COMPRESORES.
Son maquinas de flujo continuo en donde se transforma la energía cinética (velocidad) en presión.
La capacidad real de un compresor es menor que el volumen desplazado del mismo, debido a razones tales como:
A) Caída de presión en la succión. B) Calentamiento del aire de entrada. C) Expansión del gas retenido en el volumen muerto. D) Fugas internas y externas.
2.- TIPOS DE COMPRESORES.
2.1.- DE DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO POSITIVO: 2.1.1- COMPRESORES DE EMBOLO 2.1.2.- VETILADORES COMPRESORES 2.1.3.- VENTILADORES NO COMPRESORES
2.2.- DE DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO NO POSITIVO, O DINAMICOS: 2.2.1.- VENTILADORES CENTRÍFUGOS DE FLUJO RADIAL. 2.2.2.- COMPRESORES DE FLUJO AXIAL. 2.2.3.- COMPRESORES DE FLUJO MIXTO.
3.- COMPRESORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO.
Los tipos de desplazamiento positivo son de dos categorías básicas: Reciprocantes y Rotatorias. El compresor reciprocante tienen uno o más cilindros en los cuales hay un pistón o embolo de movimiento alternativo que desplaza un volumen positivo en cada carrera. Los rotatorios incluyen los tipos de lóbulos,
espiral, aspas o paletas y anillo de liquido. Cada uno con una carcasa, o con mas elementos rotatorios que se acoplan entre sí, como los lóbulos o las espirales, o desplazan un volumen fijo en cada rotación.
3.1.-COMPRESORES RECIPROCANTES O ALTERNATIVOS.
Los compresores reciprocantes abarcan desde una capacidad muy pequeña hasta unos 3000 PCMS. Para equipo de procesos, por lo general, no se utilizan mucho los tamaños grandes y se prefieren los centrífugos. Si hay alta presión y un gasto más bien bajo, se necesitan los reciprocantes. El número de etapas o cilindros se debe seleccionar con relación a las o temperaturas de descarga, tamaño disponible para los cilindros y carga en el cuerpo o biela del compresor.
Los tamaños más bien pequeños, hasta unos 100 hp, pueden tener cilindros de acción sencilla, enfriamiento con aire, y se pueden permitir que los valores de aceite en el deposito se mezclen con el aire o gas comprimidos. Estos tipos sólo son deseables en diseños especiales modificados.
Los tipos pequeños para procesos, de un cilindro y 25 o 200 hp, tienen enfriamiento por agua, pitón de doble acción, prensaestopas separado que permite fugas controladas y pueden ser del tipo no lubricado, en el cual el lubricante no toca el aire o gas comprimido. Se utilizan para aire para instrumentos o en aplicaciones pequeñas para gas de proceso.
Los compresores más grandes para aire o gas son de dos o más cilindros. En casi todas las instalaciones, los cilindros se disponen en forma horizontal y en serie de modo que presenten dos o más etapas de compresión
3.2. -COMPRESORES ROTATORIOS.
Los sopladores, bombas de vacío y compresores rotatorios son todos de desplazamiento positivo, en los cuales un elemento rotatorio desplaza un volumen fijo con cada revolución.
El más antiguo y conocido es el soplador de lóbulos, en el cual dos o tres rotores en forma de ·8· se acoplan entre sí y se impulsan con engranes de sincronización montados en cada eje. Los sopladores de lóbulos van desde muy pequeños, para compresores producidos en serie, desde unos 2ft3/min., hasta los más grandes, para unos 20000 PCMS. Se usan principalmente como sopladores de baja presión, que comprimen el aire o gases desde la presión atmosferica hasta 5 a 7 psig y, algunos hasta 25 psig, en tipos especiales. Tambien se utilizan mucho como bombas de vacío, que son en realidad compresores que funcionan con presiones de succión inferiores a la atmosférica y con presiones de descarga iguales a la atmosférica o un poco mayores.
El segundo estilo es el de aspas o paletas deslizantes, que tiene un rotor con ranuras, dentro de las cuales se deslizan las aspas hacia dentro y afuera en cada revolución. Las aspas atrapan el aire o gas y en forma gradual reducen su volumen y aumentan la presión, hasta que escapa por orificios en la carcasa. En las industrias de procesos químicos los tipos de lóbulos y de aspas tienen aplicación limitada porque producen presiones bajas y sólo se pueden obtener, en general con carcasa de hierro fundido, que los hacen inadecuados para ciertos gases corrosivos o peligrosos.
Un tercer tipo es el compresor de espiral rotatorio que se utilizan para altas presiones y vienen en tamaños grandes. Están disponibles en estructuras enfriadas por aceite y secas. Sus capacidades van desde unos 50 hasta 3500 PCMS en el tipo inundado por aceite, y de 1000 a 20000 PCMS en los de tipo seco, estos pueden funcionar a velocidades de 10000 a 12000 rpm y con presiones de descarga de 200 a 400 psig, o sea un aumento de 50 psig por carcasa.
4. - COMPRESORES DINAMICOS - CENTRÍFUGOS.
Los compresores centrífugos son el tipo que más se emplea en la industria de procesos químicos porque su construcción sencilla, libre de mantenimiento permite un funcionamiento continuo durante largos periodos.
El compresor centrifugo más sencillo es el suspendido, de una sola etapa. Los hay disponible para flujo desde 3000 hasta 150000 PCMS. El impulsor convencional, cerrado o con placas se utilizaría para cargas adiabáticas hasta de unas 12000(ft-lb)/lb. El impulsor abierto, de álabes radiales producirá mas carga con los mismos diámetros y velocidad, sus variantes, con inductor o alabes tridimensionales producirá hasta 20000(ft-lb)/lb de carga.
Se utilizan diseños similares, hechos con materiales más resistentes y a velocidades más altas, en aplicaciones especiales como compresores de aire con engranes integrales, para aplicaciones aerospaciales, en los turbocargadores para motores de combustión, compresores de carga, etc.
4.1. - COMPRESORES DE FLUJO AXIAL.
En estos compresores, el flujo del gas es paralelo al eje o al árbol del compresor y no cambia de sentido como en los centrífugos de flujo radial. La carga por etapa del axial es mucho menor (menos de la mitad) que la de un tipo centrifugo, por ello, la mayor parte de los axiales son de cierto numero de etapas en serie. Cada etapa consta de aspas rotatorias y fijas. En un diseño de reacción de 50 %, la mitad del aumento de la presión ocurre en las aspas del rotor, y las de la segunda mitad en las del estator.
Los compresores de flujo axial están disponibles desde unos 20000 PCMS hasta más de 40000 PCMS y producen presiones de hasta 65 psig en un compresor industrial típico de 12 etapas, o de un poco más de 100 psig, con los turbocompresores de 15 etapas, estos tipos se emplean en turbinas de gas y motores de reacción (jet) para aviones, excepto los muy pequeños. También se emplean mucho en aplicaciones que requieren flujos de gas superiores a 75000 o 100000 PCMS en especial porque son más eficientes que los centrífugos de etapas múltiples, de tamaño comparable. El axial suele costar más que el centrifugo y, en tamaños más pequeños, solo se justifica por su mayor eficiencia.
5. - USO DE LOS COMPRESORES.
El aire comprimido se utiliza para la operación de máquinas y herramientas, taladrar, pintar, soplar hollín, en transportadores neumáticos, en la preparación de alimentos, en la operación de instrumentos y para operaciones en el sitio de uso (por ejemplo, combustión subterránea) las presiones van desde 25 psig (172 kpa)hasta 60000 psig (413,8 kpa). El empleo más frecuente es a presiones de 90 a 110 psig, que son los limites de la presión normal en casi todas las fabricas.
Los compresores para gas se emplean para refrigeración, acondicionamiento de aire, calefacción transporte por tuberías. Acopio de gas natural, ·craqueo · catalítico, polimerización y en otros procesos químicos.
6. - MANTENIMIENTO.
Una vez que se a puesto a funcionar el compresor, hay que seguir un estricto programa de mantenimiento preventivo. Los representantes técnicos, de los fabricantes, especializados en reacondicionar compresores, muchas veces entrenan el personal de la planta en los métodos de mantenimiento. Una importante ayuda para el mantenimiento, a lo cual no siempre se presta mucha atención, son los manuales de operación y mantenimiento que publica el fabricante.
Durante el funcionamiento normal hay que vigilar lo siguiente: flujo de agua de enfriamiento, nivel, presión y temperatura del aceite, funcionamiento de los controles y presión del control, presiones y temperaturas de succión y descarga, ruidos anormales y carga y temperatura del motor.
Es indispensable un registro diario del funcionamiento del compresor, en especial de los de etapas múltiples, para un mantenimiento eficiente. Se debe registrar cuando menos lo siguiente: 1) temperatura y presiones de succión, descarga y entre etapas 2) temperaturas del agua de las camisas de entrada, salida y entre etapas 3) temperatura y presión de aceite para lubricar los cojinetes 4) carga, amperaje y voltaje del motor 5) temperatura ambiente 6) hora y fecha.
Con ese registro, el supervisor puede observar cambios en la presión o temperatura que indican un mal funcionamiento del sistema. La corrección rápida evitara problema serios más tarde.
Hay que seguir asiendo inspecciones frecuente de la parte abierta de la carcasa entre el cilindro y el depósito de aceite, con una luz negra, para ver si hay contaminación arrastre de aceite del depósito.
Compresores de gas Los compresores de gas son dispositivos mecánicos que son accionados por un motor de tipo eléctrico que incrementa o comprime la presión de un fluido
en su estado gaseoso haciendo que se reduzca su volumen. Encontramos varios tipos de compresores, así como de aplicaciones, entre ellas, la más conocida es la compresión de aire para ser empleada en máquinasherramientas tales como freno de vehículos, grúas, martillos neumáticos, etc.
También es relevante aquí la compresión de fluidos que se emplean como refrigerantes en la refrigeración por compresión de vapor. Así como las bombas, los compresores aumenta la presión del fluido originando la circulación del mismo en las cañerías de un sistema determinado; la elevación de temperatura y presión, se lleva a cabo mediante la compresión del gas a un menor volumen, lo que hace que también cambien sus estados termodinámicos. Existen cuatro
tipos de compresores de gas : los centrífugos, los orbitales, el reciprocante y el rotativo- helicoidal. Los de tipo reciprocantes usan pistones, abriendo y cerrando sus válvulas aspiran o comprimen el gas, su uso ha disminuido en los últimos años y ha cedido el lugar a los compresores de tornillo.
Turbocompresor Por otro lado, dentro del mundo de los compresores, encontramos el turbocompresor, éste sistema utiliza una turbina para comprimir los gases; por lo general esta máquina se asocia a motores de explosión aunque también se emplean en estaciones distribuidoras de gas natural para mandar el gas natural por los gasoductos. En la industria automotriz, estos compresores están constituidos por una turbina movida por los gases de escape en cuyo eje se ubica un compresor centrífugo el cual toma el aire a presión atmosférica antes o después de que pasa por el filtro de aire. Luego, es comprimido antes de ser introducido en los cilindros. Este aumento de la presión de la carga hace que se
introduzca en el cilindro un mayor volumen de mezcla que el actual volumen del cilindro permitiría, de esta forma el motor obtiene más potencia.
Actualmente, un intercambiador se suele interponer entre los cilindros y
esta clase de compresores, debido a que al comprimir un fluido, éste se calienta perdiendo densidad lo que hace que el rendimiento del motor disminuya por existir una menor cantidad de átomos de oxígeno. Como la energía que se emplea para comprimir el aire de admisión
viene de los gases de escape, dichos sistema no resta potencia al motor (turbocompresor) , como si lo hacen los sistemas con compresores mecánicos. Los motores que poseen turbocompresores poseen una pequeña desventaja, padecen una demora en la disposición de la potencia ya que el rendimiento de los mismos dependen de la presión alcanzada por ellos y para lograrlo, los turbocompresores deben girar a regímenes adecuados. Por lo general, esta clase de compresores suelen estar refrigerados con aceite que circula mientras el motor se encuentra en marcha, de todas formas, si se apaga bruscamente el motor después de haber sido utilizado intensivamente, y el turbocompresor está muy caliente, el aceite que refrigera suele permanecer estancado aumentando su temperatura, lo que puede llevar a que se carbonice. Esto haría que disminuya su capacidad de lubricación acortando la vida útil de este tipo de compresores.
COMPRESORES Un compresor es una máquina que eleva la presión de un gas, un vapor o una mezcla de gases y vapores. La presión del fluido se eleva reduciendo el volumen especifico del mismo durante su paso a través del compresor. Comparados con turbo soplantes y ventiladores centrífugos o de circulación axial, en cuanto a la presión de salida, los compresores se clasifican generalmente como maquinas de alta presión, mientras que los ventiladores y soplantes se consideran de baja presión. Los compresores se emplean para aumentar la presión de una gran variedad de gases y vapores para un gran numero de aplicaciones. Un caso común es el compresor de aire, que suministra aire a elevada presión para transporte, pintura a pistola, inflamiento de neumáticos, limpieza, herramientas neumáticas y perforadoras. Otro es el
compresor de refrigeración, empleado para comprimir el gas del vaporizador. Otras aplicaciones abarcan procesos químicos, conducción de gases, turbinas de gas y construcción.
Estructura de los compresores Los elementos principales de esta estructura son: motor, cuerpo, tapas, enfriador y árboles. El cuerpo y las tapas del compresor se enfrían por el agua. Los elementos constructivos tienen ciertas particularidades. Para disminuir las perdidas de energía de la fricción mecánica de los extremos de las placas contra el cuerpo en este se colocan dos anillos de descarga que giran libremente en el cuerpo. A la superficie exterior de estos se envía lubricación. Al girar el motor los extremos de las placas se apoyan en el anillo de descarga y se deslizan parcialmente por la superficie interior de estos; los anillos de descarga giran simultáneamente en el cuerpo. Al fin de disminuir las fuerzas de fricción en las ranuras las placas se colocan no radicalmente sino desviándolas hacia adelante en dirección de la rotación. El ángulo de desviación constituye 7 a 10 grados. En este caso la dirección de la fuerza que actúa sobre las placas por lado del cuerpo y los anillos de descarga se aproxima a la dirección de desplazamiento de la placa en la ranura y la fuerza de fricción disminuye. Para disminuir las fugas de gas a través de los huelgos axiales, en el buje del motor se colocan anillos de empacaduras apretados con resortes contra las superficies de las tapas. Por el lado de salida del árbol a través de la tapa, se ha colocado una junta de prensaestopas con dispositivos tensor de resortes.
Clasificación de los compresores Al clasificarse según el indicio constructivo los compresores volumétricos se subdividen en los de émbolo y de motor y los de paletas en centrífugos y axiales. Es posible la división de los compresores en grupos de acuerdo con el género de gas que se desplaza, del tipo de transmisión y de la destinación del compresor. Estos al igual que las bombas mencionadas anteriormente pueden clasificarse en dos grupos: 1. 2.
Compresores de desplazamiento positivo Compresores de desplazamiento no positivo
DESCRIPCIÓN DE COMPRESORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO COMPRESORES ALTERNATIVOS O DE EMBOLO El compresor de embolo, de vaivén o de movimiento alternativo, es una maquina de desplazamiento positivo que aumenta la presión de un volumen determinado de gas mediante la reducción de su volumen inicial. La compresión se verifica por el movimiento de vaivén de un embolo encerrado en un cilindro. Generalmente, el
cilindro es de dobla efecto y esta accionado por un mecanismo de biela y manivela. La compresión tiene lugar en ambos extremos del cilindro, el cual suele llevar una camisa de agua para disparar el calor engendrado por la fricción de los anillos del embolo y por la empaquetadura del vástago y parte del calor de compresión. La salida del vástago en el cilindro se cierra con una empaquetadura sin escapes. Se regula la oportuna salida y entrada del gas en el cilindro mediante válvulas que se abren según cambia la presión diferencial entre el interior del cilindro y el sistema gaseoso. El proceso de compresión puede verificarse en una sola etapa termodinámica (compresión de una fase) o dividirse en varias etapas con enfriamiento intermedio del gas (compresión de varias etapas o multigradual). La compresión multigradual requiere una maquina mas costosa que la compresión unifase, pero se utiliza con mas frecuencia por varias razones: menor consumo de energía, menor elevación de temperatura del gas dentro del cilindro y menor diámetro del cilindro. Los compresores que se utilizan mas comúnmente para comprimir gases tienen una cruceta a la que se conectan la biela y la varilla del pistón. Esto proporciona un movimiento en línea recta para la varilla del pistón y permite que se utilice un embalaje simple, en la figura 30 se muestra una maquina sencilla, de etapa simple, con un pistón de acción doble. Se pueden utilizar pistones de acción simple o doble, dependiendo del tamaño de la maquina y el numero de etapas. En alguna maquinas, se usan pistones de acción doble, en la primera etapa y de acción simple, en las posteriores. En las maquinas de etapas múltiples, hay enfriadores intermedios entre capa una de estas. Esos intercambiadores de calor eliminan el calor de la compresión del gas y reducen su temperatura a aproximadamente la que existe a la entrada del compresor. Ese enfriamiento reduce el volumen de gas que va a los cilindros a alta presión, hace disminuir la energía necesaria para la compresión y, a presiones elevadas, mantiene la temperatura dentro de limites de operación seguros. En la figura 31 se muestra un extremo del compresor de dos etapas. Para ver los gráficos seleccione la opción "Descargar" del menú superior
Los compresores con cilindro horizontales (Fig. 31) son los que mas se utilizan, por su capacidad de acceso. Sin embargo, se construyen también maquinas con cilindros verticales y otras disposiciones, tales como las de ángulo recto (uno horizontal y el otro vertical) y en ángulo en V. Los compresores alternativos, pueden ser del tipo lubricado o sin lubricar.
Lubricación de compresores Para la lubricación de los compresores de émbolo se emplean los mismos métodos que para las máquinas de vapor, salvo las altas exigencias de los aceites de engrase a causa del gran calor radiado por los cilindros de vapor.
Para el engrase de los cilindros, como para las máquinas de vapor, se emplean bombas de émbolo buzo de funcionamiento obligado por la transmisión. Aún con altas presiones de gas deben procurarse aceites de poca viscosidad. Un aceite viscoso exige una potencia innecesariamente grande y hace que las válvulas tengan más tendencia a pegarse y romperse. Para muy altas presiones, se emplean, sin embargo, algunas veces los aceites viscosos para mejora la hermeticidad, aunque la temperatura del gas sea más baja. A ser posible se utilizara el aceite para el engrase del cilindro y de la transmisión, pues ello facilita la recuperación y nuevo empleo del aceite.
Tipos de compresores Alternativos o de Émbolo Compresor de émbolo oscilante Este es el tipo de compresor más difundido actualmente. Es apropiado para comprimir a baja, media o alta presión. Para obtener el aire a presiones elevadas, es necesario disponer varias etapas compresoras. El aire aspirado se somete a una compresión previa por el primer émbolo, seguidamente se refrigera, para luego ser comprimido por el siguiente émbolo. El volumen de la segunda cámara de compresión es, en conformidad con la relación, más pequeño. Durante el trabajo de compresión se forma una cantidad de calor, que tiene que ser evacuada por el sistema refrigeración.
Compresor de membrana Una membrana separa el émbolo de la cámara de trabajo; el aire no entra en contacto con las piezas móviles. Por tanto, en todo caso, el aire comprimido estará exento de aceite. Estos, compresores se emplean con preferencia en las industrias alimenticias farmacéuticas y químicas.
Compresor de émbolo rotativo Consiste en un émbolo que está animado de un movimiento rotatorio. El aire es comprimido por la continua reducción del volumen en un recinto hermético.
COMPRESORES ROTATORIOS Se denominan compresores rotatorios a aquellos grupos que producen aire comprimido por un sistema rotatorio y continuo, es decir, que empujan el aire desde la aspiración hacia la salida, comprimiéndolo. Se distinguen los siguientes tipos:
Compresores de tornillo Esencialmente se componen de un par de motores que tienen lóbulos helicoidales de engrane constante.
La compresión por motores paralelos puede producirse también en el sentido axial con el uso de lóbulos en espira a la manera de un tornillo sin fin. Acoplando dos motores de este tipo, uno convexo y otro cóncavo, y haciéndolos girar en sentidos opuestos se logra desplazar el gas, paralelamente a los dos ejes, entre los lóbulos y la carcaza. Las revoluciones sucesivas de los lóbulos reducen progresivamente el volumen de gas atrapado y por consiguiente su presión, el gas así comprimido es forzado axialmente por la rotación de los lóbulos helicoidales hasta 1ª descarga.
Compresores de paletas deslizantes El motor es excéntrico en relación a la carcasa o el cilindro, y lleva una serie de aletas que se ajustan contra las paredes de la carcasa debido a la fuerza centrífuga. Este tipo de compresores consiste básicamente de una cavidad cilíndrica dentro de la cual esta ubicado en forma excéntrica un motor con ranuras profundas, unas paletas rectangulares se deslizan libremente dentro de las ranuras de forma que al girar el motor la fuerza centrifuga empuja las paletas contra la pared del cilindro. El gas al entrar, es atrapado en los espacios que forman las paletas y la pared de la cavidad cilíndrica es comprimida al disminuir el volumen de estos espacios durante la rotación.
Compresores soplantes Se conocen como compresores de doble motor o de doble impulsor aquellos que trabajan con dos motores acoplados, montados sobre ejes paralelos, para una misma etapa de compresión. Una máquina de este tipo muy difundida es el compresor de lóbulos mayor conocida como "Roots", de gran ampliación como alimentador de los motores diesel o compresores de gases a presión moderada. Los motores, por lo general, de dos o tres lóbulos están conectados mediante engranajes exteriores. El gas que entra al soplador queda atrapado entre los lóbulos y la carcaza; con el movimiento de los motores de la máquina, por donde sale, no pudieron regresarse debido al estrecho juego existente entre los lóbulos que se desplazan por el lado interno.
DESCRIPCIÓN DE COMPRESORES DE DESPLAZAMIENTO NO POSITIVO COMPRESORES CENTRÍFUGOS El principio de funcionamiento de un compresor centrífugo (Fig. 32) es el mismo que el de una bomba centrífuga, su diferencial principal es que el aire o el gas manejado en un compresor es compresible, mientras que los líquidos con los que trabaja una bomba, son prácticamente incompresibles. Los compresores centrífugos pueden desarrollar una presión en su interior, que depende de la naturaleza y las condiciones del gas que manejan y es virtualmente independiente
de la carga del procesamiento. Las condiciones que es preciso tomar en cuenta son: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
La presión barométrica mas baja La presión de admisión mas baja La temperatura máxima de admisión La razón mas alta de calores específicos La menor densidad relativa El volumen máximo de admisión La presión máxima de descarga
Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior
La mayoría de los compresores centrífugos funcionan a velocidades de 3.500 RPM (revoluciones por minuto) o superiores y uno de los factores limitantes es el de la fatiga del impulsor. Los impulsores de los compresores centrífugos son por lo común motores eléctricos o turbinas de vapor o gas, con o sin engranajes de aumento de velocidad. En un compresor, como en una bomba centrífuga, la carga es independiente del fluido que se maneje. Los compresores centrífugos constan esencialmente de: caja, volutas, rodetes impulsores, un eje y un sistema de lubricación. Las volutas convierten la energía cinética del gas desarrollada por los impulsores en energía potencial o presión. La caja es la cubierta en que van ajustadas las volutas y esta proyectada para la presión a la que se ha de comprimir el gas. La caja se construye adaptándola a la aplicación particular y puede ser de hierro colado, acero estructural o fundición de acero. La compresión de un gas en un compresor centrífugo requiere con frecuencia un medio de ocluir el gas para evitar su fuga a la atmósfera o su contaminación. Existen varios tipos de oclusores: 1. 2. 3.
el de cierre mecánico con anillo de carbón el gas inerte el directo de aceite en el cojinete del compresor y los de gasto de aceite
Todos están diseñados principalmente como cierre de funcionamiento y no de paro. Los compresores centrífugos se utilizan para una gran variedad de servicios, incluyendo 1. 2. 3. 4. 5. 6.
enfriamiento y desecación, suministro de aire de combustión a hornos y calderas, sopladores de altos hornos, cúpulas y convertidores, transporte de materiales sólidos, procesos de flotación, por agitación y aereación, por ventilación,
7.
como eliminadores y para comprimir gases o vapor
Compresor Axial El compresor axial se desarrollo para utilizarse con turbinas de gas y posee diversas ventajas para servicios en motores de reacción de la aviación. Su aceptación por la industria para instalaciones estacionarias fue lenta; pero se construyeron varias unidades de gran capacidad para altos hornos, elevadores de la presión de gas y servicios en túneles aerodinámicos. En los compresores de este tipo (Fig. 33), la corriente de aire fluye en dirección axial, a través de una serie de paletas giratorios de un motor y de los fijos de un estator, que están concéntricos respecto al eje de rotación. A diferencia de la turbina, que también emplea los paletas de un motor y los de un estator, el recorrido de la corriente de un compresor axial va disminuyendo de área de su sección transversal, en la dirección de la corriente en proporción a la reducción de volumen del aire según progresa la compresión de escalón a escalón. Una vez suministrado el aire al compresor por el conducto de admisión, pasa la corriente a través de un juego de paletas directores de entrara, que preparan la corriente para el primer escalón de del compresor. Al entrar en el grupo de paletas giratorios, la corriente de aire, que tiene una dirección general axial se defecta en la dirección de la rotación. Este cambio de dirección de la corriente viene acompañado de una disminución de la velocidad, con la consiguiente elevación de presión por efecto de difusión. Al pasar la corriente a través del otro grupo de paletas del estator se lo para y endereza, después de lo cual es recogida por el escalón siguiente de paletas rotatorios, donde continúa el proceso de presurización. Un compresor axial simple puede estar constituido teóricamente por varias etapas según sea necesario, pero esto puede producir que a determinadas velocidades las ultimas etapas funcionen con bajo rendimiento y las primeras etapas trabajen sobrecargadas. Esto puede ser corregido ya sea con extracción de aire entre etapas o se puede conseguir mucha mayor flexibilidad y rendimiento partiendo el compresor en dos sistemas rotatorios completamente independientes mecánicamente, cada uno arrastrado por su propia turbina. El compresor de alta tiene paletas más cortos que el de baja y es mas ligero de peso. Puesto que el trabajo de compresión de compresor de alta trabaja a mayor temperatura que el de baja se podrán conseguir velocidades mas altas antes de que las puntas de los paletas alcancen su número de Mach límite, ya que la velocidad del sonido aumento a mayor temperatura. Por consiguiente el compresor de alta podrá rodar a mayor velocidad que el de baja. El aire al salir del compresor pasa a través de un difusor que lo prepara para entrar a la cámara de combustión. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS COMPRESORES Compresores Alternativos El uso de lubricantes en los compresores alternativos el causante de sus principales ventajas y desventajas. Un compresor lubricado durara mas que uno que no lo esta. Hay que tener cuidado de no lubricar en exceso, porque la carbonización del aceite en las válvulas puede ocasionar adherencias y sobrecalentamiento. Además, los tubos de descarga saturados con aceite son un riesgo potencial de incendio, por lo que se debe colocar corriente abajo un separador para eliminar el aceite. Los problemas mas grandes en los compresores con cilindro lubricado son la suciedad y la humedad, pues destruyen la película de aceite dentro del cilindro. En los compresores sin lubricación la suciedad suele ser el problemas mas serio, y hay otros problemas que puede ocasionar el gas en si. Por ejemplo, un gas absolutamente seco puede ocasionar un severo desgaste de los anillos.
Compresores Rotatorios El diseño de anillo de agua tiene la ventaja de que el gas no hace contacto con las partes rotatorias metálicas. Los aspectos críticos son la presión de vapor del gas de entrada, comparada con la presión de vapor del liquido que forma el anillo de agua y el aumento de temperatura en el mismo. La presión de vapor del fluido para sellos debe ser muy inferior al punto de ebullición, porque de otra forma se evaporara el anillo de agua, ocasionara perdida de capacidad y quizás serios daños por sobrecalentamiento.
Compresores Centrífugos Ventajas: 1. 2. 3.
4. 5.
En el intervalo de 2.000 a 200.000 ft3/min., y según sea la relación de presión, este compresor es económico porque se puede instalar en una sola unidad. Ofrece una variación bastante amplia en el flujo con un cambio pequeño en la carga. La ausencia de piezas rozantes en la corriente de compresión permite trabajar un largo tiempo entre intervalos de mantenimiento, siempre y cuando los sistemas auxiliares de aceites lubricantes y aceites de sellos estén correctos. Se pueden obtener grandes volúmenes en un lugar de tamaño pequeño. Esto puede ser una ventaja cuando el terreno es muy costoso. Su característica es un flujo suave y libre de pulsaciones.
Desventajas:
1.
Los compresores centrífugos son sensibles al peso molecular del gas que se comprime. Los cambios imprevistos en el peso molecular pueden hacer que las presiones de descarga sean muy altas o muy bajas. 2. Se necesitan velocidades muy altas en las puntas para producir la presión. Con la tendencia a reducir el tamaño y a aumentar el flujo, hay que tener mucho mas cuidado al balancear los motores y con los materiales empleados en componentes sometidos a grandes esfuerzos. 3. Un aumento pequeño en la caída de presión en el sistema de proceso puede ocasionar reducciones muy grandes en el volumen del compresor. 4. Se requiere un complicado sistema para aceite lubricante y aceite para sellos.
Compresores Axiales La alta eficiencia y la capacidad mas elevada son las únicas ventajas importantes que tienen los compresores de flujo axial sobre las maquinas centrífugas, para las instalaciones estacionarias. Su tamaño y su peso menores no tienen mucha valor, tomando en cuenta, sobre todo, el hecho de que los precios son comparables a los de las maquinas centrífugas diseñadas para las mismas condiciones. Las desventajas incluyen una gama operacional limitada, mayor vulnerabilidad a la corrosión y la erosión y propensión a las deposiciones.
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Brown Ed. Marín Microsoft Encarta 2002 Microsoft Encarta 2003 Monografías.com www.monografias.com www.infomecanica.com\automatismos.htm www.fenk.com.ar
• • • • • •
Indice 1. Producción Petrolera 2. Accesorios de Superficie. 3. Reactivación de pozos de baja productividad 4. Métodos para mejorar la recuperación de petróleo. 5. Conducción del petróleo crudo. 6. Gas 7. Almacenamiento del Petróleo y el Gas 1. Producción Petrolera Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente, el pozo resultará "surgente": produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir: el pozo está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de bombeo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber: a.
Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.
b.
c.
Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.
El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo.
Fig. 1- Esquema de pozo surgente Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento. Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m. de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5 pulgadas según lo requiera el volumen de producción. Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes: a.
El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500 m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través
de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m. de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000 aproximadamente. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a b. presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy c. utilizada consiste en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos. d. Pistón accionado a gas (plunger lift). Es un pistón viajero que es empujado por gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre viaje y viaje del pistón. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba e. de varias paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear grandes volúmenes de fluidos. f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
Fig. 2- El bombeo mecánico es el medio de extracción artificial más usado en Argentina.
Fig. 3- Bombeo electrosumergible
Fig. 4.- Gas Lift consiste en inyectar gas dentro del pozo en el espacio entre el casing y el tubing
Fig. 5- Esquema de Plunger Lift En la Argentina, en enero de 1999, sobre un total de 13.984 pozos en extracción efectiva, 387 (2,8%) fueron surgentes. En cuanto a procedimientos artificiales, la distribución fue la siguiente:
Sistema
Nº de pozos Porcentaje
Bombeo mecánico
11.295
80,8
Gas Lift
259
1,8
Bombeo hidráulico
204
1,5
Plunger Lift
225
1,6
Bombeo electrosumergible
941
6,7
Bombeo por cavidades progresivas 673
4,8
La producción en el mundo varía enormemente según los pozos: algunas aportan unos pocos metros cúbicos y otros más de un millar por día, lo que se debe a factores tan diversos como el volumen de hidrocarburos almacenado en el espacio poral de las rocas reservorio hasta la extensión misma de las capas o estratos productivos. En la Argentina, el pozo promedio produce 9,4 m 3/día (59 barriles/día). El valor más alto de productividad se tiene en Arabia Saudita con una producción promedio de 1828,5 m3/día (11.500 barriles/día) por pozo. En el otro extremo se encuentra Estados Unidos con una productividad promedio por pozo de 6,4 m 3/día (40 barriles por día).
Productividad media por pozo
País
barriles/día m3/día
Estados Unidos 40
6,4
Argentina
59
9,4
Venezuela
200
31,8
Indonesia
210
33,4
Gabón
700
111,3
Argelia
700
111,3
Ecuador
1.000
159,0
Libia
1.700
270,3
Nigeria
1.750
278,3
Qatar
2.000
318,0
Kuwait
4.000
636,0
Irak
7.500
1192,5
Irán
9.500
1510,5
Arabia Saudita 11.500
1828,5
La producción argentina en el año 2000 alcanzó los 122.500 m 3/día aproximadamente, según OLADE, representando un 1,1% de la producción petrolera mundial (11.169.750 m 3/día) y un 8% de la producción de Latinoamérica y el Caribe (1.530.255,75 m3/día). En cuanto a la producción de gas natural, Argentina alcanzó en el año 2000 un total de 44.800 10 6 m3, representando un 1,8% de la producción total mundial (2.487.342 10 6 m3) y un 22,8% de la producción que se tiene en Latinoamérica y el Caribe (196.500 10 6 m3).
Producción Mundial de Petróleo. 2000.
Producción Mundial de Gas Natural. 2000.
2. Accesorios de Superficie. Cabe aquí realizar una breve descripción del extremo del pozo en la superficie, denominado comúnmente "cabezal" o "boca de pozo" y para el caso de pozos surgentes "árbol de Navidad". La boca de pozo involucra la conexión de las cañerías de subsuelo con las de superficie que se dirigen a las instalaciones de producción. El "colgador de cañerías" y el "puente de producción" son los componentes principales de la boca de pozo. Cada una de las cañerías utilizadas en el pozo (guía, casing, intermedia) debe estar
equipada con un "colgador" para soportar el tubing. Este colgador va enroscado en la extremo superior de la cañería, y debe ser el adecuado para soportar a la cañería de menor diámetro. Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un "puente de producción", que constituye el primer punto elemental del control de la misma. Este puente no sólo está equipado con los elementos necesarios para la producción de petróleo, junto con el gas y el agua asociados, sino también para la captación del gas que se produce por el espacio anular entre la tubería y el revestidor.
3. Reactivación de pozos de baja productividad En la Cuenca del Golfo San Jorge, la más antigua y de menor productividad del país, se están llevando a cabo pruebas piloto para reactivar pozos de baja profundidad. Para ello se está aplicando el sistema Born Lift, el que puede asemejarse a un aljibe, en tanto consiste en un carretel de cinta accionado por un pequeño motor eléctrico, el que sumerge hasta el nivel de producción un tubo flexible (‘manguerote’), de una extensión aproximada de 6 metros, con una válvula en su extremo. Al contactar el petróleo, la válvula se abre por presión y da ingreso al hidrocarburo, que llena el tubo flexible; luego el carretel enrolla la cinta y trae consigo el tubo flexible, que hace las veces de recipiente del petróleo. El sistema está diseñado para mantener los niveles hidrostáticos de petróleo y agua dentro del diámetro interior del pozo durante el proceso de lifting, por lo que el petróleo fluye más libremente y permite extraer sólo petróleo, dejando el agua en su lugar. Este sistema fue creado especialmente para operar pozos de baja productividad (hasta 10 barriles por día) y pocos profundos (no más de 900 metros). El costo promedio de este equipo está en el orden de los U$S 20.000, bastante inferior al de los equipos normalmente utilizados (por ejemplo, bombeo mecánico).
Fig. 6– Esquema del sistema Born Lift En cuanto a las pruebas efectuadas en la cuenca del Golfo San Jorge, las mismas se han llevado a cabo en el pozo 881, el que tiene una profundidad de 280 metros y se realizan cinco carreras por hora, llevando la producción diaria entre 1y 1,5 m 3; es claro que se trata de un pozo de baja productividad, comparado con el promedio de los pozos de la región, que es de 4 m 3 diarios. Un equipo similar se utiliza en el histórico pozo 4, que ha sido reactivado en mayo del 2001, después de dos décadas de inactividad; el mismo ha producido 215 m3 entre mayo y octubre último, conservando aún su producción primaria.
4. Métodos para mejorar la recuperación de petróleo. Hasta aquí se ha tratado la extracción de petróleo en su fase de "recuperación primaria", es decir, aquella que se efectúa en función de la energía existente en el yacimiento, acudiendo en algunos casos a métodos artificiales. Dicha fase permite obtener entre un 15% y un 35% del petróleo in situ. Si se trata de petróleos viscosos, la extracción puede ser inferior al 10%. Es común aplicar algunos medios para mejorar los valores de recuperación, por ejemplo la inyección de gas o agua en determinados pozos denominados "inyectores", con el objeto de desplazar volúmenes adicionales de petróleo hacia el resto de los pozos del yacimiento que conservan el carácter de "productores". Esto se llama "recuperación secundaria".
Fig. 4- En algunos casos, los índices de producción de petróleo pueden mejorarse inyectando agua o gas comprimido en el yacimiento. Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria: •
Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;
•
•
Económica: para recuperar volúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias; Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.
En lo que hace a la inyección de gas cabe destacar, por ser pionero, el proyecto PIGAP (de inyección de gas a alta presión), el cual inyecta gas a una presión de 632,7 Kg/cm 2 en el yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela), valor de presión nunca antes manejado en el mundo. Además de la recuperación secundaria, se suelen aplicar otros métodos llamados de recuperación terciaria o mejorada, tales como la inyección de anhídrido carbónico (CO 2), solventes, de polímeros, o métodos térmicos tales como la inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo elevado, esta fase se lleva a cabo cuando los precios del crudo la vuelven económicamente factible.
5. Conducción del petróleo crudo. El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más cañerías de PVC reforzado con fibra de vidrio, resistentes a la corrosión. La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento. Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos tratamientos: a.
Separación de gases:
Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad. 1.
El Metano (CH4) y el Etano (C 2H6), componen el gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural. 2. El Propano (C3H8) y el Butano (C 4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas. a.
Deshidratación:
Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos
y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora. El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto. El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.
6. Gas Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo proceso que el gas asociado ya separado. El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante compresores. Métodos de extracción artificial y recuperación secundaria en el área Entre Lomas. El área Entre Lomas se localiza en la Cuenca Neuquina (Provincia de Neuquén y Río Negro) abarcando una superficie de 74.057 hectáreas. Dentro de sus límites, existen varios yacimientos de petróleo y gas. La gran profundidad a que se encuentran los reservorios, la abundante presencia de gas asociado y la existencia de arena de fractura en los fluidos producidos, llevó a elegir como sistema de extracción al denominado Gas-Lift, motivo por el cual, oportunamente se debieron diseñar, montar y poner en marcha 29 motocompresoras que totalizan 29.000 HP de potencia, asegurando así los 2.000.000 de metros cúbicos diarios de gas de alta presión, requeridos por el yacimiento. En su momento, este sistema se constituyó en el más grande de la República Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica. Así como en condiciones originales favorecían la instalación del sistema Gas-Lift, con el correr del tiempo se fueron produciendo situaciones condicionadas por grandes caudales de agua, por zonas alejadas y por el progresivo agotamiento del reservorio. De allí entonces que se debieron implementar sistemas más tradicionales de extracción como el Bombeo Mecánico y el Bombeo Electrosumergible. Para mejorar la recuperación final de las reservas, en agosto de 1975, el área Entre Lomas inició la operación de Recuperación Secundaria
en uno de sus yacimientos, posteriormente, el proyecto se extendió a otros yacimientos del área. El promedio diario de producción para el ejercicio 1999, fue de aproximadamente 1.600mdiarios de petróleo y 1.150.000m 3 de gas.
7. Almacenamiento del Petróleo y el Gas La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores. Los Tanques de Producción y Almacenamiento Los tanques pueden ser clasificados según su forma de construcción, o su uso –para producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener. En los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m 3) y de control (40 m3), bombas, caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados.
Fig. 5 – Batería Colectora
Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo. El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oil, diesel oil, kerosene u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fín de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción. Para la construcción de los mismos se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175ª 0,350 Kg/cm 2 y se han construido de hasta 240000 m 3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio. Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperatura distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. Por ejemplo el almacenaje de gas natural licuado (GNL) requiere una temperatura de –160ºC y el de gas licuado de petróleo (GLP-propano/butano), una temperatura que debe mantenerse dentro de los –42ºC a –12ºC. Para el caso en que se pueda almacenar el producto a presión atmosférica (propano/butano) pero de baja temperatura de burbujeo (-42ºC) se utilizan tanques cilíndricos de fondo plano, r efrigerados, con una doble envolvente (pared), doble fondo (en algunos casos), aislamiento externa, y deben estar soportados por una estructura flexible que absorba las variaciones de tamaño generadas por llenado, vaciado y eventuales cambios de la temperatura. Además del dique de contención mencionado para los tanques en general, en algunos casos también se rodea el tanque de una pared de concreto de similar altura. El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima. El gas es almacenado durante los meses de verano cuando la demanda es baja, y luego extraído durante los meses de invierno. La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones económicas.
Compresores de gas Compresión de Gas de Pozo
Planta Deshidratadora de Gas Natural
Re-inyección de Gas para Producción (Gas Gathering)
Recuperación de Gas de Baterías (Vapor Recovery Unit VRU)
Compresión de Gas de Pozo para Reinyección
Compresión de Gas para Generación (Fuel Gas Booster)
Compresión de Gas de Reciclo (Recycle Gas)
Planta de tratamiento de Gas para Generación (Fuel Gas Procesing)
Compresión de gas de pozo para reinyección y venta
El problema Las instalaciones de tratamiento y compresión de gas natural disponen de un sistema de deshidratación conocido vulgarmente como planta de Dew Point, en la cual se separa el agua contenida en la corriente de gas por medio de un absorbente constituido comúnmente por un glicol. Estas plantas operan con una condición de presión mínima. Para proteger la operación de dichas unidades, aguas arriba en la corriente de gas se dispone un filtro coalescente para separar impurezas que vienen en la corriente. Entre tales impurezas se encuentran agua condensada, sólidos y aceites. Cuando la presión en el yacimiento decae es usual instalar el compresor aguas arriba de la planta deshidratadora, lo cual conlleva a nuevos problemas provenientes de la forma en que se realiza la lubricación de los compresores. Los compresores se lubrican con un aceite mineral alimentado en forma continua al compresor. El excedente, o aceite usado, luego de cumplir con el requerimiento de lubricación se pierde por arrastre en la corriente de gas saliente del compresor. En este caso, el filtro coalescente debe además separar este aceite antes de que la corriente alcance la planta deshidratadora. Además, la compresión de la corriente húmeda proveniente directamente del separador produce la condensación de agua, la cual también se debe separar en el filtro coalescente. Un esquema típico de esta instalación se presenta en la Fig. 1. Cuando el aceite lubricante arrastrado por la corriente de gas contiene contaminantes, éstos pueden producir y/o estabilizar emulsiones formadas por el aceite y el agua condensada. Los posibles contaminantes pueden ser sólidos, productos de la formación con propiedades emulsionantes, productos usados en el tratamiento químico u otros contaminantes presentes en el aceite lubricante alimentado al compresor. Cuando se forma la emulsión, ésta se manifiesta en los filtros coalescentes, en los cuales aparece una emulsión de agua en aceite que es impulsada a través de los poros del elemento filtrante por la corriente de gas, y aparece un ensuciamiento adherente con características de una espuma sobre la pared externa del elemento filtrante. Un ejemplo de este ensuciamiento se puede ver en la Fig. 2. Dicha suciedad produce un mal funcionamiento del filtro, creando los siguientes inconvenientes: • la consistencia de la espuma hace que los flotantes que purgan en forma automática los líquidos acumulados en el filtro no funcionen en forma adecuada; • el taponamiento de los poros del elemento filtrante aumenta la pérdida de carga en el filtro, llegando en algunos casos a la rotura del cartucho; • se hace necesario abrir el filtro y lavar los elementos filtrantes cada 20 ó 30 días; y • hay que reemplazar los elementos filtrantes con mayor frecuencia. Sin estas intervenciones la elevada presión diferencial puede romper los cartuchos. Además, la corriente de gas arrastra la espuma hacia la planta deshidratadora contaminando el glicol con aceite, lo que obliga a su renovación. Todo esto incrementa los costos de producción. Este problema se detectó en una planta compresora de gas que procesa aproximadamente 2 x 106 m3/día de gas de yacimiento con baja presión, la cual, antes de su ingreso a la planta de deshidratación,
