universidad autonoma gabriel rene moreno

PROCESOS DEL GAS NATURAL II PET240

UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO

FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGIACARRERA: INGENIERIA PETROLERA

PRACTICO#1TEMA: EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROS

PROCESOS DEL GAS NATURAL II PET-240 P

DOCENTE: ING. ROMULO SANCHEZ HERBAS

ALUMNO: LLANOS ARROYO JUAN CARLOS

REGISTRO: 210203994

FECHA: 25 MARZO 2015


EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROS

1. MANIFOLD

El manifold sirve o permite que varias tuberías se interconecten. Por conveniencia y como se ha indicado anteriormente, se asume que el mezclado de las corrientes que provienen de los pozos o de otros manifolds se realiza en el punto inicial del manifold. Así, la presión en el punto de entrada del manifold es en realidad la presión en los puntos de salida de las unidades que interconecta. En este punto se requieren satisfacer los balances de masa y energía. En sí, el manifold también es una tubería.

TIPOS DE MANIFOLD:

Manifold de 2 válvulas Manifold de 3 válvulas Manifold de 5 válvulas


2. SLUG CATCHERS, RETENEDOR O GOLPEADOR DE LIQUIDOS

Un golpeador de líquidos es un recipiente con un volumen de reserva suficiente para almacenar (temporalmente) la mayor cantidad de líquido y gas esperado del sistema de aguas arriba.Está situado entre la salida de la tubería y el equipo de procesamiento.Es un recipiente separador y amortiguador.

TIPOS DE GOLPEADOR DE LIQUIDOS:

Golpeador de líquidos horizontal (separador. Golpeador de líquidos vertical (separador). Golpeador de líquidos tipo dedos. Golpeador de líquidos tipo tubo.


Golpeador de líquidos horizontal (separador).- Puede dar la separación de partículas pequeñas (10 micrones) donde hay más líquido y menor flujo de gas, útiles como separador de tres fases, Buena separación de hasta 5 a 700 barriles.

Golpeador de líquidos vertical (separador).- Útil donde la separación de partículas pequeñas (10 micras) es necesario y el flujo de gas es grande en relación al líquido, buena separación, útiles de hasta 5 a 700 barriles.

Golpeador de líquidos tipo dedos.-Está compuesto por un grupo de dedos superiores e inferiores de diferentes longitudes. La distribución del gas tiene múltiples entrantes / corriente de líquido, disminuye hacia abajo, y la divide en varias corrientes más pequeñas que permiten un flujo uniforme en las cámaras de separación, en las cámaras de separación se lleva a cabo la mayoría de la separación de líquidos de gas.


Golpeador de líquidos tipo tubo.-Este tipo de equipos de separación normalmente tiene una placa de compresión para golpear a los líquidos a granel y una columna vertical para formar un separador de tipo gravedad, pero por lo general tiene un área suficiente para eliminar eficazmente las partículas pequeñas. Normalmente, sólo se utiliza para atrapar las balas de líquido y mantenerlas. Por razones económicas, estos atrapadores de líquidos de se diseñan generalmente como los de tuberías y accesorios, y no como recipientes a presión, proporciona buena separación. La separación de las partículas pequeñas es pobre, pero mejora en las tasas de flujo bajo. Es utilizado para proteger un separador.

3. AEROENFRIADORES

Los aeroenfriadores son de uso cada vez más frecuentes en instalaciones industriales, en reemplazo de los enfriadores por agua ya que eliminan la necesidad de agua y su tratamiento, evitan problemas de corrosión e incrustación en casco y tubos, son de fácil y rápida reparación y/o reposición minimizando los tiempos de mantenimiento, se logra un control de temperatura más exacto y por último eliminan el problema de contaminación ambiental que producen las torres de enfriamiento por agua.

COMPONENTES DE LOS AEROENFRIADORES:

Secciones: para cada servicio de enfriamiento o condensación se construyen una o varias secciones que pueden trabajar en serie o en paralelo.


Celdas: las celdas están constituidas por una o más secciones, montadas sobre una estructura de sostén y tienen las cajas de aire que son servidas por no ó más ventiladores.Aletada: este es el elemento fundamental del sistema y en general se ejecuta con fleje de aluminio, formando una espiral cuya altura y paso surgen del cálculo.Cabezales: son construidos en chapa soldada de calidad y espesor según las condiciones de servicio y adoptando procedimientos especiales de soldadura.Tubos: los tubos son en general de un diámetro exterior de 1" pero por razones de diseño pueden adoptarse otros diámetros. El material y espesor se determinan en función de las condiciones de operación: fluido, presión y temperatura. Ventiladores: pueden ser del tipo inducido o forzado, siendo estos últimos los más comunes.Pueden ser montados sobre la misma estructura de sostén del equipo o en un soporte independiente.

TIPOS: Según su forma de trabajo, Recuperadores (sin almacenamiento), regeneradores (con almacenamiento)

y aparatos de contacto directo. De acuerdo a su configuración, pueden ser: de tubo y casco, tubo en tubo, tubo en espiral, bancos de

tubos, tipo placa, etc.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS AEROENFRIADOSRES:

Su más grande ventaja es que enfría fluido cediendo calor al aire u otro fluido, también se puede usar un condensador que condensa vapores cediendo calor al agua, empleado para recuperar vapores de destilación y vapores de la turbina reduciendo la presión de descarga.

4. SEPARADORES


Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria Petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones, comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido de la siguiente manera:

Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso, agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta velocidad

Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin posibilidad de que vuelvan a

mezclarseSeparador Primario Trifásico.- Son recipientes capaces de separar el gas y líquido inmiscible. Se emplean para dejar lo más libre posible el gas del petróleo y viceversa a presiones y temperaturas definidas.

Separador Primario Bifásico.- Son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de líquidos inmiscibles. Por lo general resultan muy grandes porque se diseñan para garantizar que ambas fases (petróleo, aguas) salgan completamente libres una de la otra (agua sin petróleo y petróleo sin agua). Estos separadores se emplean para separar el agua que pueda estar presente en el crudo, con lo cual se reduce la carga en el equipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la capacidad de transporte en las tuberías. También ayuda a mejorar la precisión de las mediciones de flujo.

SECCIONES DE UN SEPARADOR:

SECCION PRIMARIA:

Es donde se efectúa la separación de la mayor porción de líquido de la corriente y reduce la turbulencia del flujo. Esta separación se efectúa a través de un cambio de dirección mediante una entrada tangencial, la cual imparte un movimiento circular a los fluidos (induciendo una fuerza centrífuga al flujo), reduciendo a la vez, la velocidad de los mismos.

SECCION SECUNDARIA

SecciónPrimaria


Es donde se remueve las pequeñas gotas de líquido. La mayor fuerza de separación en esta sección es la gravedad, por lo que es importante minimizar la turbulencia y velocidad del gas a la entrada y disponer de una longitud suficiente de separador.

SECCION DE EXTRACCION DE NIEBLAEsta sección remueve las gotas más pequeñas de líquido que no lograron eliminar las secciones primaria y secundaria. El choque y/o fuerza centrífuga son los mecanismos de separación en esta parte del separador.

SECCION DE ALMACENAMIENTO DE LIQUIDOS


En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener suficiente capacidad para manejar posibles baches de líquido, de tal manera que el líquido separado, no sea arrastrado por la corriente de gas.

TIPOS DE SEPARADORES:

Separadores Horizontales.- Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas.El fluido entra en el separador y se contacta con un desviador de ingreso, causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar los sobrepesos intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante una válvula de descarga de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel.


Separadores Verticales.- En esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. A igual que con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma forma como en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa por la sección de fundición/extractor de neblina antes de salir del recipiente. La presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador horizontal.


Separadores Esféricos.- Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño puede ser muy eficiente desde el punto de vista de contención de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos y no proveeremos ninguna discusión adicional sobre ellos.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS SEPARADORES:

Separadores verticales.

Ventajas: Es más fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto

contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. El control del nivel de líquido o es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando

que el control de nivel sea más sensible a los cambios. Debido a que el nivel del líquido se puede mover e forma moderada, son muy recomendables para flujos

de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entran al separador.

Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor- liquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas.

Mayor facilidad, que un tambor horizontal, para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores.

Ocupa poco espacio horizontal. La capacidad de separación de la fase liviana no se ve afectada por variaciones en el nivel de la fase

pesada.


Facilidad de remoción de solidos acumulados. Hay menor tendencia de vaporización de líquidos.

Desventajas:

Son más costosos que los horizontales. Son más difíciles de instalar que los horizontales. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas. El manejo de grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, ó separación

líquido–líquido, obliga a tener excesivos tamaños de recipientes, cuando se selecciona esta configuración.

Requieren de mucho espacio vertical para su instalación Fundaciones más costosas cuando se comparan con tambores horizontales equivalentes. Cuando hay formación de espuma, o quiere desgasificarse líquido ya recolectado, se requieren grandes

volúmenes de líquido y, por lo tanto, tamaños grandes de tambores verticales.

Separadores Horizontales.

Ventajas: Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. Son más económicos que los verticales. Son más fáciles de instalar que verticales. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Para esto, donde queda la

interfase gas-liquido, se instalan placas rompedoras de espuma. Normalmente empleados cuando la relación gas o vapor-liquido es baja. Requieren de poco espacio vertical para su instalación. Fundaciones más económicas que las de un tambor vertical equivalente. Por lo general son más económicos. Requieren menor diámetro, que un tambor vertical, para una capacidad dada de gas. Manejan grandes cantidades de líquido, fuertes variaciones en la entrada de líquido, o separación

liquido- líquido, optimizando el volumen de operación. Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación de líquido y el manejo de puma, si se forma.

Desventajas: No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales solidos como arena o lodo,

pues es difícil limpiar este tipo de separadores. El control de nivel del líquido es más crítico que en los separadores verticales. Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana. Ocupan mucho espacio horizontal. Difícil remoción de solidos acumulados (necesidad de inclinar el recipiente o añadir internos como

tuberías de lavado).

Separadores Esféricos.

Ventajas:


Más baratos que los horizontales o verticales. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de

pozos de alta presión.

Desventajas:

Tienen un espacio de separación muy limitado.

5. FILTROS

Se necesita instalar filtros en ambas líneas de amina, la rica y la pobre, pero es más costoso. Un filtro mecánico en la línea de amina rica, justo después del tanque de flasheo, previene el taponamiento en el intercambiador de calor de amina rica/ pobre y en el destilador.

Filtro de carbón activado

Filtros de carbón activado Su función, es la purificación o limpieza de la solución de amina empleada en el proceso de “endulzamiento” del gas natural.Esta limpieza consiste en remover, por adsorción, los contaminantes orgánicos, residuos de hidrocarburos, color, y productos de la degradación de la amina, que se van formando en la solución de amina, al tratar con ésta el gas natural.

Filtro de solidos (partículas)Filtros de sólidos son usados antes de los filtros de carbón activado sirven para remover partículas (tierra, productos de corrosión, sulfato de hierro, etc.) que puede causar exhumación, corrosión, y gas dulce fuera de especificación.


6. DEPURADOR

Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que éstas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de las compresoras, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas arrastradas por el gas.

Cuanto más limpio el gas que entra al absorbedor, habría menos problemas de operación. Si no hubiera depurador, considere los problemas potenciales. El agua líquida del continuo diluiría el glicol, bajaría la eficacia del absorbedor, requeriría un mayor rango de circulación del glicol, aumentaría la carga líquida del vapor en la columna estática, inundaría la columna estática y aumentaría por demás la carga de calor del reboiler y requerimientos de gas combustible. Los resultados serían probablemente pérdidas más altas del glicol y gas mojado de venta. Si el agua tuviera sal y sólidos, serían depositados en el reboiler para ensuciar las superficies de la calefacción posiblemente quemarlos.

Si estuvieran presentes hidrocarburos líquidos, pasarían hasta la columna estática y al reboiler. Las fracciones más ligeras pasarían por arriba como vapor y podían crear un riesgo de incendio, si estuvieran presentes en grandes cantidades. Los hidrocarburos más pesados se pegarían en la superficie del glicol en el tanque de


almacenaje y, si no son retirados, por ultimo inundarían el sistema. El destello del vapor del hidrocarburo puede inundar la columna estática y aumentar enormemente la carga de calor en el reboiler y las pérdidas de glicol.

El programa de control de corrosión del pozo se debe planear y coordinar cuidadosamente para prevenir la contaminación del glicol. Fluido excedente puede pasar a la planta si se sobrecarga el depurador de la entrada. Por lo tanto, el gas de los pozos tratados debe ser pasado lentamente a través de un tanque o sistema separador en la cabeza del pozo hasta que el inhibidor de la corrosión y portador del destilado puede ser recogido. No abra todos los pozos tratados al mismo tiempo. Esto mantendrá a los desechos líquidos grandes fuera de las líneas de acopio que van a la planta.El uso de un buen depurador de entrada es esencial para la operación eficiente de una planta de glicol. El depurador puede ser una pieza integral del absorbedor o de un recipiente separado. Si es un recipiente separado, el depurador puede ser bifásico para separar el gas y líquido o de tres fases para separar el gas, los hidrocarburos y el agua. Este recipiente debe ser bastante grande para poder quitar todos los sólidos y líquidos renumerables para no dejar que estas impurezas entren al sistema del glicol. Debe examinarse a fondo de vez en cuando para prevenir cualquier malfuncionamiento.La línea líquida de descarga debe estar protegida para evitar que se congele durante el tiempo frío. Esto se puede conseguir con una bobina de calefacción en el depurador o el separador. El glicol caliente se bombea a través de esta bobina. El flujo se dirige a través de la bobina por medio de las válvulas de bloque y de desviación. Esté seguro que estas válvulas estén instaladas con el sentido de chorro deseado. Además de la bobina de calefacción, el separador puede ser provisto de una cámara de calefacción en el regulador del nivel de líquido y en el cristal del medidor. Las previsiones para tiempo frío pueden incluir una bobina de calefacción en el reboiler para calentar el gas de purga que se puede sangrar en la línea líquida de descarga del separador para mantener el líquido en movimiento y así no se congela. El separador se debe situar suficientemente cerca del absorbedor para que el gas no condense más líquidos antes de que entre en el absorbedor.Si un separador delante de la planta de glicol está provisto de un cabezal de seguridad o una válvula de descarga de alta capacidad, generalmente se debe instalar una válvula de revisión en la entrada al absorbedor para proteger los internos de la torre.A veces se necesita un extractor eficiente de neblina, que quita todos los contaminantes mayores al tamaño del micrón, entre el separador de la entrada y la planta de glicol para limpiar el gas entrante. Este recipiente es particularmente útil cuando la parafina y otras impurezas están presentes en una forma de vapor fino.Donde el gas se comprime justo antes de la deshidratación, un tipo de depurador que se puede unir puesto delante del absorbedor asegurará el retiro del aceite del compresor en forma de vapor. El aceite del compresor y destilado pesado pueden cubrir el empaque de la torre en el absorbedor o en la columna estática y disminuir su eficacia.7. TORRE CONTACTORA O ABSORBEDORA

7.1 PARA ENDULZAMIENTO

Es uno de los equipos principales de la planta junto con la torre regeneradora. Es una torre de platos (20 en este trabajo) de intercambio gas-líquido. El gas ácido entra por la parte inferior de la torre y la amina pobre (amina sin CO2) por la parte superior de la misma. En cada plato se realiza una reacción de equilibrio entre ambos, y el gas sale por la parte superior con un bajo porcentaje de dióxido de carbono. Esta torre trabaja a altas presiones y bajas temperaturas, esto se debe a que el gas es tomado directo del gasoducto, siendo transportado a una presión entre 70 – 75 kg/cm2.La amina pobre al salir de la torre es denominada “amina rica” debido a que ha aumentado su concentración encomponentes ácidos.


El absorbedor debe ser vertical para asegurar el flujo apropiado del glicol en el recipiente y el contacto adecuado del glicol y del gas.

PROCESO

Este equipo se trata de una torre contactora donde se realiza la desorción del CO2 del gas a tratar. El proceso es mediante la circulación de una corriente de Amina que ingresa por la parte superior de la torre y va descendiendo por rebalse en platos (12) hasta llegar al fondo de la torre, el Gas entra al equipo por la parte inferior y asciende por orificios ubicados en los platos y atraviesa en forma de burbujeo a través de la amina teniendo de esta forma el contacto íntimo entre Gas y Amina que permite el proceso de Absorción del CO2 contenido en la corriente gaseosa por parte de la Amina. La Amina que ingresa con un contenido de 0.05 mol de CO2/mol de Amina, egresa de la torre con 0.4 mol de CO2 / mol Amina.

7.2 PARA DESHIDRATACION

Esta torre consta de varias partes integradas dentro de una columna: un separador en el fondo, una sección de transferencia de masa, o secado, en el medio y un enfriador de glicol y un extractor de niebla en el tope.El gas natural húmedo entra tangencialmente al depurador y luego pasa a través de un extractor de niebla de alambre que remueve la mayoría de las gotitas líquidas acarreadas.En la sección de secado, el gas fluye hacia arriba y es íntimamente contactado por la solución de glicol que desciende. Este contacto en contra corriente emplea de 4 a 12 platos de burbujeo, o platos de válvulas. Aunque los platos de válvulas son más eficientes (33%), las platos de burbujeo (eficiencia de un 25%) son preferidas porque no destilan a bajas tasas de flujo del gas, y no drenan los platos.Como el glicol tiende a espumar, las bandejas deben estar separadas entre 24 a 30 pulgadas (mínimo 18). La columna absorbedora debe ser vertical para conseguir niveles de líquidos parejos en las bandeja.


8. TORRE REGENERADORA

Es un recipiente vertical cilíndrico con dimensiones de (2590.8 mm diámetro interno x 23774.4 mm costura a costura). Internamente la torre contactora tiene 20 platos (acero inoxidable 316), un plato de chimenea (localizado debajo del plato # 20) y un rompedor de vórtice en el fondo del recipiente. La capacidad del recipiente es de 129.9 M³ y la presión máxima de operación permisible es de 10.5 kg7cm² a 149°C. El recipiente cuenta con su aislamiento térmico.

DESCRIPCION DEL PROCESO

La amina rica filtrada y calentada entra al tercer plato de la agotadora de MDEA a aprox. 1.13 kg/cm² y 90.3 °C y se desplaza hacia abajo a través de una serie de 20 platos a contracorriente, entrando en contacto con el vapor de agotamiento.El vapor de agotamiento se produce en el rehervidor de MDEA EA-8402 y es suministrado al fondo de la Agotadora de MDEA. La temperatura de salida del rehervidor debe estar normalmente entre los 116 °C y 126°C.El vapor de agotamiento se desplaza hacia arriba a través del plato de la chimenea y la torre y transfiere suficiente calor a la solución de amina rica que va en descenso, para promover la desorción de gas ácido, el vapor que no se condensa actúa como transportador para eliminar el gas ácido desorbido de la solución de amina y trasladarlo a la parte superior. El vapor de gas ácido húmedo sale de la parte superior de la torre a aprox. A 0.5 kg/cm² y 94.3 °C y se dirige al Condensador de reflujo de MDEA EC-8402 para condensación del agua y una mayor separación gas ácido/agua condensada en el tambor de reflujo de MDEA FA-8405. El reflujo (agua condensada) es bombeado hacia fuera del tambor de reflujo de MDEA por medio de las bombas de reflujo de MDEA GA-8405 y es retornado (aproximadamente a 41 gpm a 49°C) al plato #1 de la Agotadora de MDEA en control de nivel del tambor. El reflujo elimina por lavado la amina del vapor de la torre en los dos platos superiores y después se combina con la solución de amina que fluye hacia abajo a través del resto de la torre.


9. REBOILER

Este recipiente provee calor para separar el glicol y el agua por destilación simple. En deshidratadores de campo, el reboiler se equipa generalmente de una cámara de fuego de encendido directo, usando una porción del gas para el combustible. Los deshidratadores en plantas grandes pueden utilizar el aceite caliente o vapor en el reboiler. En reboiler de encendido directo, el elemento de calefacción tiene una forma de tubo en U y contiene generalmente uno o más quemadores. Debe ser de diseño conservador para asegurar vida larga del tubo y para prevenir la descomposición del glicol causada por el recalentamiento. También el reboiler viene equipado de un regulador de alta temperatura de eliminación de seguridad para cerrar el sistema del gas de combustible en caso de que funcione mal el regulador de temperatura primario.

El flujo del calor de la cámara de fuego, una medida del rango de traspaso térmico en BTU//SQ. FT >, debe ser lo suficiente alto para proporcionar la capacidad de calefacción adecuada pero lo suficiente bajo para prevenir la descomposición del glicol. El flujo excesivo del calor, un resultado de demasiado calor en un área pequeña, descompondrá termalmente el glicol.

Mantenga baja la llama del piloto, especialmente en reboilers pequeños, para prevenir la descomposición del glicol y la quemada del tubo. Esto es especialmente importante en las unidades más pequeñas donde la llama del piloto puede proveer una porción substancial del requerimiento total del calor. La llama se debe ajustar correctamente para dar una llama larga, ondulada y levemente amarillo en la punta. Es posible obtener los inyectores de gas que distribuyen la llama más uniformemente a lo largo del tubo, y así disminuir el flujo de calor del área más cercano al inyector sin bajar la energía térmica total transferida. Esto evitará el choque directo y duro de la llama contra el tubo de fuego.

Un dispositivo de cierre de la bomba puede prevenir la circulación del glicol mojado causada por una falla de la llama. Un sistema de ignición continuo de chispa, o un encendedor de chispa para reencender al piloto si se


apaga, es también útil. Limpie los orificios en los mezcladores aire-gas y los pilotos según sea necesario para prevenir fallas en el quemador.

No se deben exceder las temperaturas siguientes en el reboiler para evitar la degradación del glicol.

TEMPERATURA TERMAL TEÓRICO DE TIPO DE GLICOL DESCOMPOSICIÓN Ethylene 329ºF Diethylene 328ºF Triethylene 404ºF

La decoloración excesiva y la degradación muy lenta resultarán cuando el volumen de la temperatura del reboiler es mantenido alrededor de 10ºF sobre las temperaturas indicadas arriba.

Si el coque, los productos con alquitrán y/o la sal se depositan en el tubo de la llama, el porcentaje de traspaso de calor se reduce producir una falla en el tubo. El recalentamiento localizado, especialmente donde se acumula sal, descompondrá el glicol. Un análisis del glicol determinará las cantidades y los tipos de estos contaminantes. Los depósitos de sal también pueden ser detectados apagando el quemador en el reboiler en la noche y mirando por la cámara de fuego. Una luz calentado al rojo, brillante será visible en los puntos del tubo donde los depósitos de sale se han concentrado. Estos depósitos pueden causar una quemada rápida del tubo de llama, especialmente si el separador de la entrada de la planta es inadecuado y los desechos de agua salada entran en el absorbedor.

El coque y los productos con alquitrán presentes en el glicol que circula se pueden quitar con una buena filtración. Se necesita un equipo más complejo para quitar la sal. Los contaminantes, que ya se depositaron en el tubo de llama y otros equipos, se pueden quitar con un trabajo cuidadoso de limpieza. La Cía. HCI Costal Chemical ofrece este servicio. Esto ayudará a prolongar la vida del equipo.

El proceso de calentamiento es termostáticamente controlado y completamente automático. Sin embargo, la temperatura del reboiler se debe verificar de vez en cuando con un termómetro de prueba para cerciorarse de que se estén registrando las lecturas verdaderas. Si la temperatura fluctúa demasiado al funcionar debajo de la capacidad diseñada, reduce la presión de gas combustible. Una temperatura uniforme hace funcionar mejor al reboiler.

Si la temperatura del reboiler no se puede levantar según lo deseado, puede ser necesario aumentar la presión de gas combustible hasta cerca de 30 psig. Si los hidrocarburos y/o el agua están entrando al reboiler desde el absorbedor, puede ser imposible levantar la temperatura hasta que se corrige este problema. Los orificios estándares equipados para las hornillas del reboiler se clasifican para 1000-1 100 BTU/SCF de gas. Si el grado del gas combustible es menos que esto, puede ser necesario instalar un orificio más grande o taladrar el orificio existente al tamaño más grande que le sigue.

Algunos incendios han sido causados por los escapes en las líneas de gas cerca de la cámara de fuego. La mejor precaución es colocar las válvulas y los reguladores en la línea de gas a la distancia máxima de la cámara de fuego. Otra medida eficaz colocar un arrestallamas alrededor de la cámara de fuego. Si el arrestallamas está diseñado correctamente, hasta las fugas graves de gas cercano a la cámara de fuego no se encenderá.


Durante el arranque de la planta, cerciórese de que la temperatura del reboiler esté en el nivel de funcionamiento deseado antes de que el gas fluya a través del absorbedor.El reboiler debe estar en posición horizontal cuando se arma. Una posición no-horizontal puede causar que se queme el tubo de llama. El reboiler se debe también situar cerca al absorbedor para evitar que se enfriara demasiado el glicol magro durante tiempo frío. Esto evitará la condensación del hidrocarburo y altas pérdidas de glicol en el absorbedor.

10. INTERCAMBIADORES

Son equipos en los que dos fluidos de diferentes temperaturas intercambian calor a través de una interface metálica aprovechando la energía de un fluido q necesita ser enfriado y la transfiere a otro que necesita ser calentado reduciendo las perdidas y mejorando el rendimiento.

CLASIFICACION DE LOS INTERCAMBIADORES

PARA CALENTAR:

PRECALENTADOR.- Calienta un fluido recibiendo calor sensible de vapor de agua o de otro fluido calienteREVOILER.- Vaporiza un líquido recibiendo calor de vapor de agua o de otro fluido calienteGENERADOR DE VAPOR.- Genera vapor de agua recibiendo calor de otro fluido caliente

PARA ENFRIAR:

ENFRIARDOR O COOLER.- Enfría fluido cediendo calor al aguaCONDENSADOR.- Condensa vapores cediendo calor al agua, empleando para recuperar vapores de destilación y vapores de la turbina reduciendo la presión de descarga.

CLASIFICACION GENERAL

CLASE R. condiciones severas de proceso de petróleo y productos químicos, servicio riguroso en los que se desea obtener seguridad y durabilidad

CLASE C. para condiciones moderadas de operación teniendo en cuenta la mayor economía y el mismo tamaño

CLASE A. para condiciones severas d temperatura y fluidos altamente corrosivos.

CUIDADOS EN LA OPERACIÓN

En el arranque entra el fluido más frio si el fluido esta precalentado dejar entrar más lento cuando más caliente el fluido más lenta debe ser su penetración.

En el pozo primero se bloquea la entrada del fluido caliente. Tanto para el arranque como en el pozo los intercambiadores deben ser calentados o enfriados

lentamente especialmente cuando la temperatura de operación son elevadas La falta de agua en el enfriador y el otro fluido está muy cliente provoca un calentamiento elevado, si el

agua vuelve hay un enfriamiento brusco de temperatura.


11. HORNOS

El calor es liberado por la combustión de un combustible y transferido a un fluido o sea dar una cantidad de calor a un fluido de elevadas temperaturas.El calor liberado de la quema d un combustible es liberado dentro de una cámara ya sea en la zona de combustión o en la zona de radiación.Los intercambios son radiación convección y conducción.

CLASIFICACION

Según su aplicación: hornos de calentamiento por ejemplo destilación atmosférica, hornos reactores por ejemplo la reacción catalítica.Según su aspecto constructivo: hornos verticales por ejemplo el cilindro vertical, zona de radiación. Hornos horizontales como por ejemplo cilindro vertical y zona de radiación.

VERTICALES HORIZONTALESBajo costoHorno de partidaBaja carga térmicaBaja eficienciaBaja caída de presión

Zona de convección extensaCarcaza externa tiene la forma de cajaTubos horizontales

PARTES DE UN HORNO

REFRACTORIO.- Son capaces de soportar altos temperaturas sin deformarse o fundirseAISLANTE TERMICO.- Son capas q dificultan las transferencia de calor entre dos regímenes.QUEMADORES.- Son dispositivos q generan calor a partir de la reacción de un combustible su función: facilitar la quema, facilitar la mezcla de combustible y aire, permitir la quema estable y dar forma a la llama.CHIMENEA.- Lanzar los gases de combustión a una altura, brindar el tiraje necesario, permitir la diferencia de densidad d los gases suban.COMBUSTIBLE.- se dividen en dos líquido y gaseoso, en los líquidos hay aceite, full oíl y residuos de vació y de asfalto en los gaseosos el gas refinado y natural.COMBUSTION.-se da por el triángulo de fuego que es combustión oxígeno y temperatura.TIRAJE.- esto afecta a la eficiencia del horno y la salida de los gases, la entrada del aire a los quemadores.

12. TURBINAS


Motor rotativo que convierte en energía mecánica la energía de una corriente de agua, vapor de agua o gas. El elemento básico de la turbina es la rueda o rotor, que cuenta con palas, hélices, cuchillas o cubos colocados alrededor de su circunferencia, del tal forma que el fluido en movimiento de una maquina se transfiere a travez de un eje para proporcionar el movimiento de una máquina, un compresor, un generador eléctrico o una hélice.

COMPONENTES

COMPRESOR: El compresor se encuentra en la entrada del motor y se encuentra conectado al disco de turbina por medio de un eje, el compresor puede ser de tres tipos diferentes:

Axial: la corriente de aire que atraviesa el compresor lo hace en el sentido del eje (de ahí el nombre de axial), consta de varios discos giratorios (llamados etapas) en los cuales hay una serie de "palas" (alabes), entre cada disco rotor hay un disco fijo (estator) que tiene como función dirigir el aire con el ángulo correcto a las etapas rotoras.

El compresor axial es el más utilizado en las turbinas "de verdad" pero para las pequeñas turbinas de aeromodelismo es muy difícil de construir y balancear, si bien algunos han construido turbinas con compresor axial, por el momento están fuera del alcance de la mayoría

Radial o Centrifugo: la corriente de aire ingresa en el sentido del eje y sale en sentido radial, consta de un solo disco con alabes en una o ambas caras, es el compresor universalmente utilizado en las micro turbinas por ser fácil de obtener (proveniente de un turbo compresor de auto) y balancear, es mucho más resistente que el axial pero como desventaja es más pesado y tiene un área frontal mayor

Diagonal: es una cruza entre los dos anteriores, es prácticamente anecdótico puesto que salvo en los primeros intentos de construir micro-turbinas no se ha utilizado.

Tubo de cojinetes ó pasaeje:

Es un elemento cilíndrico por cuyo interior pasa el eje de la turbina y además se encarga de dar estructura al motor va fijado a la parte posterior del difusor y a la parte delantera del conjunto N.G.V., en su interior se colocan los cojinetes que soportan el eje estos deben tener adecuada refrigeración y lubricación para que sobrevivan las tremendas velocidades de rotación a las que son sometidos, actualmente y para cualquier aplicación por encima de las 100000 R.P.M. se recomienda usar rodamientos sin jaula con bolillas cerámicas

DIFUSOR:

Tiene como misión cambiar la velocidad de la corriente de aire que viene del compresor para aumentar la presión. Consta de una serie de pasajes que se ensanchan hacia atrás (conductos divergentes), el difusor es diferente según el compresor sea axial o centrifugo


CÁMARA DE COMBUSTIÓN:

Es una de las partes más críticas de las turbinas de aeromodelismo, su diseño es crítico dado que la temperatura de salida es fundamental así como la longitud de la cámara está limitada por cuestiones de diseño que no vienen al caso, entonces esta parte debe ser diseñada con sumo cuidado para permitir la completa combustión dentro de la longitud de la misma.

Existen varios tipos de cámara de combustión, pero la universalmente utilizada para las micro turbinas es la denominada "anular", como su nombre lo indica tiene la forma de dos anillos concéntricos


La mayoría de las micro turbinas usan diversos métodos basados en el pre-calentado del Kerosén que ingresa a la cámara para permitir la evaporación o vaporización del combustible líquido, en algunos modelos esto se logra con una serpentina enrollada en el interior de la cámara, otros usan unos tubos en forma de gancho en la tapa frontal de la cámara en cuyo interior se inyecta el combustible aunque actualmente el método más usado es el que utiliza unos tubos vaporizadores que cruzan la cámara desde atrás hacia adelante inyectándose el kerosene en el extremo posterior de la cámara de combustión

ALABES GUÍA DE TURBINA (N.G.V.):

Esta parte tiene como función aumentar la velocidad de la corriente de gas caliente que sale de la cámara de combustión y dirigirla con el ángulo apropiado al disco de turbina. Esta pieza es la mas expuesta a altas temperaturas que en algunos casos superan los 700 °C por lo tanto se construyen en aleaciones inoxidables para alta temperatura, básicamente consta de una serie de alabes "estatores" que se cierran hacia la parte trasera (conducto convergente), también difieren si son para turbina radial o axial

DISCO DE TURBINA:

Es la parte encargada de extraer parte de la energía de la corriente de gas para convertirla en movimiento, su única función es hacer rotar el compresor al cual se encuentra unido por medio de un eje, la turbina se halla sujeta a elevadas temperaturas y lo que es peor a elevadas cargas centrifugas que unido a la disminución de resistencia del material por causa de la temperatura hacen que este sea el elemento que más importancia tiene en cuanto a la elección de materiales, sin excepción se utilizan aleaciones con elevado contenido de níquel y cromo (comercialmente tienen diferentes nombres como ser INCONEL, NIMONIC etc.) aunque en los primeros modelos de turborreactores "caseros" se utiliza acero inoxidable con buenos resultados. Existen dos tipos de discos de turbina:

Los axiales: Son los más utilizados pues poseen excelentes características de aceleración y un peso bastante reducido, su única contra es que deben respetarse a estrictamente las temperaturas y velocidades máximas sino se corre el riesgo de que el disco se "desintegre" literalmente, este tipo puede ser fabricado con mucha paciencia y Herramientas comunes o con sofisticados sistemas (control numérico, electro erosión, etc.) o bien comprados a diferentes fabricantes para su uso específico en turbinas de aeromodelismo, aunque su precio no es nada económico


Las radiales: Si bien se utilizan menos (de hecho la primer marca que comercializo turbinas o sea JPX utiliza este tipo) por ser bastante más pesadas y por lo tanto tardan más en acelerar tienen la particularidad de ser muy robustas, soportan más revoluciones a mayor temperatura y tal vez como "ventaja" adicional para el constructor amateur es que estas turbinas son las utilizadas por los turbo compresores de auto, lo que las hace más fáciles de obtener (en cualquier casa que se dedique a turbo cargadores)

LA TOBERA DE ESCAPE:

En esta parte los gases de escape son acelerados para aumentar el empuje producido por la turbina, básicamente es un conducto cónico y algunas veces también posee un cono interior

El ciclo de funcionamiento es como sigue:

El aire ingresa al compresor donde aumenta parcialmente la presión y temperatura, luego es llevado al difusor donde se produce el incremento final de presión, el aire ingresa a la cámara de combustión donde se mezcla con el combustible y se quema para incrementar la temperatura (y por lo tanto la energía total contenida en el gas), luego es dirigido hacia el conjunto de alabes estatores de la turbina (N.G.V., Next Gide Vane) estos tienen como misión dirigir el gas hacia el disco de turbina con el ángulo correcto y además incrementar su velocidad, luego el gas pasa por el disco de turbina donde parte de la energía que contiene es extraída para mover el compresor (en las micro turbinas se extrae una GRAN parte de la energía) al cual se encuentra unido por medio de un eje, el gas deja la turbina con gran temperatura y velocidad pero es acelerado aún más en la tobera de escape, el gas que sale a gran velocidad es el responsable de la reacción que se conoce como "empuje" de la turbina.

Las turbinas no pueden arrancar por si solas, necesitan ser llevadas a un determinado número de RPM para crear suficiente presión en el motor para permitir el funcionamiento, en las turbinas de aeromodelismo esto


suele estar cerca de las 20000 RPM, sin embargo el ralentí de estas turbinas suele estar entre 30000 y 40000 RPM para mejorar la aceleración y "suavizar" el comportamiento general.

13. COMPRESORES

Existen diversos tipos de compresores, pero los dos tipos de compresores más utilizados en la industria petrolera para el manejo del gas son:

Compresores Reciprocantes. Consiste en uno o más cilindros y cada uno posee un pistón o embolo que se mueve hacia atrás y hacia delante, desplazando el volumen en cada carrera

Compresores Dinámicos Centrífugo. Cubierto por un tipo lóbulo, tornillo y paleta cada tipo tiene un tubo con uno o más elementos rotacionales que desplazan un volumen fijo en cada rotación

Siendo las ventajas de un compresor centrífugo sobre un reciprocante las siguientes:

- Bajo costo de instalación donde la presión y volumen son favorables.- Bajos gastos de mantenimiento.- Mayor uso en plataformas marinas por su menor peso.- Adaptables para altas velocidades- Gran capacidad de volumen por unidad de área – gráfica.

Las ventajas de un compresor reciprocante sobre un centrífugo son:

- Gran flexibilidad en el rango de capacidad y presión.- Alta eficiencia del compresor y bajos costos en potencia.- Capacidad de descargar altas presiones.- Capacidad de manejar pequeños volúmenes.- Menos sensitivos a cambios de composición del gas y su densidad.

Luego de dar a conocer a grandes rasgos las ventajas de cada compresor; llegamos a la conclusión que el compresor reciprocante es el ideal y el más usado en el diseño de una batería se separación. Por lo tanto solo basaremos nuestros estudios en este tipo de compresión reciprocante.

A) COMPRESOR DE PROPANO:

Sistema que conforma el mecanismo inicial para el proceso de enfriamiento del gas natural, parte componente de una planta de procesamiento de Gas Natural Licuado (GNL).

Función específica

La función específica es comprimir el gas propano, previamente a su ingreso a los circuitos de refrigeración, comprimiéndolo hasta en cuatro etapas.


Dicho tren de compresión está constituida por elementos individualizados, que se encuentran unidos entre sí, diseñados para realizar conjuntamente una función definida, la cual es comprimir el gas propano como una parte del proceso de licuefacción del gas natural.

Componentes principales

Compresor de propano de alta presión 3MCL 1404, compresor de propano BCL 804, motor auxiliar de arranque, turbina de gas integral MS 7001 EA, sistema de filtro de aire, sistema cerrado de enfriamiento de agua, ventiladores y ductos de ventilación, tanque removedor de dióxido de carbono, separador de vapor de aceites, filtros armónicos, convertidor de frecuencia, transformador, ventilador de aspas refrigerante, rotor adicional 3MCL 1404, rotor adicional BCL 804.

El compresor de propano

Corresponde a un sistema que permite tratar previamente al gas propano antes de su ingreso a los circuitos de refrigeración, mediante mecanismo de compresión en varias etapas, que tiene como función principal la compresión del gas; consta de una serie de máquinas y dispositivos que actúan en forma conjunta.

B) COMPRESORES DE RECICLO DE GAS

Compresores reciprocantes de gas natural utilizados en la industria petrolera para extraer, procesar, transportar, almacenar y distribuir gas natural desde la boca de pozo hasta el usuario final. También ofrecemos compresores API-618 para procesos en refinerías, petroquímicas, plantas de hidrógeno, de nitrógeno, etc.

14. VALVULAS


En el árbol de válvulas se usa válvulas API fabricadas con una aleación de acero de alta resistencia. Las válvulas ASA por ser construidas con aceros al carbón no se usan en los pozos. Normalmente se usan válvulas de compuerta de paso completo.

Las válvulas son elementos que sirven para permitir o restringir el paso de un fluido.

TIPOS DE VALVULAS: Válvula de compuerta. Válvula de globo. Válvula macho. Válvula de retención (check). Válvula de control. Válvula de seguridad. Válvula de alivio.

VÁLVULA DE COMPUERTA.

Normalmente trabaja toda abierta o toda cerrada. Su área de paso es del mismo diámetro del área de la tubería. No debe usarse estrangulada, pues no sirve para regular el paso del fluido.

Se usa en líneas de succión y descarga de bombas así como en líneas de descarga de pozos; como válvula de bloqueo. Son operadas manual y eléctricamente, ya sea por medio de un volante o motor eléctrico, que actúan sobre un vástago que levanta la compuerta. Este tipo de válvulas no tienen sentido de entrada o de salida, cualquiera de sus lados sirven para los dos propósitos.

VÁLVULA DE GLOBO.

Se llaman así por la apariencia de su cuerpo; su característica es que tiene una apertura u orificio por donde pasa el flujo, siendo esta apertura perpendicular al sentido del flujo. Por tal razón este tipo de válvulas debe ser usado en un solo sentido. Para su instalación se requiere que la presión mayor este bajo la apertura del orificio.

Se usan para estrangular o controlar un flujo determinado.


VÁLVULA MACHO.

También se le llama de tapón. Consta de un cilindro o tanque perforado de lado a lado, formando un canal en el cuerpo del cilindro. Cuando este canal está en el mismo sentido del flujo, permite su paso, en caso contrario es decir dando una vuelta de 90º, se opone la cara sólida del cilindro y obstruye el flujo.

Este cilindro se acciona exteriormente por medio de un manera o por medio de un volante acoplado a un sistema de engranes, que actúan sobre el vástago unido al cilindro.

Este tipo de válvula se usa principalmente en sistemas donde se trabaja con productos ligeros, gases y gasolinas.

Por su construcción son de cierre rápido ya que necesitan girar solo 9O0

para abrir o cerrar. Es necesaria una lubricación constante y adecuada.

VÁLVULA DE RETENCION.

La válvula de retención más conocida como check, tiene como característica general permitir el paso del flujo en un solo sentido y evitar que éste regrese. Para este fin cuenta con una apertura que puede ser obstruida por medio de un disco, una placa o una esfera metálica. Como se puede notar este tipo de válvula se debe colocar en


el sentido correcto y para evitar confusiones cuenta con una marca en el sentido del flujo .Se usan en la descarga de bombas. Si la bomba se para, evita que regrese el fluido de la línea de descarga a la bomba. El tipo a) Charnela o lengüeta y b) Horizontal, operan solamente en posición horizontal, no así el tipo c) De bola, que trabaja adecuadamente en posición vertical, nunca horizontal.

VÁLVULA DE CONTROL.

Son válvulas de construcción especial, usadas para controlar las variables del proceso de producción, como son presión, temperatura, nivel de fluidos y flujo en forma automática.

Estas válvulas pueden ser operadas por medio de una señal, resorte o contrapeso. Fig. 11.10.

a) Las de señal son operadas al admitir aire de un instrumento de control al diafragma de la válvula; así abre o cierra la válvula.

b) La válvula operada por resorte abre cuando la presión en la parte inferior de la válvula es mayor que la fuerza del resorte, en caso contrario cierra.

c) La válvula operada por contrapesos emplea en lugar de resorte un contrapeso.


VÁLVULA DE SEGURIDAD.

Las válvulas de relevo o seguridad son utilizadas para la protección del personal y equipo. Están construidas para abrir a una presión calibrada específicamente y cerrar por medio de un resorte cuando disminuye la presión por debajo del ajuste.

VALVULA DE ALIVIO.

Estas válvulas son normalmente instaladas a la presión de diseño del recipiente. Las válvulas de alivio sirven principalmente como una advertencia, y en algunos casos son muy pequeñas para manejar la capacidad de fluido total del separador. Válvulas de alivio de capacidad total pueden ser utilizadas y son particularmente recomendadas cuando no es usado un disco de ruptura en el separador.

15. BOMBAS

Son unas máquinas hidráulicas que entregan energía a un líquido a fin de transportarlo de un punto a otro.El tipo más utilizado es el de desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones:

La velocidad de la bomba estaría limitada de 300 – 350 r.p.m. El lubricante no puede estar en contacto con el glicol. La máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170 °F. Para asegurar el bombeo se instala un cumulador de glicol.

TIPOS DE BOMBAS

Existen dos tipos básicos de bombas comúnmente usado en la industria petrolera:

BOMBAS CENTRÍFUGAS


Son usados cuando el volumen del líquido a ser bombeado es relativamente mayor y las presiones diferenciales son moderadas.La forma de operación de una bomba centrífuga consiste de un impulsor y una cañería; el impulsor es girado por el conductor de bomba a través de un eje, lanzado al líquido dentro de la cañería de la bomba, luego se realiza el incremento de energía del líquido por medio de una fuerza centrífuga. Este incremento en energía causa el flujo del líquido a través de la línea de descarga. La descarga del líquido fuera del impulsor reduce la presión del impulsor de entrada; permitiendo el ingreso de nuevo fluido desde la línea de succión.

BOMBAS RECIPROCANTES

O también llamada bomba de desplazamiento positivo o de pistón, son usados para bombear pequeños volúmenes de líquidos a altas presiones diferenciales y altas velocidades de operación. Este tipo de bomba es mayormente usado en los sistemas de oleoductos y para la inyección de agua dentro de la formación productora; logrando de esta manera elevar la presión.La elección del tipo de bomba depende primordialmente del volumen a ser bombeado y las presiones que debe vencer. Para la elección de la bomba se debe hacer el estudio de las curvas de comportamiento de las diferentes bombas y determinar cuál operará con mayor eficiencia (estas curvas son realizados por el fabricante); pero como la experiencia con relación a otros diseños ya realizados a campos cercanos; nos han demostrado que las bombas centrífugas son las más convenientes y de mayor eficiencia. Poseen un mecanismo de desplazamiento positivo, que desplaza una cantidad de líquido llenado (dentro del cilindro de la bomba) por acción del pistón, vástago o diafragma de desplazamiento.Estos ofrecen una particular ventaja al bombear líquido con arrastre de sólidos pulverizados o emulsiones gelatinosas, alta viscosidad del fluido y cuando se requiere elevar a altas presiones.Existen dos tipos básicos de conductor de la bomba: 1) Mediante un equipo externo ya sea una turbina, o un motor, etc. 2) O la acción directa de la bomba.La desventaja básica de una bomba reciprocante la velocidad de oleaje que ocurre durante la carrera. Teniendo como solución el uso de dos o más elementos de bombeo ubicados en paralelo.Finalmente, la eficiencia de bombeo para un abomba reciprocante con conductor externo se encuentra entre el rango de 85 – 92%. Y la eficiencia de una bomba de acción directa se encuentra en el rango 65 – 83% al mismo tiempo dependiendo primordialmente en sus velocidades.


16. TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Son depósitos cilíndricos que tienen la finalidad de recibir el producto de los tanques de lavado y de esta manera albergar el crudo que será bombeado al Patio de Tanques Principal, cumpliendo con las especificaciones de calidad (% AyS), sin embargo de no ser así, será devuelto a los calentadores.Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar fluidos eficientemente. El diseño y la construcción de estos tanques dependen de las características físico-químicas de los líquidos por almacenar.En la industria del petróleo los tanques para almacenar hidrocarburos líquidos se clasifican de la siguiente manera:

Por su construcción, en empernados, remachados y soldados. Por su forma, en cilíndricos y esféricos. Por su función, en techo fijo y en techo flotante

Los tanques esféricos son utilizados para almacenar productos ligeros como gasolina, propano, etc. Su forma permite soportar presiones mayores de 25 psig.Los demás tipos de tanques se utilizan para almacenar petróleo crudo, a presiones cercanas a la atmosférica.Los tanques cilíndricos, soldados y de techo flotante se encuentran estandarizados en la industria del petróleo.

TANQUES DE TECHO FIJOEl techo de este tipo de tanques está soldado al cuerpo, siendo su altura siempre constante.La forma del techo es cónica, teniendo instalado válvulas de venteo tipo PV que actúan a presión y a vacío (2-4 onzas/pulg2 de presión o vacío).Las pérdidas de crudo por evaporación en estos tipos de tanques son altas debido al espacio vacío que existe entre el techo y el nivel de líquido, que varía conforme cambia este nivel.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO

Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil que flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado y de dos tipos: pontón o doble cubierta.Los techos de tanques flotantes permiten reducir en forma significativa las pérdidas de los volátiles de los líquidos que se almacenan. Con esto se logra reducir los costos de producción, la contaminación ambiental y los riesgos de incendios.El secreto de estos tipos de techo, radica en la eliminación del espacio de vapor sobre el líquido que presentan los tanques de techo fijo.La construcción de estos tipos de tanques se inició poco después de la Primera Guerra Mundial, por el año 1923. Actualmente, se ha estandarizado el uso de estos tanques.

TECHO FLOTANTE TIPO PONTÓN

Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación hacia el centro, para facilitar el drenaje del agua de lluvia, mientras que la superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de los vapores.El tamaño del pontón, depende de las dimensiones del tanque y de los requerimientos de flotación que se tiene.


Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular. La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del líquido para acumular los vapores que se forman. Estos vapores forman un colchón aislante que se licúan cuando la temperatura decrece. Los vapores condensados entran a la fase líquida.Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión de vapor hasta de 12 lppca durante temporadas de verano; durante el invierno, pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos.

TECHO FLOTANTE DE DOBLE PLATAFORMAEstos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en construirse, recién en a mediados de 1940 se empezaron a construir en tanques de alta capacidad.La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque.Este tipo de techo, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce un aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo, lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad.La plataforma superior, que obviamente se encuentra sobre la superficie del líquido, impide que el contenido del tanque llegue al techo del mismo bajo ninguna circunstancia.

17. OSMOSIS INVERSA

Proceso en el cual se fuerza al agua a pasar a través de una membrana semi-permeable, desde una solución más concentrada en sales disueltas u otros contaminantes a una solución menos concentrada, mediante la aplicación de presión. El Objetivo de la Osmosis Inversa es obtener agua purificada partiendo de un caudal de agua con gran cantidad de sales como puede ser el agua de Mar. De hecho una de las grandes aplicaciones de la Osmosis Inversa es obtener agua potable partiendo del agua de Mar con la escasez de agua originada por el desarrollo humano esté proceso se ha vuelto más rentable.

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