte de gas por gasoductos internos, eficiente y sin interrupciones, será imprescindible acondicionarlo.


El tratamiento en cambio, dependerá de los posibles contaminantes presentes en el gas, del aprovechamiento y estabilización de los licuables comerciales, condiciones contractuales o especificaciones de venta.

III – I – II

Componentes del Gas

El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades más pequeñas de otros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos pocos componentes comunes del gas natural y su fase y uso luego del Tratamiento. Hidrocarburos Componente Metano

Fórmula Química CH4

Etano

C2H6

Propano

C3H8

Butanos

C4H10

Pentanos

C5H12

Hexanos

C6H14

No Hidrocarburos: Componente Sulfuro de Hidrógeno (gas ácido) Dióxido de Carbono (gas ácido) Nitrógeno Agua

Fórmula Química H2S

C02

N2 H20

Uso Reserva de alimentación química y de combustible. Existe como gas. Mezclado con metano, como combustible gaseoso y solo como reserva de alimentación química. Existe como gas. Reserva de alimentación química o combustible líquido. Se requiere almacenamiento de presión. Reserva de alimentación química o combustible líquido. Se requiere almacenamiento de presión. Componentes de condensado. No se requiere almacenamiento de presión. Componentes de condensado. No se requiere almacenamiento de presión.

Uso Componente de gas venenoso del gas natural. Removido y convertido a azufre elemental. Removido del gas natural si se encuentra en exceso con respecto a las especificaciones de venta. Normalmente no removido. Gas inerte sin valor de calentamiento en el gas natural. Removida por especificación de venta.


Los pentanos y los hexanos se muestran en la tabla como componentes de condensado. El condensado también incluye líquidos más pesados que el hexano. Los butanos también pueden estar presentes en el condensado. El gas entonces, tanto proveniente de producción asociada con petróleo como el producido por pozos gasíferos, no debe ser utilizado como combustible sin previamente extraerle los hidrocarburos pesados (líquidos), debido a que el gas se encuentra saturado en agua y contiene además otros hidrocarburos líquidos que lo convierten en un flujo bifásico con la posterior interferencia tanto en el transporte como en su utilización. El gas natural de pozos gasíferos tal como se lo recibe en la separación, es una mezcla de hidrocarburos de diferentes encadenamientos cuyo principal componente es el metano (80 al 90%) y el resto puede llegar a tener componentes hasta del orden de C8. Además es probable que se encuentre saturado en agua. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenido puede no tener ningún líquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismo gas, dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad de agua y/ o gasolina que presenta serias dificultades para ser usado, particularmente en áreas con inviernos muy fríos. Lo que ocurre se explica si se considera el cambio de estado de los hidrocarburos livianos, ante variaciones de las condiciones de presión y temperatura a las que se ve sometido. Como ejemplo gráfico, se observa claramente el comportamiento de los posibles componentes de la mezcla, a presión constante de una atmósfera, si la temperatura es considerada la variable. Se han resaltado en rojo, los componentes que podrían cambiar de estado, ante una simple variación de la temperatura ambiente. Se han resaltado en verde, los componentes que, en condiciones normales “atmosféricas” se encontrarían en estado gaseoso; y en negro en estado líquido.

TEMPERATURAS DE EBULLICION A PRESIÓN DE UNA ATMÓSFERA GAS Metano Etano Propano Iso - Butano Normal - Butano Iso -Pentano Normal - Pentano Hexanos Heptanos Octanos Nonanos Decanos Nitrógeno Dióxido de Carbono Sulfuro de Hidrógeno Oxígeno Vapor de Agua Aire

C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 nC6 nC7 nC8 nC9 nC10 N2 CO2 SH2 O2 H2O

°C -161,51 -88,59 -43,07 -11,79 -0,51 27,83 36,05 68,72 98,37 125,65 150,78 174,11 -195,80 -78,46 -60,27 -182,95 99,97 -194,34

°F -258,72 -127,46 -43,73 10,78 31,08 82,09 96,89 155,70 209,07 258,17 303,40 345,4 -320,44 -109,23 -76,49 -297,32 211,95 -317,81


Al líquido condensado se lo llama “gasolina”, elemento comercial y muy útil, siempre que esté separado del gas, del agua y estabilizada. En mayor o menor medida, el gas producido se encuentra conteniendo agua, y mediante la siguiente tabla puede estimarse la cantidad de agua a distintas presiones y temperaturas. Se determina en Libras por MMCFD (millón de pie cubico día).


En éstas condiciones es previsible que se sucedan inconvenientes de transporte y consumo, que consecuentemente traerán aparejados grandes perjuicios de carácter operativo. Se plantea entonces la necesidad de su acondicionamiento. En Yacimientos extensos, el acondicionamiento del gas se comienza a realizar en el propio Campo, antes de su arribo a las Plantas de Tratamiento. En los que las distancias son menores, la tarea normalmente se centraliza en las instalaciones de Tratamiento. III – I – III

Sistema agua + hidrocarburo liquido

El agua presente en el gas, bajo ciertas condiciones de presión, baja temperatura, flujo en torbellinos y en presencia de algunos hidrocarburos más pesados, provoca la formación de hidratos. El gráfico presentado anteriormente, que da el contenido de vapor de agua en un gas húmedo en función de la temperatura y presión, permite asimismo estimar que si la temperatura decrece para una presión dada, también decrece el agua requerida para la saturación del gas y se producirá entonces una condensación de esa agua por saturación del gas cuando este es enfriado. Los hidratos son sistemas sólidos cristalinos agua + hidrocarburos, que tienen la particularidad física de presentarse como sólidos en temperaturas aún superiores a 0°C. En un principio existía la creencia de que el hidrato era el resultado de la congelación del agua existente en el gas. Se ha comprobado que los vapores de agua e hidrocarburos (gasolina) se combinan para formar el hidrato (4 a 1), el que bajo ciertas condiciones puede formarse a temperaturas aún por encima del punto de congelación del agua. Los factores que afectan la velocidad de formación del hidrato son, entre otras: la composición del gas, altas velocidades de flujo, pulsación de la presión, pequeños cristales, y la existencia de lugares apropiados para su acumulación y expansión. Dado que para la formación de hidratos es necesario la presencia de agua líquida, pudiendo predecir la temperatura a la que aparecerá el agua líquida ayudará también a predecir la formación de los hidratos. Esta característica, provocada de exprofeso operativamente, contribuye al acondicionamiento del gas; ocurrida fuera de control o accidentalmente, puede manifestar se en la formación de sólidos en el transporte o proceso. Los hidratos solidificados ocasionan graves perjuicios en los conductos y válvulas pues producen taponamientos que disminuyen y hasta llegan a interrumpir el pasaje de gas. El siguiente gráfico puede ser usado para estimar la formación de hidratos en varios gases a distintas gravedad específica según la presión y la temperatura a la que está sometida la mezcla.


Las acciones que se pueden tomar para evitar la formación de los hidratos son: a. b. c. d. e.

Separar el agua de los hidrocarburos líquidos o viceversa. Modificar las condiciones de presión. Llevar el punto de rocío del agua por debajo de la temperatura de operación. Introducir sustancias que bajan la temperatura de formación de hidratos (inhibidores). Elevar la temperatura del gas (calentar).

Una vez formado el hidrato, para producir su disolución no queda otra alternativa que disminuir la presión que se ejercía sobre la mezcla. Tal operación trae consecuentemente la necesidad de sacar de servicio equipos o líneas de conducción, con pérdida del gas


venteado a la atmósfera y el perjuicio económico por la interrupción en el suministro. La gasolina, además de combinarse en la formación de hidratos, se condensa a lo largo de los conductos creando también problemas en el transporte, que si bien no llega a interrumpir el suministro provoca considerables pérdidas de carga y por lo tanto disminución en el caudal transportado, a energía de compresión constante o aumento de dicha energía para mantener el suministro. No deben descartarse tampoco los graves inconvenientes que puede ocasionar en los compresores u otros sistemas (mediciones), la presencia de estos condensados.

III – I – IV

Parámetros operativos

Tanto el agua como la gasolina, si se encuentran en estado de vapor en el seno del gas, no ocasionan mayores inconvenientes; éstos se presentan cuando algunos de los elementos citados se condensan. Por lo tanto, desde el punto de vista operativo, no interesa tanto conocer las cantidades máximas admisibles de vapores en el gas, tanto sea de agua como de gasolina, sino saber a qué presión y temperatura se produce la condensación. Esta temperatura es la que se llama “Punto de Rocío” y se define de la siguiente manera: «Punto de rocío es la temperatura a la cual condensa la primer gota de líquido cuando a una mezcla constituida por un vapor y un gas se la enfría a presi6n constante». De lo anteriormente expuesto surge que dos son los parámetros a fijar y son los denominados: a) Punto de Rocío de Agua. b) Punto de Rocío de Hidrocarburos. Ambos son medidos en grados centígrados. Siempre debe indicarse la presión a que corresponde la temperatura de rocío, de lo contrario se tendrá una indeterminación. Es de destacar que los valores citados son sólo ejemplos, y susceptibles a variaciones según sea en época estival o invernal. En esta última es cuando mayores deben ser los controles, no sólo por las bajas temperaturas a que está sometido el gas sino también porque es cuando se tiene mayor demanda.


En el transporte de importantes gasoductos y a fin de asegurar la calidad del gas inyectado, se efectúan controles periódicos de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos. Tal control no solo brinda el conocimiento de los puntos de rocío, sino que mediante el mismo es posible evaluar las condiciones de trabajo de las plantas acondicionadoras. Además, en el caso de tener varias corrientes que aporten a un mismo gasoducto, conociendo los distintos valores se pueden adoptar decisiones que permitan aceptar alguna desviación parcial, si de resultas de la mezcla surgen valores encuadrados dentro de las especificaciones de transporte. La medición de campo se efectúa mediante el método de Bureau of Mines, que consiste en la determinación directa mediante un aparato, de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos. Dicho instrumento tiene una cámara de presión para contener el gas, con su correspondiente válvula para controlar el pasaje de mismo. Un visor de plástico transparente permite la observación del interior de la cámara y de un espejo sobre el cual se produce la condensación del vapor contenido en el gas, cuando al mismo se lo enfría gradualmente mediante la expansión del gas propano en una cámara adyacente. El punto de rocío será la temperatura leída simultáneamente cuando se observa la condensación sobre el espejo, a la presión a que esté sometido el gas en ese momento. Cuanto menor sea el contenido de agua, menor va a ser la temperatura a la que inicie la condensación, a igual presión. Existen en el mercado otros instrumentos electrónicos que dan con alta precisión directamente el dato de temperatura y cantidad de agua contenida, por unidad de volumen de gas. El contenido de agua en el gas que deba ser transportado por gasoductos y destinado a la venta, está regido por normas de aceptación internacional. Algunos límites se colocan en no aceptar más de 1,5 litros de agua por cada 10.000 metros cúbicos de gas, o lo que es lo mismo en unidades inglesas, 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas (MMCF).


III – II

RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS

En los procesos para obtener gasolina comercial se requieren una Plantas de Tratamiento por cualquiera de los métodos de refrigeración, comprimiendo y expandiendo gases refrigerantes en intercambiadores de calor, pero esto si bien es eficiente para su uso en productos comerciales, no lo será en las baterías de yacimientos para consumo interno del gas. En los yacimientos, cuando el gas es utilizado para consumo interno, se pueden utilizar métodos de recuperación de estos hidrocarburos que resulten económicos y sin demasiada complejidad técnica, tal como la instalación de radiadores y depuradores o scrubber, sin necesidad de instalar complejas plantas de recuperación de gasolina por enfriamiento como ocurre en el transporte de grandes volúmenes por gasoductos. El procedimiento que se describe a continuación es una adaptación práctica de lo que se conoce como “separación a baja temperatura”, tan sólo que en este caso se adapta a realizar la separación de los líquidos a temperatura ambiente, considerando que esa será entonces la menor temperatura que el gas encontrará en su recorrido diario. Se trata de enfriar la corriente de gas hasta la temperatura ambiente, de manera de tener a lo largo de la línea del gas una temperatura siempre mayor que en el punto de enfriamiento. III – II - I

Instalación práctica para recuperar condensados

Para bajar la temperatura al valor ambiente se puede instalar un radiador fabricado con tubos aletados con una superficie de irradiación lo suficientemente grande para llevar ese caudal a la temperatura ambiente. El departamento de ingeniería podrá diseñar la cantidad de tubos, sus diámetros y el de las aletas intercambiadoras. Hay muy buenas experiencias en la construcción del modelo para 100.000 m3 de gas por día, compuesto de dos circuitos de 10 tubos paralelos del 1" de diámetro c/u, con 200 aletas por metro, 2" de diámetro y 6 m de longitud por tubo. Todo montado sobre dos colectores colocados en forma vertical. La instalación, sobre todo en zonas con temperaturas por debajo del punto de congelamiento, deben montarse con la precaución de que el enfriador este por arriba del nivel del separador e inclinado facilitar la salida del líquido antes de convertirse en sólido y, si aún presenta algún tipo de problema, un «by pass» gobernado por una termoválvula o termostato convertirá el sistema en automático. Desde ya que una vez obtenido el condensado debe eliminarse de inmediato mediante el uso de un separador o «Scrubber» y de esta forma, el gas continuará su recorrido sin producir líquidos a esa temperatura.


Un modelo de instalación se muestra en las figuras siguientes:


.

La eliminación de los condensados de hidrocarburos no solo minimizará los problemas de congelamiento de las líneas, sino que además mejorará sensiblemente los posteriores procesos de deshidratación por absorción, ya sea con alcoholes o con sílicagel. Particularmente las gasolinas emulsionan el glicol quitándole la propiedad absorbente y al bajarle la densidad permitirá su «atomización» y se irá a la línea de gas porque los retenedores de la torre de contacto no lo pueden impedir. Otro fenómeno que se debe considerar en la extracción del condensado del gas es cuando por disminución de la presión se produce un enfriamiento. Esta disminución de la temperatura puede suceder por una o dos causas. Cuando el gas se expande de un estado de alta presión a uno de baja presión sin transferencia de calor o cuando se realiza un trabajo, hay una caída de temperatura por un efecto Joule Thompson. Cuando la caída de presión se produce en una turbina, el trabajo es realizado por el gas y se produce un enfriamiento también; la ventaja está en que la caída de presión se produce a una más baja temperatura de separación, produciéndose entonces una mayor condensación de líquido del gas natural. La expansión del gas produce un enfriamiento por la caída de presión producida en la conducción del gas, desde un punto de alta presión a uno de baja presión. Si esta expansión ocurre a través de un orificio, el efecto refrigerante dependerá de la temperatura del gas aguas arriba del orificio, de la presión diferencial a ambos lados del orificio y de la cantidad de líquido formado. En la figura se observa un gráfico que brinda el enfriamiento de una corriente de gas.


Para obtener la máxima extracción de hidrocarburos líquidos de un gas, para una presión diferencial y una presión de entrega del gas dadas, se tendrá que obtener la más baja temperatura en el separador dentro de límites razonables. En la siguiente figura se puede observar un equipo que es utilizado para producir la separación a baja temperatura de hidrocarburos mediante el enfriamiento de la corriente de gas.

Asumiendo que la corriente de gas contiene una mínima cantidad de agua libre y la suficiente temperatura para prevenir la formación de hidratos, el proceso se desarrolla de la siguiente forma: El flujo de gas ingresa al equipo pasando por un serpentín intercambiador de calor y luego por un orificio regulable donde se produce la expansión del gas, ingresando al separador en forma tangencial.


El serpentín es enfriado por los líquidos que se han condensado, produciendo la absorción del calor de la corriente gaseosa, que causan la licuefacción de los hidratos que se han formado al expandirse el gas a través del orificio y que han caído a la parte inferior del separador. El nivel del líquido es mantenido por un controlador de nivel de tal manera que el serpentín quede siempre sumergido en el líquido. Los líquidos condensados se descargan a través de una válvula del separador de baja temperatura hacia el siguiente proceso. Este procedimiento tiene algunos problemas derivados de la formación de hidratos si las temperaturas del gas antes del orificio o de la entrada al Separador de Baja Temperatura están muy cercanos a la formación de hidratos, que de solidificarse obstruirán las serpentinas del separador, en algunos casos solucionables con la inyección de metanol . En otras oportunidades entonces, será necesario retirar parte del vapor de agua presente en el flujo de gas, asociando a las instalaciones mencionadas un sistema de absorción utilizado comunmente.



III - III

DESHIDRATACIÓN

Las diferentes razones expuestas con anterioridad, además de las posibilidades de adecuada comercialización donde la calidad del gas está reglamentada, son suficientes para implementar Plantas de Tratamiento de Gas para adecuarlo a las especificaciones requeridas, y/o para la separación de productos comercializables como el Gas Licuado o la Gasolina Estabilizada. Las particulares características de algunas mezclas de gases, también comprometen al inicio de la fase de tratamiento, donde puede requerirse la eliminación de gases contaminantes como el Dióxido de Carbono o el Sulfuro de Hidrógeno. La eliminación del agua contenida en el gas o deshidratación, se efectúa con un proceso muy generalizado, denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua, como son por ejemplo los alcoholes. En este caso, este agente absorbedor estará en estado líquido, pero pueden utilizarse otros agentes, como la sílicagel que se presentan en estado sólido, denominándose el sistema como de “adsorción”. En el primer caso se trata de poner el gas en contacto con el glicol para que este se quede con el agua y luego se regenere el glicol para su reciclaje. Este proceso se realiza por dos procedimientos de diferentes carácterísticas, no obstante la regeneración del glicol se realice con los mismos principios o equipos. Las posibilidades de absorción física son por Torre de Contacto de Glicol, donde los flujos a contracorriente de glicol y gas se encuentran en una torre, recuperándose cada uno por diferentes descargas; o por Inyección de Glicol, donde el mismo se inyecta en un punto del curso de gas, recuperándose luego de un proceso de frío, en un separador trifásico. El segundo caso es con el uso de otro absorbente del agua en estado sólido que es el sílica gel también regenerable para el reciclaje. III - III - I

Determinación del Punto de Rocío

El gas en su flujo tiene como se ha visto contenidos de agua y gasolina. La gasolina, se supone que ha sido retenida y eliminada por el proceso de condensación al que fue sometida, luego le quedará el agua que será necesario eliminar. El primer paso para saber de que manera o en que magnitud contiene agua, es conocer la cantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo, es mediante la lectura del punto de rocío o dew point del gas. El punto de rocío será entonces, el momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos.


Como ejemplo, el aparato medidor de este parámetro se compone de un visor, un espejo y un gas refrigerante en una cámara de expansión de tal manera que se hace pasar el flujo del gas a medir frente al espejo y se refrigera bajando lentamente la temperatura (se lee en el termómetro instalado en contacto con el espejo) hasta que se comience a empañar el espejo. La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del punto de rocío, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas condiciones. Con cualquiera de los métodos, se podrá determinar el tipo y forma de tratamiento o bien la eficiencia del mismo, en una planta deshidratadora de gas en operación. El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte, está regido por normas de asociaciones internacionales y por convenios entre empresas. De todas formas se pueden tomar valores conocidos como un límite máximo de 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas o en el sistema decimal 0,15 cm3 de agua por cada metro cúbico de gas o 1,5 litros de agua por cada 10.000 metros cúbicos de gas. Observando nuevamente la tabla de la Página 6, que representa el contenido de agua en el gas natural a distintas temperaturas y presiones, se explican las variaciones que sufre el punto de rocío del vapor de agua en el gas con la temperatura (depresión del punto de rocío). Se puede observar que la temperatura del punto de rocío del vapor de agua en el gas es la misma que la temperatura de saturación para una dada presión. Nuevamente, si se tiene un flujo de gas a 1000 PSI y a 100ºF, el contenido de agua es de 62 lb./ MMCF y si manteniendo la presión, y el contenido de agua pasa a ser de sólo 7 lb./MMCF la temperatura del punto de rocío ahora es de 33ºF. Entonces el equipo deshidratador, al reducir el contenido de agua de 62 a 7 lb./MMCF ha sido capaz de bajar el punto de rocío de 100°F a 33ºF. Visto de otra manera, si se requiriera operativamente bajar el punto de rocío de un flujo de gas como el del ejemplo, a 33°F, se debería provocar un contacto que absorviera 65 libras de agua por cada millón de pié cúbico de gas. Por lo tanto y resumiendo, dados un caudal, temperatura y presión iniciales, y presión y temperatura finales; es posible determinar por éste procedimiento la cantidad de agua a absorver, para eliminar la posibilidad de presencia de la misma en estado liquido, en el resto del proceso.


Tomando como ejemplo el siguiente caso: • • •

Caudal de gas a deshidratar: 1.8 MMCFD (1.800.000 pie3/día) Punto de rocío del gas a la entrada de la torre de contacto: 40 ºF Presión de operación: l00 psi.

Si se adopta el valor limite de 7 lb. agua/MMCF, se desarrolla: 1. Contenido de agua del gas a la entrada; (del gráfico) 40 0F y 100 psi, indica que el gas puede contener 67 Lb. agua/MMCF. 2. Punto de rocío del gas a la salida; del gráfico para 7 Lb. agua/MMCF y 100 psi, se obtiene: -15 ºF. Depresión del punto de rocío

40 - (-15) =

550F.

Agua a eliminar:

67 – 7 =

60 Lb. agua por MMCF

Más adelante veremos cómo es el proceso de eliminación del agua del gas, mediante la utilización de los glicoles y cómo calcular el caudal y el volumen del glicol a utilizar.

III – III – II

Características de los Glicoles

Por su alta capacidad higroscópica (afinidad con el agua) se utilizan glicoles para la deshidratación del gas natural. Esta capacidad está directamente relacionada con la concentración de la solución agua-glicol. El glicol es un producto químico orgánico, de la familia de los alcoholes, que naturalmente tiene gran avidez por el agua; es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para estos procesos de deshidratación, porque además son muy estables, con una elevada temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos en contacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas. Existen tres compuestos glicoles muy utilizados, el etilenglicol, el dietilenglicol y el trietilenglicol. La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol, es de 165°C (328°F) y para el trietilenglicol este valor es de 205°C (404°F), temperaturas que deben respetarse rigurosamente en la operación cuando se regenera el glicol, porque de no ser así se degradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente. La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98,5% y el estado optimo de máximo rendimiento es de 99,5. En el caso que tuviera 98,5%, el 1,5% restante será contenido de agua, con la consecuencia de la disminución, en la misma medida, de la capacidad de absorción.


La concentración estará directamente relacionada con la eficiencia del regenerador de glicol húmedo. El dietilenglicol (DEG) fue el primer glicol que halló aplicación comercial en la deshidratación de gas natural. Este compuesto otorga una buena depresión del punto de rocío y tiene la habilidad para absorber agua en un amplio rango de concentraciones. Sin embargo tiene ciertas limitaciones para lograr las concentraciones requeridas. En cambio, con el trietilenglicol (TEG) concentraciones del 97,5% al 98,5% son fácilmente obtenibles, dada la mayor temperatura de ebullición que tiene respecto a los otros dos, además de la conveniencia de tener también una mayor temperatura de degradación. Es común que las ventajas del T.E.G. sobre el D.E.G. hagan que aquel sea el favorito en los procesos de deshidratación con glicoles, no obstante y dadas sus características y costo, se ha establecido el uso del T.E.G. para procesos por Torre de Contacto, y el M.E.G. para los efectuados por Inyección.


III – III – III

Absorción Física por Torre de Contacto

La puesta en contacto del gas a deshidratar con el absorbente, requiere de un recipiente denominado “torre de contacto”, que por conveniencia operativa se construye con el aspecto de un separador bifásico vertical, como se observa en la figura siguiente. Su tamaño estará en función del volumen de gas a tratar, del diseño interior y de la cantidad de agua a extraer; en definitiva el tamaño determinará el tiempo de contacto glicol - gas. En algunos casos, la torre dispone de un sector inferior que cumplirá la función de depurador de la corriente de gas de entrada, a fines de asegurar la eliminación de líquidos en el flujo de contacto. En la siguiente figura se puede observar un esquema simplificado de un diagrama de flujo de una planta de tratamiento de gas por glicol por absorción en torre de contacto.


Flujo del gas húmedo: Saliendo del separador ya sin condensados, la corriente de gas húmedo se introduce en la torre de contacto por un nivel inferior y se la hace circular ascendiendo y pasando por lechos de relleno o bandejas de burbujeo, diseñadas especialmente para que el gas tome contacto íntimo con el glicol. El gas se mezcla en cada una de las bandejas con la solución de glicol, cediendo al mismo el vapor de agua que contenga. Una vez que ha cedido el agua al glicol, el flujo de gas seco pasa a través de un eliminador de niebla en la parte superior del absorbedor para dejar pequeñas partículas de líquido arrastrado y abandona el equipo como gas seco, pasando previamente por un intercambiador de calor para enfriar el glicol que ingresa. En la figura de la página siguiente, también se observan detalles de una “copa” y de una “bandeja de burbujeo”, donde el gas es obligado a pasar a través del lecho líquido del glicol de manera de establecer entre ambos un contacto íntimo y facilitar la absorción del agua por el glicol. Flujo de glicol pobre o seco: El glicol proveniente de la Planta Regeneradora, entra a la torre por la parte superior, intercambiando calor inicialmente para adecuarse a la temperatura de operación, luego va circulando hacia abajo pasando por rebase de bandeja en bandeja, tomando contacto íntimo con el gas y quedándose con el contenido de agua. Flujo de glicol rico o húmedo: Es tomado a menor temperatura del fondo de la torre de absorción y descargado generalmente por un mecanismo de controlador de nivel y válvula de descarga, hacia la Planta Regeneradora, donde debe ser tratado para eliminarle el contenido de agua a fin de poder ser utilizado nuevamente en la torre de contacto, de manera de tener un ciclo de operación continuo. Para ello se lo bombea a través de una serie de equipos donde básicamente se lo somete a una temperatura superior al punto de ebullición del agua como para que la misma se desprenda en estado de vapor. El glicol, que se mantiene en estado líquido debido a que su temperatura de ebullición es muy superior a la del agua, es nuevamente acondicionado para su reutilización.



III – III – IV

Absorción Física por Inyección

El tipo de instalación que se describirá a continuación permite cumplir los dos objetivos del acondicionamiento simultáneamente, la deshidratación y el desgasolinaje, y son las llamadas «Dew Point” o Plantas de Ajuste de Punto de Rocío. Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación del vapor de agua y de los hidrocarburos pesados mediante enfriamiento. Observando las curvas temperatura de rocío del agua se ve claramente que la condensación se favorecerá a altas presiones. Es evidente que esta sencilla operación necesita de otro agente a efectos de impedir la formación de hidratos en la instalación al reducir considerablemente la temperatura del gas, a tal fin se utilizan los glicoles, por su doble acción, como absorbente y como anticongelante. Atendiendo las bajas temperaturas de trabajo el más apto es el monoetilenglicol. Soluciones al 70% son altamente higroscópicas y de muy bajo punto de congelamiento. Se puede decir que prácticamente soluciones que oscilen entre el 60% y 80% no congelan. Por lo general en éste tipo de Plantas, se encuentran instalados intercambiadores Gas-Gas que optimizan el rendimiento de la misma, calentando el gas de salida merced al enfriamiento del gas de entrada. Una solución de monoetileneglicol pobre, es inyectada antes y en el intercambiador gas-gas. El gas es dirigido a un enfriador (chiller) que constituye el evaporador de un ciclo frigorífico, donde se lo lleva por debajo del punto de rocío establecido para su inyección a gasoducto.


El líquido posteriormente es extraído en un separador de alta presión de tres fases comúnmente llamado trifásico o separador de frío, donde la fase gaseosa constituye el llamado gas residual seco que se envía a gasoducto o al proceso restante. La fase líquida se subdivide en dos, una constituida por la solución glicol-agua y la restante por gasolina, debido a la inmiscibilidad de ambos y su apreciable diferencia de densidad, son fácilmente separables. La corriente de glicol enriquecido con agua es enviada a la Planta Regeneradora o Rectificadora, donde a presión atmosférica y mediante la entrega de calor, se la despoja del agua absorbida. La gasolina obtenida en estas condiciones contiene apreciable cantidad de hidrocarburos livianos, como ser propano y butano, razón por la cual se los debe eliminar de la misma, transformándola en gasolina estabilizada. El propano y butano se puede inyectar a gasoducto ó separarlos para su utilización como gas licuado de petróleo. La experiencia ha mostrado que este tipo de instalación es muy confiable y ofrece resultados satisfactorios. Los problemas más comunes son más bien de carácter mecánico y fácilmente solucionables a saber: a.- Deficiente pulverizaci6n del glicol en su inyección, con lo que no se consigue un contacto intimo glicol-gas. Debe revisarse el diseño del inyector o su control periódico. En algunas oportunidades, el desplazamiento de carbón activado de los filtros de la Planta Regeneradora, origina el taponamiento de los inyectores. b.- Problemas de separación de condensado en el separador trifásico, generando arrastres de condensados y glicol al circuito posterior. Esta dificultad se mejora no sobrepasando los caudales de diseño, evitando disminuir el tiempo de residencia de los fluidos en el separador y respetando los adecuados niveles de operación. Los dos sistemas de absorción por contacto del flujo de gas con el TEG en la torre, o por inyección de MEG en el flujo, para un posterior enfriamiento, separación y recuperación; requieren de estar complementados con un sistema que regenere éste producto absorvedor, separando y eliminando la mayor parte del agua contenida. Ambos equipos de rectificación o Planta Regeneradora son similares, y se basan en elevar la temperatura de la mezcla hasta valores suficientes para evaporar el agua y no el glicol, eliminando el agua en forma de vapor.


III – III – V

Planta y Proceso de Regeneración de Glicol

En la siguiente figura se puede observar, en el recuadro inferior resaltado, un esquema de la Planta Regeneradora de Glicol, como parte de un proceso de absorción por inyección.

Para la regeneración del glicol, el mismo es bombeado previamente a través de un condensador de reflujo enfriador en el tope de la columna de condensación para condensar parte de los vapores que son descargados, pasando luego a través de una serpentina de precalentamiento produciendo un intercambio de calor glicol-glicol, donde el glicol seco concentrado es enfriado y el glicol húmedo es precalentado, reduciéndose así la carga del calentador y evitando una ebullición violenta. En la siguiente figura, se esquematiza el flujo descripto de recuperación de glicol, para una Planta de una sola columna.


Luego pasa a través de un filtro, y por último es inyectado por la parte superior de una torre o columna de destilación donde en primer lugar es parcialmente extraída o absorbida el agua por el contacto producido en la contracorriente con los vapores que se producen en el reboiler y luego, aprovechando la diferente temperatura para el cambio de estado físico que tienen el agua y el glicol, se produce la vaporización del agua debido a la temperatura de este proceso.

En algunos casos o diseños, se utilizan dos torres por donde pasa el glicol a regenerar: 1) Una torre llamada torre ciega donde ingresa el glicol previamente calentado y donde se separa parte del agua que sale al exterior en forma de vapor. 2) Otra torre, llamada torre de destilación en la que el glicol entra en contacto a contra corriente con los vapores de agua y pequeñas cantidades de vapores de glicol y gasolina generados en el calentador. El glicol que fuera arrastrado con el vapor que sube, se condensa en la sección de productos de cabeza y vuelve al calentador. El vapor no condensado deja la parte superior de la columna y es enviado al tanque de eliminación.


En el siguiente esquema se observa un corte de ambas torres y del calentador de glicol.


Como se ha visto anteriormente, la temperatura de degradación de cualquiera de los glicoles mencionados está muy por encima del punto de ebullición del agua. Por ejemplo, calentando si es trietilenglicol, hasta unos 193°C (380°F), el agua saldrá por la torre de destilados en forma de vapor y el glicol rebasará por el vertedero al tanque de reserva. El glicol así regenerado cae por un vertedero en el calentador y de allí al acumulador, de donde es enviado a la torre de contacto en donde ingresa a través de un intercambiador (glicol-gas) de calor para enfriarse y comenzar nuevamente el ciclo. En circuitos instalados en Plantas de tratamiento, cómo por ejemplo las Plantas de Ajuste de Punto de Rocío, se observa en la linea de glicol rico y posterior al precalentamiento del mismo (antes de los filtros); la presencia de un separador o "flash tank" que contribuirá a despojar el gas asociado al glicol rico, proveniente del proceso de absorción. En los siguientes esquemas se puede observar el detalle del conjunto en diversas variables.



ESQUEMA TIPICO DE UN CIRCUITO DE ABSORCION Y REGENERACION EN UN SISTEMA POR TORRE DE CONTACTO

ESQUEMA TIPICO DE UN CIRCUITO DE ABSORCION Y REGENERACION EN UN SISTEMA POR INYECCION


III – III – VI

Variables de Operación

La presión y la temperatura son parámetros que influyen en la absorción; se puede decir como regla general que altas presiones y bajas temperaturas son las condiciones más favorables. No obstante hay ciertas limitaciones que es menester considerar: Temperatura: una condición que es de suma importancia en la calidad del proceso es la de conservar las características físicas optimas del glicol, las que se ven afectadas por la temperatura a lo largo de la operación. A presión constante y considerando que al gas se lo recibe saturado en agua, a mayor temperatura el contenido de vapor de agua en el gas aumenta. Por lo tanto, cuanto mayor sea la temperatura de proceso, mayor será la cantidad de agua que debe eliminar la torre y mayor será la depresión del punto de rocío. Pero si la temperatura aumenta mucho el glicol será arrastrado por el flujo de gas y el retenedor de niebla será superado, con la consecuente pérdida del producto por la línea de gas. Por otro lado bajar la temperatura del proceso tampoco es aconsejable ya que si la temperatura baja los 10°C (50°F) el glicol tiende a formar espuma y la viscosidad aumenta, a tal punto que el gas formará canales que no permitirán un buen contacto, reduciendo la eficiencia del proceso. El rango óptimo de temperatura se ubica entre 10°C y 38°C (50°F y 100°F). Presión: la presión tiene un marcado efecto sobre la viscosidad. Por ejemplo a 1000 psi (70 Kg/cm2) la viscosidad del D.E.G. se hace 3 a 4 veces la viscosidad que tiene a presión atmosférica. Esto significa que para una concentración dada del glicol a la entrada, la velocidad de circulación del mismo debe ser aumentada en el absorbedor, para compensar la pérdida en la eficiencia del plato a causa de su mayor viscosidad. En consecuencia, a medida que aumentan las presiones, la circulación del glicol no es una función directa del contenido de agua en el gas, sino del cambio de las condiciones físicas. Concentración del glicol: El glicol que sale de la torre de contacto (glicol húmedo) se deshidrata en la planta rectificadora de glicol para luego volver al ciclo. Cuanto más concentrado (seco) sea el glicol que entra a la torre de contacto, mayor será la eficiencia de deshidratación del gas. El grado de deshidratación del glicol que pueda lograrse, depende en primer lugar de las especificaciones de diseño de la planta de glicol. Así por ejemplo, tendremos plantas cuyo diseño garantiza una eficiencia de concentración del glicol de: 98,5 %; 99,0 %; 99,5 %; etc. Esto significa que si la eficiencia de una planta de glicol es de 98,5 %, la concentración de glicol será 98,5 % y el resto, 1,5 %, es agua incorporada al glicol en el proceso (que la planta no elimina). Conocida entonces la eficiencia de la planta, podrá determinarse si la misma trabaja de acuerdo a las especificaciones de diseño. Para ello se realiza un análisis de determinación de agua; la muestra de glicol se debe tomar a la salida del tanque de glicol seco.


Otros factores que influyen en el grado de deshidratación del glicol son la capacidad de tratamiento de la planta que está relacionada con el caudal de circulación del glicol y la temperatura del calentador. Para lograr una concentración adecuada del trietilenglicol, la temperatura del calentador debe mantenerse entre 375 0F y 390 0F. Es importante controlar el valor máximo de temperatura para evitar la degradación del TEG, la que se inicia a los 404 0F. Es una condición de suma importancia en lo que hace a la regeneración, observar un adecuado funcionamiento proporcional de los sistemas de control de temperatura del regenerador. Un funcionamiento si/no del controlador del mismo (que no es otra cosa que un Calentador Directo), propondrá momentos de máximo rendimiento del quemador, con serias posibilidades de degradación del glicol circulante, merced a las altas temperaturas generadas en el área inmediata al tubo de fuego. Caudal de circulación de glicol: Cuando se conoce la concentración del glicol y el número de platos de burbujeo que tiene la torre de contacto, la depresión del punto de rocío del gas saturado es función de la velocidad de circulación del glicol. Las torres de contacto estándar tienen 4 a 8 platos de burbujeo. La circulación del glicol varía de 3 a 5 galones por libras de agua en el gas. El valor práctico es 3 gal/lb de agua a eliminar. En general es más favorable aumentar la concentración del glicol que el caudal de circulación. Esta determinación depende de la capacidad de absorción del glicol, o dicho de otra forma el TEG puede retener 1 libra de agua cada 3 a 5 galones. Continuando con el ejemplo de la página 19, donde teníamos que eliminar un total de 60 libras de agua, calculemos ahora el total de circulación de glicol. Total de agua a eliminar por día: 1.800.000 pie3/ día de gas x 60 lb./MMCF gas = 108 lb. de agua/día Caudal de circulación del glicol: adoptando el valor práctico de 3 gal/lb. agua se obtiene: Q glicol = 3 gal/Lb. agua x 108 Lb agua/día = 324 gal. glicol / dia. Q glicol = 324 / 24 = 13.5 gal / hora Con el dato de 13,5 gal/hora se puede recurrir al gráfico de caudales de la bomba suministrado por el fabricante y determinar los golpes por minuto a que debe trabajar la misma para mantener dicho caudal horario de glicol en el sistema. En caso de no contarse con los gráficos de la bomba, el caudal puede determinarse intercalando en el sistema un medidor de caudal del tipo de desplazamiento positivo, por calculo conociendo la carrera y diámetro del pistón, o contrastando la misma en servicio contra un recipiente calibrado. Como comentario final respecto a este tipo de plantas es de destacar su simplicidad de operación, ya que las mismas requieren de una mínima atención y no necesitan de personal permanente de operación. Es conveniente un control diario de la temperatura de regeneración y del caudal, y semanalmente del Ph y de la concentración del glicol.


III – IV DESHIDRATACION POR ADSORCION CON SÓLIDOS

El proceso de adsorción es una forma de adhesión entre una superficie sólida y el vapor de agua que aparece como una capa muy delgada, y se sostiene según la propiedad de atracción de los materiales y las características particulares de los mismos. La cantidad de agua adsorbida, varía con la naturaleza varía con la naturaleza y el área superficial del desecante utilizado. Los desecantes más efectivos, son los que tienen una alta relación entre el área superficial y su volumen. Probablemente, a ésta característica se sume que parte del agua se condense y sea retenida en los canales capilares en el interior del desecante (condensación capilar).

III – IV – I

Procesos de Adsorción

En general éste tipo de instalaciones están equipadas inicialmente con un separador de entrada, utilizado para interceptar y separar los líquidos presentes en el flujo, evitando inconvenientes en el proceso que puedan reducir la capacidad del adsorbente. La corriente principal de gas pasará por una de las dos Torres de Secado, tomando contacto con el desecante que permitirá la remoción de los vapores de agua. Otro flujo de reciclo o regeneración, pasará a contracorriente por la segunda Torre, donde el agua adsorbida en el ciclo anterior por la misma, será barrida por el gas caliente (generalmente un 10% de la corriente principal, y entre 350° F a 450°F, dependiendo del tipo de desecante utilizado) hacia un enfriador y un posterior separador del agua condensada. Alternativamente entonces, una Torre está adsorbiendo los vapores de agua del flujo principal, mientras en la otra se está regenerando el desecante. Controladores cíclicos o temporizadores, permiten el cambio automático de las torres según un programa horario establecido. Basados en las características y métodos mencionados, son dos las variables generalmente utilizadas por aspectos prácticos y económicos. La principal diferencia, radica en el punto dónde se toma el gas para el flujo de regeneración.


En el siguiente esquema la corriente principal fluye a través de una válvula reductora de presión, la cual controla el flujo del gas de regeneración, induciendo una caída de presión en la corriente principal.

El flujo principal entonces, continúa hacia la torre seleccionada (en éste caso la N°1), donde se adsorberán los vapores de agua, para seguir su curso hacia el resto del proceso. El flujo de regeneración por su parte, es tomado aguas arriba de la válvula reductora, y por diferencia de presión con el sector aguas abajo, circula hacia ésa conexión pasando por un calentador primero, la otra torre (N°2) en contracorriente permitiendo la remoción de la humedad retenida anteriormente, para condensarla a su posterior paso por un enfriador, y finalmente separarla en un depurador desde donde será eliminada. El gas ya sin presencia de agua en estado líquido, se reciclará hasta la conexión mencionada, aguas debajo de la válvula reductora de presión.

En otra de las posibilidades particulares del proceso (figura en la página siguiente), el gas de regeneración es tomado de la salida de gas seco de la torre en uso, calentado, circulado por la torre a regenerar, posteriormente enfriado y separada el agua, para ser comprimido y reinyectado a la entrada del sistema.


El siguiente croquis, refleja la mencionada modalidad.

III – IV – II

Desecantes y Aplicaciones

Se pueden utilizar varios productos adsorbentes, cuya selección dependerá del tipo de problemas y de las condiciones de operación. Los desecantes granulares son generalmente sílica gel o alúmina activada. El primero es un material altamente silíceo en forma de partículas sumamente irregulares, con densidad variable de 45 a 55 Lb/pié3. Las capacidades de adsorción son variables, pudiendo inicialmente retener 20 libras de agua por cada 100 libras de desecante. Sin embargo, ésta capacidad decrece rápidamente al 10% y de allí lentamente hasta que llega el momento de su reemplazo. La duración de los desecantes dependerá de la aplicación a que se los someta. Bajo condiciones ideales puede durar hasta 10 años, bajo condiciones muy rigurosas puede requerir de su reemplazo en el término de menos de un año. Se debe considerar, que además de dañarse con los hidrocarburos pesados, las capas desecantes pueden ser contaminadas con SH2 en presencia de oxígeno y NH3 en presencia de CO2. El sistema es aplicable cuando se pretende un contenido de agua menor a 1 libra por millón de pies cúbicos standard. Observando un cuidadoso diseño, pueden obtenerse Puntos de Rocío cercanos a los –90°F.

MÓD. III - CAP. IV: Pag. 1

CAPITULO IV - ABSORCION Y FRACCIONAMIENTO IV - I RECUPERACION HIDROCARBUROS IV - I - I Separación por baja temperatura IV - I - II Sistema estabiliación de condensados IV - II PROCESAMIENTO DEL GAS IV - II - I Fraccionamiento IV - II - II Equilibrio de etapas IV - II - III Tipos de fraccionadoras IV - II - IV Equipamiento de transferencia de calor IV - II - V Columnas absorbentes y de fraccionamiento IV - III CIRCUITOS DE REFRIGERACION IV - III - I Situación en el Proceso IV - III - II Circuito de Propano IV - III - III Recomendaciones IV - IV PROCESAMIENTO POR ABSORCION DE ACEITE IV - IV - I Principio Físico IV - IV - II Absorción refrigerada IV - IV - III Características del absorbente IV - IV - IV Caudal del absorbente IV - IV - V Velocidad en la torre IV - IV - VI Calidad del absorbente IV - IV - VII Problemas comunes IV - IV - VIII Alternativas de solución IV - V PROCESAMIENTO CRIOGENICO DEL GAS IV - V -I Caracerísticas del sistema IV - V - II Turboexpansión IV - V - III Tamiz Molecular IV - V - IV Diferentes procesos criogénicos IV - VI ENDULZAMIENTO DEL GAS IV - VI - I Componentes ácidos IV - VI - II Tipos de Proceso IV - VII SISTEMAS DE CONTROL Y SEGURIDAD OPERATIVA IV - VII - I Consideraciones generales IV - VII - II Características del GLP IV - VIII SISTEMAS DE VENTEO Y DESPRESURIZACION IV - VIII - I Aplicaciones y Normas IV - VIII - II Válvulas y elementos de seguridad IV - VIII - III Colectores de venteo

3 3 4 9 9 11 12 19 21 24 24 27 28 29 29 29 32 33 33 34 34 35 37 37 39 40 43 48 48 48 52 52 54 56 56 57 59



MÓDULO III - CAPITULO IV - ABSORCION Y FRACCIONAMIENTO IV – I RECUPERO DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN PLANTA El tratamiento de gas está fundamentalmente adecuado a sus necesidades de utilización ó transporte. En consecuencia dicho tratamiento será el más ajustado, por razones económicas de diseño, a la real utilización del mismo. En plantas de acondicionamiento del Punto de Rocío (Dew Point), las cuales como su nombre lo indica solamente acondicionan el gas para su transporte y uso, evitando inconvenientes de hidratos, los sistemas más conocidos son LTE y LTS. Plantas de este tipo, en general procesan el gas relacionado con la producción de petróleo. Por lo común, este gas asociado (solución) contiene una cantidad mayor de hidrocarburos recuperables por MCF (miles de pies cúbicos) que los gases no asociados.

Los dos tipos más generalizados son: LTE: (Low Temperature Expansion). Como su nombre lo indica realiza un expansión Joule Thompson a baja temperatura. Es iso-entálpica. LTS: (Low Temperature Separator). Este sistema iso-entrópico, realiza una separación a baja temperatura, mediante el uso de circuitos de refrigeración. En ambos casos los productos recuperados pueden fraccionarse en la planta o bien pueden abandonarla como una mezcla de líquido individual para ser separada en otro lugar.

IV – I – I

Separación por Baja Temperatura

Este es el caso donde la corriente de gas de entrada debe combinarse con etilenglicol, para prevenir la formación de hidratos durante el proceso de refrigeración y a su vez absorber parte de la humedad. La corriente de entrada luego es enfriada en un chiller usando propano líquido como medio de enfriamiento, provocando la condensación tanto del agua, como la de hidrocarburos propensos a hacerlo a tales condiciones. La mezcla de gas frío, solución de glicol y agua, e hidrocarburos condensados que salen del chiller debe ser separada en un separador de tres fases normalmente denominado “trifásico” o “separador de frío”.


La solución de glicol que incluye el agua condensada se asienta en la sección inferior del separador., de donde es descargada y regenerada en una unidad de deshidratación de glicol. Los hidrocarburos líquidos se instalan en la parte superior de la solución de glicol/agua y son descargados al proceso de estabilización de condensados o fraccionamiento.

IV – I – II

Sistema de Estabilización de Condensados

El producto a estabilizar entonces, podrá ser proveniente del sistema de refrigeración (separador de frío), tanto cómo lo descargado por los separadores de entrada a Planta. Si fuera éste último caso, es probable que la descarga sea realizada a través de recipientes lavadores previa mezcla con agua dulce para precipitar tanto el remanente de agua como las sales del flujo, o bien por Tratadores Termoeléctricos que deshidratarán el petróleo a valores de estabilización. Observar la figura de la siguiente página. El condensado, pasa posteriormente a la torre estabilizadora. Esta es un tipo de fraccionadora con o sin reflujo de cabeza, y un calentamiento de fondo por circulación a través de los hornos, con lo que se logra el calor necesario para la estabilización. Por la cabeza de la estabilizadora se obtiene una corriente gaseosa caliente que circulan a través de un enfriador, condensándose los compuestos pesados, para luego ser bombeados desde el acumulador o tanque de reflujo, nuevamente a la torre. La parte liviana en forma de gas, es desalojada para reunirse con el gas destinado al resto del Proceso. El condensado del pie de torre pasa a un calentador donde se eleva su temperatura para retornar la torre. Finalmente el hidrocarburo líquido estabilizado depositado en el fondo de la torre, es descargado a través de un intercambiador (intercambiando con el producto de entrada a la torre) hacia un enfriador, y el tanque de almacenaje.



En el esquema se observa una simplificación de los reflujos, entrada y salida. Un estabilizador entonces es una columna de fraccionamiento, diseñada para separar selectivamente las partes livianas y pesadas. En muchos casos similar a las fraccionadoras utilizadas en plantas de gasolina y refinerías, es utilizada para garantizar la obtención de la fase gas sin pérdida de los componentes comerciales, y para la recuperación máxima de los liquidos para su posterior fraccionamiento, o bien asegurar que en los períodos de almacenaje y comercialización del mismo, no registre pérdidas a la temperatura máxima a la que podrá ser sometido (Tension de vapor - TVR). Cómo ya se mencionó, existe otro tipo de estabilizadora sin reflujo en la cabeza de torre, generalmente denominada "de carga fría", la que funciona como una columna de agotamiento (stripping), donde la carga es lo suficientemente fría para prevenir las pérdidas de los componentes liquidos de almacenaje. En éste caso, en el tope de torre tiene lugar una vaporización comparable a la ocurrida en un separador. Este proceso es muy sensible a la temperatura de la carga y a la presión de trabajo, ocurriendo que al elevarse la mencionada temperatura, apareceran gradualmente pérdidas en el producto obtenido; lo que se repetirá al aumentar la presión. Existe una innumerable cantidad de condiciones de presión y temperatura a la que se podría trabajar éste tipo de equipamiento para obtener un determinado producto. Las condiciones dependerán del equipo, de las características particulares del flujo, del tipo de productos que se desea obtener y del proceso posterior de los mismos. En el croquis descriptivo de la siguiente página, tomado como ejemplo de una planta real, se pueden determinar los diferentes circuitos y combinaciones, con parámetros de presión y temperatura recomendados, para una posterior fraccionamiento de GLP.




IV – II

PROCESAMIENTO DEL GAS

El tratamiento en Plantas de gas consiste en la combinación de los procesos básicos donde se acondiciona las fases a requerimiento del Proceso o Comercialización posterior; sumados a los necesarios para la obtención de otros productos. Los procesos específicos a partir de los básicos ya realizados, pueden obtener productos libres de gases contaminantes, en condiciones de Poder Calorífico requeridas, y/o el fraccionamiento de algunos productos como pueden ser los licuables Propano y Butano, como describe el esquema siguiente.

Se requiere entonces para esta tarea, contar con el equipamiento necesario para realizar intercambios de calor, enfriamiento, fraccionamiento y para contactar y separar las corrientes a medida que son procesadas.

IV - II - I

Fraccionamiento

Una vez que los hidrocarburos líquidos han sido retirados de la corriente de gas, deben ser separados en corrientes de productos vendibles. Las corrientes de productos más comunes son el C3, C4 y C5+. Por lo general en la etapa de producción, el C3 y el C4 se encuentran combinados y se los llama Gases licuados de petróleo (GLP). La separación de estas corrientes de productos se denomina fraccionamiento y se lleva a cabo por medio de la utilización de torres de fraccionamiento.


El número de torres de fraccionamiento requeridas está en función de los productos licuables a obtener. En la figura siguiente se muestra un esquema de las torres de fraccionamiento que se utilizarían en la recuperación de hidrocarburos líquidos.

La unidad de fraccionamiento se utiliza para separar mezclas complejas de gas en productos individuales. El fraccionamiento de la mezcla en sus componentes se efectúa basándose en la volatilidad relativa (α) de cada uno. Las dificultades en la separación están directamente relacionadas con la volatilidad relativa y la uniformidad del componente básico. Virtualmente todo el gas que se procesa en una planta para obtener hidrocarburos licuables, requiere al menos una torre de fraccionamiento para poner al producto en las especificaciones tecnicas normalizadas, para su posterior comercialización.


En el regenerador se aplica calor para gasificar al líquido. Este gas asciende por la columna mientras va contactando al líquido que desciende y deja la columna por la parte superior ingresando en un condensador, donde debido a la acción de un sistema de enfriamiento, se convierte al estado líquido. Una vez licuado, ingresa nuevamente en la torre como reflujo, para evitar que el componente más “pesado” salga por la parte superior con la corriente gaseosa. A los efectos de lograr una eficiente separación de los componentes, es necesario que las dos fases tengan un intimo contacto entre sí, para lo cual se intercalan en la torre a determinados espaciamientos, bandejas o laberintos que provocan justamente este contacto entre el líquido y la corriente de gas dentro de la columna. La fase gaseosa en esta etapa, será enfriada dando como resultado la condensación de alguno de los componentes más pesados mientras la fase líquida será calentada desprendiendo los componentes más livianos. En realidad los componentes más pesados se alojarán en el fondo de la torre y el producto es denominado usualmente “producto de fondo”. En el proceso, la fase líquida es continuamente enriquecida por los componentes livianos, conformando el “producto de la cabeza”. La parte gaseosa saliendo por la cabeza de la columna, puede ser total o parcialmente condensado. En un condensador total, todo el vapor será condensado y en forma de líquido regresará a la columna componiendo el “reflujo”, manteniendo la misma composición que el destilado que sale por la cabeza de la columna o torre. En la mayoría de los casos, sólo una parte de la fase gaseosa entra en el condensador para convertirse en el líquido necesario para el proceso de reflujo. El gas, en condiciones de equilibrio con el líquido, continuará el circuito de proceso, fuera de la torre. IV - II - II

Conceptos de equilibrio de las etapas

Una columna de fraccionamiento debe ser considerada como una serie de instantáneas transformaciones (flashes) de equilibrio, con dos alimentaciones y dos corrientes de flujos en contracorriente. En la figura de la página siguiente, se puede observar que el gas entra desde la parte inferior de la columna a alta temperatura y el líquido se incorpora por la parte superior a baja temperatura. Se producirá la transferencia de calor y masas de tal manera que en la columna de procesamiento se presentará el punto de evaporación en el líquido y el punto de rocío o condensación en el vapor bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.


La composición de estas fases es relativa a la relación de equilibrio. Esta relación, que analizaremos más adelante, compromete al calor aplicado y las consideraciones del balance de materiales y compone la base para todo diseño de torres fraccionadoras.

IV - II - III

Tipos de fraccionadoras

El tipo de torre fraccionadora depende del producto que se necesita obtener y del producto de alimentación disponible. Los típicos equipos de fraccionamiento son para obtener los siguientes productos: • • • • • • •

ETANO MEZCLA DE ETANO –PROPANO PROPANO COMERCIAL. BUTANO BUTANO Y GASOLINAS GASOLINAS NATURALES MEZCLAS DE GASES CON ESPECIFICACIONES DETERMINADAS


En el siguiente esquema se aprecia un ejemplo de un sistema de fraccionamiento en cascada o tren de fraccionamiento:

Para describir el proceso de fraccionamiento de este tren asumimos que el producto de ingreso contiene una alta cantidad de etano y por lo tanto será tratado en una columna deetanizadora. Esta columna estará diseñada para operar con 425 psia que recibirá 380 moles hora de producto crudo, con 170 de propano (C 3), 1,5 de metano (C1), 24,6 de etano (C 2), 106 de butano (C 4) y 76,5 de componentes más pesados. El proceso descripto, prevé la elevación de la temperatura en el fondo a 240 ºF y el acondicionamiento a 95 ºF en el tope de la torre para el reflujo. Bajo tales condiciones el etano saldrá por la parte superior de la torre hacia un circuito de gas combustible o planta de procesamiento de otros derivados y por la parte inferior se obtendrán los más pesados, como el propano y superiores.


En la segunda etapa del tren de proceso, mediante el mismo sistema y bajo 313 psia de presión, con 135º F de temperatura de reflujo y 280 ºF para el proceso del líquido en el fondo, se obtendrá el propano por la parte superior de la torre y los componentes más pesados , ingresarán en la tercer torre. La tercera etapa opera a 100 psia para obtener un reflujo de 135º F y un acondicionamiento en el fondo a 250 ºF. De esta forma se recuperará por la parte superior el butano y por la inferior se obtendrá gasolina natural estabilizada. De esta forma, tal como se muestra en el cuadro anterior, el proceso obtiene los componentes más livianos en cada etapa, o dicho de otra forma, en todas las etapas el producto liviano se va por la parte superior y el más pesado por la inferior, fraccionando los diferentes elementos del compuesto que tendrán finalmente distintas aplicaciones y condiciones de venta, según sus usos.

A continuación se observa un corte de una torre fraccionadora con el objeto de mostrar el diseño interior para obtener un intimo contacto de las fases, donde se aprecian las bandejas y el detalle de las torres de burbujeo.


En las siguientes figuras, se podrán observar otros esquemas mostrando tambien los diseños interiores de estas torres con el sistema de contacto en la disposición de laberintos de uno, dos, tres y cuatro pasos.

La reconversión en el fondo de la torre de fraccionamiento de los líquidos en gases se hace por el incremento de la temperatura del líquido que pasa por el calentador o caldera, superando la temperatura de burbuja para las condiciones de presión establecidas. Este es el caso de la utilización del reboiler o calentador, pero el intercambio de calor o la incorporación del calor al líquido, también puede ser realizada con intercambiadores con aceite caliente o gas. El circuito de circulación puede ser por termosifón o bien por circulación forzada por bombas como se observa en el siguiente esquema:


CIRCUITO POR TERMOSIFON

TERMOSIFONES VERTICAL Y HORIZONTAL


OTRO DISEÑO PARA INSTALACION HORIZONTAL

EJEMPLO DE CALENTAMIENTO E INTERCAMBIO DE CALOR


En cuanto al producto líquido estabilizado de las columnas, se obtiene del fondo de la torre como el que se procesará calentando para el reciclo. Las posibles formas de recolección y distribución del líquido hacia las distintas corrientes, se muestran en la figura adjunta.


IV - II - IV

Equipamiento de Transferencia de Calor

La temperatura es la variable principal en los procesos de gas, por lo tanto, el equipamiento de transferencia de calor resulta esencial e importante para el proceso de planta. Los varios tipos de equipamiento de transferencia de calor incluyen, calentadores a gas directos e indirectos, intercambiadores de calor de tubo y camisa, intercambiadores de calor de tubo aletado con doble caño e intercambiadores enfriadores de aire. Intercambiadores Tipo Tubo y Camisa: Las ventajas de los intercambiadores tipo tubo y camisa son que resultan fáciles de instalar, fáciles de limpiar y de fácil disponibilidad. Sin embargo, su costo puede ser algo mayor que otros tipos que se utilicen en situaciones dadas.

Intercambiadores de Tubo Aletado con Doble Caño: Aunque los

intercambiadores de calor con caño doble poseen un bajo costo inicial, la instalación puede resultar más difícil.

Intercambiadores de Calor de Enfriamiento por Aire: Los intercambiadores de calor de enfria-

miento por aire no requieren agua para el enfriado, por lo tanto, el problema de incrustado en los tubos no es tan crítico. De esta manera, se logra obtener costos más bajos. Sin embargo, las unidades de enfriamiento por aire tienen un costo inicial mayor que los intercambiadores de calor de tubo y camisa y se limitan a los condensadores y enfriadores, donde la temperatura de salida del fluido es mayor que la temperatura ambiente de aire.


Intercambiadores de Placa y Entramado: Los intercambiadores de Placa y

Entramado son los más efectivos desde el punto de vista de los costos y los más eficientes de los que se encuentran disponibles (5 veces más que los intercambiadores de tubo y camisa). Se puede variar el área de transferencia de calor agregando o quitando las placas. Las placas están hechas de metal corrugado, lo que brinda fuerza a la placa, induce el flujo turbulento e incrementa el área de transferencia de calor. Las placas corrugadas son selladas con empaques de goma de nitrilo. Los intercambios de calor para elevar la temperatura de un flujo entonces, pueden darse mediante la utilización de intercambiadores con corrientes del mismo proceso que han alcanzado una mayor temperatura y que a su ves requieren de refrigeración. Cuando los valores a alcanzar no se pueden obtener bajo el anterior intercambio, es necesario recurrir a la acción de calentadores de fuego directo o indirecto. En el primer caso se deben utilizar bajo estricta observación y dentro de un marco de Control y Seguridad de absoluta eficiencia, dado que los mismos funcionan por la acción de un quemador, y a través de un tubo de fuego que se encontrará en contacto directo con el producto a calentar, siendo este combustible. En el caso de los indirectos, requerirán de un circuito secundario por donde fluye el fluido caliente (vapor de agua, aceites, etc.) hacia el intercambiador del proceso, retornando con menos temperatura, para posteriormente en el equipo calentador, elevar su temperatura a valores deseados. Una segunda opción para el sistema indirecto, es la que ofrecen los equipos calentadores con serpentinas de calentamiento interiores, por donde circula el flujo de proceso a calentar, mientras se encuentra sumergida en el líquido calentado directamente, como pueden ser aceites o agua.


IV – II – V

Columnas Absorbentes y de Fraccionamiento

Para resumir se puede expresar que todas las columnas de la planta tienen como propósito permitir la provisión de una mezcla para facilitar una buena separación de los componentes, ya sea por absorción, adsorción o por destilación. Columna Absorbente: Esta columna provoca un contacto de contracorriente del gas y el líquido de múltiples etapas. La alimentación de gas ingresa en el fondo y se dirige hacia arriba a través de las bandejas, a la vez que el líquido ingresa en la parte superior y fluye a lo largo de las bandejas en dirección al elemento que baja, el cual transfiere el líquido de bandeja a bandeja. El contacto entre el líquido y el gas se logra a medida que pasa a través del líquido que fluye a lo largo de las bandejas.

Algunas bandejas de plantas más antiguas tienen tapas de burbuja que cubren una pequeña chimenea de tubo de salida. Las columnas más nuevas utilizan bandejas de válvula más eficaces que consisten en orificios redondos de una o dos pulgadas de diámetro cubiertos por una válvula, de manera que la válvula tenga la libertad de abrirse y cerrarse. Otra variedad de bandeja de válvula posee ranuras con válvulas trabadas a ellas. Otros aparatos que se pueden utilizar para constituir las etapas de equilibrio necesarias son las bandejas tamizadoras, que poseen orificios redondos de una o dos pulgadas de diámetro a través de los cuales pasa el gas que le provee una gran superficie de contacto de los dos fluidos. Este tipo de columna indicada en la figura anterior, es la utilizada como torre de contacto de glicol, torre contactadora o absorvente de aceite.


Columnas de Fraccionamiento: La mezcla de producto recuperada de los procesos de gas, como la absorción o compresión, se separan en varios productos individuales utilizando un sistema de fraccionamiento. En un sistema completo de fraccionamiento el primer equipamiento, denominado desetanizador ( o deetanizador), retira todo el metano, la mayor parte del etano y algo de propano de la parte superior de la columna. Durante una operación normal, los butanos y los hidrocarburos más pesados no abandonan la parte superior de esta columna. El depropanizador es la próxima columna y aquí el propano líquido es el producto de cabeza de columna. La condensación total se logra en el condensador con el producto líquido que se lleva a almacenamiento y con la cantidad requerida de reflujo que se está bombeando otra vez hacia la parte superior de la columna fraccionadora. La última columna, llamada debutanizadora, produce butano como producto de cabeza de columna con condensado de la presión de vapor deseada como producto de fondo. La presión de vapor del condensado se puede variar según se desee, ajustando la cantidad de butano en el producto de fondo. Las variaciones de la secuencia de fraccionamiento son comunes, así como lo son las columnas adicionales para dividir el producto butano en iso-butano y butano normal o para despentanizar el condensado. El calor resulta fundamental para la separación y es agregado al rehervidor para suministrar los vapores que hacen la remoción. El intercambio continuo de componentes entre líquido y la fase gaseosa ocurre etapa por etapa dentro de las columnas. Los componentes livianos se gasifican y se mueven hacia arriba, mientras que los componentes más pesados se condensan y se mueven hacia abajo. La parte gaseosa deja la parte superior de la columna y se condensa. El producto de cabeza de columna neto deja el sistema y el reflujo es bombeado nuevamente hacia la columna para llevar a cabo el contacto de vapor líquido de contracorriente.


Las variables más importantes que afectan la terminación de la separación de los componentes son los números de etapas o bandejas y la cantidad de reflujo devuelto a la columna.

EJEMPLO DE COLUMNA DEBUTANIZADORA


IV – III

IV – III – I

CIRCUITOS DE REFRIGERACION

Situación en el Proceso

Un circuito de refrigeración tiene como objeto el enfriamiento del gas en diversas etapas de un proceso de fraccionamiento: •

Un circuito de refrigeración es posible encontrarlo combinado con la inyección de glicol, en el flujo de gas de entrada, acondicionando las fases antes de la entrada de los líquidos a la torre estabilizadora (el gas a comercialización), en donde ocurre posteriormente un proceso de fraccionamiento. En la figura adjunta se observa un esquema simplificado de un circuito de estas características.

También se puede encontrar un circuito de refrigeración colectando los gases de cabeza de torre con otros gases residuales, recibiendo posteriormente un tratamiento de deshidratación para su posterior comercialización. O también iniciando un proceso posterior a la torre tal como se observa en los siguientes esquemas, donde se aprecia el uso del sistema de frío por circulación de propano para alimentar no sólo al chiller, sino también para refrigerar el condensador de reflujo de la cabeza de la torre deetanizadora. El otro aspecto nuevo, es el sistema de regeneración de glicol, donde ya no se efectúa por fuego directo, sino por aporte indirecto de un circuito de diesel precalentado.


•

Una tercer aplicación del circuito de propano, es en las plantas de absorción refrigerada, donde se refrigera el absorbente previo a su ingreso a la torre absorbedora. Esto se hace así porque en el contacto de ambos se desprende calor y al no poder ser eliminado, su efecto es contrario al rendimiento óptimo de la absorción debido a que aumenta la tensión de vapor de los hidrocarburos disueltos a la salida de la torre y favorece la desestabilización de la misma y la tendencia al arrastre.



IV – III – II

Circuito de Propano

El enfriamiento se realiza en equipos especialmente diseñados para este fin, normalmente denominados chiller, que son intercambiadores con tubos en “U”. Operando el nivel de propano líquido en el mismo, y por lo tanto la sumergencia parcial o total de las serpentinas por donde fluye el producto a enfriar, es uno de los métodos de regular el rendimiento del circuito. La refrigeración se realiza mediante un refrigerante de primera especie como es el Propano, con un grado de pureza del orden del 99%, el cual cumple un ciclo termodinámico que se inicia en el acumulador de propano liquido, en el que se efectúa la reposición periódica del propano perdido por fugas en el circuito. Aunque algunos circuitos no lo poseen, un separador flash (o economizador) cumple la función de economizar separando dos corrientes; una gaseosa que constituye una alimentación fría interetapa del compresor, lo cual disminuye los requerimientos de potencia del mismo, y una corriente líquida a una temperatura menor que la del acumulador, lo cual permite un enfriamiento mayor en los chillers. El propano gasificado en el intercambio, sale de los chillers hacia el compresor . Luego de ser comprimido, el ciclo se completa mediante el enfriamiento del gas-propano, en los aeroenfriadores, y el retorno a los acumuladores.

circuito sin economizador


circuito con flash o economizador

IV – III – III Recomendaciones Algunos de los problemas más comunes obedecen a: a.- Mala calidad del propano de refrigeración. Hay que tratar que el propano posea muy bajo contenido de etano. Porcentajes de más del 3% de este último, traen como consecuencia presión de condensación más alta que la de diseño y en consecuencia, desde el punto de vista mecánico, una mayor solicitud de los metales, y analizado termodinámicamente un menor rendimiento volumétrico del compresor. b. - Se debe poner especial atención en la lubricación de los cilindros compresores a fin de evitar un “lavado» de los mismos y consecuentes engranaduras de pistón y camisa. Es aconsejable el uso de aceites sintéticos, no-miscibles con los hidrocarburos. Esta última observación obliga, a la instalación de un eficiente separador de aceite a la salida del compresor, de lo contrario a través del tiempo se deposita en los intercambiadores de calor disminuyendo sensiblemente la eficiencia térmica.


IV - IV PROCESAMIENTO DE GAS POR ABSORCION DE ACEITE

IV - IV - I

Principio físico

Este sistema también llamado de absorción refrigerada, además de acondicionar el punto de rocío, permite mediante un absorbente, separar en cascada, todos los pesados. La absorción implica contactar el gas crudo comprimido con un hidrocarburo líquido llamado aceite seco o en un absorbedor donde los componentes presentes en el gas de disuelvan en el aceite seco. Los componentes más pesados se disuelven más fácilmente y el aceite puede contener más de ellos que los componentes más livianos, pero algunos de los componentes más livianos también son absorbidos. La masa de gas, llamada gas residual, abandona la parte superior del absorbedor al tiempo que los componentes absorbidos se van con el petróleo rico proveniente del fondo del absorbedor. IV - IV - II

Absorción refrigerada

Hablaremos del funcionamiento de una planta de tratamiento de gas por absorción refrigerada, que es un modelo de planta muy utilizada a pesar de que se han producido avances hacia el sistema de turboexpansión. El gas llega a la planta desde las baterías, donde supuestamente ya pasó por los separadores de líquido de dichas instalaciones. Al ingresar en la planta, se le inyecta glicol y vuelve a pasar por un tren de separadores, que básicamente se diseñan en función de las presiones a manejar y a los caudales a tratar. Aquí se le retiene el líquido que pueda traer en su seno, principalmente hidrocarburos condensados en la línea de conducción. Desde los separadores el gas ingresa al sistema de enfriamiento, donde previo un intercambio gas-gas, se dirige a los chiller, equipos con un enfriador de primera especie como el propano, en los cuales debe alcanzar una temperatura de diseño que normalmente está entre los –30 a –40°C.



Si el proceso de deshidratación no fue realizado con anterioridad, aquí para evitar la formación de hidratos de gas en esta etapa de enfriamiento, se inyecta a la corriente de gas, antes de su ingreso a los intercambiadores, monoetilenglicol, finamente pulverizado. Con esto se consigue un íntimo mezclado y una consiguiente depresión en el punto de rocío del gas (desestimado en el croquis anterior). El glicol inyectado se recuperará en un separador de tipo bifásico, donde se forman dos fases liquidas: una de los hidrocarburos condensados en el enfriamiento, y otra de la mezcla glicol-agua. Dichos hidrocarburos son arrastrados por la corriente gaseosa hacia la torre absorbedora ó de absorción. La mezcla glicol-agua pasa a los regeneradores donde, mediante calentamiento, se evapora parte del agua hasta lograr la concentración deseada. Para obtener la correcta pulverización del glicol debe atenderse a la diferencial de presión de diseño (del orden de las 150/200 psi), entre la presión de inyección y la presión de la corriente gaseosa. Valores mayores ó inferiores a este, ocasionan un mal mezclado y este produce una disminución en la depresión del punto de rocío logrado en el gas. Como consecuencia de ello habrá problemas de formaciones de hidratos de gas en los equipos. El gas enfriado y los hidrocarburos condensados pasan a la torres absorbedora donde se ponen en contacto con una contracorriente de absorbente, previamente enfriado en los chiller, mediante la refrigeración con propano. Por la cabeza de la torre absorbedora sale gas residual despojado de los hidrocarburos licuables, propano y superiores. De allí el gas pasa por los intercambiadores gas-gas y luego, previa etapa de separación va al gasoducto de venta ó consumo, ó en su defecto de contarlo la planta a Reinyección, como gas excedente. El absorbente usado es generalmente un corte de kerosene obtenido en topping primario de crudo. Dado que el absorbente debe respetar la curva de destilación de diseño además del punto seco y el peso molecular, es de fundamental importancia, que dicho producto sea lo más aproximado al fluido de diseño. El absorbente rico que sale del fondo de la torre de absorción, pasa luego a la etapa de despojamiento de los hidrocarburos absorbidos mediante una serie de fraccionamiento en cascada. Primeramente pasa por un tanque de flasheo, donde mediante una caída de presión, se produce una vaporización instantánea, lo que facilita la liberación del exceso de metano y etano que indefectiblemente quedan ocluídos en el absorbente. Las corrientes gaseosa y liquida que salen del tanque flash, van separadamente como ali-


mentación del cono superior de la torre deetanizadora. Allí también va una carga de absorbente pobre y enfriado y cuya función es reabsorber los vapores de propano y superiores que llegan a la cabeza de la torre, y que se ha desprendido como consecuencia del calentamiento que sufre el absorbente rico en el fondo de la deetanizadora. La torre deetanizadora trabaja como una fraccionadora que destila etano y más livianos por cabeza. Su alimentación proviene de los dos afluentes del tanque de flash y el absorbente pobre de cabeza actúa como reflujo frío. La calefacción de fondo se logra a través de intercambiadores y de un rehervidor. La corriente gaseosa de cabeza de la deetanizadora, compuesta por metano y etano, se utiliza como gas combustible para todas las necesidades de la planta. Como este gas esta en media presión (alrededor de 284/355 PSI), el excedente se suele comprimir para llevarlo a la presión de entrada a gasoducto, dado que es gas de venta. El fondo de la deetanizadora, que es absorbente rico despojado solo de metano y etano, pasa como carga a la torre fraccionadora donde es despojado de la totalidad de los componentes absorbidos. La temperatura de fondo es conseguida a través de un circuito que permite la circulación de un efluente por los hornos de calefacción. Los productos destilados por la cabeza son condensados y parte pueden enviarse como reflujo refrío, mientras que el resto va como alimentación de la torre depropanizadora. La torre depropanizadora destila por cabeza todo el propano absorbido, mientras que el producto de fondo, butano y superiores, pasa como carga a la torre debutanizadora. En esta última se destila todo el butano por cabeza y por el fondo se recupera la gasolina estabilizada. El propano, butano y la gasolina son almacenados, previa medición para su transferencia de venta. Todos los productos deberán estar en especificación internacional de venta. IV – IV – III

Características del absorbente

La eficiencia del sistema en gran medida estará dada por las características y calidad del absorbente, por lo cual es válido mencionar algunas variables: • • • •

La absorción de un determinado componente en el absorbente, está dada por las constantes de equilibrio de los componentes en la fase vapor y liquido. Estas constantes son función de la presión y temperatura de cada plato. La masa absorbida es directamente proporcional al caudal del absorbente. El equipo en el que la operación se lleva a cabo debe estar diseñado para permitir el correcto contacto entre fases. Las velocidades del gas y del liquido deben ser tales que no se produzca la inundación de los platos de la columna, ni el arrastre del liquido por excesiva velocidad del gas. Debe mantenerse limpio para mantener la sección de paso del fluido.


• •

Asimismo el absorbente debe ser el adecuado para el proceso y aquel para el que fue diseñado. Su calidad, en cuanto a mantener su capacidad de absorción, y estar libre de contaminantes que puedan disminuirla debe permanecer constante en el proceso.

IV – IV – IV

Caudal del absorbente

El coeficiente de absorción para un componente dado se indica como: A: L / (K * V)

donde:

L: Caudal molar del absorbente; V: Caudal molar del gas; K: Constante de equilibrio Aquí se puede observar que si V se mantiene constante, es necesario mantener el caudal de absorbente para tener la capacidad de absorción deseada. Una disminución en el caudal de absorbente conlleva directamente a una disminución en la capacidad de absorción en el sistema, que se mantiene en primera instancia en el componente determinante del diseño. Esto e se puede observar muy claramente en cualquier ensayo real, donde al disminuir el caudal de absorbente, baja inmediatamente el porcentaje recuperado.

IV – IV – V

Velocidad en la torre

Es muy importante mantener la corriente de los fluidos en el equipo por debajo de la velocidad que produciría la inundación de los platos y el consiguiente arrastre de liquido por el gas. La velocidad superficial de los fluidos en la torre se define como el caudal volumétrico sobre sección transversal de flujo real. Asimismo se define a la velocidad de inundación aquella por encima de la cual el flujo adecuado no puede mantenerse, esto esta relacionado con las densidades de las dos fases por la ecuación: Vf = Cf * ( Dl - Dg ) ( Dg ) donde Cf ; es función del tipo de bandeja. En ensayos realizados prácticamente se pueden confirmar algunos datos importantes: 1. La densidad del absorbente no influye en gran medida a la velocidad de inundación. 2. Cuanto menor es la densidad del gas (mayor temperatura), mayor es su velocidad en la torre y esta puede sobrepasar la velocidad de inundación.


3. Un ensuciamiento en la torre puede resultar en una menor sección transversal de flujo, por lo tanto una mayor velocidad del gas, y esta puede sobrepasar la velocidad de inundación produciendo arrastre de absorbente.

IV – IV – VI

Calidad del absorbente

La capacidad de absorción entonces, es función de las constantes de equilibrio, el equilibrio es similar para los componentes livianos dentro de determinado rango de absorbentes. En el cálculo de diseño de la torre de absorción, un valor muy importante es el PM del absorbente y su consecuente curva de destilación. Normalmente por razones de mercado no siempre es probable encontrar un absorbente que responda a la curva ó valores de diseño. Por ensayos realizados se puede sostener que cobra mayor importancia el rendimiento de la destilación que el punto seco del absorbente, ya que todo lo que no puede destilarse son contaminantes que impiden la absorción. Por otra parte un elevado punto seco del absorbente, hace más dificultoso su enfriamiento en los chiller, pudiendo no alcanzar las temperaturas adecuadas; esto origina también una mayor temperatura en la torre de absorción, en consecuencia disminuye la densidad del gas y el consiguiente arrastre de liquido, con lo cual un aumento de densidad del absorbente va acompañado de una disminución en el JP1 que puede ingresar a la torre, finalizando este ciclo con la consecuente pérdida de producción de Propano. IV – IV – VII

Problemas comunes

Lo siguientes son algunos de los conceptos más comunes que pueden afectar el rendimiento de la torre absorbedora, en consecuencia el rendimiento de la producción de propano: • • • •

La disminución en el rendimiento de propano se debe a deficiencias en la absorción. Respetar las condiciones de diseño es fundamental para el normal funcionamiento del sistema. La calidad del absorbente se ve empeorada a través del tiempo por el ingreso de contaminantes con el gas. Acumulación de suciedad en el equipo.

Suciedad en el sistema: En los fluidos producidos en las distintas áreas, se encuentra como contaminante las parafinas. Cuando por deficiencia en al separación en las baterías las parafinas llegan a la planta de trata-


miento, estas se depositan en los separadores y; las que se encuentran disueltas o suspendidas en la gasolina precipitan en los intercambiadores gas-gas y pueden llegar por la alta velocidad del gas en los tubos del chiller a la torre de absorción. Estas parafinas llegan al equipo absorbedor y al JP1. Un calentamiento de estos enfriadores lo disuelve. El JP1, que tiene afinidad con los HC pesados (como se dijo, de C4 en adelante todos se absorben 100% en las condiciones de proceso), absorbe y disuelve estas parafinas hasta saturarse, dado que normalmente no pueden separarse en la torre fraccionadora. El resto de estas parafinas se depositan en la torre absorbedora y el equipo de enfriamiento a medida que la planta recupera sus temperaturas normales de operación. Un leve calentamiento en el sistema que se encuentra sucio, trae como consecuencia: •

Las parafinas llegan a la torre absorbedora, disminuyendo la sección libre por la que el gas circula, se produce así un aumento en la velocidad del gas y una disminución en el caudal de absorbente, dado por el arrastre producido.

•

Las parafinas precipitadas entorpecen el efectivo contacto de las dos fases (tapan los casquetes y disminuyen la altura del plato).

•

El absorbente que contiene parafinas, ha perdido porcentualmente algo de su capacidad de absorción. Podría pensarse esto como “las partículas que se encuentran suspendidas tienen un efecto de “pantalla” sobre la absorción”, entorpeciendo el contacto molecular de los fluidos.

•

En los sistemas de enfriamiento de JP1, también se produce la precipitación de la parafina que éste contiene (en el primer ciclo de enfriamiento posterior a un paro), disminuye así la capacidad del intercambio, y el JP1 no puede enfriarse a la temperatura óptima de operación; además de disminuir su capacidad de absorber propano, calienta el gas, con el consiguiente aumento de velocidad y arrastre de liquido.

Puede llegarse así a una condición de operación en que la planta se estabiliza funcionando en condiciones de menor absorción de propano y si estas situaciones se continúan repitiendo, incrementa obviamente el bajo rendimiento de la planta.

IV – IV – VIII

Alternativas de solución

Es de fundamental importancia intentar evitar el arrastre de parafinas desde las baterías. Para ello se pueden recalcular ó modificar los separadores. Los separadores pierden capacidad al irse acumulando en ellos la parafina, no reteniendo luego


los líquidos. Además es probable que las parafinas sean arrastradas como sólidos por el gas, con lo cual no son retenidas en el separador. Algunas alternativas de solución son las siguientes: • Aislar los separadores en batería y calefaccionarlos, intentando que las parafinas se separen con los líquidos. •

Si esto no fuera suficiente, se deberá instalar un equipo de filtrado del gas de manera tal de retener los sólidos que pudieran ser arrastrados.

•

Verificar que el absorbente se adecue a las especificaciones de diseño.

•

Si el producto absorbente es transportado desde otro lugar, deberá hacerse en camiones que normalmente transporten JP1, ó combustibles más livianos, nunca más pesados.

•

En el proceso el JP1 deberá ser regenerado continuamente, ya que como el regenerador funciona por evaporación y posterior condensación del JP1, es excelente para eliminar cualquier impureza sólida ó líquida que se purgará por el fondo.

•

El caudal de JP1 que ingrese a la torre deberá ser siempre el teórico, nunca por debajo, por los problemas que acarrea. (valor estipulado en el manual de operación).

•

Respetar también la temperatura del JP1 de ingreso a la torre.

•

Los controles de laboratorio deberán ser:

1. Control del JP1 recepcionado. 2. Filtrado y curva de destilación del JP1 de proceso. 3. Cuando el caudal ó temperatura de absorbente no sean los requeridos, realizar cromatografía de la torre de absorción. 4. Cuando se necesite variar el caudal de producción de C3, realizar cromatografía de la torre de absorción. 5. Instruir a todos los operadores de Planta y Campo sobre la importancia de los parámetros operativos, a efectos de analizar en conjunto las consecuencias que se ocasionan con las variaciones en los parámetros que gobiernan la operación.


IV - V

IV - V - I

PROCESAMIENTO CRIOGENICO DEL GAS

Características del Sistema

La relativamente alta recuperación del etano puede llevarse a cabo a través de la combinación de baja temperatura y circulación de aceite seco en una planta de absorción. Otros tipos de proceso para el fraccionamiento no usan el sistema de equilibrio por reflujo de productos condensados. El más importante de ellos es el sistema criogénico. El significado de la palabra de por sí identifica al proceso como transformaciones sobre la base de enfriamientos. La principal característica de estos sistemas es el concepto denominado “split-vapor”, que consiste en dividir la corriente de gas de entrada al proceso (feed gas) para generar reflujo en las torres demetanizadora o deetanizadora. Para dar un ejemplo del funcionamiento del sistema se describirá una columna demetanizadora que no posee reflujo de condensados externos y opera con muy bajas temperaturas. Si bien el diseño de la torre depende de muchos aspectos relacionados con los volúmenes y la calidad de los distintos componentes, se puede decir que el rendimiento, la eficiencia y la pureza del producto obtenido por este sistema tienen un mejor resultado que los obtenidos por el proceso común de reflujo. Las bajas temperaturas se pueden obtener mediante el principio de turbo expansión o por enfriamiento en cámaras de refrigerantes tipo chillers. La figura de la página siguiente muestra el proceso criogénico en una torre demetanizadora con la composición del porcentaje molar en cada etapa. El ingreso en la columna de fraccionamiento se produce en diferentes lugares en función de la temperatura necesaria de tratamiento. Tal como se puede apreciar en la figura, la eliminación del metano por la parte superior se producirá con el ingreso a contracorriente del flujo en la parte superior con –166 ºF de temperatura, en la parte media con –137 ºF y en la parte más baja del ingreso con –32 ºF. Por la parte inferior o fondo de torre se obtendrá líquido en equilibrio sin componente de metano a una temperatura de 8 ºF. La composición y porcentaje molar de componentes se indica claramente en cada tramo del ingreso a la torre demetanizadora. Observando el aspecto técnico fundamental del proceso de fraccionamiento, permite determinar la importancia del equilibrio de los parámetros físicos, tanto en el punto de conden-


sación (rocío) como en el punto de evaporación (burbuja)y este se podrá mantener si el volumen de reflujo y el tiempo de contacto entre el líquido descendente y el gas ascendente en la columna es el adecuado. Desde el punto de vista operativo, es de suma importancia conocer el volumen de reflujo necesario para un equilibrio perfecto y la composición de las bandejas o sistema de contacto dentro de la torre. También es de suma importancia mantener los circuitos, libres de sólidos e impurezas efectuando un mantenimiento adecuado

PROCESO CRIOGÉNICO EN TORRE DEMETANIZADORA


IV - V - II

Turboexpansión

Bajo determinadas circunstancias entonces, resulta económico procesar el gas para una alta recuperación del etano utilizando sólo temperaturas extremadamente bajas con presión moderada como las plantas criogénicas; las que son prácticas y económicas para la industria de procesamiento de gas natural con el desarrollo del turbo expander. Este tipo de proceso resulta más apropiado en aquellos casos donde el gas de alta presión se encuentre disponible y el uso final del gas a baja presión y relativamente cerca del punto de procesamiento. En este sistema más moderno y de alto rendimiento, mediante turbinas se logra una expansión, logrando temperaturas muy bajas, lo cual permite la más eficiente separación de todos los pesados, logrando una calidad comercial excelente de cualquier producto.

A medida que el gas de alimento fluye a través del expansor, se despresuriza y enfría. Allí trasmite un empuje al compresor, mediante el desbalance provocado por las diferencias de presión entre la succión del compresor y la descarga del expansor. El límite entre ambas presiones generalmente no debe exceder las 20 psi. Para diferenciales mayores se requerirá de un conjunto de trabajo en etapas. En el esquema de una planta que se observa en las próximas páginas, se puede determinar los valores de trabajo como: • Entrada al expansor aproximadamente 700 psi y – 65 °F. • Salida del expansor 215 psi y – 135 °F. Hacia la entrada de la torre demetanizadora. • Entrada al compresor aproximadamente 200 psi. Proveniente de la salida de gases de cabeza de la torre demetanizadora, por varios intercambiadores donde entrega frío recibiendo calor. • Descarga del compresor estimada en 250 psi, para un posterior enfriado, compresión y comercialización.


EJEMPLO SIMPLIFICADO DE UNA PLANTA REAL CON APROVECHAMIENTO DEL PROCESO CRIOGENICO



Se destaca en el equipamiento, la importancia del sistema de lubricación, y la particularidad y requerimientos del gas de sello. La mayoría de los problemas observados en la experiencia con éstos equipos, proviene de éstos dos rigurosos requerimientos, tanto como de las pulsasiones del flujo o las vibraciones del equipo.

IV - V - III

Tamiz Molecular

El servicio de éste sistema de adsorción y filtrado mediante cedazos adecuados al requerimiento en particular, es generalmente aprovechado en las plantas de tratamiento de gas licuado o turboexpanders. Es utilizable a muy bajas temperaturas, requiriendo bajos contenidos de agua (no se usa para líquidos) y logrando puntos de rocío de – 150 °F, y aún menores con diseños especiales y una estricta atención a los parámetros de trabajo. Si bien el costo de éste sistema es mayor que otros como el similar de alúmina activada, debe ser considerado cuando la mezcla debe llegar a concentraciones mínimas de gases a remover. El rendimiento es mucho menos dependiente de la temperatura del flujo, requiriendo menor cantidad de calor y temperatura para su regeneración. Es un tipo de alúmina con silicatos que puede ser utilizado para la retención de otros componentes del gas como es el H2S, COS o mercaptanos.


IV - V - IV

Diferentes Procesos Criogénicos

Hasta que los nuevos desarrollos hicieron su aparición en la década de los ’70, el Proceso denominado ISS (Industrial Single Stage) conformaba en esquema Estándar para Plantas de Turboexpansión. En los ’70 se desarrollaron los procesos GSP y OHR para la recuperación de líquidos que fueron más eficientes y más tolerantes al Dióxido de Carbono, por introducir un nuevo concepto. Industrial Single Stage (ISS): Se puede apreciar que la corriente Feed Gas ingresa al separador frío y su corriente de gas, luego de pasar por el expander ingresa directamente en la torre Deetanizadora, sin generar reflujo en la misma


Gas Subcooled Process (GSP): La principal característica de estos procesos fue el concepto denominado “split-vapor”, que consiste en dividir la corriente de gas de entrada al proceso (feed gas) para generar reflujo en las torres demetanizadora o deetanizadora. Ha sido la versión más utilizada para plantas de recuperación de etano, con mas de 200 instaladas en el mundo. En este proceso, parte de la corriente “feed gas” es condensada, subenfriada y flasheada hasta la presión de operación de la torre e ingresada en el tope de la misma. El resto de la corriente “feed gas” se expande en el turboexpansor e ingresa a la torre en uno o más puntos intermedios de la misma. Los líquidos fríos que ingresan en el tope de la torre actúan como reflujo, contactando y rectificando el vapor que sale del expansor, por absorción de los componentes C2+, para su recuperación en los productos de la parte inferior (pie de torre). Las elevadas concentraciones de propano en la corriente de líquido fría colaboran para reducir la cantidad de dióxido de carbono que se concentra en la parte superior y más fría de la torre, permitiendo una recuperación superior de niveles de etano, sin congelamiento del dióxido de carbono.


OverHead Recycle Process (OHR): Emplea la configuración de dos columnas, retirando la corriente de vapor del tope de la torre absorbedora que ingresa al condensador para generar el reflujo a la parte superior de la torre absorbedora. Los líquidos fríos producidos por contacto y rectificación del vapor que sale del expander, absorben los componentes C3+ en el pie de la segunda columna.

En la década de los ’80 se desarrolla una nueva generación de procesos de los cuales se describen, para el caso de recuperación de Propano y superiores, los siguientes. Split-Flow Reflux (SFR): La corriente split-vapor flasheada es usada para enfriar la corriente de salida de tope de deetanizadora, antes de alimentarla a un punto intermedio de la misma. El líquido condensado de la corriente de salida del tope de la torre, es separado y retornado a la parte superior de la torre como reflujo.


Improved Overhead Recycle (IOR):

El líquido producido en la parte superior de la torre absorbedora, es inyectado a la deetanizadora como su corriente de tope para rectificar los vapores que fluyen hacia arriba en dicha torre, mientras que el líquido del pie de la torre absorbedora es parcialmente vaporizado para enfriar la corriente de gas de entrada al proceso, reduciendo la carga de enfriamiento de la planta y la carga en el reboiler de la deetanizadora. Ya para los ’90 se desarrolla el proceso SCORE Single Column Overhead Recycle Process (SCORE): En ël, se integran el sistema de 2 columnas de los procesos OHR o IOR, como una sola columna compuesta con una extracción intermedia lateral de gas, haciendo uso más eficiente de la refrigeración disponible y teniendo en consecuencia considerables ventajas en términos de costos de inversión de la planta



IV – VI IV – VI – I

ENDULZAMENTO DEL GAS

Componentes ácidos

Muchos gases naturales disponibles para el procesamiento, manifiestan contenidos de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) (ácido sulfídrico) o Dióxido de Carbono (CO2) (anhídrido carbónico), aunque existen otros gases nocivos como los Mercaptanos (RSH), el Disulfuro de Carbono (CS2) o el Sulfuro de Carbono (COS). Es normal encontrar los primeros, presentes en la mezcla superando los valores admitidos por las normas de transporte o Seguridad Ambiental o Personal. Por ésta razón, y por los daños que producen en equipos y cañerías al ser altamente corrosivos bajo ciertas condiciones, se hace necesario removerlos. Remover los componentes que hacen que un gas sea ácido entonces, se denomina endulzar el gas. La selección de un proceso de endulzamiento, generalmente realizada dentro de un contexto de relación costo-beneficio, dependerá de varios factores: • • • •

Tipo de contaminantes a remover. Concentración de los contaminantes y grado de remoción requerido. Selectividad requerida Cuando se trate de sulfuros, si se requiere la recuperación de azufre como tal.

IV – VI – II

Tipos de Proceso

Plantas de Aminas: Uno de los materiales más comúnmente usados para la remoción de los gases ácidos es una solución de monoetanolamina (MEA – derivado del amoníaco). Otros químicos usados para remover gases ácidos son la dietanolamina (DEA) y el Sulfinol (mezcla de sulfolano, disopropanolamina y agua). Los dos primeros productos químicos remueven los gases ácidos a través de una reacción química, mientras que el Sulfinol trabaja sobre la base de una reacción química más una absorción física. Las llamadas aminas selectivas (ej. MDEA), absorben preferentemente SH2 sobre CO2. Las aminas formuladas, son ofrecidas por diferentes firmas de tecnología de procesos, preparadas en base a MDEA, que mejoran las perfomances en las plantas de tratamiento.


Contactor de Amina Regenerador de Amina


Plantas con Tamices Molectulares o Membranas: Los tamices moleculares operan con los mismos principios ya comentados anteriormente en otros procesos del tipo adsorción, y son regenerados con calor de la misma manera que se realiza en ellos. Igualmente se utilizan los diferentes grados de permeabilidad, permitiendo el pasaje de ciertos productos selectivamente.

Planta de Recuperación de Sulfuro: El sulfuro simple es producido a partir del sulfuro de hidrógeno en gas ácido a través del proceso Claus, durante el cual se provoca una reacción sobre el sulfuro de hidrógeno con el oxígeno del aire. El gas ácido y el aire reaccionan no catalíticamente por combustión en un horno o hervidor de tubo de fuego.


La mayor parte del gas es enfriado para condensar el azufre, el cual es removido. Parte del gas más caliente es combinado con el primer efluente condensador para obtener la temperatura deseada de entrada del primer reactor. La reacción del sulfuro de hidrógeno y del dióxido de sulfuro acompañados por un aumento de la temperatura tiene lugar catalíticamente en el reactor luego de lo cual el efluente es enfriado y el azufre es condensado y removido. El gas del segundo reactor es recalentado por intercambio con el efluente del primer reactor. La reacción posterior en el segundo reactor produce más azufre, el cual es condensado y removido en el condensador final. El gas luego se dirige hacia un incinerador donde todo resto de componente de azufre es incinerado hasta obtener dióxido de sulfuro y descargado hacia la atmósfera. La conversión de sulfuro de hidrógeno en azufre puede exceder el 96 por ciento en una planta de estas características, pero depende del contenido de sulfuro de hidrógeno del gas ácido. Un tercer reactor puede alcanzar una recuperación de 97+ por ciento.


Lechos no Regenerativos: Algunos gases contienen lo que equivale a sólo cantidades de rastros de sulfuro de hidrógeno, pero la concentración puede exceder en varias veces la especificada en el contrato de gas para la venta. La esponja de hierro consiste en óxido de hierro depositado sobre trocitos de madera o viruta. El óxido de hierro es convertido en sulfuro de hierro al endulzar el gas y posee una vida relativamente corta. IV – VII

IV – VII – I

SISTEMAS DE CONTROL Y SEGURIDAD OPERATIVA


Al ser dirigido el presente trabajo a quienes realizan tareas operativas de Campo y Planta, en el desarrollo de cada instalación o equipamiento se ha hecho referencia a los sistemas de control adecuados. Por otro lado en los capítulo X “Control de Procesos”, XI “Transmisión y Control” y XII “Elementos de Control Final”. No obstante lo citado anteriormente, es oportuno realizar algunos comentarios generales al respecto: Instalaciones en Campo y Planta Sin desmerecer los criterios, normas y recomendaciones para las instalaciones de Campo, es menester considerar un tratamiento más riguroso en lo que respecta a las Plantas, merced a las características que destacan a éstas, reuniendo equipamiento de diferente naturaleza (muchos con fuente de calor o fuego) en un predio físicamente reducido. Al aumentar la proximidad de los equipos de distinta especie, aumentarán las condiciones de riesgo potencial. Al aumentar la actividad del personal permanente, aumentarán eventualmente las posibilidades de accidentes con consecuencias para los mismos. Debido a la naturaleza inflamable de los hidrocarburos procesados, el personal operativo debe tener perfectamente claras las condiciones de riesgo y prevención (y permanentemente presentes) que son el marco de sus tareas cotidianas.


Sistemas de protección Pasiva y Activa En términos generales, entre las pautas tomadas en consideración para el diseño de instalaciones de Plantas, se implementan las llamadas pasivas y activas. En las reformas o ampliaciones posteriores, no se debe permitir desmerecer o descuidar ésta actitud inicial. En éste punto, es importante atender a que todas las Normas (generalmente internacionales), deben igualar o superar las pautas y objetivos de la Legislación Local vigente. Protección Pasiva: Consiste en todo lo desarrollado preventivamente en instalaciones o prácticas. Algunos Ejemplos: • • • •

Establecer una distancia entre los equipos a proteger, y la fuente potencial de fuego o gas de acuerdo con las normas. La construcción de taludes o muros contenedores en el perímetro de los tanques de almacenaje de hidrocarburos líquidos. Instalación de sistemas de presurización externa y alivio en tanques de almacenaje de productos líquidos combustibles (blanket). Adopción de sistemas de protección de seguridad en todos los galpones o salas con fuente interna de peligro, ya sea por métodos de extracción o presurización.

Protección Activa: Generalmente basada en consideraciones relacionadas con la posibilidad de incendios. Algunos Ejemplos: • • • • • •

Sistema de agua contra incendio, con monitores y válvulas operados manualmente ubicados a un mínimo de 15 metros del equipo a proteger. Sistemas de espuma contra incendios. Sistemas de enfriamiento preventivo (tanques y depósitos de propano). Extinguidores manuales. Presencia de personal entrenado al respecto o “bomberos”. En algunos casos equipos autobombas.

Compromiso del Operador Como se observa en lo comentado precedentemente, en líneas generales no son involucradas las variables de proceso en las actividades preventivas de riesgos mayores. El objetivo generalizado del Control de Proceso es asegurar que se manejarán todas las etapas del mismo, dentro de los rangos de calidad óptimos. Dentro de las variables de proceso, para las cuales el Operador dispone de sistemas de detección y control, inobjetablemente involucradas con aspectos de Seguridad o riesgos mayores a medio ambiente, equipos y personas, se encuentran:


• • •

Nivel Presión Temperatura

Nivel: Un controlador de nivel normal, establecerá el rango (permitiendo una variación determinada) óptimo del mismo. Un controlador de Alto Nivel o Alto-Alto Nivel, será un sistema de SEGURIDAD destinado a prevenir riesgos mayores. Presión: Un controlador de presión normal, establecerá el rango (permitiendo una variación determinada) óptimo del mismo. Un controlador de Alta Presión o Alta-Alta Presión, será un sistema de SEGURIDAD destinado a prevenir riesgos mayores. Temperatura: Un controlador de temperatura normal, establecerá el rango (permitiendo una variación determinada) óptimo del mismo. Un controlador de Alta Temperatura o Alta-Alta Temperatura, será un sistema de SEGURIDAD destinado a prevenir riesgos mayores. Lo mismo puede ocurrir con los sensores de Baja o Baja-Baja señal de las variables, los que también manifestarán entonces, no solo condicioness que involucran un inadecuado proceso, sino que probablemente son indicativos de situaciones de inminente riesgo. En este contexto es de suma importancia la labor de testeo diario de los elementos y sistemas mencionados, para asegurar el funcionamiento cuando su accionar sea requerido por el proceso.

IV – VII – II

Características del GLP

El termino «Gas Licuado de Petróleo» describe un producto compuesto por uno o por la mezcla de los siguientes hidrocarburos: propano, propileno, isobutano, butano normal o los butilenos. Estos hidrocarburos son gases a presiones y temperaturas normales, sin embargo son licuables bajo presión lo que facilita enormemente su transporte y almacenaje. Al despresurizar el envase o recipiente donde están contenidos vuelven al estado gaseoso. Propiedades El GLP de fuentes naturales consiste principalmente de propano, isobutano y butano normal. Sin embargo el GLP manufacturado, es decir proveniente de los procesos de craqueo de refinerías contienen además cantidades substanciales de propileno y butilenos. Además en el GLP pueden estar presentes pequeñas cantidades de etano, etileno, isopentano y pentano normal.


La presión de vapor ejercida por un GLP a una temperatura dada depende de los porcentajes y presiones de vapor de los gases individuales que lo componen. El GLP y todos los hidrocarburos que lo componen son fácilmente inflamables. Esta propiedad hace sea usado como combustible, se torne peligroso si no se lo maneja correcta y cuidadosamente. Todos los hidrocarburos que componen el GLP son mas pesados que el aire y es importante tenerlo en cuenta porque cuando se escapa de un confinamiento, especialmente en grandes cantidades, tiende a asentarse en las partes bajas tales como sótanos, huecos y otras cavidades. El GLP producido del gas natural es incoloro, insípido e inodoro, por lo tanto debe agregársele una substancia odorizante para que el olor sirva de aviso indicador de fugas o escapes de gas y de que una posible mezcla explosiva esté presente. El GLP no es tóxico. Sin embargo, donde existe una alta concentración de gas a menudo hay deficiencia de oxigeno (falta de aire) y como 17% por volumen de oxigeno es necesario para mantener la vida humana (el aire tiene 21%) la inhalación de altas concentraciones puede ser peligrosa. Aunque el GLP existe en estado gaseoso bajo condiciones normales de presión temperatura, puede licuarse prontamente de las siguientes maneras: 1. reduciendo la temperatura, 2. aplicando presión, 3. reduciendo la temperatura y aplicando presión. Luego puede ser transportado, almacenado y manejado fácilmente como líquido, reteniendo todas las ventajas de un combustible gaseoso. Por lo tanto es importante, si ha de usarse como un gas, que todos los hidrocarburos que lo componen pasen a la fase gaseosa a cualquier temperatura sobre sus puntos de ebullición cuando descargan a la atmósfera. Comportamiento del GLP durante un incendio o explosión La gasolina y líquidos inflamables similares, a menos que contengan cantidades excepcionales de compuestos altamente volátiles tales como propano y butano, permanecen como líquidos cuando se descarga de un envase, excepto por una evaporación lenta a la atmósfera. Cuando el GLP se descarga, se expande rápidamente del estado liquido al gaseoso. Mezclado con aire en las proporciones apropiadas y próximo a una fuente de ignición arderá; y si la mezcla esta confinada la combustión puede tomar la forma de una explosión.


El margen explosivo o inflamable para el butano normal puro por volumen en aire es 1.8 % a 8.4 %, para propano puro 2.4 % a 9.5 %, para gasolina 1.3 % a 6 % y para gas manufacturado 5 % a 45 %. Cuando el GLP se descarga o derrama en pequeñas cantidades, se vaporiza rápidamente y se mezcla con el aire. Generalmente se disipará sin peligro, pero si esto no ocurre y se prende por una chispa, una llama libre, u otra fuente de ignición, queman rápidamente. Sin embargo, el incendio, probablemente no será serio a menos que el GLP este confinado. Por el contrario cuando el GLP se derrama en grandes cantidades, el volumen puede ser tal que el gas se esparcirá sobre un extensa área, en concentraciones que son inflamables. Si hay una fuente de ignición en ese área resultará una combustión acelerada. Aún cuando los gases no estén confinados, la expansión de grandes volúmenes incendiados es algunas veces tan grande que la fuerza es casi tan violenta como si hubiera ocurrido una explosión. Una idea de la magnitud de los volúmenes de gas presentes en una emergencia se ilustra por el hecho de que 4.000 galones de propano liquido (15142 litros), cuando se descargan a la atmósfera, se expanden rápidamente del estado liquido al gaseoso en una relación de 270 a 1 y sé convierten en algo mas de 1.000.000 de galones (aproximadamente 130.000 pies cúbicos) de gas altamente inflamable.

IV – VIII

IV – VIII – I

SISTEMAS DE VENTEO Y DESPRESURIZACION

Aplicaciones y Normas

Dentro de las variables de proceso en condiciones de manifestar excesos que originen inconvenientes serios, daños y/o accidentes, indudablemente se encuentra la presión. Las instalaciones que conducen los flujos y los equipos que participan en el tratamiento, deben disponer de alternativas que protejan tanto los mismos elementos como las consecuencias posteriores que pudieren generar. Para expresarlo más claramente, vale citar el ejemplo de que si una válvula de alivio por sobrepresión se diseña y es instalada para proteger un determinado recipiente, consecuentemente se debe determinar a donde es dirigido el alivio y en qué condiciones. Si bien los aspectos mencionados dependerán claramente de cada situación en particular, los lineamientos generales, y aún muchos específicos, son establecidos por normas que, en la mayoría de los casos coinciden en adoptar las Empresas.


En el caso de las Normas del API al respecto de los Venteos y Despresurizaciones, vale citar la RP 520, RP 521, Std. 526, Std. 527, Std. 528, RP 14C (Plataformas off shore) y Std. 2000.

IV – VIII – II

Válvulas y Elementos de Seguridad

Para todos lo equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, es recomendable la comprobación o chequeo periódico de sus límites de capacidad. Tales comprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser el Test Hidráulico, Radiografías o Ultrasonido. No obstante los separadores torres u otros recipientes presurizados, poseen sistemas de seguridad permanentes, que están compuestos por más de un elemento o válvulas para proteger el equipo y regular la operación. Todo lo que ofrece riesgos debe tener doble accionamiento, como ser descarga de líquidos, descarga de gas y válvulas de seguridad. Todo recipiente presurizado debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguridad (convencionales o con fuelle), calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presión máxima que soporta el equipo y además, un disco de ruptura que se destruya con un 10% de presión menor a la máxima del equipo. Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprime o afloja la tensión del resorte, recomendando su instalación previamente calibradas en Banco de Instrumentos. Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, a estampa sobre la Placa de Calibrado. Necesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo de válvulas. La experiencia de algunos campos indica el recambio por otra calibrada cada 6 meses, otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son sometidas. Con los ciclos de recambio mencionados se evita también el que las mismas corran riesgo de «pegarse» y no funcionar correctamente en el momento necesario. Los discos de ruptura son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso de una sobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que la presión interna actúe sobre la parte hueca, “cóncava”. Si la presión máxima del equipo es de 1000 psi la válvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900 psi. Tan importante como la presión, es la temperatura de diseño de ruptura del disco.



IV – VIII – III

Colectores de venteo

Los colectores de venteo a donde se encontrará dirigidas las descargas de las válvulas de seguridad o alivio, deberán condicionarse a ciertas características que también están especificadas en las normas, de las cuales mencionamos algunas de las más importantes: •

Contrapresión del sistema, el mismo estará diseñado para una contrapresión máxima de 10 % del set en las válvulas convencionales, y hasta 50 % del set en las válvulas de fuelle.

•

Velocidad máxima recomendada, los colectores de venteo deberán diseñarse para una velocidad de 0.5 Match en la cañería.

•

Pendiente, se recomienda mantener una pendiente hacia la antorcha de 1 %.

•

Ingreso al colector, la recomendación para la cañería de conexión de la descarga de la válvula al colector, es que sea desde arriba y a 45°.

•

Diámetro, conservar diámetros crecientes hasta la antorcha.

•

Separador de antorcha, instalar un separador antes de la antorcha de diseño por gravedad para separar gotas de hasta 600 µ a presión atmosférica, previendo la recuperación de los líquidos allí acumulados.

MÓD. III - CAP. V: Pag. 1

MÓDULO III - CAPITULO V - CALEFACCIÓN

V-I V-I-I V - I - II

CALOR Y TEMPERATURA Conceptos generales Medida de la temperatura

1 1 3

V - II V - II - I V - II - II V - II - III V - II - IV V - II - V V - II - VI

TRANSFORMACION DE LOS CUERPOS Dilatación de cuerpos sólidos Dilatación de líquidos Dilatación de gases Calor absorbido o cedido por un cuerpo Propagación del calor Cambios de estado

5 5 7 8 9 11 14

V - III V - III - I V - III - II V - III - III V - III - IV V - III - V

CALENTADORES Introducción Calentadores directos Calentadores indirectos Calentadores indirectos abiertos Calentadores indirectos cerrados

17 17 18 21 22 23

V - IV V - IV- I V - IV- II V - IV - III V - IV - IV

COMBUSTIÓN Productos de la combustión Quemadores Regulación de la mezcla aire combustible Circuitos de alimentación de gas

25 26 27 29 30



MÓDULO III - CAPÍTULO V - CALEFACCIÓN V - I CALOR Y TEMPERATURA V-I-I

Conceptos generales

En la vida cotidiana, generalmente, no se hace distinción entre las nociones de calor y de temperatura y el concepto que una persona tiene por primera vez acerca del calor surge de sensaciones subjetivas, es decir, por la acción que producen en nuestra piel los cuerpos fríos o calientes. Sin embargo, en física es indispensable realizar la distinción entre calor y temperatura. Durante siglos se pensó que el calor era un fluido; recién a fines del siglo pasado se asoció el concepto de calor con el de energía. Por cantidad de calor que se encuentra en un cuerpo, se entiende el contenido energético que posee ese cuerpo, en forma de energía cinética debida al movimiento desordenado de sus moléculas. Es energía en movimiento. El concepto de temperatura surge también de una sensación subjetiva, que se experimenta al acercarcos a un cuerpo y sentir si está frío o caliente. Pero en realidad, esta noción de temperatura resulta ineficiente, pues no podemos definir con claridad el nivel de “frío” o “caliente” en que se encuentra un cuerpo. Ya se definió el calor como energía en movimiento, debida al movimiento molecular, al estado de agitación de sus moléculas. De esto se puede establecer que cuanto mayor sea la energía cinética media de las moléculas, tanto más caliente estará, y cuanto menor sea la energía cinética media, tanto más frío estará. Por lo tanto, si la temperatura es una propiedad de la materia relacionada con la energía cinética media de las moléculas de un cuerpo, se puede decir que: 1.

Un cuerpo tiene una temperatura elevada cuando la energía cinética es elevada.

2.

Un cuerpo tiene una temperatura baja, cuando la energía cinética es baja.

Puede suceder que un cuerpo se enfríe tanto que sus moléculas queden inmóviles, o sea que la energía cinética media tienda a cero. En este caso el cuerpo habrá adquirido la mínima temperatura posible. Es la temperatura denominada del cero absoluto. Entonces, respecto a la temperatura, se puede definir que: La temperatura es la expresión del estado térmico del cuerpo, es decir, el nivel alcanzado por el grado de agitación de sus átomos y moléculas debido a la acción de la energía térmica.


Cuanto mayor sea la vibración o el movimiento de los átomos, mayor será la temperatura del cuerpo. Esta mayor o menor vibración o movimiento, es el efecto que se origina sobre el cuerpo, debido a la entrega o quita de calor. Por lo tanto, se puede decir que el calor es la causa que origina el calentamiento de los cuerpos mientras que la temperatura es el estado que adquiere ese cuerpo por efecto del calor recibido. La mayor o menor cantidad de calor almacenada por un cuerpo depende, primero de su masa, ya que cuantas más partículas haya en movimiento, mayor será la energía de todas ellas; y segundo de la mayor o menor rapidez con que las partículas se muevan ya que , por ejemplo, una partícula que vibre con una determinada frecuencia y amplitud tendrá menos energía que otra análoga que lo haga en una mayor frecuencia y de más amplitud. Para dar una idea comparativa entre calor y temperatura, se consideran dos tanques de agua de diferentes formas como se ven en la figura; uno en el que haya mucha cantidad de líquido, pero tenga poco nivel, poca altura (A) y el otro, con poca cantidad de líquido pero con una gran altura o nivel (B). De la misma manera, existen sustancias que almacenan mucho calor con poca cantidad de temperatura (el tanque de mucho líquido con poco nivel), como es el caso del agua, por ejemplo, que se calienta mucho, (absorbe mucho calor) pero eleva poco su temperatura (no levanta mucho el nivel); y existen otras sustancias que absorben poco calor (poca cantidad de líquido en el tanque) y levantan mucho su temperatura (elevan mucho el nivel del tanque), es el caso del cinc por ejemplo.

A

B

Cuando dos cuerpos se ponen en contacto, será la temperatura la que determinará el sentido en que tendrá lugar el intercambio calórico entre ambos; la energía calórica no pasará del que posea más calor al que posea menos, sino del que se encuentre a mayor temperatura al que se encuentre a una temperatura menor. Siempre se verifica que el cuerpo más caliente (el que está a mayor temperatura) cede calor al más frío. Los cuerpos tienden a equilibrar sus temperaturas, no así sus cantidades de calor, de manera que si dos cuerpos se encuentran a la misma temperatura, están en equilibrio térmico y no se produce ninguna transferencia de calor.


V-I-II

Medida de la temperatura

La termometría estudia los distintos procedimientos tendientes a determinar o medir la temperatura de los cuerpos y/o sustancias. Dado que existen ciertas propiedades que poseen los cuerpos que dependen de la temperatura a que éstos se encuentran, resulta lógico recurrir a aquellas cuya variación con la temperatura sea más fácil de observar. Las de mayor aplicación en la práctica son las siguientes: 1. 2. 3. 4. 5.

La longitud de un sólido. El cambio de volumen de un líquido. La variación de presión de un gas. El cambio de color de una sustancia incandescente. La resistencia eléctrica de un alambre.

Todas estas propiedades han sido utilizadas para construir distintas clases de termómetros, definiendo como tal a cualquier instrumento o dispositivo empleado para la medición o determinación de la temperatura. En general los termómetros se basan en variaciones de las dimensiones de un cuerpo en función de su temperatura, o sea de su dilatación o variación de volumen, la que debe ser lo suficientemente notable como para proporcionar un medio para medir la temperatura. Un siglo después que Galileo Galilei inventó el primer termómetro en el año 1593, fue el físico Gabriel Fahrenheit quien recurrió al uso del mercurio como líquido termométrico, por las ventajas que presenta este metal al estado líquido: a) b) c) d)

Es muy visible, aún en capilares, debido al brillo y color. Es un líquido que “no moja” las paredes, por lo que no quedan gotas adheridas. Es un excelente conductor del calor, se contrae y se dilata ante pequeñas variaciones de la temperatura. Se solidifica a muy baja temperatura (-39°C) y entra en ebullición a 357 °C.

Para poder expresar numéricamente la temperatura de un cuerpo hay que empezar por elegir dos puntos fijos, es decir, dos situaciones físicas bien conocidas y fácilmente reproducibles, a cuyas temperaturas se asignan unos valores numéricos arbitrarios. Estos puntos fijos suelen ser: Punto fijo inferior: correspondiente a la temperatura de congelación o solidificación del agua. Punto fijo superior: correspondiente a la temperatura de ebullición o evaporación del agua.


Ambas referencias deben ser medidas cuando la presión es de una atmósfera. Con estos dos puntos fijos se han establecido, entre otras, las siguientes escalas de temperatura: Escala Centígrada Se debe al astrónomo sueco Anders Celsius la creación de esta escala, donde se asignan los valores de 0 °C (cero grado Celsius) y de 100 °C (cien grados Celsius) a los puntos de congelación y de ebullición del agua destilada respectivamente. El intervalo entre una y otra temperatura se divide en 100 partes iguales, llamadas grados Celsius (°C). Por arriba de los 100 °C se continúa con la escala, y por debajo de 0°C también, pero con signo negativo. Escala Fahrenheit Como quería evitar lecturas negativas, se asignó el valor cero (punto inferior) al punto de congelación o solidificación de una mezcla de una sal (cloruro de amonio) y hielo en ciertas proporciones y como punto superior se adoptó el de ebullición de agua destilada a presión normal, pero se le asignó un valor arbitrario de 212 °F (doscientos doce grados Fahrenheit), dividiendo el intervalo comprendido entre ambas temperaturas en 180 partes iguales, llamadas grados Fahrenheit (°F). Las conversiones se pueden realizar utilizando las siguientes fórmulas: °C = (5/9) (°F - 32)

°F = [(9/5) °C + 32]

En el siguiente cuadro se pueden observar distintas temperaturas en diferentes escalas.

CUADRO 1 CUADRO COMPARATIVO DE LAS ESCALAS DE TEMPERATURA °Kelvin

°Centígrado

°Ranquine

373,2

100

672

212

273,2

0

492

32

0

-273,15

0

°Fharenheit

-460

Puntos de referencia Ebullición agua a p. atmosf. Solidificación del agua

Cero absoluto


V - II

TRANSFORMACIONES DE LOS CUERPOS

Al calentar un cuerpo, éste experimenta transformaciones de muy diversos tipos. Algunas de ellas son físicas (dilataciones, cambios de estado) y otras son químicas (combustiones, oxidaciones). V-II-I

Dilatación de cuerpos sólidos

Se entiende por dilatación a la variación del volumen de un cuerpo por efecto de la temperatura. Analizando la estructura interna de los sólidos podemos comprender por qué se dilatan. Los átomos que integran dicha estructura están distribuidos en forma regular y ordenada, conformando lo que se denomina una red cristalina. Cuando la temperatura aumenta, la distancia media entre los átomos también aumenta y en consecuencia se produce una dilatación de todo el cuerpo sólido, en todas direcciones, es decir se dilata según sus tres dimensiones (dilatación lineal, superficial y volumétrica). Dilatación lineal: La dilatación es lineal cuando la magnitud modificada es predominantemente una longitud, es decir cuando sufre un alargamiento respecto de su sección transversal. Se calcula por la siguiente fórmula: L2 = L1 (1 + K * T) donde: L1 = longitud original a la temperatura T1 L2 = longitud luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2 T = diferencia de temperatura, (T2 - T1) K = coeficiente de dilatación lineal y se mide en 1/°C. El mismo se puede observar para algunos compuestos: COMPUESTO hielo plomo zinc aluminio cobre acero vidrio ordinario vidrio pirex

COEFICIENTE DE DILATACIÓN LINEAL ( K ) 0.000051 0.000029 0.000026 0.000023 0.000017 0.000012 0.000009 0.000003


Ejemplos característicos de dilatación longitudinal se presentan en los rieles de ferrocarril, líneas eléctricas tendidas, puentes, cañerías, etc. Dilatación superficial: Es el aumento de la superficie de un sólido por efecto de la acción del calor y en virtud del aumento de temperatura. En este caso se produce una dilatación en dos direcciones, en forma preponderante. Generalmente se produce en cuerpos de una gran superficie, es decir con espesores relativamente pequeños respecto a la superficie. Se calcula con la siguiente fórmula: S2 = S1 (1 + 2K * T) donde: S1 = superficie original a la temperatura T1 S2 = superficie luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2 T = diferencia de temperatura, (T2 - T1) K = mismo coeficiente de dilatación lineal, ya indicado anteriormente. Para su cálculo se observa que se emplea el mismo tipo de ecuación anterior, inclusive con el mismo valor del coeficiente de dilatación lineal, tan solo que se lo debe multiplicar por 2 y en lugar de la longitud, se toma la superficie. Dilatación volumétrica: Se produce cuando se calienta un cuerpo cuya forma hace que la dilatación se produzca en las tres dimensiones (por ejemplo en una esfera o un cubo). El estudio de esta clase de dilatación es similar al efectuado respecto de la dilatación lineal y superficial. Se calcula con la siguiente fórmula: V2 = V1 (1 + 3K * T) donde: V1 = volumen original a la temperatura T1 V2 = volumen luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2 T = diferencia de temperatura, (T2 - T1) K = mismo coeficiente de dilatación lineal, ya indicado anteriormente, tan solo que en esta fórmula se lo debe multiplicar por 3.


V-II-II

Dilatación de líquidos

Dado que las fuerzas de cohesión entre las moléculas de los líquidos son muy débiles, cuando se les proporciona calor la dilatación que experimentan ante un determinado aumento de temperatura es mucho mayor que la de los sólidos. Su dilatación se entiende siempre que es cúbica, pues los mismos ocupan un determinado volumen dado por el recipiente que los contiene, el que también se ha de dilatar. Dada la dilatación del recipiente, que se produce al mismo tiempo, la dilatación de los líquidos que se observa es sólo aparente. La dilatación volumétrica absoluta de un líquido (Vtotal) estará expresada por la suma de la dilatación del recipiente (Vrec) más la del líquido (Vliq). Vtotal = Vrec + Vliq Si el recipiente es de un coeficiente de dilatación muy pequeño, por ejemplo un vidrio pirex, la dilatación aparente será muy aproximadamente igual a la real. La fórmula para calcular la dilatación del líquido es igual a la aplicada para la dilatación cúbica, tan solo que el coeficiente no será el de dilatación lineal sino que corresponderá utilizar el coeficiente de dilatación cúbica para los líquidos. La dilatación se calcula con la siguiente fórmula: V2 = V1 (1 + R * T) donde: V2 = volumen final en m3 a la temperatura t2 V1 = volumen inicial en m3 a la temperatura t1 T = diferencia de temperatura (t2 - t1) R = coeficiente de dilatación cúbica de líquidos. Se obtiene de tablas y se mide en 1/°C. En la siguiente tabla se puede observar el valor de este coeficiente para algunos productos:

COMPUESTO éter etílico acetona benceno petróleo mercurio agua

COEF. DE DILATACIÓN CÚBICA (R) 0.0015 0.0013 0.00117 0.0009 0.00018 0.0001


Es sabido que cuando la temperatura de un líquido aumenta, el volumen de éste también aumenta y, a la inversa, cuando la temperatura decrece, el volumen del líquido disminuye. Sin embargo, existen algunas excepciones a este comportamiento, siendo una de ellas, el agua, que se comporta de una manera completamente irregular respecto del calor. Cuando la temperatura aumenta entre 0°C y 4°C, el agua se contrae, es decir, disminuye su volumen, aumentando por consiguiente su densidad (masa por unidad de volumen). Cuando la temperatura continúa aumentando a partir de los 4°C, entonces empieza a aumentar también su volumen, comportándose como cualquier sustancia común; en virtud de ello disminuye su densidad. El agua presenta su máxima densidad y su mínimo volumen a los 4°C; por debajo y por arriba de esta temperatura el volumen aumenta disminuyendo su densidad. Este fenómeno se conoce como anomalía del agua. En la figura se observa el comportamiento del agua entre 0 y 10°C.

V-II-III

Dilatación de los gases

En el caso de los gases, entre todos los cuerpos de la naturaleza, éstos son en los que mejor puede observarse el fenómeno de la dilatación por efecto del calor. Dada su gran compresibilidad, bastará una pequeñísima variación de la temperatura, para que se produzca una considerable variación en el volumen del gas en estudio. También se producen variaciones del volumen debido a muy pequeñas variaciones de la presión a la que esté sometida la masa de gas. Significa que tanto el volumen como la presión de cualquier gas, pueden variar a un mismo tiempo, a medida que varía la temperatura, constituyendo estos parámetros lo que se denomina las variables de estado de un gas. En la medida que dos de dichas variables se modifiquen, permaneciendo la otra constante, se dice que el gas experimenta una transformación, como por ejemplo, transformación isotérmica, (a temperatura constante); transformación isobárica (presión constante) y transformación isocórica (a volumen constante). Si la temperatura permanece constante, no se produce ninguna dilatación por efecto del calor. En este caso el cambio de volumen es debido al cambio de la presión, en lo que se denomina una transformación isotérmica. A este respecto, fueron los físicos Boyle en Inglaterra, en el año 1622 y Mariotte, en Francia, en el año 1679, quienes estudiaron y determinaron la ley de variación de los volúmenes respecto a la variación de las presiones, de una misma masa gaseosa, sin que exista una variación de la temperatura.


Dicha ley se conoce como Ley de Boyle-Mariotte, que dice: Si se mantiene la temperatura constante, los volúmenes de una misma masa gaseosa son inversamente proporcionales a las presiones que soporta. Es decir que: p1.V1 = p2.V2 = p3.V3 =........= p.V = constante siempre que la temperatura se haya mantenido constante. En lo que respecta a las transformaciones isobárica e isocórica, para calcular el cambio de volumen por efecto del cambio de la temperatura (dilatación de los gases) se calcula con la siguiente fórmula: V2 = V1 (1 + aT) donde: V2 = volumen final a la temperatura t2 V1 = volumen inicial a la temperatura t1 T = diferencia de temperatura t2 - t1 a = coeficiente de dilatación para los gases. Tanto el coeficiente de dilatación a presión constante como el similar, a volumen constante, difieren muy poco uno de otro y se los consideran iguales, adoptándose el mismo valor numérico para todos los gases, independientemente de la temperatura; su valor es 1/273 = 0.00365 1/°C.

V-II-IV

Calor absorbido o cedido por un cuerpo

El efecto más inmediato de la transferencia de calor de un cuerpo a otro es el cambio de temperatura; se enfría el que cede calor y se calienta el que recibe. La cantidad de calor que un cuerpo cede o recibe depende de tres factores: 1) La variación de la temperatura que se desea conseguir. Es evidente, en efecto, que hay que dar más calor a un cuerpo para que eleve su temperatura 80°C que para que solamente aumente 10°C, por ejemplo. 2) La masa del cuerpo que se caliente o se enfríe. Se comprende que hay que suministrar más calor para calentar 1.000 gramos de agua hasta cierta temperatura que para calentar, a la misma temperatura, sólo 5 gramos de agua. 3) La naturaleza del cuerpo. Es un hecho experimental que masas iguales de diversos cuerpos


necesitan cantidades distintas de calor para elevar su temperatura el mismo número de grados. Hay algo en la propia naturaleza de cada cuerpo por lo que absorbe o cede calor con mayor o menor facilidad. La expresión que reúne estos tres factores nos da el valor del calor absorbido o cedido por un cuerpo: Q = c * m * (t2-t1) donde: Q = calor absorbido o cedido m = masa del cuerpo t2 = temperatura final o superior t1 = temperatura inicial o inferior c = calor específico del cuerpo El calor específico es una constante propia de cada sustancia. Es la cantidad de calor que debe recibir un gramo de una sustancia, para que la misma aumente 1°C su temperatura. (se mide en calorías/gramo -°C)

SUSTANCIA

Plomo Mercurio Plata Cinc Cobre Hierro Vidrio Aluminio Aire Nitrógeno Vapor de agua Hielo Agua líquida Hidrógeno

CALOR ESPECÍFICO (cal/gramo - °C)

0,031 0,033 0,056 0,093 0,094 0,113 0,2 0,219 0,238 0,247 0,482 0,5 1 3,389


Se define la Caloría (cal) como la cantidad de calor que absorbe 1 g (un gramo) de agua para aumentar 1 °C (un grado Celsius) su temperatura. En el sistema inglés se mide en BTU que es la cantidad de calor que absorbe 1 lb (una libra) de agua para aumentar 1 °F (un grado Fahrenheit) su temperatura. En una operación de explotación petrolera es permanente la circulación de fluidos formados por mezclas variables de agua y petróleo. Resulta de utilidad observar, en el gráfico siguiente, la cantidad de calor requerida (expresada en BTU) para calentar una mezcla de un volumen de 1 m3 y que la misma eleve su temperatura 1 °C. Expresiones de este tipo son de gran utilidad cuando se trata de estudiar la instalación de calentadores y de verificar su rendimiento.

G R Á F I C O I V -5 - M E Z C L A S D E P E T RÓ L E O Y A G U A 100 90 80

% DE AGUA

70 60 50 40 30 20 10 0 1696

1899

2102

2294

2520

2746

2984

3209

3458

3706

3955

BT U REQ U ERID A S PA R A Q U E U N M 3 D E M E Z C L A E L E V E S U T E M P E R A T U R A U N ° C

V-II-V

Propagación del calor

De la misma manera que una corriente de agua desciende por una pendiente tratando de alcanzar el nivel más bajo posible, también el calor se propaga o transmite en forma espontánea, pasando de los cuerpos más calientes a los más fríos, es decir desciende por una “pendiente de temperatura” en el sentido en que ésta decrece. El calor siempre se transmite desde los cuerpos de mayor temperatura a los que se encuentran a temperatura inferior. La cantidad de calor que se propaga en la unidad de tiempo depende de: · ·

lo pronunciado que sea la pendiente de la temperatura. la naturaleza del material a través del cual se transmite.

Las formas de propagación del calor son principalmente tres: por conducción, por convección y por radiación.


Transferencia de calor por Conducción Si se apoya con la mano una barra metálica por un extremo y se introduce el otro en una llama, se aprecia que al cabo de cierto tiempo llega calor hasta la mano. Esta forma de transferencia desde la parte caliente a otra fría se llama conducción y consiste en la transferencia de calor realizada por contacto directo, por intercambio de la energía entre partículas próximas, unas a otras sin desplazamiento de las mismas. De esta manera, debido a violentos choques moleculares, se va elevando el nivel de perturbación de las partículas de un mismo cuerpo, sin que se produzca una alteración de sus posiciones relativas dentro del mismo. La rapidez de la conducción depende del material utilizado, es decir de su conductividad térmica, que es la capacidad de una sustancia para conducir calor. Los metales son en general buenos conductores del calor, mientras que otros materiales, tales como la madera, hormigón, ladrillos, amianto etc., no son prácticamente conductores y se los denomina aislantes térmicos. Por lo tanto, la conductividad térmica suele variar ampliamente según sea el material o sustancia a través del cual se transmite el calor. Es así que la conductividad: · · · ·

Es muy elevada en los metales. Va decreciendo en los no metales. Es muy pequeña en los líquidos. Es ínfima en los gases.

En los procesos de transferencia de calor se utiliza frecuentemente un coeficiente, denominado coeficiente de conductibilidad térmica, definido como la cantidad de calor que puede atravesar una superficie de 1 cm2 (un centímetro cuadrado) y de 1 cm de espesor, en 1 s (un segundo), cuando la diferencia de temperatura es 1 °C. Da idea más completa de la capacidad del material de transferir calor a través suyo. La conductibilidad térmica se expresa en Cal/cm -°C - seg. La cantidad de calor que atraviesa un medio puede ser, entonces, expresada con la siguiente fórmula: Q = [k A t (T2 - T1) ]/ e Q = cantidad de calor por tiempo seleccionado (en calorías/segundo). k = coefic. de conductividad térmica. A = área perpendicular a la dirección de propagación del calor.(cm2) t = tiempo durante el cual se desea conocer la cantidad de calor (seg) T2 - T1 = diferencia de temperatura en las caras de espesor e.(°C) e = espesor del medio.(cm)


En el siguiente cuadro se muestran algunos valores de conductividad térmica:

SUSTANCIA

COEFIC. CONDUC. TÉRMICA cal/cm-°C-seg

Plata Cobre Latón Mercurio Acero Ladrillo refr Vidrio Madera Amianto Aire

0.97 0.92 0.26 0.20 0.12 0.0025 0.002 0.0003 0.0001 0.000057

Transferencia de calor por Convección A diferencia de lo que ocurre con los sólidos, en los líquidos y en los gases sólo una pequeña parte del calor se transmite por conducción. La mayor parte se transmite por convección, que es la transferencia del calor mediante el movimiento de las partículas del propio fluido. Es una forma de transmisión más rápida que la conducción. Es así que cuando se coloca una mano por sobre una llama, la mayor parte del calor llega por las moléculas del aire que transportan el calor en su movimiento. La razón de este movimiento es simple; el fluido caliente se dilata, por lo que pierde densidad y asciende, siendo reemplazado por fluido frío, más denso, que desciende. La transmisión de calor a los fluidos se realiza generalmente por conducción, por lo que la propagación por convección no podrá realizarse sin conducción; se trata de un fenómeno combinado. La mayor parte del calor suministrado por las instalaciones de calefacción a base de agua caliente en edificios se produce por convección. Las corrientes de convección del aire en la naturaleza son las responsables de los vientos, constituyendo factores preponderantes para el clima. Las corrientes oceánicas también son producidos por efectos de convección. Transferencia de calor por Radiación Muchas veces el calor es transferido de un cuerpo a otro de un modo distinto a los dos citados anteriormente. Si, por ejemplo, se pone la mano a un lado o debajo de un foco caliente, como una llama o una lámpara de incandescencia, el calor que se recibe por conducción a través del aire es prácticamente nulo, y por otra parte, la mano se encuentra fuera de las corrientes de convección.


La energía llega por radiación. No requiere agitación molecular como en la conducción ni transporte de masa como en la convección. Consiste en la transferencia de calor sin intervención de partículas materiales que transporten el calor, ya que tiene lugar mediante ondas electromagnéticas y, por lo tanto, puede realizarse incluso en el vacío. Estas ondas son de origen eléctrico y magnético y son emitidas por los cuerpos calientes. Transportan energía y ésta es tanto mayor cuanto mayor es la temperatura de aquéllos.

V-II-VI Cambios de estado El calor es el factor preponderante que provoca que una sustancia pase del estado sólido al líquido y de éste al gaseoso, siempre que se transmita a sus moléculas la energía suficiente como para aumentar la velocidad de las moléculas produciendo un aumento de temperatura y dando lugar a que se realicen los denominados cambios de estado o de fase. En estas transformaciones, toda la energía calórica se emplea exclusivamente para separar las moléculas, elevando así sus energías potenciales, sin que se modifique o varíe la temperatura cuando ello ocurre. Veamos el siguiente ejemplo: Sea un trozo de hielo a -20°C que es calentado en forma continua. Su temperatura comienza a aumentar hasta que llega a 0°C, que es su temperatura de fusión. Alcanzada esta temperatura, el hielo comienza a fundirse (cambio de estado conocido como “fusión”) y hasta que no termine la fusión de todo el trozo de hielo, la temperatura no varía y permanece en 0°C, a pesar de seguir suministrándole calor en forma permanente. Una vez fundido, comienza nuevamente a aumentar la temperatura del agua resultante, hasta que llega a los 100 °C, que es la temperatura de ebullición tumultuosa. (cuando p=1 atm). Alcanzada esta temperatura, el agua comienza a evaporarse (cambio de estado conocido como “vaporización”) y hasta que no termine la evaporación de toda el agua, la temperatura permanece constante en los 100 °C, a pesar de seguir suministrándole calor. Si el vapor así obtenido es calentado en forma continua, su temperatura subirá indefinidamente. Si el vapor obtenido es enfriado, se verifica todo el proceso en sentido inverso, produciéndose los cambios de estado conocidos como “licuación” (vapor a líquido) y “solidificación”, (líquido a sólido) Si la entrega de calor a un cuerpo se produce manteniendo constante la temperatura y durante un cambio de estado, esa cantidad de calor se denomina calor latente. Si la entrega de calor se corresponde con un aumento de temperatura, se denomina calor sensible. Fusión En los sólidos la estructura interna responde a un orden de alta cohesión, conformando figuras geométricas regulares, denominadas red cristalina. Al suministrar calor y aumentar la temperatura, aumenta la vibración de toda esta red cristalina en su conjunto, sin salir de su estructura por estar fuertemente unida. A medida que sigue aumentando la temperatura, la vibración también aumenta hasta que finalmente las uniones se rompen y toda la estructura cristalina se “desploma” en su conjunto. Se dice entonces que esa materia se está “derritiendo” o fundiendo.


Se verifican las siguientes leyes: 1. Mientras dure la fusión la temperatura permanece constante. 2. Cada sustancia funde a una temperatura determinada, llamada punto de fusión. 3. La presión modifica la temperatura de fusión. 4. La cantidad de calor necesaria para que funda un gramo de cierta sustancia, cuando ésta ya está a la temperatura de fusión, se denomina calor de fusión. Como ejemplo, el hielo tiene un calor de fusión igual a 80 cal/gramo. En la siguiente figura se observa el proceso de fusión.

Vaporización Es el paso de líquido a gas (vapor). Puede realizarse este cambio de estado para todos los líquidos de dos formas distintas: por evaporación y por ebullición. La evaporación es un fenómeno superficial, es decir que se efectúa en la superficie del líquido, lentamente y a cualquier temperatura. Así un charco de agua se evapora a la temperatura ambiente sin que tenga que hervir. La evaporación se favorece aumentando la superficie libre del líquido, aumentando la temperatura, si el ambiente está seco, si se remueve el aire (con viento).


La ebullición es el paso de líquido a vapor en toda la masa del líquido, no sólo en la superficie, y de forma tumultuosa y a temperatura constante. A medida que la temperatura va en aumento, aparecen corrientes en la masa del líquido, en el sentido ascendente en el centro y descendente en los costados, corrientes que se denominan de convección. Las moléculas que se encuentran más arriba llegan a la superficie, pero sin suficiente energía para escapar de la misma, por lo que quedan atrapadas debajo del líquido en la capa superficial. Con el aumento de temperatura, su energía crece y forman burbujas más grandes, hasta que la presión fuera y dentro de la superficie se igualan y “brotan” hacia afuera provocando lo que se denomina como “ebullición”. Si la presión exterior es mayor a la atmosférica, será necesario un nivel mayor de temperatura que si fuera a presión atmosférica y viceversa. Cada líquido hierve a una temperatura determinada llamada punto de ebullición. Para que un líquido pase al estado de vapor debe absorber una cierta cantidad de calor llamada “calor latente de vaporización”, definido como la cantidad de calor que debe absorber la unidad de masa de un líquido para transformarse en vapor. Como ejemplo, el calor de vaporización del agua es de 540 cal/g. En la figura adjunta se observa un gráfico de un proceso de vaporización. Los cambios de estado descriptos anteriormente, fusión y vaporización, pertenecen a los denominados cambios de estado progresivos, para diferenciarlos de los regresivos, que se verifican por pérdida de energía calórica, es decir por enfriamiento. Son cambios regresivos la licuación o condensación, (paso de estado gaseoso a líquido) y la solidificación (paso de estado líquido a sólido). Las leyes en estos cambios de estado son semejantes a las de los cambios de estado progresivos o también denominados directos.


V - III V-III-I

CALENTADORES

Introducción

Por diferentes razones operativas (varias tratadas en el presente trabajo), como pueden ser el movimiento y almacenaje de los fluidos producidos por los pozos, para facilitar el bombeo de los mismos hacia las plantas de tratamiento, optimizar diferentes problemáticas, o por requerimiento del propio tratamiento; es necesario con frecuencia elevar la temperatura con la que ingresaron. Para esto se utilizan equipos (“calentadores”) diseñados especialmente para que el fluido a calentar pase por su interior y absorba una determinada cantidad de calor que produzca un incremento de su temperatura entre la entrada y la salida. Estos equipos generalmente están localizados en las Baterías y/o Plantas de bombeo o de tratamiento del petróleo y gas, pero también pueden ubicarse en las líneas de conducción y en los oleoductos principales, donde funcionarán como puntos de calentamiento intermedios en la conducción de los fluidos. Desde el punto de vista de la seguridad, a fin de minimizar los riesgos de incendio, la ubicación de los calentadores en los predios debe cumplir con una serie de normas y recomendaciones, entre las cuales se puede citar que no deben ser colocados a menos de 45 metros de cualquier tanque que contenga hidrocarburos y a menos de 15 metros de cualquier otro equipo. El principio de funcionamiento de los calentadores es el mismo para cualquier diseño de estos equipos; consiste en quemar un combustible (líquido o gaseoso) y transferir el calor producido por la combustión al fluido que se desea calentar (para aumentar su temperatura). Para ejecutar este proceso, es necesario entonces disponer en todo calentador de una zona de fuego, donde se produce la combustión (“tubo de fuego”) y de una zona de circulación del fluido a calentar donde se produce la absorción del calor; además de un sistema de escape de los gases quemados, (chimenea) y distintos circuitos con válvulas, accesorios y elementos para la alimentación del combustible , control, regulación y seguridad del proceso. Según sea la forma de hacer pasar el fluido a calentar por dentro del equipo, pueden clasificarse los calentadores en “directos” e “indirectos”, con distintas aplicaciones y a utilizar en diferentes puntos de calentamiento de los fluidos que se manejan en una batería.


V-III-II

Calentadores Directos

Son llamados así por que el fluido a calentar está en contacto directo con el tubo de fuego que contiene en su interior la llama. La transmisión del calor se realiza en forma directa, dado que la llama del quemador calienta el tubo de fuego y éste directamente al fluido con el que está en contacto. El cuerpo del calentador, debido a su diámetro y al espesor de chapa con la que está construido, no puede soportar altas presiones y como el fluido circula por el interior del cuerpo, estos equipos son utilizados al ingreso de las baterías colectoras o en el circuito interior, a la salida de los separadores gas-petróleo por ejemplo y antes de los tanques de almacenaje. La llama del quemador calienta el tubo de fuego, el que se encuentra alojado dentro de un recipiente por donde circula el fluido a calentar. Éste ingresa al recipiente por la parte inferior y sale por la superior, sin serpentinas ni tubos, y la transferencia de calor se realiza a lo largo de la superficie del tubo, directamente al fluido. Una característica importante del modelo “directo” que se puede señalar, es que tienen un mejor aprovechamiento térmico, dado que la transmisión del calor es directa. Pero, si bien esto ofrece ventajas de rendimiento en el aprovechamiento calórico, las condiciones de trabajo son más peligrosas que los indirectos, dada la proximidad del contacto de la llama con los fluidos combustibles. Además hay que tener en cuenta que se fabrican para baja presión por lo que no se pueden instalar en líneas de conducción ni en oleoductos. Un esquema de este tipo de calentadores se puede observar en la siguiente figura.


El hecho de que el fluido ingrese por la parte inferior y salga por la superior permite que, en el caso que el flujo se interrumpa, siempre quedará dentro del recipiente un nivel suficiente. Es conveniente colocar una válvula de retención a la entrada para impedir el retorno de los líquidos y el vaciamiento del recipiente y asegurarse que la salida del producto tenga su conexión sobre la parte superior del equipo sin que penetre dentro del recipiente. Además, por tratarse de recipientes grandes, construirlos para presiones medias o altas puede resultar muy costoso, por lo que trabajan a baja presión. De todos modos se debe asegurar el óptimo funcionamiento y el periódico calibrado de la válvula de seguridad. En los yacimientos donde el agua de formación contiene sales incrustantes o carbonatos, no es aconsejable el uso de calentadores directos, porque al tomar contacto directamente el tubo de fuego con tal tipo de aguas, producirá una acelerada incrustación que terminará impidiendo la propagación del calor, aislando el tubo de fuego y concentrando en calor en el mismo, que terminará deformado y con serias posibilidades de romperse con peligro de incendio. El mismo efecto se producirá en el caso que el fluido producido contenga alto contenido de arena (que pueda aislar el tubo) o en caso que se produzca el vaciado accidental del recipiente.


En las imagenes siguientes se pueden observar detalles del daño producido a los tubos de fuego, por las incrustaciones aislantes mencionadas. ASPECTO EXTERNO:

Deformación

ASPECTO INTERNO:

Deformación


Además del control de la temperatura del cuerpo (la que dirigirá una válvula que permitirá o no el ingreso de gas al quemador) y los indicadores de temperatura de entrada y salida del fluido, será necesario un control (de corte) del nivel que ocupe el fluido que está circulando por el interior del cuerpo, de modo que si se interrumpe el flujo y el nivel baja a un valor peligroso, se accione este control e interrumpa el flujo de gas al quemador. Desde ya que de ninguna manera se puede permitir vaciar el recipiente, porque incrementaría la temperatura del tubo de fuego y, al no haber líquido en el interior para que transmita la temperatura al sensor del termostato, éste no cortará el flujo de gas, con los resultados de la destrucción del equipo y el alto riesgo de una explosión e incendio. No siempre se atienden con cuidado estas instalaciones pero, considerando el riesgo, no se debe operar si no tiene todos los elementos para asegurar su operación sin accidentes. Uno de los factores mas importantes que influyen dentro del rendimiento y de la vida útil de un calentador es la condición operativa del quemador. Debe estar bien centrado dentro del tubo de fuego de manera de evitar que el frente de llama choque en algún lugar con las paredes del tubo de fuego. Esto puede resultar muy perjudicial debido a que si existe alguna zona del tubo expuesta directamente al frente de llama, se produce en ese punto una elevación de temperatura , además de una erosión muy intensa. Se puede llegar a la rotura con el peligro de explosión e incendio. También es muy importante limpiar la chimenea con cierta frecuencia, dado que en casos de excesos de gas en los quemadores, o de mal trabajo del tiraje por chimeneas sucias, por fuerte viento, por tubo de fuego sucio, etc., el gas puede salir hacia atrás del quemador y encender afuera con el riesgo de incendio o accidente. Los sólidos dentro del tubo de fuego, concentrarán en ese punto el calor de la llama más que en otros, generando una oxidación del metal más acelerada que en otros lugares, pudiendo presentar problemas de roturas acortando la vida útil del tubo. Esta última observación es válida para cualquier tipo de calentador.

V-III-III

Calentadores Indirectos

Los calentadores indirectos pueden ser abiertos o cerrados, refiriéndose a la hermeticidad del cuerpo y su contacto con el exterior. a) Los abiertos trabajan a la presión atmosférica y a una temperatura máxima de 90/95°C, regulada por un bulbo termostático colocado en el interior del cuerpo. b) Los cerrados trabajan bajo cierta presión de vapor, por lo que su temperatura superará los 100°C y la regulación de la misma se podrá realizar a través de controlar la presión de trabajo del cuerpo.


V-III-IV

Calentadores indirectos abiertos

En estos equipos, el fluido a calentar circula por dentro de un haz de tubos o “serpentín” ubicado en el interior del cuerpo del calentador. Funcionan con el cuerpo lleno de agua hasta un cierto nivel que cubre al tubo de fuego y la serpentina (pueden estar equipados con una o dos serpentinas). La llama en el interior del tubo de fuego calienta al tubo, y éste a su vez al agua contenida en el cuerpo del calentador. El agua toma el calor y se lo transmite al fluido que circula por el interior de las serpentinas, por lo que la transmisión del calor se hace en forma indirecta, sin contacto entre el fluido a calentar y el tubo de fuego; de donde se origina el nombre de estos equipos (“indirectos”). Considerando que el fluido circula por dentro de las serpentinas y éstas son construidas con caños o tubos de acero de alta calidad, la presión a la que pueden ser sometidos estos tubos es realmente alta, por lo que estos equipos son apropiados y se adaptan a cualquier tipo de uso, especialmente en ductos y líneas de conducción que operan con altas presiones, ya que no es el cuerpo sino la serpentina la que soportará la presión de los fluidos. Se usan dos parámetros para especificar un calentador; el tamaño y el rendimiento del mismo. El tamaño de los calentadores se expresa por un código de dos números; el primero de los cuales es el diámetro de la carcaza y el segundo el largo del cuerpo, ambos expresados en pies. Si se dice que el calentador es de 3 x 10 significa que tiene 3 pies de diámetro por 10 pies de largo.


El rendimiento de los calentadores expresan la cantidad de calor que son capaces de entregar, la capacidad del quemador, de acuerdo al diseño y al tipo de quemadores con que están equipados. Este rendimiento se expresa en cantidad de calor, y se mide en BTU (unidad térmica inglesa) o en kilocalorías.

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Calentadores indirectos cerrados

La diferencia con el abierto consiste en que por el hecho de tener el cuerpo cerrado y bajo presión, dentro del mismo existe un cierto valor mayor de presión de vapor, pudiendose aumentar la temperatura sin que se efectúe le cambio de estado del agua, aumentando la cantidad de calor que transfieren y consecuentemente la temperatura del fluido a calentar. La presión de trabajo en la cámara de vapor es en la gran mayoría de los equipos, de 1 Kg/cm2 (14,2 Lbs/pulg2). En la figura se puede observar un esquema de este tipo de equipos.


Condiciones de operación La siguiente tabla da una idea de la correspondencia entre las presiones y las temperaturas a mantener en el interior de éste tipo de calentadores. temp. °C hasta

100 101.7 104.2 108.7 112.7 116.3 119.6

presión (kg/cm2) 0 0,1 0.2 0.3 0.4 0.5 1.0

Si la presión de cámara fuera mayor a los valores indicados se deberá purgar el cuerpo del calentador. Existen también los generadores de vapor, los que se trabajan por sobre la temperatura de ebullición del agua y bajo presión, a fin de que el vapor generado se traslade por serpentinas de calentamiento en los equipos afectados, condensándose y retornando por gravedad.


Todos los calentadores indirectos, abiertos o cerrados como ya se ha visto, tienen los tubos de intercambio o serpentín sumergidos en agua. La calidad del agua será entonces de suma importancia para la vida del calentador debido a que si contiene sales en exceso, se producirán incrustaciones en los tubos perdiendo capacidad de transmisión del calor y si tuviese exceso de oxigeno, este con las temperaturas que tendrá el equipo en funcionamiento, producirá una rápida oxidación en todos los metales acortando sensiblemente la vida útil del calentador. Esta situación se corrige utilizando solamente agua potable para los calentadores y además de bajo contenido de sales. La eliminación del oxígeno libre se logra con el agregado de un secuestrante como el sulfito de sodio en la proporción necesaria, según la capacidad del calentador. La preparación del producto se hace en un recipiente aparte y se evita verterlo o dejarlo abierto para que no se sature con el aire y pierda su efecto dentro del recipiente.

V - IV

COMBUSTION

Combustión es sinónimo de oxidación y, desde el punto de vista químico, consiste en la unión del elemento oxígeno con un combustible, durante la cual se libera energía en forma de calor. Los grados de la combustión varían ampliamente, conociéndose la combustión “lenta” u oxidación en el sentido mas usual conocido, la combustión rápida y la muy rápida o “detonación”. Puede ocurrir que no todo el combustible presente sea oxidado y participe de la combustión, lo que daría por resultado una combustión incompleta y que parte del combustible se pierda crudo por la chimenea arrastrado por los gases de la combustión. Para que una combustión sea considerada completa, será necesario que el combustible presente sea totalmente oxidado y se libere toda la energía interna, para lo cual es necesario contar: a)

con la debida cantidad de oxígeno en función de la cantidad de combustible presente,

b)

que se produzca una mezcla perfecta entre ambos y

c)

que se desarrolle una cierta temperatura apropiada para mantener la combustión.

El combustible utilizado en los yacimientos para los calentadores es siempre el gas natural producido en los mismos, obtenido de pozos gasíferos o asociado a la producción de petróleo y separado en las baterías. Como todo hidrocarburo, el gas natural es una mezcla compleja de dos elementos, carbono e hidrógeno, combinados en distintas proporciones.


Por lo tanto, en la combustión de un combustible como el gas natural se producirá la oxidación (o sea, combinación con el oxígeno suministrado) tanto del carbono como del hidrógeno. De acuerdo a los fundamentos de la química, la fórmula que expresa una oxidación completa del carbono es: C + O2 ® CO2 (anhídrido carbónico como producto final) mientras que una combustión incompleta (por falta de la suficiente cantidad de oxígeno, por ejemplo) estaría expresada por una fórmula como la siguiente: C + ½ O2 ® CO (óxido de carbono como producto final) Una combustión incompleta puede deberse a: 1)

insuficiencia de oxígeno;

2)

mezcla imperfecta del oxígeno con el combustible

3)

temperatura demasiado baja para mantener la combustión.

Por lo tanto, si en los gases de escape se detecta presencia de CO (óxido de carbono) indicaría, por ejemplo, que el carbono no se está quemando íntegramente y que la combustión que se está produciendo es incompleta por falta de suficiente oxígeno.

V-IV-I

Productos de la combustión

Los gases de escape de los quemadores se denominan productos de la combustión. La composición de estos productos depende del tipo de combustible utilizado, de la relación aire/combustible y de las condiciones en las que se realiza la combustión. Generalmente contienen anhídrido carbónico, óxido de carbono, oxígeno, nitrógeno, carbono libre, cenizas ligeras, vapor de agua, anhídrido sulfuroso e hidrocarburos no quemados. La mayoría de estos elementos son invisibles, salvo cuando se observa la presencia de humos densos gaseosos, lo que es indicio de que se trabaja a baja temperatura o con insuficiente oxígeno. Los gases de escape pueden ser analizados (mediante un aparato denominado Orsat) a fin de determinar el porcentaje en volumen de cada gas componente (por ejemplo la concentración de CO2). También puede ser utilizado un analizador de oxígeno, a fin de verificar el porcentaje de participación de este gas en particular. Estos ensayos son útiles para definir la mezcla óptima necesaria y el grado de efectividad de la combustión.


V-IV-II

Quemadores

Los quemadores de estos equipos son del tipo “inspirador”, es decir que el mismo flujo del gas, actuando como flujo motor, induce a través de un tubo venturi, la entrada del aire del exterior. El quemador consta de un conjunto de piezas tales como: 1.

dispositivo regulador de la entrada de gas con orificio ajustable

2.

disco giratorio para regular la entrada de aire primario

3.

tubo inspirador o venturi

4.

boquilla de llama

5.

sistema o cámara de regulación de aire secundario

6.

dispositivo para la llama piloto



V-IV-III

Regulación de la mezcla aire-combustible

El oxígeno necesario para la combustión es captado del aire y por lo tanto siempre estará acompañado con otros elementos que forman parte del mismo, tales como el nitrógeno y el vapor de agua, en cantidades variables según la temperatura ambiente y la saturación. (En la composición del aire, el oxígeno participa en un 21% y el nitrógeno en un 79%). Para obtener una combustión eficiente es muy importante lograr una muy buena regulación de la mezcla aire - gas, lo que significa obtener una relación óptima entre el oxígeno presente en el aire y el combustible utilizado. Si se provoca una mezcla muy rica (defecto de aire, exceso de combustible - llama roja) no se obtiene la cantidad de calor correspondiente a la cantidad de combustible, debido a que no se quema todo el gas. Si hay una mezcla pobre (exceso de aire - llama azul) sí se quema todo el gas pero el exceso de aire presente arrastra parte del calor, entregado por el combustible, al exterior por la chimenea, además de los efectos corrosivos del oxígeno libre sobre el tubo de fuego. De las fórmulas químicas de balance de masa se puede obtener la cantidad de oxígeno exacta para que se produzca una combustión completa, pero estas consideraciones son estrictamente teóricas dado que suponen que se produce una mezcla íntima, perfecta, a nivel molecular, entre el oxígeno y el combustible. Como no es posible asegurar que cada una de las numerosas moléculas que componen el combustible encuentre una molécula de oxígeno para combinarse con ella, aunque la relación esté químicamente equilibrada, es conveniente utilizar en la práctica una mezcla que tenga cierto exceso de aire. En este caso se notará una llama azulada y levemente amarilla en su frente y se notará presencia de oxígeno en los gases de escape. (El contenido de oxígeno en los gases de escape no debe superar el 2%). Si la llama es amarillenta debe aumentarse la cantidad de aire primario, regulando el disco de manera de aumentar el ingreso de aire. Si con el pasaje al máximo, la llama sigue siendo amarillenta, debe restringirse la entrada de gas al quemador mediante el orificio ajustable. En un quemador bien diseñado, el fin que se persigue es emplear el mínimo de exceso de aire compatible con una combustión completa.


La cantidad de aire en exceso, necesaria para el funcionamiento del quemador, depende de: a) b) c)

tiempo disponible antes que asciendan los gases por la chimenea, temperatura a la cual se encuentre la mezcla, turbulencia para favorecer el mezclado.

Cuanto más fuertemente dispersado y mezclado con el aire esté un combustible, menos exceso de aire será necesaria para lograr una combustión completa. La presencia de oxígeno en los gases de escape puede determinarse con un equipo “analizador de oxígeno”, que indica el porcentaje, en volumen, presente de este gas. El equipo previamente se calibra, haciendo pasar por el mismo una corriente de aire; donde debe indicar 21%, que es la participación del oxígeno en la composición del aire. Luego se hace pasar una corriente de los gases de escape, tomada directamente de la chimenea del calentador, y se observa el porcentaje indicado. Como se dijo anteriormente, el contenido de oxígeno en el escape no debe superar un 2%, indicativo de estar utilizando en la mezcla con el combustible, un exceso de aire adecuado. Existen quemadores que no cuentan con aire primario regulable, sino que la mezcla es fija. Generalmente son usados en quemadores hasta 500.000 BTU y el ajuste de la llama se hace con la regulación del suministro del gas. Los quemadores de mayores capacidades cuentan con regulación de aire, de manera que para obtener una llama azulada, con frente amarillo, se trabaja con esta regulación, una vez en régimen la entrada de gas. Si no es posible encontrar la coloración adecuada, será necesario restringir la entrada de combustible, o cambiar el orificio del quemador.

V-IV-IV

Circuitos de alimentación de gas

Los circuitos de alimentación de gas a los calentadores son, en sus primeros tramos, muy similares entre sí, cualquiera sea el tipo de calentador que deban alimentar. Al ingresar, el gas pasa por una válvula manual de corte principal, generalmente de tipo esférica; luego por un pequeño pulmón decantador y/o separador de líquidos primario y sistema de filtros, a fin de realizar una primera purga antes del ingreso a las válvulas o accesorios. La presión de la línea principal debe ser adecuada al valor con que trabajan los quemadores y además mantenida constante dentro de un estrecho margen, lo que se logra con la instalación a continuación de los filtros y decantadores, de una válvula reductora - reguladora, generalmente una tipo BIG JOE Fisher 630. Luego se produce una etapa de precalentamiento del gas, para lo cual se lo hace pasar por el interior de la cámara o cuerpo del equipo.


A partir de este punto los circuitos generalmente varían según sea el modelo del calentador. En los calentadores abiertos el paso del gas al quemador es, generalmente, regulado según la temperatura y el nivel del agua en el interior del cuerpo. Para regular por la temperatura del agua, se utiliza generalmente una válvula automática termorreguladora que corta el pasaje de gas cuando la temperatura del agua llega a un valor prefijado. Para regular de acuerdo al nivel del agua se agrega al anterior una regulación del pasaje de gas según el nivel que ocupa el agua dentro del equipo, lo que se puede hacer con un controlador de nivel tipo CMA 401, alimentando a una reguladora tipo DSG 7501. Un circuito simple de un calentador indirecto abierto se puede observar en el esquema siguiente:

En los calentadores cerrados, además de los controles anteriores, se instala un tercer elemento que regula el paso del gas según sea la presión del cuerpo en la zona superior, zona de vapor, donde se puede intercalar, en la línea de alimentación a los quemadores.

MÓD. III - CAP. VI: Pag. 1

MÓDULO III - CAPITULO VI ELIMINACION DE AGUAS RESIDUALES VI-I VI-I-I VI-I-II VI-I-III VI-I-IV VI-I-V VI-II VI-II- I VI-III VI-III-I VI-III-II VI-IV VI-IV-I VI-IV-II VI-IV-III VI-IV-IV VI-IV-V VI-V VI-V-I VI-V-II VI-V-III VI-V-IV VI-V-V VI-VI VI-VI-I VI-VI-II VI-VI-III VI-VII VI-VIII VI-VIII-I VI-VIII-II VI-VIII-III VI-VIII-IV VI-VIII-V VI-VIII-VI

AGUAS RESIDUALES Consideraciones generales Calidad y análisis de las aguas Toma de muestras Características del agua de formación Presencia de hidrocarburos en agua SEPARACION – EQUIPOS Separación Primaria o Trifásica TRATADOR Operación Descargas TANQUE CORTADOR Usos Principio físico Estimación de la altura del rebalse Control de la interfase Conexiones del tanque ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS Piletas API Filtros Equipos depuradores de agua (Wenco) Incrustaciones Bacterias ELIMINACIÓN DEL OXIGENO Procedimientos físicos Procedimientos químicos Compatibilidad de los secuestrantes ALMACENAJE DE AGUA PLANTA DE INYECCION Bombas Sistemas de distribución Líneas de inyección Distribuidores Medidores (caudalímetros) Registro de las mediciones

3 3 5 7 10 11 12 12 16 17 18 19 19 19 21 21 25 27 28 29 31 32 33 34 34 37 38 39 40 40 41 41 42 43 44

MÓD. III - CAP.VI: Pag. 2


CAPITULO VI:

ELIMINACION DE AGUAS RESIDUALES VI - I

VI-I-I

AGUAS RESIDUALES


Es conocido que durante la explotación de un yacimiento la producción de petróleo y/o gas es acompañada en mayor o menor medida por la producción de agua de formación, la que debe ser separada de dichos fluidos a los efectos de ser utilizada nuevamente en algunos de los procesos producivos o, en caso de que no sea reutilizada, acondicionarla para reinyectarla en pozos sumideros de capas utilizadas como almacenaje. El agua es una de las sustancias más abundantes e importantes de la tierra. Su fórmula química es H2O, que significa dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno. Existe en la naturaleza en tres estados: sólido, líquido y gaseoso, siendo el estado líquido el predominante. Sus propiedades químicas son de suma importancia, dado que su poder solvente causa muchos problemas en los yacimientos de petróleo. Virtualmente disuelve en cierta proporción a todas las sustancias inorgánicas como consecuencia de su estructura molecular, que le permite actuar como un ácido a una base y también como un agente oxidante o reductor. Normalmente las concentraciones de las sustancias disueltas son pequeñas, no obstante las constantes físicas de la solución son diferentes de las del agua pura. Más aún, la sustancia disuelta puede contribuir al poder solvente de la misma, como por ejemplo: el anhídrido carbónico se disuelve en el agua y se hidroliza formando ácido carbónico, dando una solución de propiedades ácidas que ataca y disuelve sustancias tales como la dolomita y la caliza. La explotación petrolera utiliza agua de diversas fuentes, que pueden caracterizarse de acuerdo con su salinidad. •

Las aguas dulces se obtienen generalmente de ríos, lagos, arroyos o pozos de poca profundidad y su salinidad es baja, del orden de 2.000 ppm (partes por millón), mientras que el agua de mar tiene un contenido promedio de 35.000 ppm.

•

El agua congénita presente en las formaciones petrolíferas como aguas de formación, ha tenido su origen en antiguos mares existentes al momento de la formación y migración de los hidrocarburos. Este agua puede contener sales disueltas en concentraciones mucho mayores que el agua de mar de la cual se originó; (pueden existir concentraciones de 200.000 ppm). El cloruro de sodio es su mayor componente, conteniendo además sulfatos, carbo-


natos y bicarbonatos de sodio, calcio, potasio, etc. Al ser extraídas las sales, se producen cambios en las condiciones de presión y temperatura por lo que es frecuente que precipiten sales y adquieran cierta turbidez. Nota: Hemos indicado las concentraciones de sales en ppm, una de las unidades comúnmente usadas para expresar valores en análisis de agua. Expresa una unidad en peso de la sustancia disuelta, (soluto) por millón de unidades de peso de la solución. En los casos de análisis de aguas, la unidad es 1 miligramo, por lo que ppm sería 1 miligramo de soluto por cada 1.000 gramos de solución. (ya que existe una relación de 1.000.000 entre ambas). También es utilizada la unidad miligramos/litro para expresar resultados de análisis y en este caso es una unidad en peso (miligramo) dividida una unidad en volumen (litro). En aguas de bajo contenido de sólidos, por ejemplo valores menores a 7.000 ppm, la unidad ppm es equivalente a utilizar miligramos por litro. El criterio para calificar un agua residual depende en cierto grado de la naturaleza y cantidad del contaminante, de su uso posterior y de la cantidad de agua disponible para la dilución. En la industria petrolera las sustancias consideradas contaminantes, presentes fundamentalmente en las aguas de formación que acompañan a la producción de hidrocarburos, son principalmente restos de hidrocarburos, sales y diversos productos químicos utilizados,. Desde un punto de vista teórico, cualquier cantidad de petróleo contenido en las aguas residuales, por pequeña que sea, puede ser recuperada antes de eliminar el agua; pero en términos prácticos y económicos muchas veces se establecen valores límites compatibles con el uso posterior del agua. La eliminación superficial de las aguas residuales por filtrado y descarga en cursos de agua es una metodología que ha perdido actualidad, como consecuencia de leyes y regulaciones gubernamentales debido a su fuerte impacto sobre el medio ambiente y a las contaminaciones de aguas dulces y potables; por lo tanto ha tomado incremento el uso de técnicas por las que la eliminación de las aguas residuales se realiza por inyección de la misma en formaciones del subsuelo. Esto requiere que las capas elegidas no permitan una posterior migración a estratos que contenga aguas dulces para evitar su contaminación. Un proceso tipo de eliminación de aguas residuales por inyección en el subsuelo, consiste básicamente en el diseño y montaje de una red de captación del agua residual, un centro de recolección, las instalaciones para la separación y tratamiento del agua, y un sistema de inyección propiamente dicho. Las plantas de tratamiento de aguas residuales generalmente consisten en un conjunto de instalaciones para aereación, (se utiliza para eliminar los gases disueltos y oxidar al hierro, manganeso y sulfhídrico disueltos), coagulación química, (a los efectos de la eliminación del material coloidal en suspención y compuestos finos e insolubles de calcio y magnesio), sedimentación y filtración (también a los efectos de eliminar sólidos) y almacenaje del agua tratada. Para el caso de problemas bacterianos debe disponerse de aparatos adecuados para la dosificación de cloro u otro bactericida, como asimismo cualquier otro producto bactericida disponible en el mercado.


Estos procesos se pueden realizar en sistemas denominados abiertos o cerrados. En el sistema abierto el agua es expuesta a la atmósfera entrando en contacto con el aire y con la luz, por lo que puede modificarse el equilibrio químico y liberarse el anhidrido carbónico disuelto, sulfhídrico, metano y otros gases. En muchos casos el agua es aereada para eliminar gases o introducir oxígeno, siendo común que las aguas provenientes de ríos, lagos, océanos estén saturadas con aire y se operen en sistemas abiertos. Una ventaja es que se pueden almacenar grandes volúmenes en piletas abiertas, estabilizando el sistema y sedimentando las partículas en suspensión y disminuyendo de esta manera la carga sobre los filtros, mientras que una desventaja sería que al introducir oxígeno se torna corrosiva y obliga a eliminarlo antes de enviarlo al sistema de inyección. Mientras tanto, en el sistema cerrado el agua nunca entra en contacto con la atmósfera, manteniendo su equilibrio químico, por lo que generalmente requiere de un tratamiento mínimo con el objeto de evitar su contacto con el oxígeno del aire y la pérdida de gases disueltos. Con el objeto de mantener el sistema libre de oxígeno, se almacenan en tanques cerrados con un colchón de gas natural a muy baja presión en el espacio de los vapores en la instalación respectiva. Generalmente un sistema cerrado se usa con aguas provenientes de pozos o en aquellos en que se reinyecta el agua producida.

VI-I-II

Calidad y análisis de las aguas

La determinación de la calidad del agua para ser inyectada en una formación, normalmente incluye, la cantidad de sólidos en suspensión, el número de bacterias presentes y su corrosividad, pero en definitiva será el carácter de la roca recipiente la que influirá en la fijación de los parámetros, como por ejemplo ocurre cuando una roca de baja porosidad y pequeño tamaño de poros requiere un agua de inyección con muy pocos sólidos, mientras que altas porosidades y poros grandes admiten una mayor cantidad de sólidos en suspensión. Por lo tanto, el uso particular de un agua, determina los requisitos físicos y químicos que debe reunir siendo sus propiedades influenciadas por el tipo y cantidades de sustancias disueltas; en consecuencia su composición debe ser determinada por análisis químicos y sus propiedades físicas, mediante mediciones apropiadas. El contenido de sólidos deben ser muy bajo cuando el volumen a inyectar es muy alto. Para la mayoría de las aplicaciones es suficiente un análisis rutinario, consistente en mediciones de pH, alcalinidad, densidad, y resistividad específica, conjuntamente con las concentraciones de iones cloruro, sulfato, carbonato, bicarbonato, calcio, magnesio, sodio, hierro, sílice soluble y sólidos totales. Entre los componentes principales que se pueden encontrar en el agua, se pueden mencionar a los siguientes: • Calcio: Algunas aguas de yacimientos contienen hasta 32.000 ppm de ion calcio. Es de suma importancia porque con carbonatos o sulfatos forman e incrustaciones sólidas. • Magnesio: Al igual que el calcio generalmente representa un porcentaje menor de los sólidos


• • • •

• • • • •

disueltos, pero pueden combinarse con el ion carbonato y depositar incrustaciones. Sodio: Las aguas de formación contienen con frecuencia altas concentraciones de ion sodio, pero gene ralmente no forma precipitado con los otros iones presentes. Cloro: Es otro de los componentes principales en las aguas, tanto dulces como de formación. Sulfatos: El ion sulfato puede estar presente en cantidades relativamente grandes y puede formar con el calcio el sulfato correspondiente. Carbonatos: Los iones carbonato y bicarbonato están generalmente presentes en concentraciones relativamente pequeñas pero son extremadamente importantes por la deposición de incrustaciones. Bario: Forma compuestos insolubles con los iones carbonato y sulfato. Si las aguas de formación contienen bario precipitará sulfato de bario. insoluble. Anhidrido carbónico: Es importante desde el punto de vista de la naturaleza corrosiva de las aguas que lo contienen. Ácido sulfhídrico: Su presencia normalmente indica que el agua tendrá una acción corrosiva sobre el metal. Puede ser producido directamente por la acción de las bacterias sulfato reductoras, con la corrosión resultante en las cañerías de entubación y líneas de conducción. Hierro: De pequeñas concentraciones en este tipo de aguas. No obstante conviene determinarlo porque su presencia puede indicar un proceso de corrosión que avanza, para lo cual se debe conocer su concentración en el agua en los momentos previos a la inyección. Oxígeno: El agua que contiene oxígeno disuelto es potencialmente corrosiva. Para su determinación se debe extremar las precauciones en la toma de las muestras, para que no se volatilice el oxígeno contenido.

Además de las determinaciones químicas de los elementos mencionados, se realizan como rutina ciertas determinaciones físicas para conocer, por ejemplo, las siguientes propiedades y contenidos: •

Microorganismos: Tales como algas, hongos y bacterias. El número y tipo de bacterias presentes en un agua para inyectar afectan su calidad, por cuanto contribuyen en la corrosión de las instalaciones y/o producen taponamientos. Las bacterias sulfato reductoras utilizan el oxígeno del ion sulfato, produciendo ácido sulfhídrico. Por lo tanto, un incremento del ácido en el agua es indicativo de la presencia de estas bacterias. El recuento total de bacterias es indicativo del número total de especies presentes, cuyo desarrollo en gran magnitud conduce a colonias capaces de tapar las arenas de los pozos y obstruir las cañerías de conducción. Se realizan exámenes microscópicos y ensayos microbiológicos para identificar y contar el número de organismos presentes.

•

Peso específico: Es indicativo de la cantidad de sólidos disueltos y una comparación de estos valores da una idea de sus respectivas salinidades.

•

Sólidos en suspensión: Pueden estar constituidos por granos de arena, productos de


corrosión, azufre o coloides. Si estos materiales ingresan en los pozos inyectores, pueden obturarlos al punto de taparlos definitivamente. Estos sólidos están presentes finamente divididos y no detectables por visión directa, por lo que generalmente se los identifica por filtración utilizando membranas que actúan como tamiz reteniendo los sólidos en superficie (tambien residuos de destilación). • Temperatura: Es una de las mediciones más importantes, dado que es esencial para la expresión de otras propiedades, peso específico, el pH y el contenido de oxígeno.

VI-I-III

Toma de muestras

Es indiscutible la importancia de un buen análisis del agua, dado que conforme a sus resultados se programan los tratamientos necesarios para solucionar diversos problemas presentes en su utilización. Para ello es indispensable que sea obtenida una muestra representativa para ser sometida al análisis. El método más preciso y sensible pierde significaci6n frente a una muestra mal tomada y que no representa al agua del sistema examinado. El análisis que se realice representará a la muestra de agua en el momento del análisis, por lo tanto es de primordial importancia la obtención de una muestra representativa del total del agua para analizar. Cantidad de muestra. El volumen necesario para un análisis, depende de la cantidad de componentes disueltos y del número de determinaciones que se quieran realizar y el tipo de análisis a efectuar. Si solamente se desea determinar uno o dos constituyentes en suficiente una muestra pequeña. En cambio para un análisis standard la cantidad es mucho mayor. Siempre es conveniente contar con muestra en exceso. Para la mayoría de los. análisis es adecuado un mínimo de dos litros, pero en casos singulares en que deben realizarse trabajos especiales es recomendable consultar el analista sobre la cantidad necesaria. Si deben realizarse exámenes bacteriológicos deben utilizarse recipientes esterilizados y técnicas de toma de muestras adecuadas a determinar por los especialistas. Recipientes para envío de muestras. Los recipientes metálicos, tales como envases de hojalata o de hierro, no se usan para el manejo de muestras de agua, dado que normalmente se corroen y contaminan la muestra o más aún pueden perderla. Más adecuados son los recipientes de vidrio o de plástico. Los primeros requieren protección contra las roturas en el transporte, en cambio los otros no. Los recipientes de plástico tienen la desventaja que son opacas y no puede determinarse el aspecto de la muestra. Los recipientes de vidrio deben limpiarse antes de ser usados con mezcla sulfo-crómica, permanganato alcalino o ácido clorhídrico concentrado; enjuagados con agua destilada y secados. Si no es posible realizar este proceso previo, como generalmente sucede en el campo, se recomienda lavarlos prolijamente con detergente, enjuagarlos con agua y previamente a la reco-


lección de la muestra enjuagarlos por lo menos tres veces con el agua que se enviará a analizar en el momento de su recolección. En el caso de ser necesario determinar pequeñas cantidades de sodio o sílice se recomienda utilizar recipientes de plástico por cuanto el agua puede disolver estos elementos en los recipientes de vidrio. No deben usarse tapones metálicos, siendo muy recomendables los tapones de plástico. Recolección de una muestra de planta o de producción. No es fácil describir todas las condiciones bajo las cuales debe tomarse una muestra de agua. No obstante es posible señalar unos pocos principios cuya aplicación práctica pueden asegurar una buena muestra. El punto donde se toma la muestra es importante. En un pozo no es sencillo obtener una muestra del fondo, de manera que la mayoría se obtienen en las instalaciones de superficie. Para asegurarse que esta es representativa del agua que se encuentra en el fondo, debe hacerse producir el pozo a su caudal normal hasta que este sea uniforme. En un sistema de distribución de agua, las muestras se tomarán en el punto de interés o muy cerca de é1, pero es de suma importancia que la misma sea obtenida en las condiciones normales de operación del sistema. Es decir que si un sistema de conducción de agua opera normalmente circulando, la muestra no debe tomarse cuando está parado. Por ejemplo: si debe tomarse una muestra para determinar corrosividad cuando fluye a través de un tubing de producción, la misma debe obtenerse en la boca del pozo, no luego de haber pasado por un calentador o en el tanque de la batería. Cuando se toma una muestra de agua en un tanque, es recomendable tomar muestras del fondo, medio y superficie. Para tomar muestras de cañerías de conducción es conveniente colocar en el robinete o válvula que se utilice, un tubo de goma en su boca de descarga e introducirlo en el recipiente donde se recogerá la muestra hasta que su extremo esté sobre el fondo. El recipiente deberá haber sido enjuagado previamente tres veces con el agua a muestrear. Luego de haberse llenado el recipiente, se deja derramar no menos de diez veces su volumen y se retira lentamente la manguera manteniendo la circulación de agua. Se tapa inmediatamente el recipiente para evitar el contacto con el oxígeno atmosférico y minimizar la pérdida de gases disueltos. Para analizar gases disueltos se recomienda el uso de tubos especiales recomendados por las normas (ASTM por ejemplo) en donde el extremo conectado a la botella recipiente se debe colocar a mayor altura que la válvula de la cañería por donde se toma la muestra. Junto con cada muestra debe enviarse un rótulo o etiqueta donde se registra las referencias necesarias para identificar las muestras y el punto donde fue tomada. Toma de muestras en pozos. Deben tomarse una serie de precauciones en la recolección de muestras de agua durante la perforación o terminación de pozos. Los ensayos con ensayadores de capas están sujetos a contaminaciones. Durante la perforación una cierta cantidad del agua filtrada de la inyección penetra en las formaciones desplazando los fluidos contenidos y en consecuencia esta agua es el


primer fluido que retorna al pozo en los ensayos de capas. Cuando se usan inyecciones saturadas con sal, el filtrado devuelto será altamente salino y puede contener mayor cantidad de sales disueltas que el agua de formación. Inversamente, el filtrado de inyecciones preparadas con agua dulce tendrá un bajo contenido de sales disueltas. La recolección ya sea de filtrado de la inyección o mezclas de filtrado y agua de formación puede conducir a conclusiones erróneas si se la elige como muestra representativa de la formación. Para que un ensayo de formación sea concluyente y pueda obtenerse una muestra representativa del agua de formación debe eliminarse totalmente el agua externa.

Tiempo transcurrido entre la toma de muestra y su análisis. Este tiempo debo ser mínimo. Para algunas determinaciones y mediciones los mejores resultados son los obtenidos de inmediato junto al punto de toma de muestra. El tiempo en que una muestra se mantiene estable y es representativa depende de las características intrínsecas del agua. Las aguas que contienen microorganismos están particularmente expuestas a alteraciones. El crecimiento de estos organismos puede retardarse manteniendo la muestra en la oscuridad y en un refrigerador hasta el momento en que sea analizada. Los siguientes tiempos de reposo se aceptan como límite máximo para la obtención de análisis químicos y mediciones físicas confiables: •

Aguas no contaminadas con bacterias . . . .............. 72 horas

• •

Aguas ligeramente contaminadas con bacterias........ 48 horas Aguas contaminadas con bacterias ..........................12 horas

Ciertas compañías disponen de laboratorios móviles para el análisis de aguas, cuando la toma de muestra es crítica y ha sido demostrado que esta práctica es muy útil en los programas de recuperación secundaria. El uso del agua de formación en los procesos de inyección de fluidos como elemento principal es muy utilizado en todo el mundo en los proyectos de Recuperación Secundaria de yacimientos de petróleo, procesos que si bien comenzaron en el año 1930 con las primeras experiencias de campo, se generalizaron a partir de la década de los ´50 y hoy constituyen una de las técnicas de producción de petróleo más utilizadas. Seguramente las razones de esta generalización en el uso del agua de formación para Recuperación Secundaria habrá que buscarlas, entre otras razones, en la disponibilidad del agua de formación a partir de su separación de los otros fluidos producidos y su eficiencia para el desplazamiento del petróleo a partir de su inyección en la formación productiva.


La siguiente figura muestra un esquema de un sistema de Recuperación Secundaria.

VI-I-IV

Característica del agua de formación

El agua de formación producida con el petróleo, que se obtiene como excedente en los procesos de separación o deshidratación del crudo, es el fluido que generalmente se utiliza para la inyección a pozos. Este tipo de agua varía enormemente en su composición, según su origen y, por consecuencia, los tratamientos aplicados para su eliminación difieren mucho entre ellas a tal punto que se podrán encontrar aguas con un contenido de 35.000 PPM y otras con 5.000 PPM de sales. • • • •

Temperatura, depende de la profundidad del yacimiento y del gradiente geotérmico correspondiente a la cuenca de que se trate. Salinidad, característica propia del acuífero, variable normalmente entre 1-250 gr/litro. PH, puede presentarse de 5.5 a 8.5. Resultando más bajo cuando el gas asociado contiene CO2 o H2S. Posteriormente a una desgasificación, el PH se eleva por el desprentemperaturas o petróleo. Densidad y Viscosidad, dependientes de la salinidad y temperatura del agua, Variables entre 1 a 1.15 gr/cm3 para la densidad, y 1.2 a 0.3 centiPoises para la viscosidad.


VI-I-V

Presencia de hidrocarburos en agua

En las mezclas producidas, los hidrocarburos pueden presentarse en el agua en forma libre o emulsionado. Al determinar correctamente su presencia, se podrá definir u optimizar el tratamiento adecuado. •

Petróleo Libre

Está formado por una dispersión de glóbulos oleosos de tamaño superior a 150 µm. Cuanto mayores sean éstos glóbulos, mayor será su velocidad de separación. Las experiencias en probetas mayores, permiten observar el decantamiento del agua y su separación del petróleo, pudiéndose considerar al separado dentro de los 15 minutos, como petróleo libre. •

Emulsiones

Los glóbulos oleosos se encuentran dispersos en una fase acuosa, existiendo dos parámetros a considerar, uno la repartición granulométrica (se mide con contador Coulter para tamaños mayores a 50 µm, o con Láser); otro el potencial zeta que evalúa la densidad de la capa difusa de iones que rodean al glóbulo oleoso. Una forma práctica para realizar evaluaciones de la estabilidad de la emulsión, es mencionada anteriormente cómo experiencias en probetas, donde es posible medir el desprendimiento estático, midiendo la concentración en peso de los hidrocarburos subnadantes a distintos intervalos de tiempo. La pendiente de la curva así trazada, es proporcional a la velocidad de la separación, y por lo tanto, al diámetro de partículas que ascienden en dicho período. Esto permite establecer la posibilidad que tiene la emulsión de desaparecer luego de un período determinado (tiempo de residencia). Las emulsiones más groseras (25-150 µm) tienen sus glóbulos con poca o escasa carga eléctrica. En todo momento, éstas partículas pueden entrar en contacto entre ellas, coalescer en una de mayor diámetro, cuya velocidad de separación crecerá rápidamente (en función al cuadrado de su diámetro). Las emulsiones más finas (0,5-25 µm) se comportan en el agua como coloides. En la periferia de éstas partículas, los compuestos disueltos forman una doble capa eléctrica de dipolos orientados, una de éstas constituida por una nube difusa de iones negativos que crean una diferencia de potencial entre el liquido y ella misma (potencial zeta). Por ésta razón estos glóbulos cargados negativamente, tienen tendencia a la repulsión mutua, estabilizando la emulsión y requiriendo así un tratamiento físico-químico.


Emulsiones mecánicas, corresponden a una dispersión de glóbulos oleosos con tamaños de 5 a 50 micrones. El ensayo indica generalmente rendimientos de 80 a 90% o superiores en 24 hs. Como se ve este tipo de emulsión presenta una limitada estabilidad en el tiempo y pueden ser rotas por procesos térmicos relativamente sencillos. La estabilidad aumenta cuanto más fina sea la emulsión y mayor el peso molecular de los hidrocarburos presentes. Emulsiones con tendencia química, el tamaño de las partículas involucradas es de 5 a 20 µm. El ensayo de desprendimiento estático da generalmente valores de entre 65-80% en 24 horas. Estas gotas generalmente no suben hasta la superficie del agua que las contiene. En origen, son emulsiones mecánicas producto del corte de un film oleoso, pero en presencia de compuestos emulsionantes naturales y en alta temperatura; la alcalinidad de las aguas favorece la formación de emulsiones químicas. Son típicas de yacimientos de crudos pesados. Emulsiones químicas, son conocidas así, cuando el tamaño de las partículas es de 1 a 5 µm y el test de desprendimiento arroja valores inferiores a 65% en 24 horas. También se trata de rotura de un film oleoso, pero en presencia de tensoactivos, como detergentes, aminas orgánicas, jabones de metales polivalentes, sulfito de sodio y potasio. En yacimientos donde el desemulsionante de proceso se aplica en los pozos o separadores, la emulsión resultante en el agua a tratar será química o con tendencia química. Estas emulsiones no pueden ser rotas por procesos físicos simples (coalescencia, flotación, etc.), la rotura de la emulsión se logra por el agregado de un electrolito (coagulación completa que precipita a los agentes estabilizantes).

VI – II

SEPARACIÓN DE AGUA

En este trabajo, se desarrollará un proceso estándar con las formas más generalizadas por su conveniencia económica y buenos resultados en la calidad del agua resultante que, en mayor o menor medida, se puede aplicar en todos los yacimientos. Normalmente los equipos de separación de agua como tanques cortadores, lavadores, separadores de agua libre, tratadores y tanques en general, drenan el agua a un sistema colector general que se conecta a piletas API como última etapa de separación del sistema.

VI-II-I

Separación Primaria o Trifásica

En las instalaciones de los campos de producción se realiza un primer paso de separación, donde se trabaja sobre las tres fases extraídas; el gas, el hidrocarburo liquido y el agua. Se cumple mediante principios de separación física, por la influencia de la fuerza de gravedad, manifestándose ante la diferencia de densidades de las fases. Los resultados más importantes se obtienen sobre mezclas decantables en ciertas condiciones de velocidad, presión y temperatura; no manifestándose en hidrocarburos muy livianos, o no solubles pero finamente divididos.


Separación Gas-líquido: La primera separación es producida por la liberación del gas al ingresar la mezcla al equipo, es este tipo de separación se establecerían las condiciones impuestas en la norma API 12J (oil-gas separation). En esta etapa se produce agua de formación saturada en gas a la presión de separación. El metano no es el único gas disuelto, pero sí el más soluble y cuya presión parcial resulta la más elevada dentro de los gases naturales (hidrocarburos gaseosos). Separación Líquido-Líquido: La segunda separación también tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre las dos corrientes acuosas. Para éste caso también se deberían seguir los lineamientos de la Norma API, Pub. 421 (Design and Operation of Oil-Water Separators). Dicha norma indica que se pueden remover eficientemente glóbulos de hidrocarburos libres de tamaños mayores a 150 µm, en separadores gravitatorios sin placas. Los factores que influyen sobre el rendimiento de un equipo de ésta naturaleza son: - Temperatura del líquido. - Densidad y tamaño de los glóbulos oleosos. - Cantidad y naturaleza de la materia en suspensión . Es conveniente establecer que, ante la amplitud de variables que se presentan en las mezclas de líquidos (petróleo-agua), y materias en suspensión, la eficiencia de los separadores por gravedad, se determina empíricamente, aunque lo establecido por las normas API y por experimentación, permitan un cálculo aproximado teórico de los resultados, para la eliminación de glóbulos de hidrocarburos de tamaños mayores a 150 micrones. En todo caso, la única condición que podría ser lógicamente exigible es el cumplimiento de la Norma API para el diseño. En separadores trifásicos cómo el que se observa en la figura, son determinantes las condiciones de operación, las que se deben equilibrar según las características de cada mezcla en particular. Para lograr este objetivo, es necesario ejercer un estricto control sobre la calidad de los fluidos descargados, regulando los niveles y los tiempos de residencia de las distintas fases.


La mezcla ingresante a las instalaciones de eliminación de agua, que provenga directamente de los pozos, requerirá de equipos de separación trifásicos. Cuando éstos equipos no están diseñados para la separación del agua, o cuando el líquido bifásico es bombeado desde instalaciones satélites, es práctico el uso de equipos como FWKO, Tanques Lavadores e inclusive, si las condiciones del fluido lo requieren, de Tratadores Térmicos o Termoeléctricos. No siempre los mismos descargarán el agua separada a las piletas atmosféricas comúnmente denominadas API (por su diseño Normalizado), es posible en casos muy especiales, el diseño de sistemas donde las condiciones permiten descargar total o parcialmente el agua de los equipos separadores a los tanques de almacenaje para su posterior inyección. Los equipos o recipientes separadores bifásicos o trifásicos para la obtención del agua separada, requieren como se mencionó anteriormente, del control de la altura de los niveles para un equilibrado funcionamiento. Este control determinará, por un lado el tiempo de residencia de cada una de las fases, pero por otro lado favorecerá o no, el período de “lavado” para el que algunos equipos son diseñados. Existen entonces dos conceptos fundamentales para ejercer el control de niveles, sobre todo al respecto de la interfase agua-petróleo. -

Flotantes de interfase o diferenciales, calibrados para flotar en agua y no en petróleo. Permiten una sencilla operación, de estrecho rango de trabajo, adaptable a recipientes como separadores trifásicos o FWKO (separadores de agua libre).

-

Columna Diferencial, o principio de vasos comunicantes, comúnmente utilizado en Tanques Lavadores o Cortadores, algunos diseños de Separadores de Agua Libre e inclusive es básicamente uno de los principios de funcionamiento de las piletas API. Si bien es de una complejidad mayor, permite rangos ilimitados de alturas de los niveles.


Básicamente radica en el principio de Pascal, comparado en dos columnas comunicadas (vasos comunicantes), donde a una misma altura en ambas, las presiones estarán equilibradas. En tal caso, si una de las columnas está compuesta de dos líquidos de diferente densidad, para conservar la igualdad deberá forzosamente variar la altura. El cálculo entonces del valor de altura de la fase petróleo, dependerá de las alturas totales de cada una de las columnas y de las densidades de los fluidos que las componen. Así también teniendo la altura total de la columna 1 y la altura de la fase petróleo, es posible determinar la necesidad de altura de la columna 2 (rebalse en un tanque lavador, o nivel de agua en algunos Separadores de Agua Libre). Este sistema permite establecer la diferencia entre las alturas de rebalses en una pileta API, para mantener un colchón (o altura y por lo tanto volumen) de petróleo deseado.

H1

H2

P1

P2


VI-III - TRATADOR

Se puede observar un esquema de este tipo de equipos en la siguiente figura. Son equipos cerrados y presurizados, que se utilizan para separar agua del petróleo, cuando las características de la mezcla lo requieren.


Tres son los aspectos fundamentales a tener en cuenta en su operación: Calor : Una técnica que se utiliza para romper las emulsiones consiste en calentar la mezcla petróleo/agua. El hecho de calentar la mezcla hace que la viscosidad del petróleo disminuya, permitiendo que el agua sedimente más fácilmente. Se aplica calor en un separador especial llamado “tratador”. Al igual que los separadores, pueden ser horizontales o verticales. Rejillas eléctricas: Las rejillas eléctricas se usan en circunstancias especiales para energizar las gotas de agua, haciendo que éstas se unan y formen gotas más grandes. Las emulsiones inusualmente duras o las operaciones de “desalación” en las refinerías utilizan este principio para separar el agua del petróleo. Presión: Los tratadores son considerados recipientes de presión. Como tales, se deben tomar precauciones para asegurar que si la presión del recipiente excede la presión del diseño, se abrirá una válvula de seguridad para aliviarla. Según las condiciones, las válvulas de seguridad están diseñadas para liberar hacia un “tanque de emergencia” o hacia un quemador. Si el líquido es esperado con menores cantidades de gas, generalmente la elección se inclina hacia el tanque de emergencia. La mayoría de los tratadores están diseñados para aliviar hacia dicho tanque.

VI-III-I -

Operación

El flujo ingresa en la sección frontal del tratador, donde el gas es separado y la mezcla se dirige alrededor del tubo de fuego hacia la interfase petróleo-agua en la sección de calentamiento. El agua libre sale de allí, y la emulsión es calentada por el tubo de fuego. A medida que el nivel se eleva por encima del vertedero, la emulsión caliente rebalsa hacia adentro del espacio de tensión controlado por nivel en el medio del mismo. La presión de la sección de calentamiento fuerza a la emulsión a moverse por debajo de un segundo vertedero hacia adentro de una sección de coalescencia. En esta sección, se le permite al agua caer a través del petróleo que se eleva lentamente. El petróleo sin agua es recogido en la parte superior de esta sección y se lo deja fluir hacia el tanque de producción. La presión en el contenedor debe ser lo suficientemente alta como para permitir que el petróleo se mueva hacia el tanque de producción, independientemente del nivel de fluido en el tanque. La temperatura hasta la cual la emulsión es calentada depende de muchos factores. Cuanto mayor es la temperatura, menor es la viscosidad del petróleo, mayor la diferencia de densidades, y por ende más fácil la separación del petróleo y del agua.


Si el petróleo es calentado a una temperatura demasiado alta, pierde perderá los componentes livianos (parte del líquido se convierte en vapor). Por lo tanto, es importante alcanzar un equilibrio con la temperatura. La sección de coalescencia del tratador es importante para el tiempo de retención. El tratador debe darle el suficiente tiempo de retención como para permitir que el agua se separe del petróleo. El tiempo de retención se basa en la experiencia o en los datos de laboratorio. El tiempo que tarda una gota de agua en atravesar el petróleo es el tiempo mínimo de retención. Por lo tanto, la viscosidad petróleo (que depende del calor y del ºAPI) y el tamaño de la gota de agua (que depende de la viscosidad del petróleo) son importantes al calcular la velocidad.

VI-III-II - Descargas Observar el siguiente esquema: Un tratador debe operar entre un mínimo y un máximo de presión. La presión máxima se determina por el diseño original y una válvula de seguridad es instalada para garantizar que la misma no sea excedida. La presión mínima con la que el equipo puede operar depende de las condiciones existentes aguas abajo.

p re s s u re

o il s e p a ra to r

o il

p r o d u c t io n ta n k

El tratador debe tener la suficiente presión para empujar al petróleo hacia fuera de la parte superior de la sección de coalescencia, superar la caída de presión en la cañería, e ingresar a los tanques de producción, independientemente del nivel de fluido.


VI-IV TANQUE CORTADOR VI-IV-I-

Usos

El Tanque Decantador de Agua o Tanque Cortador es un sistema de separación bifásica aguapetróleo de uso común en los campos petroleros, donde el balance económico u otras condiciones los determinan sobre el uso de Separadores Trifásicos o Tratadores Eléctricos de mejor rendimiento. La proliferación de sistemas de Recuperación Secundaria, el ahorro de traslado de volúmenes importantes de agua, o el evitar la mezcla de aguas no compatibles, son algunas de las razones de su uso. El óptimo rendimiento del sistema se obtendrá básicamente manteniendo un caudal constante, una interfase estable y condicionada por los tiempos de residencia necesarios para la separación de las fases, y de ser preciso el aporte de temperatura a la entrada y la dosificación de productos desemulsionantes en las zonas más alejadas al tanque. VI-IV-II-

Principio físico

El funcionamiento se basa en los conceptos de vasos comunicantes y tubo en “U”. “Si en un sistema de vasos comunicantes se colocan dos no miscibles y de distintas densidades, las alturas alcanzadas tintas ramas son inversamente proporcionales a los pesos cos".

líquidos en las disespecífi-

Al nivel de la superficie de separación, en las dos ramas los ejercen la misma presión:

líquidos

P1 = P2 Siendo la presión la resultante de las alturas por las correspondientes densidades, tenemos:

P1 = d1 x h1

y

P2 = d2 x h2

Para el análisis práctico, se puede considerar inicialmente los valores de alturas de las ramas como fijos, pues ellos serán en el tanque, los respectivos rebalses de la Fase Mayor (agua - h2) y de la Fase Menor (petróleo – h1). De esta manera se puede establecer la diferencia entre ellos como un valor que llamaremos h3, como se observa en el esquema siguiente:


Si nos interesa averiguar la altura del colchón de petróleo h1, sabemos que:

h1 = h2 + h 3 y que:

d1 x h1 = d2 x h2 por lo que podemos reemplazar y obtener: d1 x (h3 + h2) = d2 x h2

Realizando el desarrollo:

(d1 x h3) + (d1 x h2) = d2 x h2 (d1 x h3) = (d2 x h2) - (dl x h2) (d1 x h3) = h2 x (d2 - d1) y finalmente:

(d1 x h3) = h2 (d2 - dl) Como:

h1 = h3 + h2

Reemplazando:

(d1 x h3) h1 = h3 + (d2 – d1)

Con lo que se obtiene la altura de la fase petróleo resultante.


VI-IV-III-

Estimación de la altura del rebalse de agua (h3)

Si la información conocida o dada fuese la de la altura de la fase petróleo, se podría establecer la diferencia entre los rebalses. Con el rebalse de petróleo fijo, ésa diferencia (h3) nos daría la altura necesaria donde establecer el rebalse de la «pierna» de agua. Como:

P1 = P2

Podemos decir que:

y

P1 = d1 x h1

y

P2 = d2 x h2

d1 x h1 h2 =

h1 – h2 = h3

y

d2 d1 x h1 h3 = h1 – d2 Obteniendo así la diferencia entre los rebalses, y en consecuencia la altura indicada para la colocación del rebalse de agua o “pierna”.

VI-IV-IV-

Control de la Interfase

El seguimiento de la interfase se realiza comúnmente efectuando muestreos cotidianos del agua y el petróleo derivados del proceso, los que son analizados en laboratorios de campo para obtener la información necesaria, tal como: Densidad del Agua: En hidrómetro de vidrio con densímetro calibrado y toma de temperatura del momento. La densidad leída se corrige por tablas a valor Standard de temperatura (15°C). Las variaciones de densidad producidas son tan pequeñas que es viable tomar el valor indicado con un margen de error despreciable. Densidad del Petróleo: En hidrómetro de vidrio con densímetro calibrado y toma de temperatura del momento. La densidad leída se corrige por tablas al valor Standard de temperatura (15°C). Las variaciones de densidad se harán apreciables según la diferencia que exista entre la temperatura Standard (15°C) y la del tanque; por lo que es conveniente corregir la densidad con el factor de corrección a la temperatura real del tanque. Es decir que para los cálculos se debe tomar como valor de densidad corregida para el petróleo (d1) el que se desprende de la siguiente operación:

Dt = Dts - e

x

Delta T°

Dts = Densidad a la temperatura standard, con hidrómetro de vidrio. Dt = Densidad a la temperatura que se la determina o densidad corregida. e = Coeficiente de corrección dependiente de las características de la fracción. Delta T° = Diferencia de temperatura en °C (t - ts).




Porcentaje de agua en el petróleo: La obtención de un mínimo contenido de agua en la fase petróleo en el proceso, estará supeditado a las características de la emulsión que se presente. No obstante el sistema deberá ser diseñado teniendo en cuenta entre otras las siguientes cuestiones: Tiempo de residencia: El volumen del colchón de petróleo debe brindar el tiempo suficiente de residencia para permitir que el agua aún integrada, decante por coalescencia y gravedad. Período de lavado: El colchón de agua debe tener la altura necesaria para permitir que el petróleo distribuido en la base del tanque, flote en el agua perdiendo en el ascenso, por diferencia de densidad, la mayor parte del agua por coalescencia. Aporte de temperatura: Es condición de suma importancia el mantener una buena temperatura para disminuir la viscosidad del petróleo y la tensión superficial. Por lo tanto, deben utilizarse instalaciones previas, como calentadores. Inyección de desemulsionantes: En muchos casos las características de las emulsiones hacen necesaria la inyección de desemulsionantes. Estos son preparados que pueden ser solubles en agua o en petróleo según las condiciones lo requieran. Si bien se hace necesario el estudio de cada emulsión en particular para utilizar el producto y la dosificación adecuados, en todos los casos será conveniente la inyección de los mismos en los puntos más alejados del tanque (pozos o baterías satélites) a fin de obtener un buen mezclado y a la vez darle el mayor tiempo posible para actuar. Un aumento del porcentaje de agua en el petróleo de rebalse, aumentará la densidad del colchón disminuyendo la altura del mismo. Tal falta de rendimiento del tanque se podría producir por: 1. Disminución en la dosificación de desemulsionantes (Deficiente separación). 2. Disminución de la temperatura. (Deficiente separación, aumento de densidad). 3. Válvula de recirculación de una batería trabada abierta. 4. Bomba de una batería satélite parada (Variación de caudal y consecuencias). Influencia del Caudal: Este es un factor muy importante para un óptimo funcionamiento, dado que los cambios significativos del mismo traerán como consecuencia variaciones de la temperatura, de los porcentajes de agua de la mezcla entrante, de la estabilidad de la dosificación de desemulsionantes de campo, de los tiempos de residencia, etc. Traduciéndose en variaciones en el colchón de petróleo y hasta en la calidad de salida del mismo y del agua. Es conveniente utilizar entonces el sistema de «bombeo continuo» desde las baterías, principio fundamental para la optima operación de un proceso de ésta naturaleza. Calidad de la fase agua: Para las observaciones prácticas de campo, la calidad del agua de purga estará relacionada con la ausencia de hidrocarburo en la misma. La presencia de una proporción de petróleo, indicará una situación a corregir en lo que respecta al tiempo de residencia, temperatura, desemulsionante adecuado o falla en el diseño. En todo caso se podrá recurrir, si el balance económico lo justifica, a continuar procesando el agua, como por ejemplo en una pileta API.


Los tanques cortadores o lavadores, por su efecto de «lavado», son los decantadores naturales de todos los sólidos como barros o arena, que no se hubieran manifestado con anterioridad en los circuitos o tanques; por lo que es menester controlar periódicamente la presencia de los mismos en el muestreo y análisis del agua, dado que en el momento en que el tanque colme su capacidad de almacenarlos éstos comenzaran a aparecer o aumentarán en las muestras. La presencia de sales en la mezcla se manifiesta en el agua lo que probablemente trae tambien dificultades para la separación agua petróleo. En algunos casos específicos es beneficioso la inyección en la línea de entrada al tanque, de agua dulce. No sólo propenderá a menos cantidad de sales en la fase petróleo, sino que será una óptima colaboración para el lavado de la emulsión. Esta “dosificación” se observará en el muestreo cotidiano de agua, manteniendo una densidad controlada.

LAVADO DE SALES

VI-IV-V•

Conexionado del tanque

Inertizado

Es conveniente que el desgasificador mantenga una conexión que ecualice las presiones entre el mismo y la parte superior del tanque, logrando que dicha zona permanezca como una capa de gas, evitando el acceso de aire. Asimismo, que la parte superior de la pierna disponga también de una conexión al tanque, necesaria para provocar el “corte del sifón” sin que entre aire a oxigenar el agua del rebalse. •

Entrada de producción

Existen diversas formas y diseños de entradas, todas ellas concurren a respetar los principios de funcionamiento necesarios para estos casos, ingreso con la menor turbulencia y la mayor dispersión. Probablemente pasando por un calentador.


• Salidas La salida de petróleo será un simple rebalse fijo que puede encontrarse de diferentes características. Puede ser externo o interno. Solamente se podría recomendar un diámetro suficiente para que no proponga una pérdida de carga que haga muy lenta la evacuación del liquido sin presión. La salida de agua situada en la parte más baja del tanque, debe presentar desde su nacimiento la característica fundamental de no provocar arrastres de la producción entrante. Es conveniente que la misma posea una pierna regulable (en caso de no tener control sobre una interfase variable a conveniencia por otro sistema) atendiendo a la negatividad de proponer notables pérdidas de carga o deposiciones de carbonatos. Es conveniente tener una salida manual que se encuentre por debajo del nivel interfase mínimo a fines de poder desalojar cualquier colchón de emulsión que pueda formarse en accidentalmente, alineado a un tanque que permita su recuperación y retratamiento.


VI – V

ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS

El agua, en condiciones obtenidas al momento posee en general sólidos, contaminación de hidrocarburos, sales disueltas, y en algunos casos oxígeno y anhídrido carbónico o bióxido de carbono. Todos elementos que producirán graves problemas si son inyectados. Para mejorar el agua y extraer de ella gran parte de los componentes nocivos para la inyección, deben aplicarse tratamientos físicos y químicos que mejoren las condiciones originales para modificar el producto, convirtiéndolo en agua apta para inyectar en la formación sin problemas. Otro inconveniente para resolver es la gran facilidad que tiene el agua, para desarrollar colonias de bacterias, que de no tratarse, además de la corrosión del hierro que producirían, pueden llegar a obstruir la formación o parte de ella, impidiendo total o parcialmente, la inyección a esa capa. Es muy importante que el supervisor de producción asuma con absoluta responsabilidad la importancia que tiene la inyección de agua con la calidad preestablecida y respete absolutamente los valores y parámetros establecidos. Las recomendaciones precedentes son para tener en cuenta con mucha atención, porque habitualmente se considera al manejo del agua como algo sin demasiada importancia y aunque las mediciones indiquen una mala calidad de la misma, los problemas no se presentarán en forma inmediata y no aparece en principio ninguna complicación, es decir las consecuencias no se manifiestan rápidamente, pero con el tiempo la mala calidad del agua y de la operación puede llegar a provocar altos costos de operación y hasta el fracaso del proyecto. Para dar una idea de magnitud al comentario, se puede calcular que si el agua inyectada tiene un contenido de sólidos de 200 PPM (partes por millón) ingresa al pozo, un metro cúbico de sólidos cada 5.000 metros cúbicos de agua. Si se deben inyectar en determinada capa 20.000 m3, se habrán incorporado 4 m3 de sólidos que seguramente generarán problemas de taponamientos o restricción que se manifestarán en el aumento significativo de la presión para poder inyectar el caudal programado. En muchos casos no se puede cumplir con el programa de inyección y será necesario aplicar costosos tratamientos a la capa afectada.


VI-V-I

Piletas API

El fluido, desde que ingresa en la planta, va decantando sólidos en la medida que cambia su velocidad de transporte y la prueba está en la acumulación de arena y barro que se encuentra en el fondo de tanques, separadores y tratadores, cuando se inspeccionan. El proceso de deshidratación se completa en las plantas con el pasaje del agua eliminada por una pileta que se construye en hormigón, y que habitualmente se la denomina pileta API. Esta instalación si bien permite una mayor oxigenación del agua, cumple la finalidad de quitar los restos de hidrocarburos y de sólidos que pudiera contener. El principio de funcionamiento de una pileta API es el de separación en un medio líquido, donde lo más denso irá al fondo y, por el contrario, flotará todo aquello que sea “más liviano” que el agua que lo transporta. Claro está que para que se cumpla, debe “aquietarse” el flujo, considerando que cuanto mayor tiempo permanezca en la pileta, mayor capacidad de separación tendrá el equipo.

En la figura se ve una vista de la planta y un corte de un modelo de pileta API, donde se puede observar la entrada del agua proveniente de los equipos de deshidratación que, luego de pasar por una malla filtro, entra en un contenedor de gran volumen. En el mismo se producirá la separación, para luego salir el agua por abajo y los restos de hidrocarburos por un colector


El agua obtenida en la salida tiene menor cantidad de sólidos, aunque aún así será demasiado para incorporarlo al sistema de inyección. Cada operación maneja distintas cantidades pero para ejemplificar la explicación, se adoptarán valores que no sean exagerados ni escasos, asumiendo que en la entrada a la planta el agua tenía 1000 PPM, en la entrada a la pileta API 300 PPM y en la salida de la misma la lectura es de 200 PPM. El proceso de separación, como todos los que se han visto, consiste en aquietar el fluido para que, aunque lenta, se produzca la precipitación de los pequeños sólidos contenidos. Estos, debido a su pequeña masa, no se separarán mientras el fluido esté en movimiento, porque serán arrastrados por la corriente. Uno de los tratamientos simples posteriores a las piletas API, puede ser la construcción de piletas con la suficiente capacidad como para retener el agua durante cinco días, las que se pueden hacer en el terreno con fondo y laterales de materiales plásticos aislantes e impermeables para evitar la filtración y consecuente contaminación. La falta de movimiento y la instalación de la toma en las proximidades de la superficie del agua, asegurarán la pérdida de un importante porcentaje de los sólidos contenidos, por lo que en el hipotético caso del ejemplo asumido, saldrá de la pileta de decantación con 100 PPM, compuestos casi totalmente por restos de hidrocarburos.

VI – V – II

Filtros

Otra forma de retener los sólidos es mediante el uso de grandes filtros de arena con granulometría controlada, instalados en serie al flujo, con el tamaño de los granos adecuados a las partículas a retener. Los modelos de filtros que se muestran en la figura I-3 son convencionales, aunque se debe tener en cuenta que se puede desarrollar un diseño para cada necesidad y que existe gran cantidad de modelos para atender diferentes necesidades. En este proceso, los sólidos se irán acumulando en los filtros y el circuito está preparado para lavarlos con una corriente de flujo inverso, que se aplica toda vez que la diferencia de presión entre la entrada y la salida aumenta por sobre los valores regulares. Desde ya que los manómetros que miden la presión antes y después del filtro se deben verificar periódicamente y su funcionamiento debe ser confiable. Otro tipo de filtro está diseñado para cambiar la arena cuando se contamina, pero ese modelo es de costo alto de mantenimiento, y se usa en casos donde por las condiciones no se pueden usar los de limpieza inversa.


Es muy importante efectuar ensayos físico-químicos de alta calidad para determinar con precisión el equipamiento y metodología para la eliminación de sólidos. Existen enormes diferencias entre las aguas de distintos yacimientos y en el proceso de la separación del crudo; por lo tanto en muchos casos solamente con un buen tiempo de permanencia en piletas o recipientes de “aquietamiento “ se logra acondicionar el agua para que con un pequeño proceso posterior, se pueda ingresar al circuito de inyección. Equipos cerrados de grandes dimensiones como coalescedores, precipitadores etc. existen en el mercado y se diseñan acorde a las necesidades. De todas formas las compañías que manejan proyectos de grandes volúmenes de inyección (sobre los 60.000 barriles/dia) utilizan los métodos más simples y que en la mayoría de las operaciones, dan excelentes resultados. Habitualmente, es simple la eliminación de la mayoría de los sólidos, salvo que se presenten en forma coloidal.


VI -V - III

Equipos depuradores de agua (Wenco)

El agua, tomada de las piletas de decantación donde se asumió que salía con 100 PPM, puede llegar a condiciones mejores tales como 20 PPM o menos, (considerando óptima 5 PPM), tratándola en un depurador, el que se ocupará de eliminar, por un proceso de floculación y coalescencia, las pequeñas partículas de sólidos e hidrocarburos.

El equipo se compone de un recipiente cerrado, con cuatro o más compartimentos, que tiene la forma de una pileta de chapa de hierro que se usa en los equipos de perforación y terminación para contener el barro o fluidos de circulación. Se mantiene lleno por la acción de un flotador y una válvula de salida, para abrir y cerrar el drenaje de agua, manteniendo el equipo con un nivel alto y constante. Por la parte inferior se introduce una línea de gas con regulación y unas toberas que permiten la salida del gas con muy baja presión, de tal manera que se produce la formación de pequeñas burbujas. En la parte superior y en forma vertical, se encuentran instalados tantos motores eléctricos como compartimentos tengan el equipo, con un eje también vertical que transmite el movimiento de rotación a unas paletas solidarias al mismo. El movimiento de las paletas a bajas revoluciones, dispersa las burbujas formadas, forzándolas a recorrer en forma proporcional con muy buena distribución toda la masa de agua, en movimiento ascendente. Tales burbujas arrastrarán las pequeñas partículas, floculando los cuerpos con el hidrocarburo y formando aglomeraciones para terminar en una


coalescencia que formará una película sobre el pelo de agua. Otras paletas de arrastre con motores de menor potencia, accionan una especie de barredores que corren por la superficie, empujando la película de sólidos e hidrocarburos hacia una especie de embudo colector que descargará a un drenaje, el que regresa por cañerías a la pileta API. El burbujeo del gas arrastra además, en su viaje ascendente, a las moléculas de oxigeno inestables y libres que pudiera tener el agua y también, si existiera, el sulfuro de hidrógeno y anhidrido carbónico. Estos equipos se diseñan para tratar entre 1.000 y 100.000 barriles por día y, bien operados, brindan un excelente servicio y permiten obtener el agua en optimas condiciones para inyectar. En algunos casos y para asegurar la absoluta ausencia de oxígeno libre, se inyecta a la salida algún producto secuestrante tal como el sulfito de sodio. El recipiente del depurador, es absolutamente cerrado y desde aquí en adelante el agua no debe tomar contacto con la atmósfera para evitar la incorporación de oxígeno.

VI – V – IV

Incrustaciones

Dentro del tratamiento de las aguas, también se debe mencionar la acción química para eliminar o inhibir la deposición de incrustaciones en las cañerías, de sales como el carbonato de calcio y otras que se encuentren disueltas en el agua y pueden producir obstrucciones y/o corrosión. Utilizándose productos Inhibidores y Dispersantes de Incrustaciones (generalmente asociación de fosfonatos). La posible cantidad de sustancias disueltas e en solución en el agua, tenderán a cristalizar y precipitarse por tres razones comunes en los procesos de campo conocidos: 1.

2. 3.

A las sustancias mencionadas se las puede denominar iones, o de acuerdo al signo de su carga cationes (+) y aniones (-). Estos iones, mantienen entre sí un equilibrio en la naturaleza ( al respecto de su interacción). Cuando el agua entonces, se mezcle con otra que contenga un exceso de uno de los iones, “alterando su concentración”, sobrepasará los valores de solubilidad de las sales a ésa presión y temperatura, comenzando a formar los cristales y su precipitación. Se modificará el producto de solubilidad ante las variaciones de temperatura. Es así que el aumentar la temperatura, ocasionará la precipitación. Se modificará el producto de solubilidad con las variaciones de presión del sistema, en consecuencia una mayor presión favorece la solubilidad.

Es importante considerar entonces en un proceso de tratamiento de agua, que una disminución del contenido de CO2 (necesario por otro lado) disminuirá la solubilidad del carbonato precipi-


tándose, así también el aumento de temperatura provocará idéntico resultado. Para un buen resultado de la dosificación de inhibidores, se deben tener en cuenta dos factores importantes: -

-

El inhibidor deberá estar presente en el agua cuando el cristal de la sal comience a formarse, y así poder actuar con mayor efectividad. Es decir que deberá inyectarse aguas arriba del punto en donde puede presentarse el inicio de la formación de cristales. La inyección del producto deberá ser continua para que siempre esté presente en el comienzo de la formación de los cristales.

VI – V – V

Bacterias

Si bien existe una gran cantidad de especies de bacterias, el tipo más común y peligroso es el de las sulfato reductoras, que como su nombre lo indica, el producto de su metabolismo es la reducción del sulfato a sulfuro. Para llevar a cabo éste proceso requiere de hidrógeno, cuya fuente de aprovisionamiento es la corrosión del acero (de allí su alta capacidad corrosiva). Este tipo de bacteria crece en ambientes anaeróbicos o libres de oxigeno, pero subsiste en sistemas con contenido de oxigeno disuelto. Pueden desarrollarse debajo de incrustaciones, depósitos, o debajo de biomasas formadas por otros microorganismos. Las bacterias formadoras de limo y las bacterias del hierro, son responsables en los Campos, de taponamientos en líneas, equipos o capas de recuperación secundaria. La gran variedad de productos químicos para controlar y disminuir el nivel de contaminación microbiológica, es clasificable de acuerdo a su función en: -

Bactericidas. Matan bacterias. Bacteriostatos. Retardan el crecimiento de las bacterias. Biocidas. Matan otras formas de vida además de las bacterias. Biostatos. Retardan el crecimiento de otras formas de vida además de las bacterias.

Particularmente este tratamiento de las sulfato reductoras debe tener un seguimiento permanente, haciendo en laboratorio, cultivos de las bacterias que se puedan desarrollar, verificando su densidad y controlando su mutación porque pueden crear acostumbramiento y hacerse inmunes al bactericida utilizado. Tal situación requiere en algunos casos, el cambio de la composición química del producto de ataque. Para lo que se utiliza productos con base de gluteraldehído o alquil aril cuaternario de amonio alternativamente. También suelen utilizarse microbicidas compuestos por dialdehído y alcohol isopropílico.


De acuerdo a los requerimientos de oxigeno se puede realizar la siguiente clasificación: -

Aerobias Obligadas. Se desarrollan solamente en presencia de oxigeno molecular. Anaerobias Obligadas. Se desarrollan mejor en ausencia de oxigeno o en ambientes de bajo potencial de oxido-reducción. Anaerobias Facultativas. Se desarrollan en presencia o ausencia de oxigeno.

VI – VI-

ELIMINACIÓN DEL OXIGENO

Los elementos menos deseables disueltos en el agua, son los gases como el oxigeno (O2) y el anhídrido carbónico o bióxido de carbono (CO2), principales causas de corrosión del acero, metal que el agua encontrará en todo su recorrido hasta ingresar en la formación, y como consecuencia, la posibilidad de taponamientos en pozos inyectores. El exceso de tales gases es indeseable y debe ser eliminado, después del proceso de eliminación de sólidos y otros tratamientos, y antes del ingreso a los tanques de almacenaje que alimentarán las bombas de inyección. Una concentración de 0.5 ppm (media parte por millón) de O2 en agua dulce, es suficiente para producir los primeros picados (pit) en una cañería de acero al carbono. Es necesario establecer en cuanto al O2, que en la mayoría de los casos es incorporado al agua de formación producida, en algún punto del sistema o recorrido de la misma. Por lo que es posible minimizar su incorporación, disminuyendo las necesidades de instalaciones o productos químicos para su posterior remoción. En ésta etapa pueden realizarse los siguientes métodos para remover los gases mencionados: a) Separación con gas natural (desabsorción o corriente de arrastre) b) Separación de gas por vacío c) Agregados químicos d) Por combinación de procesos VI – VI – I

Procedimientos Físicos

El contenido de oxígeno inestable se mide en PPM, o sea partes por millón y cuando esta magnitud es pequeña (tanto como 3 o 4 PPM) y los volúmenes de inyección no superan los 15 o 20 mil barriles, seguramente será apropiado y convenientemente económico, el uso de “secuestrantes” o “reductores” químicos, que dosificados de acuerdo el análisis correspondiente a cada caso, quitará el oxígeno excedente acondicionando al agua con un contenido máximo cercano a 1 PPM.


Sin dudas este es un buen método a usar, pero si la cantidad de oxígeno es mayor a la indicada, como ser 8/12 PPM como pudiera ser la utilización de agua de una fuente de superficie, o bien el volumen a inyectar supera los 30 mil barriles diarios, debe analizarse la posibilidad de hacer las instalaciones necesarias para utilizar métodos físicos que en tales condiciones serán de menor costo por barril inyectado. -

La separación con gas natural o desabsorción, se produce mediante la circulación en contracorriente dentro de una torre, entre un flujo descendente de agua que atraviesa empaques de anillos de relleno, y el arrastre o stripping provocado por una corriente ascendente de un gas inerte, o gas natural (metano) libre de O2, CO2, y H2S.

Se debe considerar en éste caso, las ventajas y desventajas del sistema sobre otros, pues existirán cantidades del gas de stripping mezclados con los absorbidos en contacto con la atmósfera. También que el agua tratada se saturará con gas. Ventajas: a. b. c.

Simplicidad de Diseño y Costos. Simplicidad de Operación. Gran Flexibilidad.

Desventajas: a. b. c.

Requerimiento de gas dulce. Quema de gases residuales en la antorcha. Riesgos de acidificación del agua si el gas es ácido.

Consecuentemente, es recomendable la separación de gas por Torre de Vacío en lugar de la desabsorción. -

La Separación de gas por vacío, depende de la Ley Fundamental de solubilidad. Para concentraciones relativamente bajas a una temperatura dada, la concentración de un gas disuelto en agua, es proporcional a la presión parcial de dicho gas, en la fase gaseosa en equilibrio con el agua (Ley de Henry). En la operación de desgasificación física por vacío, la presión parcial de cada gas se reduce, liberando la solución de gases, y estableciendo un nuevo equilibrio.

La presión parcial de un gas, siendo éste uno de varios gases disueltos en un determinado volumen de agua, es definida como la presión que ese gas ejercería si sólo él ocupara el volumen a la misma temperatura. La presión total entonces, de una mezcla de gases que ocupa un volumen dado, es igual a la suma de sus presiones parciales


El procedimiento consiste en la instalación de una torre de vacío, que no es más que un simple separador, el que trabaja con presiones por debajo de la atmosférica y está equipado con una o más bombas que generarán “vacío”. Es de suponer que el vacío “atraerá” el agua y así será si no se contrapone una columna que contrarreste el movimiento de la misma hacia la parte superior de la torre. Estas condiciones de separación favorecen la formación de nieblas que podrían arrastrar aquellas pequeñas partículas de agua hacia la generación del vacío. Esta situación se neutraliza con un muy buen retenedor de niebla instalado en el interior del recipiente, antes de la salida de los gases extraídos del agua. Con tal tratamiento y considerando que el funcionamiento del equipo desgasificador es óptimo, el agua no saldrá del recipiente en forma de niebla. Si esto no funcionara perfectamente bien, se acumularía agua en las bombas de vacío. El control de nivel de agua opera con un flotante que gobierna una válvula neumática de entrada al equipo. El agua que ingresa baja por dos cámaras con monturas cerámicas que permiten una buena distribución de las partículas de agua, asegurando que cada una de ellas ha sido sometida a vacío y se le extrajo el oxígeno excedente. Por último, el agua del fondo del equipo ya en perfectas condiciones, es bombeada a los tanques de almacenaje. Es de suma importancia respetar la altura desde el nivel del piso donde está instalada la bomba de agua, hasta el nivel del líquido en el separador, para que el funcionamiento del sistema sea óptimo.


Ventajas: a. b.

Mayor rendimiento. Bajo costo operativo.

Desventajas: a. b. c.

Mayor costo inicial. Carácter incrustante del agua inerte en altos grados de vacío. Dificultad para mantener la estanqueidad.

VI – VI – II

Procedimientos Químicos

Usualmente recomendados para bajos caudales, bajos contenidos de oxígeno, reemplazo temporal de los procedimientos físicos, o cómo una combinación de procedimientos para eliminar los últimos vestigios de oxígeno luego de un proceso físico (sobre todo en el caso del sistema de arrastre o stripping), puede llevarse a cabo mediante la dosificación de reductores de O2 en dosis de 10-20 ppm y son diluidos al 5-10 %. Los más utilizados son: •

Sulfito de Sodio:

Se requieren 8 ppm en peso para remover 1 ppm de O2. La reacción puede ser catalizada en frío con el agregado de sales de cobalto o níquel, premezcladas o agregadas en el lugar. A partir de los 80° C no requiere catalizador. Se preparan en el Campo soluciones de sulfito de sodio a 50-140 gr/l, cuya estabilidad sin cubierta de tapa flotante es inferior a 24 horas. El metabisulfito de sodio es más soluble, 2535 %, y da soluciones más estables. Es el más indicado teniendo en cuenta costos de equipos y productos, para la remoción de oxígeno en pequeñas cantidades en el tratamiento de agua para reinyección. •

Sulfito de Amonio:

Se requieren 6.2 mg/mg de O2. Es el reactivo preferible por: -

Menor requerimiento de catalizadores. Disponible comercialmente como solución de PH 4 – 4.5. Debido a su PH, no reacciona con el aire, siendo más fácil su almacenaje. La acción reductora óptima es a PH 7.5 – 9.


•

Bióxido de Azufre:

Se requieren 4 ppm en peso para remover 1 ppm de O2. •

Hidrazine:

Se requiere 1 ppm en peso para remover 1 ppm de O2 VI – VI– III Compatibilidad de los Secuestrantes Es recomendable observar algunos inconvenientes ante la inyección de secuestrantes y su compatibilidad con otros reactivos: •

Las sales metálicas de Co y Ni empleadas como catalizadores del sulfito de sodio, pueden ser complejadas por los amonios cuaternarios de los bactericidas.

•

Los catalizadores pueden ser precipitados como sulfuros insolubles en caso de presencia de H2S en el agua o el gas de arrastre.

•

Si la eliminación de materias en suspensión con floculación o filtración es efectuada después de la desgasificación, el exceso de reductor puede destruir parte del polímero catiónico empleado como coagulante orgánico., debiéndose aumentar la dosis.

El exceso de sulfito da carácter reductor al agua, por lo cual el agregado de cloro como biocida sólo puede efectuarse luego de la destrucción del exceso de sulfito. Previendo un intervalo entre las dos dosificaciones, que será mayor a menor temperatura.

VI– VII - ALMACENAJE DE AGUA Los volúmenes de almacenaje tienen directa relación con el programa de inyección y las variables de operación, por lo tanto las instalaciones y capacidades se proyectan considerando que la inyección nunca se debe interrumpir. Los tanques de almacenaje de agua de inyección deben ser totalmente cerrados, equipados con válvulas de presión y vacío, mantenerse llenos, y en la cámara que no ocupa el agua, se debe alojar un colchón de gas alimentado con una reguladora de muy baja presión (4 a 6 onzas), con la finalidad de impedir el contacto de la superficie del agua con el aire. Como la carga en la succión de las bombas es de suma importancia, el tanque debe estar con la mayor diferencia de nivel posible en su toma de succión, con respecto a la succión de las bombas, ya sea aprovechando la topografía de algunos lugares o bien formando terra-


plenes con aportes externos. Cuando se indica “la máxima diferencia de altura posible” se pude dar como referencia, algunas instalaciones cuyos tanques de alimentación están ubicados 40 metros por encima de las bombas. Si no se dispone de tal ahorro topográfico, se pueden construir terraplenes para la elevación de los tanques o instalar bombas buster centrifugas. El interior de los tanques debe ser revestido o protegido de alguna forma para que el hierro no tome contacto con el agua y se puede lograr usando revestimientos de fibras de vidrio, (no son totalmente confiables por la falta de buena adherencia en los techos) o pintados con pinturas epóxicas con un espesor no inferior a los 400 micrones. Las conexiones de succión dentro de los tanques, deben tener instalaciones (bafles) para evitar la formación de vórtices y eliminar de esta forma la incorporación de gas en la corriente de succión; de lo contrario se bloquearían las bombas de inyección con sus consecuencias indeseables. El conexionado que lleva el agua a las bombas debe tener un diseño hidráulico bien calculado evitando el uso de codos de 90º, el uso de tés, y cualquier restricción que implique una importante pérdida de carga. También se establece como óptimo, la alimentación de una línea para cada bomba, experimentado con excelentes resultados. Por mejor tratamiento que tenga el agua, con el tiempo se produce una acumulación de una especie de barro en el fondo, que no será controlado por los bactericidas ni productos químicos de tratamientos; por lo tanto es muy común que se desarrollen colonias de bacterias desprendiendo ácido sulfídrico o sulfuro de hidrógeno, con el consecuente ataque a las instalaciones de acero y el riesgo con el desprendimiento del gas tóxico. Como consecuencia y en forma preventiva al menos una vez por año, es recomendable limpiar el tanque. Vaciarlo y medir con instrumental adecuado el contenido de gases que aún pudiera permanecer en el interior. Los controles de niveles de los tanques pueden ser mediante señales neumáticas enviadas por flotantes, aunque los sensores por altura de la columna hidrostática que accionan electrónicamente sistemas neumáticos, son de mayor precisión y además pueden enviar información a cualquier centro de control de la planta. Las válvulas de presión y vacío, deben controlarse con pruebas en laboratorio al menos una vez cada seis meses. Es muy importante tener siempre presente que el agua, una vez que salió de la torre de vacío o bien del tratamiento químico, no puede tener contacto con el aire. Si por accidente lo tuviera, debe ser recirculada e iniciar el proceso de tratamiento nuevamente.


VI – VIII-

PLANTA DE INYECCION

VI – VIII – I Bombas Se trata de la bomba o el conjunto de bombas que impulsan el agua para la inyección en los pozos, a través del sistema de distribución. Además de las bombas propiamente dichas las plantas están equipadas con diferentes válvulas e instrumentos que le permiten operar automáticamente y proteger todos los motores, bombas y elementos que allí prestan servicios. Hay dos tendencias claras en lo que hace al diseño y selección del sistema de bombeo, y ellas son la que se desarrolla en forma modular incorporando bombas de mediana capacidad, generalmente a pistón, en la medida que crece el proyecto, y la otra, es la que propone la instalación de bombas centrífugas multietapas de alta presión para grandes caudales, adecuadas a los programas que se inician con grandes volúmenes de agua. Para observar la diferencia se puede indicar que una bomba a pistón a presiones normales de formación, podrá inyectar unos 7500 barriles por día a 1500 PSI y una centrífuga multietapas para la misma presión puede inyectar 25000 o 30000 barriles por día. Dentro de las bombas a pistón, se definen perfectamente las de pistón buzo de transmisión directa y acción simple, y las de acción doble o doble efecto; y en el tipo centrífugo se encuentran además de las grandes bombas, otras que son las mismas que se usan para el bombeo electrosumergido pero en superficie y en forma horizontal, con el solo agregado de un alimentador para mantener la cámara de admisión con carga. Las bombas serán en definitiva, el verdadero corazón hidráulico del sistema y se debe implementar un programa de mantenimiento y control adecuado para su optimización técnica económica. Por lo general el principal problema de las plantas de inyección, no radica en las bombas, sino en los problemas hidráulicos que este tipo de bombeo exigente tiene, porque las pulsaciones hidráulicas más las vibraciones mecánicas, producen severos daños en las conexiones y cañerías. Cuando se trata de proyectos de reconversión de instalaciones existentes, o una prueba o piloto de inyección, se practican las modificaciones sin grandes cambios y luego se inician los problemas generados por las condiciones no adecuadas del sistema.


VI – VIII – II

Sistemas de distribución

Desde las fuentes de abastecimiento de agua y las plantas de bombeo para la inyección será necesario controlar los volúmenes que se manejan y transportar el agua a presión hasta los pozos inyectores y hasta la misma formación que se está inundando. Todo el conexionado y cañerías a partir de la salida de las bombas deben ser para alta presión, tan alta como la presión máxima esperada en el proyecto. Este parámetro además de ser una exigencia operativa es una cuestión de seguridad y se debe respetar.

Las derivaciones se construyen evitando toda la posibilidad de pérdidas de carga por fricción utilizando conexiones de salida en forma de “Y” (griega) con una válvula de paso total y un medidor de caudal o “caudalímetro” tipo turbina electrónica, o de desplazamiento positivo, donde se tomará diariamente la lectura de la inyección del ramal. Se debe anclar la cañería principal al terreno, con grapas y bloques de hormigón, antes y después de la derivación. Aquí seguramente en función del caudal del ramal, disminuirá el diámetro de la cañería aunque en todos los casos será de alta presión, así como todos los componentes del conexionado. Ahora ya sobre una línea, se llegará al centro geográfico del grupo de pozos donde se instalará un distribuidor de inyección.

VI – VIII – III

Líneas de inyección

Asumiendo en todo proyecto se ha desarrollado la ingeniería que determina los diámetros y especificaciones de los tubos que componen las líneas de inyección, se puede suponer que la mayoría de las líneas estarán construidas con caños cuyos diámetros variarán entre 1” y 6“ y los aceros del grado correspondiente a la presión que deberá soportar el sistema. Las líneas se tienden soterradas y al ser de acero sin dudas que se deberán proteger contra la corrosión y como primer paso, se utilizarán líneas revestidas con coberturas aisladoras y conexiones con aislación eléctrica en sus extremos. En un ejemplo de tres líneas troncales, cada una de ellas llegará a un distribuidor o múltiple de inyección y de allí el agua seguirá en líneas individuales para cada pozo. Normalmente en las operaciones de mantenimiento se presentarán problemas para resolver como reparaciones de pérdidas, cambio de partes y componentes, modificación y/o ampliaciones. Para estas tareas, el supervisor debe tener siempre presente que estará operando sobre instalaciones que manejan muy alta presión por lo tanto se presentan situaciones de riesgo, si no es utilizado el material con las especificaciones para la exigencia del trabajo. Si no se cuenta con los elementos necesarios, no se debe hacer ningún trabajo porque se está en presencia de un accidente potencial.


En todos los casos en que se deba actuar sobre una línea de inyección, se debe sacar de servicio y descargar la presión contenida antes de realizar cualquier maniobra. En lugares de terrenos muy agresivos, además de los revestimientos de aislación eléctrica se instalan protecciones del tipo catódica con corriente impresa o con ánodos de sacrificio agregándose a la responsabilidad del supervisor las mediciones eléctrica necesarias para el control del funcionamiento del sistema protectivo.

VI– VIII – IV

Distribuidores

Su función es la de tomar el agua de inyección que llega en un ramal del sistema y derivarlo en forma individual para un pozo, regulando y midiendo el caudal que por cada línea individual pasa. Resumiendo, distribuye el agua a los pozos inyectores. Basándose en los caudales de inyección, normalmente los diámetros del conexionado varían entre 1” y 2” y todos los componentes son construidos en acero para soportar presiones muy altas. Como en todos los casos para minimizar las pérdidas de carga, el conexionado se hace a 45º. Las válvulas esféricas de paso total son adecuadas para usar en los distribuidores porque el costo inicial es relativamente más bajo que otros tipos y el mantenimiento es sencillo. Generalmente los asientos son de teflón y de recambio rápido. Lo importante en la selección de elementos que componen el distribuidor está en la calidad, de ser deficiente provocará muchas pérdidas por reparaciones e interrupciones de la inyección no deseadas. Las soldaduras que vinculan la línea general con las líneas individuales deben estar hechas con monturas para asegurar la rigidez del conjunto. Todo el distribuidor o múltiple de distribución, debe ser montado sobre una base de hormigón perfectamente bien nivelada y sujeto a soportes con grapas en la parte superior y anclados en el hormigón del piso. Referente a los medidores de caudal, se puede optar por alguna de las tres posibilidades más versátiles y aplicables disponibles en el mercado. Los rangos de medición estarán dados por la posible variación del fluido necesario para la inyección tipo de los bloques determinados.


VI – VIII – V

Medidores (caudalímetros)

Existe en el mercado una gran variedad de instrumentos de medición y la selección dependerá del análisis técnico económico de cada proyecto. En muchas operaciones se exige mucha precisión el volumen de lo inyectado y en otras no tanta o dicho de otra forma en algunas operaciones se pretende mediciones que no superen el 1 % de error y en otras este valor no es tan exigido. La tendencia en muchos casos esta orientada al menor costo de mantenimiento y la confiabilidad. De todas formas los caudalímetros cualquiera sea su modelo se deben calibrar en forma periódica contra tanques u otros elementos de comparación y a partir de allí, se conoce el error que si existe será constante en la gran mayoría de los casos, por lo tanto si se desea llevar registros con la mayor precisión, las lecturas de los caudalímetros se ajustarán por el factor que la calibración haya determinado. Los mecanismos más comunes de medición pueden ser: 1. 2. 3.

Desplazamiento positivo con lectura directa. Desplazamiento con inducción magnética. Turbinas electrónicas.

1. El medidor de desplazamiento positivo con lectura directa es el conocido mecanismo de un rotor que es impulsado por el líquido que pasa a través del medidor, donde la rotación del eje mueve un mecanismo numeral, tipo odómetro, proporcional al movimiento. De esta forma, la lectura se ajusta siempre mecánicamente, en función del tipo de engranajes que use, a las unidades que se necesiten. El rendimiento es bueno pero tiene un considerable error en las lecturas, superado actualmente por otros métodos. 2. El medidor de lectura por inducción magnética, también esta equipado por un rotor cuyos álabes son impulsados por la corriente de flujo. El resultado es la rotación de un eje en cuyo extremo tiene montada una cupla magnética la que al girar, mueve las líneas magnéticas y esta señal es leída interpretada y mostrada en el lector exterior del medidor. Tiene un buen rendimiento y su lectura es válida para el control de la inyección. 3. Los tradicionales medidores electrónicos de turbina se componen de una hélice de material paramagnético que corta un campo magnético externo y en cada corte genera un pulso eléctrico. El pulso eléctrico en función de la unidad de medición por la cantidad de pulsos, dará la lectura del volumen pasado por el medidor. Es un excelente medidor porque en la inyección no debe haber variaciones importantes en el flujo. El único problema puede ser el abastecimiento de energía eléctrica para su funcionamiento pues de no disponer de líneas eléctricas se debe alimentar con baterías y recarga con pantallas solares o un generador para esa función. En este modelo es importante determinar el diámetro de la turbina debido a que si opera fuera de los rangos establecidos registrará grandes errores en su lectura.


VI – VIII – VI

Registro de las mediciones

La determinación de los caudales a inyectar, que pueden ser por capa, es tomada por ingeniería de reservorios basándose en la evolución del programa, por lo tanto quienes tienen la responsabilidad de operar, deberán arbitrar los medios para que el volumen de inyección sea el recomendado. Ahora bien. La mayoría de los pozos, están equipados con un sistema de inyección selectiva equipada con empaquetadores múltiples y válvulas reguladoras de flujo. Esto significa que al nivel de línea de inyección, la lectura será la que corresponda al volumen total de se debe inyectar en el pozo, el que corresponderá a la suma de lo inyectado en cada capa, y este será el valor que diariamente se debe verifica e informa para que se agregue donde corresponda a la acumulada. Es muy importante controlar la inyección y corregir las desviaciones que pudieran ocurrir ya que el defecto de inyección implicará una caída de producción en el pozo productor y el exceso motivará la pérdida definitiva de la producción que se debía recuperar por esa inyección. De todas formas se está indicando el control del total inyectado en el pozo. Fijar el concepto de la necesidad de considerar la inyección como producción misma, es imprescindible para quienes operan con recuperación secundaria porque al tratarse de manejo de agua, en muchas ocasiones no se considera que el manejo no controlado de la inyección o bien las paradas del sistema por cualquier motivo, provocan perdidas de producción de petróleo a veces irrecuperable, que es el producto final de venta.

Bombeo-Compresion-Deshidratacion (GAS)

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