bombeo-compresion-deshidratacion (gas)

MÓDULO III - CAPÍTULO I - BOMBEO DE LÍQUIDOS

I -I INTRODUCCIÓN 3I -I -I Pérdidas de carga 5

I -I -II Bombeo en flujo bifásico 10

I - II HIDROSTÁTICA 11I - II - I Relación fuerza - superficie – presión 12I - II - II Condiciones de operación 13

I - III BOMBAS A PISTÓN 18I - III - I Bomba de simple efecto 19I - III - II Desplazamiento de una bomba de simple efecto 20I - III - III Bomba de doble efecto 21I - III - IV Desplazamiento de una bomba de doble efecto 22I - III - V Velocidad del pistón durante el bombeo 23I - III - VI Cálculos de cargas 24I - III - VII Vibraciones mecánicas 30I - III - VIII Ondas de presión 32I - III - IX Amortiguador de pulsaciones 33I - III - X Recomendaciones generales 37I - III - XI Control del caudal 39

I - IV BOMBAS CENTRÍFUGAS 41I - IV - I Bomba centrífuga simple 42I - IV - II Principio de funcionamiento 43I - IV - III Recomendaciones de instalación 51I - IV - IV Condiciones de operación 57

I - V BOMBAS ROTATORIAS 63

I - VI RUTINAS DE MANTENIMIENTO DEBOMBAS DE IMPULSO 64

MÓD. III - CAP. I: Pag. 2

MÓDULO III - CAPÍTULO I - BOMBEO DE LÍQUIDOS

I - I INTRODUCCIÓN: Bombeo de líquidos, definiciones.

Los parámetros básicos (presión y caudal) que caracterizan a un proceso de bombeo en lasplantas y en los yacimientos pueden variar en forma importante de un punto a otro delsistema, de modo que se pueden tener etapas de baja presión (por ejemplo recirculación ocircuitos internos en una planta) o de alta presión (inyección en los pozos, bombeos aoleoductos, etc) y se podrán movilizar los fluidos a regímenes de muy bajo caudal (porejemplo dosificación de productos químicos) o a muy alto caudal (bombeo a oleoductos).

El hombre siempre ha tenido la necesidad de trasladar líquidos de un lugar a otro, es decirde transferirlos desde un punto de almacenaje a otro. Seguramente que en un principio estatransferencia se realizaba transportando directamente el recipiente donde se encontrabaalojado el líquido, ya sea que fueran primitivos sacos de cuero, norias con baldes a modode cangilones hasta tanques de diferentes tipos y tamaños. En algún momento con poste-rioridad a este transporte rudimentario, se produjo la necesidad de mejorar el sistema,hacerlo más eficiente y transportar una mayor cantidad de líquidos a mayores distancias.Se suplanta el método de transportar los recipientes por el de CONDUCCIÓN DE LOSFLUIDOS de modo de realizar la transferencia de líquidos utilizando conductos.

En un principio eran conductos abiertos sometidos siempre a la misma presión, (presión at-mosférica) por donde circulaban los líquidos aprovechando la acción de la gravedad.

El uso posterior de conductos cerrados o tuberías, sometidas a una presión interna variablegeneralmente mayor a la atmosférica, y la impulsión de los líquidos utilizando “bombas”, es loque permitió el desarrollo de esta técnica y contar en la actualidad con los sistemas de bombeomodernos.De las líneas de conducción ya hemos estudiado con anterioridad las características generalesde las mismas y las normas de construcción y de materiales. Asimismo se han suministradotablas de dimensiones y especificaciones para cañerías metálicas y no-metálicas donde figuranlas resistencias y presiones máximas y de trabajo, entre otros datos.

Ahora introduciremos someramente aspectos relacionados al bombeo propiamente dicho, des-de el punto de vista de las pérdidas de carga que se producen y no de las cañerías que confor-man los conductos.Hasta aquí, se puede decir que un líquido puede ser transferido de un lugar a otro creando lascondiciones necesarias para que se “mueva” entre ambos lugares, lo que en muchos casossignifica haber diseñado correctamente el conducto, es decir seleccionar la cañería más adecua-da a las condicioes de operación de cada caso.


Los factores más importantes que se deben analizar para la determinación de lasdismensiones de un tubo son:

La presión de trabajo: este factor está en relación directa con el espesor del tubo y con elmaterial utilizado. A igual material, una mayor presión implica mayor espesor, por lo que secontrapone desde el punto de vista económico.

El flluido a conducir: que puede ser corrosivo o no corrosivo. En el primer caso se deberáoptar por materiales especiales mientras que en el segundo caso podrá, por ejemplo, serutilizado un acero estandar.

La temperatura del proceso: podemos decir que la temperatura influye tambien sobre el tipode material a utilizar, dado que si se trata de conducir vapor saturado a 130 grados centígradospodrá ser utilizado un acero al carbono, pero si se trata de vapor sobrecalentado a 500 gradoscentígrados, el material deberá ser un acero de alta aleación o inoxidable por ejemplo.Asimismo , la influencia de la temperatura sobre la viscosidad de los líquidos hidrocarbu-ros pueden variar la presión de trabajo en valores muy importantes.

Seguridad: es imprescindible analizar siempre esta cuestión, desde el punto de vista de segu-ridad humana e industrial, fundamentalmente cuando se transportan fluidos combustibles, o co-rrosivos, a altas presiones y altas temperaturas.

Economía: todo diseño considera un análisis técnico económico, a fin de asegurar la selec-ción más adecuada y correcta del sistema de bombeo.

Corrosión : posee un papel fundamental ya que se relaciona con la vida util del materialelegido. A este respecto existen valores recomendados (como por ejemplo las normas ASME)los que han surgido de ensayos experimentales en laboratorios y que establecen para los mate-riales las categorías desde altamente resistente hasta no resistente, según la velocidad de desgas-te en el tiempo..

Los fluidos se mueven dentro de las cañerías porque existe una DIFERENCIA DE PRESIÓNentre la entrada y la salida, que es mayor que la resistencia al movimiento entre ambos puntos. Esta diferencia de presión entre la toma y la descarga para producir el movimiento de un fluidodentro de una cañería, está destinada fundamentalmente a contrarrestar las resistencias al flujodebido a la fricción.

Las resistencias por la fricción dentro de una cañería se deben a tres factores principales:

a) Resistencia friccional entre la pared interior del tubo y el fluido que hace contacto con ella.Este aspecto genera los denominados coeficientes de fricción utilizados en los cálculos.

b) Resistencia interna establecida entre las infinitas capas de fluido que se deslizan unas encontacto con otras, lo que define la denominada viscosidad de los fluidos.

c) Velocidad del fluido.

La magnitud de estas resistencias forman parte de lo que se conoce como PÉRDIDAS DECARGA del sistema de bombeo y dependerá, entre otras cosas, de la longitud de la cañería,velocidad del flujo, tamaño del tubo, pared interior y rugosidad, viscosidad del fluido, etc.

Para el cálculo de los conductos (cañerías de conducción, oleoductos, gasoductos, etc.) existenprogramas de computación que en pocos minutos permiten conocer el diámetro, las pérdidasde carga, las presiones de trabajo y las condiciones generales para cada caso. Para esto es defundamental importancia contar con la información de base adecuada, información que en mu-chos casos está en manos de los operadores de los yacimientos suministrarla y para lo cual sedebe extremar las precauciones para que la misma sea de calidad y verdaderamente represen-tativa de las condiciones de bombeo.

Para un buen diseño de conducción de fluidos, la información requerida será como mínimo lasiguiente:

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

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

I-I-I Pérdidas de carga

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


Si suministramos una diferencia de presión entre sus extremos suficiente para vencer las resisten-cias al movimiento, se producirá el flujo en la dirección de mayor a menor presión.Muchos de los supervisores pensarán que no siempre se cumple, porque en muchas ocasionesse aplica determinada presión en un extremo de una cañería y sin embargo el fluido no se mueveporque no sale por el otro extremo. La causa de esta situación podrá ser una línea con petróleosfríos y muy viscosos o bien una fuerte restricción por deposición de parafinas u otras incrustaciones.Para solucionar este problema, como primer intento se trata de aplicar mayor presión en elextremo y en muchas oportunidades el fluido reinicia su desplazamiento (caso de viscosidad).Si se pudiera verificar qué ocurrió en el primer intento donde el líquido no salía por el extremoopuesto al que se aplicaba la presión, se vería que en algún punto anterior a la salida, la presiónera cero; por lo tanto en ese momento, entre este punto y la salida no existía ninguna posibilidadde movimiento porque no había diferencia de presión con el extremo, pero ¿dónde “se quedó”la presión aplicada en principio? y, ¿porqué, al aplicar más presión en el extremo, se produjo elmovimiento del fluido?. Toda la energía aplicada en forma de presión se fue gastando en el tramo de la cañería, debidoa las resistencias al movimiento que se producen. Al movimiento de los fluidos se oponían lafricción contra la cañería y la fricción interna del mismo líquido por condiciones tales como larugosidad de la cañería, la longitud, el diámetro, el caudal, la calidad del fluido, particularmenteen el parámetro viscosidad. A todo este efecto se lo denomina pérdida de carga y cuando lapresión aplicada en un extremo superó la pérdida de carga total, el fluido se movilizó porqueexistió diferencia de presión suficiente entre los extremos.

Los cambios geométricos en el interior de los conductos, como conexiones de todo tipo, tés,codos, válvulas etc. incrementan las pérdidas de cargas.Diversas son las fórmulas, tablas, programas, etc. para calcular o determinar estas pérdidas, conla aplicación de cálculos de cierta complejidad según la situación y el tipo de fluido y utilizandolos parámetros particulares de cada caso. También existen diversos gráficos y ábacos, los quemuestran valores de pérdidas de carga en conexiones y accesorios tomándolas como equiva-lentes a una determinada longitud extra de línea. Estos gráficos y ábacos deben ser utilizadossólo como referencia porque generalmente son desarrollados para agua y no contemplan lasdiferencias de viscosidad, parámetro que sabemos genera cambios muy importantes en las pér-didas de carga.

Ya mencionamos que la fricción producida por el rozamiento entre los fluidos y la cañería y entrelas diferentes capas horizontales del mismo fluido, está directamente relacionada con el tipo delíquido o gas transportado, su condición de monofásico, bifásico o trifásico (cuanto más fasesmayor complejidad), y fundamentalmente por la viscosidad de los líquidos que hará variar engran medida el valor de la fricción. Por ejemplo, intuitivamente nos damos cuenta de que no eslo mismo bombear melaza o miel que agua; aunque no se cambie ninguna condición en el sistemano hay dudas de que el mayor requerimiento de presión en la bomba será para desplazar la mielo melaza.Normalmente en los campos de explotación de petróleo y gas se utiliza una cantidad enorme delíneas de conducción, tanto para los pozos como para las instalaciones intermedias y es frecuen-

te que se presenten problemas en el bombeo debido a los valores de las presiones de trabajo, lasque pueden ser anormalmente altas y producir la rotura de la línea, de las empaquetaduras de loste prensas de la boca del pozo o algún elemento de todo el sistema de bombeo.Muchas veces los valores de la presión de trabajo se elevan debido a variaciones en las condi-ciones de los fluidos que se manejan o porque se están produciendo restricciones en el diámerointerior de las cañerías debido a altas viscosidades de los fluidos, deposiciones de parafinas oincrustaciones salinas. Los límites de la presión a aplicar no se pueden indicar para todos loscasos porque dependerán de las condiciones de la línea de conducción, el tipo de tubo que tieney bajo qué condiciones se bombea; en consecuencia, la elección de la presión máxima a aplicaren determinada línea debe ser bien estudiada, conocer qué elementos se están manejando, laexperiencia que existe en similares circunstancias y no exceder bajo ninguna situación lo reco-mendado por las normas para no asumir riesgos que implican peligro para la integridad deequipos y personas.

Un aumento en la presión de bombeo de los fluidos que se manejan en un yacimiento de petróleoy gas puede estar provocado por diversos motivos, entre los que se cuentan:

Aumento de viscosidad del fluido que circula, debido a:a) Formación de emulsiones que incrementa la viscosidad.b) Incremento de la viscosidad del petróleo por apertura de nuevas zonas.

c) Disminución del porcentaje de agua en el contenido. d) Disminución de la temperatura de operación.

Restricción del diámetro interno de la cañería por:a) Deposición de parafinas en las paredes del caño.b) Formación de celdas bacterianas.c) Incrustaciones de carbonato de calcio u otros.d) Presencia de hidratos, que producen serios taponamientos en las líneas.e) El uso de accesorios, codos, te, válvulas, etc, que produce una mayor pérdida decarga.


PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL desde los pozos en los que se produce hastael punto de utilización o hasta una planta de extracción de gasolina, o hasta otro mercado, seutilizan cañerías llamadas GASODUCTOS.El gas fluye por cualquier sistema de tuberías comunicadas debido a la presión que tiene y a sutendencia inherente a expadirse. A veces se entrega en la boca de pozo o a la salida de losseparadores con suficiente presión para suministrar la energía necesaria para efectuar su trans-misión. Pero a veces tiene tan baja presión que se lo debe comprimir para aumentar la presión yforzarlo a través de tuberías hasta el punto de empleo.

El volumen de gas que puede moverse a través de una tubería depende de la diferencia depresiones entre los extremos de entrada y salida de la línea, y el flujo puede incrementarseaumentando la presión en el extremo de entrada. Comprimir el gas es ventajoso porque elvolumen más pequeño así obtenido puede transmitirse por una línea de diámetro menor. Sinembargo, si es necesario comprimir el gas, se debe hacer un balance entre la presión inicial y eldiámetro de la tubería. Esto requiere un procedimiento de comparaciones suponiendo diversosvalores de la presión inicial y calculando el correspondiente diámetro a cada situación, hasta quese encuentre la combinación más práctica y económica (menor espesor es igual a menor costo).En el transporte a larga distancia será necesario elevar la presión a intervalos regulares a lo largode la línea, proporcionando una o más plantas compresoras. En este caso el número de estacio-nes compresoras también entra en el problema de diseño como un tercer factor, además de lapresión inicial y el diámetro de la cañería.La mejor combinación entre estos tres factores dará una economía máxima para cualquier capa-cidad y distancia. Desde luego que existen límites superiores de presión a los cuales es muyinseguro y peligroso llegar.

Para la relación entre las variables que intervienen en el flujo de gas, al igual que en el bombeo delíquidos, existen numerosas fórmulas que han sido usadas por distintos autores desarrolladas enforma empírica a partir de mediciones en gasoductos existentes, debido a que resulta muy difícilpronosticar los efectos del cambio de valores de la viscosidad, temperatura, densidad y veloci-dad del gas en el interior de los gasoductos, así como los cambios en el comportamiento respec-to de las leyes fundamentales del estado gaseoso.

En la figura siguiente, se muestra un gráfico que puede ser utilizado para la determinación de losprincipales parámetros en la conducción de gas.


I-I-II Bombeo en flujo bifásico

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

Si la zona de contacto entre ambas fases es suave y uniforme,(como si el gas circulara por unacañería lisa) la energía que contiene el gas está disponible y se transfiere al líquido en forma muyeficiente.

Pero a medida que el gas incrementa su velocidad, se comienzan a formar olas en la superficiedel líquido, cuyas alturas se incrementan a medida que aumenta la velocidad del gas.

Las alturas de las olas pueden ocupar desde un 0,1 del diámetro interior del caño, en algunoscasos llegan a valores del 0,75 del diámetro y en casos extremos pueden llegar a alturas igualesal diámetro interior. A medida que las olas aumentan su altura, aumentará la presión necesariapara transferir el líquido.

I - II HIDROSTÁTICA

La diferencia de presión necesario para la circulación de los fluidos es posible generarloutilizando un equipo de bombeo, de modo de impulsar el líquido o gas aumentando supresión inicial. Tal como se ha descripto puede decirse que bombear es crear una presiónmediante una herramienta o equipo adecuado para ello (una bomba o un compresor). Seofrecen en el mercado tal cantidad de tipos de bombas diferentes, que se puede asegurarque se cubren todas las necesidades que existen de movimientos de fluidos.

La condición imprescindible para generar un bombeo, que la diferencia de presión produ-cida sea mayor que todas las resistencias al movimiento entre ambos puntos, induce apensar que una manera de ser más eficiente en una operación de bombeo es lograr quedichas resistencias sean lo más pequeñas posibles, es decir minimizar las resistencias alflujo. De esto se trata cuando se diseña un sistema de bombeo, en seleccionar todos loselementos intervinientes de manera que produzcan las menores resistencias al flujo.

Pero la eficiencia en la operación también debe ser medida en el tiempo, es decir en la constan-cia lograda de los parámetros fijados (por ejemplo, que se mantenga siempre el caudal requeri-do), en la facilidad del mantenimiento del sistema (costo de mantenimiento), en la cantidad dedetenciones por fallas y/o roturas etc. En este ultimo aspecto tiene una importancia fundamentalel análisis y tratamiento de los efectos secundarios del bombeo, que aparecen como consecuen-cia misma del movimiento de los fluidos, de sus cambios de dirección e impulsos generados, losque pueden provocar graves daños y roturas frecuentes, si no son convenientemente tratados ybien diseñado el sistema para tolerarlos.

Los problemas típicos que se presentan en el bombeo y la manera de contrarrestarlos constituyela base de lo que se denomina genéricamente "HIDRÁULICA DEL BOMBEO”. Por lo generalel principal problema de las plantas de bombeo no radica en las bombas, sino en los problemashidráulicos porque las pulsaciones hidráulicas convertidas en vibraciones mecánicas producendaños en las conexiones y cañerías.La expresión Hidrostática, relaciona "hidro" (que indica algo líquido), con "estática", (que dauna idea de algo quieto o inactivo): corresponde al estudio de las propiedades de los líquidoscuando están en reposo.

Se puede decir que un líquido ejerce la misma presión en el fondo de un recipiente, cualquierasea la forma del mismo. A este principio lo podemos completar con el efecto de la presiónejercida por una columna de agua (hidrostática). Por ejemplo: si tenemos un tanque de 10metros de altura lleno de agua, en el fondo tendremos una presión de 1 kg/cm2. ¿Por qué?. Sifabricamos un tetraedro de un centímetro cuadrado en la base y 10 metros de altura (o 1000 cmque es lo mismo), y lo llenamos de agua, necesitaremos un litro para colmar su capacidad. Estevolumen de agua pesa un kilogramo, es decir que nuestro recipiente, que tiene un centímetrocuadrado de base está soportando un kilogramo de peso; consecuentemente la presión en elfondo será de 1 kg/cm2.


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

I - II - I Relaciónes: fuerza - superficie – presión

Definiremos como FUERZA, a todo aquello capaz de modificar el estado de reposo de uncuerpo o su movimiento. El esfuerzo muscular para levantar o sostener un cuerpo, nos da unabuena idea de «fuerza» y su íntima relación con el peso, por eso es que se ha establecido comounidad de medición el Kilogramo fuerza. Para que exista una fuerza, debe existir un punto deaplicación, que en la realidad es siempre una superficie, cualquiera sea su tamaño. Sabemos quela SUPERFICIE es un área que se mide en dos dimensiones, como por ejemplo, una base de unmetro por un metro tendrá un metro cuadrado de superficie. Si ahora tenemos presente losprincipios de hidrostática, podremos deducir y calcular los efectos de una fuerza o peso sobreuna superficie o área. Recordemos que nuestro ejemplo nos indicaba que 2 Kg sobre una super-ficie de 2 cm2, representaban una presión de 1 kg/cm2 y de aquí podremos obtener la definiciónde PRESIÓN, como una fuerza o peso aplicado sobre una superficie.

Si expresamos a la presión de acuerdo con la definición que hemos enunciado, será P = F/A,siendo P = presión dada en Kg./cm2; F = fuerza en Kg. y A = superficie en cm2.Como ejemplo, calcularemos la presión y la fuerza que ejerce el agua contenida en una cañeríaque está conectada a un tanque ubicado a 120 metros de elevación, contra una válvula de 4" dediámetro que está cerrada. Para convertir una columna de agua en presión , ya vimos que 10metros de altura de agua equivale a una presión de 1 Kg./cm2; por lo tanto , 120 metros deelevación serán 12 Kg./cm2 de presión. Ahora, aplicando la formula: P = F/A, calcularemos elpeso o fuerza que está soportando la válvula.Los 4" se convierten en cm. multiplicando por 2,54, lo que nos da un diámetro de 10 cm,aproximadamente. Este círculo, tiene una superficie de 78 cm2. Si P = F/A, será F = P x Apor lo tanto, reemplazando los términos por unidades quedará, F = 12 Kg/cm2 x 78 cm2 = 936Kg. Como resultado, nuestra válvula está soportando una fuerza de 936 Kg.

I - II - II Condiciones de operación

Las presiones positivas que actúan sobre el fluido del tanque, forzándolo a circular hacia labomba son: la presión atmosférica (Patm) y la presión hidrostática (Ph) ejercida por el propiofluido en función de la diferencia de nivel existente entre su superficie libre y el nivel más alto delcuerpo de la bomba.

La presión total (Patm + Ph) deberá ser suficiente como para:

· Vencer las pérdidas de carga por fricción en la cañería de succión, accesorios y válvulas.· Acelerar el fluido dentro del sistema de admisión para que el mismo siga al émbolo en su

movimiento.· Vencer las pérdidas de carga en el interior de la bomba, fundamentalmente en las válvulas de

admisión.· Producir la apertura de la válvula de succión.· Mantener la velocidad de circulación del fluido en la cañería y en el cuerpo de la bomba.· Mantener la presión del fluido en el interior de la bomba por encima de la tensión de vapor

del fluido, a la temperatura en que se encuentre.

La elección del diámetro de la cañería de succión debe ser hecho con amplitud y en exceso,para asegurar el buen funcionamiento en la aspiración, ya que no impacta sobre la economía delproyecto dada la poca longitud de dicha cañería.

La condición que deberá cumplirse para no tener problemas de cavitación o bloqueo en elfuncionamiento de la bomba, será que la suma de todas las resistencias al movimiento que seproduzcan por mover el fluido hasta el interior de la bomba, por mantener la presión y la acele-ración del fluido, sea menor a la carga positiva disponible, que estará en función directa a ladiferencia de nivel entre la aspiración de la bomba y la superficie del liquido.

Las vibraciones y roturas se producen en la mayoría de los casos por falta de alimentaciónadecuada en la admisión de las bombas.

La diferencia de cota entre el centro de la salida del tanque de alimentación y el centro de lasucción de la bomba, debe ser mayor que la solicitada por el fabricante, de modo de podertolerar en las conexiones algunas pérdidas de cargas. Existen instalaciones funcionando quetienen 40 metros de diferencia, lo que resulta en 4 Kg/cm2 de presión sobre la succión de labomba, favoreciendo enormemente la calidad del bombeo.

El cálculo de los diámetros y conexiones necesarias para la succión de la bomba se basa en laspérdidas de carga en función de la velocidad del líquido y las diferencias de altura.


Debido a que cierta información necesaria para el diseño ( tal como el coeficiente de rugosi-dad de las cañerías por ejemplo), depende de variaciones instantáneas que puede adoptar elrégimen de flujo y consecuentemente el número de Reynold, conviene realizar ciertasobredimensión en los diseños. Normas internacionales recomiendan aplicar una medida más,al diámetro obtenido por cálculo, es decir si el cálculo determina 6” de diámetro la construc-ción se hará en 8”. De estar en algún momento en el límite, se produce en las bombas el fenó-meno de que la velocidad del pistón en su punto medio de recorrido es mayor que la veloci-dad de ingreso del líquido al cilindro, generando un efecto de vacío que al liberar gas produci-rá bloqueos parciales y vibraciones por golpe hidráulico.

La figura adjunta (hidráulica de bombeo) muestra esquemáticamente la forma de optimizar elsistema de alimentación de las bombas a pistón para poder controlar las pulsaciones. Las bom-bas centrífugas no tienen pulsaciones, aunque de ser deficiente el llenado producirá cavitacionesque dañarán la bomba acortando su vida útil.

Una forma de diagnosticar la generación de pulsaciones es colocando un manómetro en la suc-ción, el que deberá tener siempre lectura positiva con la bomba funcionando a su mayorcapacidad, indicando de esta manera los valores de ANPA.

Los fabricantes de las bombas establecen un valor llamado ANPA (altura neta positiva de aspi-ración) mínimo para el funcionamiento correcto de la bomba para fluidos estables.

Para lograr esta presión se dispone de la presión atmosférica más la presión hidrostática, dadaentre el nivel del fluido en el tanque y la succión de la bomba.

(Pa + Ph )

La suma de estas presiones de-berá superar la pérdida de car-ga debida a la fricción del líqui-do contra la cañería, (que seincrementa notablemente cuan-do aumenta la velocidad de flu-jo), además de proporcionar lapresión necesaria para la ace-leración del líquido y para man-tener en la succión valores su-periores a la presión de vapor.

Por debajo de la presión de vapor se liberarán gases que bloquearán la bomba por su expan-sión, impidiendo el funcionamiento normal de la misma. En el caso de agua de inyección bientratada, este valor es bajo pero en el caso de hidrocarburos puede ser muy crítico.Hasta aquí se puede ver la importancia de la carga positiva en la succión de las bombas y deldiseño para minimizar las presiones que actúan en contra.

Se debe tratar de lograr un conexionado de admisión lo más directo posible, con una línea dealimentación por cada bomba, evitando válvulas con restricciones, tes y codos de 90º. Ante lanecesidad de curvas, estas deben ser de radio largo o conformadas por codos de 45º comomáxima curvatura.

El ANPA mencionada anteriormente es el valor dado por el fabricante, pero para tener bien enclaro la “categoría” a que corresponde, es importante diferenciarla en ANPAR, equivalente a“altura neta positiva de aspiración requerida” y en ANPAD que se identifica como la “alturaneta positiva de aspiración disponible”.

Observando la figura anterior se puede asegurar que la presión disponible, compuesta por lapresión atmosférica (Pa) más la presión que ejerce la columna hidrostática desde el nivel delíquido en el tanque (Hs) deberán ser suficientes para que el líquido ingrese en la bomba, abra lasválvulas y se mueva a la misma velocidad que se mueve el pistón, manteniendo siempre unapresión superior a la presión de vapor (Pv).

Para que esto se cumpla, será necesario lo siguiente:

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

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

3) Abrir la válvula de admisión.

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

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

Se puede escribir ahora la siguiente expresión:

(Pa + PHs) – (PHf + PHa + Pv ) > ANPARDonde

Pa = Presión atmosférica. PHs = Presión de la altura de líquido.PHf = Presión necesaria para vencer la fricción dentro de cañerías y accesorios.PHa = Presión necesaria para mantener la velocidad necesaria (aceleración).Pv = Presión de vapor (punto de liberación de gases).


Completando las condiciones de admisión de las bombas, se puede expresar en la siguienteecuación:

ANPAD = (Pa + PHs) – (PHf + PHa + Pv ) > ANPAR

Estos razonamientos permiten deducir que de haber un problema de pulsos hidráulicos,estarán casi seguro localizados en la succión y en algún punto de los mencionados. Tanto comosi se trata de una modificación como de nuevas instalaciones, no debe descuidarse un análisiscompleto de todos los puntos mencionados.

Algunas recomendaciones para evitar estos problemas son:

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

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

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

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

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

Para cada bomba, la altura mínima requerida estará dada por el ANPA (altura neta positiva deaspiración) requerido por lo bomba, que se expresa en términos de altura de fluido. Esta alturamínima necesaria, siempre debe ser positiva y además debe constatarse no sólo en condicionesestáticas, sino en condiciones de bombeo, cuando el fluido está en movimiento. Es una condiciónrequerida por la bomba, de acuerdo a su diseño, cámara de aspiración, tipo de bomba, etc, ysuministrada por el fabricante en sus catálogos.

El ANPA disponible estará dada por las características de la instalación y será calculada enfunción de las variables que intervienen, (alturas, diámetros de cañerías, tipo de cañerías, tipo defluidos, longitudes, accesorios, válvulas, velocidades y caudales de flujos etc).Por supuesto que el ANPA disponible debe ser mayor que el ANPA requerido por la bomba, sise desea contar con un funcionamiento eficiente y sin problemas.Luego del cálculo y durante la operación de bombeo se puede constatar esta situación con lacolocación de un manómetro en la succión de la bomba a fin de observar con que presiónpositiva se cuenta durante el desarrollo del ciclo de bombeo.Los síntomas más evidentes de que se produce cavitación y liberación de vapores son: el ruido(como de piedras en movimiento) y la vibración, además de la disminución de la capacidad debombeo por bloqueo.


Para el bombeo de líquidos por cañerías se utilizan diversos tipos y especificaciones de BOM-BAS DE IMPULSO, máquinas destinadas a suministrar presión y velocidad a los fluidos quedeben ser transportados.

La diversidad del tipo de bombas instaladas en yacimientos de petróleo no permitiría en estetrabajo hacer una descripción de cada una de ellas; por lo que se generalizará en los tipos debombas estándar y su principio de funcionamiento, por ser las de mayor aplicación.

Se puede considerar una clasificación en tres grupos principales:

· bombas a pistón (con uno o varios cilindros)

· bombas centrífugas (con uno o varios escalonamientos)

· bombas con dispositivo rotatorio (como las de tornillo)

I - III BOMBAS A PISTÓN

En la mayoría de las baterías y plantas hay instaladas bombas a pistón y dentro de este tipo sepueden encontrar bombas equipadas con dos o más pistones, (dúplex, triplex, quíntuplex) , desimple y doble efecto, las de émbolo buzo, y otra serie de modelos y diseños para resolver losdistintos requerimientos de bombeos de líquidos.Las de émbolo buzo (son de acción simple con transmisión directa, sin caja reductora) normal-mente se utilizan para sistemas donde la presión de trabajo es muy alta, como por ejemplo eninyección de agua. En estos casos es muy importante un diseño hidráulico muy bien analizadopara evitar pulsaciones, vibraciones y daños. También es muy importante contar con las corres-pondientes válvulas de alivio, las que deben calibrarse y controlar la apertura con determinadafrecuencia dentro de una rutina de mantenimiento.

A pesar de la variedad existente una descripción general del funcionamiento es de aplicaciónpara los distintos tipos de bombas denominadas genéricamente: bombas a pistón.

Las bombas a pistón o bombas alternativas son unidades de desplazamiento positivo cuya ca-racterística principal es que mantienen prácticamente constante el caudal bombeado frentea variaciones en amplios rangos de la contrapresión en la cañería de descarga, con lacondición de mantener constante la velocidad. (Esta característica establece la diferen-cia fundamental con las bombas centrífugas).Las bombas a pistón funcionan ejerciendo directamente la presión sobre el fluido que se estábombeando, cuya entrada y salida del cuerpo de la bomba, está controlada por válvulas que seabren y cierran intermitentemente.

Constan esencialmente de un cuerpo hidráulico y de un cuerpo mecánico.El cuerpo hidráulico consiste en un cilindro con bridas de admisión y descarga del líquido,provisto de orificios de entrada y salida controlados por válvulas, y de un émbolo buzo o pistónque se mueve alternativamente dentro del cilindro. Las bombas dúplex tienen dos cilindros ydos pistones, y las llamadas de doble efecto, producen el efecto de bombeo en ambos sentidosde la carrera, en una dirección y en la otra del movimiento de los émbolos.

El cuerpo mecánico consta del cigueñal, bielas, crucetas, vástago del émbolo y, en algunasbombas, de una caja reductora de velocidad. Este sistema motriz al mismo tiempo transformael movimiento circular recibido en el eje (proveniente de un motor), en un movimiento rectilíneoalternativo que es transferido a los pistones.Los pistones, dentro de la camisa, se mueven con movimiento rectilíneo alternativo, entre dosextremos, donde se produce la inversión del movimiento constituyendo lo que se denomina“carrera” de la bomba.Las bombas de acción simple desplazan el líquido en una carrera del émbolo y las de accióndoble en ambas carreras del pistón. Las bombas de acción doble tienen dos válvulas de succióny dos válvulas de impulsión en cada cilindro.

I - III - I Bomba de simple efecto

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


Para el análisis, supongamos que el pistón se encuentra en el extremo izquierdo de la camisa,vinculado a un vástago que es el que recibe el movimiento de la caja reductora.Cuando el pistón comienza a moverse hacia la derecha, se produce en el frente del mismo unincremento de presión originado por el empuje sobre el líquido que se encuentra en ese sectorde la camisa, provocando el cierre de la válvula de aspiración o succión, la apertura de la válvulade descarga o escape y la salida del fluido a través de esta última válvula hacia la cañería deimpulsión. Terminado el recorrido hacia la derecha, en el extremo de la carrera se completa elciclo de bombeo y se invierte la dirección del movimiento.

Cuando el pistón comienza a moverse hacia la izquierda genera a la derecha del mismo unazona de menor presión provocando esta vez el cierre de la válvula de descarga y la aperturade la válvula de aspiración, lo que permite el ingreso del fluido a ese sector de la camisa.Terminado el recorrido hacia la izquierda, en el extremo de la carrera se completa el ciclode carga de la bomba y se invierte nuevamente la dirección del movimiento y el pistóncomienza a moverse hacia la derecha, repitiendo el ciclo de bombeo.

I - III - II Desplazamiento de una bomba de simple efecto

Para conocer el desplazamiento de una bomba de simple efecto, se debe calcular el volúmenque ha sido impulsado hacia la línea de conducción, es decir el área transversal del pistónmultiplicada por el recorrido del mismo o carrera. Multiplicando este volumen (que corres-ponde a un solo pistón) por el número de pistones y por la cantidad de carreras según launidad de tiempo seleccionada (minuto, hora, dia) se obtiene el desplazamiento total de la bom-ba (D).

D = VOLUMEN IMPULSADO * N° DE PISTONES * EPM * TIEMPO

D = (área transversal del pistón * carrera) * N° * EPM * T

Por ejemplo, el desplazamiento, en m3/hora, de una bomba de simple efecto, equipadacon dos pistones de 4 pulgadas de diámetro, con una carrera de 12 pulgadas y quetrabaja a 80 EPM, será igual a:

D = (área transversal del pistón * Carrera) * N° * EPM * T

D = 3.14 x (4" x 0,0254 m/")2 / 4 x (12" x 0,0254 m/") x 2 x 80EPM x 60 minutos/hora =

D = 23.7 m3/horaEstos cálculos consideran que los rendimientos y desplazamientos de líquidos son del 100%.Para proyectos donde los resultados deben ser rigurosos, se deben tener en cuenta los diferen-tes valores para ambos, ya que no son equivalentes al 100% de los recorridos.El caudal medio de una bomba de acción simple puede calcularse también con la siguientefórmula:

Qm = n A S gpm / 1017 (m3/hora)donde:

n = número de embolosA = sección del émbolo (plg2)S = carrera (plg)gpm = golpes por minuto

I - III - III Bomba de doble efecto

Observando la siguiente figura correspondiente a una bomba de doble efecto, nos damos cuen-ta que cuando el pistón se mueve hacia la derecha produce al mismo tiempo un incremento depresión en el frente y una disminución de la misma en la parte trasera del pistón. Por lo tanto, secierra una de las válvulas de descarga y se abre la otra, se abre una de las válvulas de admisióny se cierra la otra, por lo que al mismo tiempo que se desplaza el líquido hacia la cañería ingresaparte del mismo al interior de la camisa.Terminado el recorrido hacia la derecha, en el extremo de la carrera, se completa un ciclo,de bombeo y carga al mismo tiempo, y se invierte la dirección del movimiento.

Cuando el pistón comienza a moverse hacia la izquierda, se produce en la cara de avancedel pistón un empuje sobre el líquido que se encuentra en ese sector de la camisa, lo quegenera una zona de «alta presión» en ese sector. Esto hace que se cierre la válvula deaspiración, se abra la de descarga y se impulse el fluido hacia la línea de salida.Al mismo tiempo, a la derecha del pistón se genera una zona de baja presión provocandoel cierre de la válvula de descarga, la apertura de la válvula de aspiración y el ingreso delfluido a ese sector de la camisa.

Terminado este recorrido hacia la izquierda, en el extremo de la carrera, se completa otrociclo de bombeo y carga , se invierte nuevamente la dirección del movimiento y el pistóncomienza a moverse hacia la derecha, repitiendo la secuencia.


I - III - IV Desplazamiento de una bomba de doble efecto

En las bombas de doble efecto se produce el bombeo durante las dos carreras del pistón, enuno y otro sentido. Por lo tanto para conocer el desplazamiento, se deberá tener en cuentaesta circunstancia.El desplazamiento efectivo de la bomba será la suma de los desplazamientos parcialesproducidos en ambas carreras y se obtiene calculando los volúmenes que fueron impulsadosen cada carrera y sumándolos:

· en el movimiento del pistón hacia la derecha, el volumen desplazado será igual al áreatransversal del pistón multiplicada por el recorrido del mismo o carrera. (Igual que en unabomba de simple efecto).

· en el movimiento del pistón hacia la izquierda, el volumen desplazado será igual almismo volumen anterior (área transversal del pistón multiplicada por su recorrido) descon-tado el volumen que ocupó el vástago del pistón durante esa carrera. (área transversal delvástago por el recorrido del mismo - que es igual obviamente al del pistón).

La suma de ambos desplazamientos, multiplicados por la cantidad de pistones y por elnúmero de carreras en el tiempo que se considere, dará el desplazamiento total de la bomba.Por ejemplo, suponiendo una bomba de doble efecto, con dos pistones de 5" de diámetro, 12"de carrera o recorrido, con vástagos de 2" de diámetro, trabajando a 80 EPM, se desea calcularel desplazamiento en m3/hora.

Para un pistón:

Desplazamiento hacia la derecha = V1 = área transversal pistón * carrera V1 = 3.14 d2/4 * carrera = 0.003859 m3

Desplazamiento hacia la izquierda = V2 = V1 - (área transversal del vástago * carrera) V2 = 0.003859 - 0.0006174 = 0.003241m3

Desplazamiento en ambos sentidos = V1 + V2 = 0.0071

DESPLAZAMIENTO TOTAL = (V1 + V2 ) * N° pistones * 80 EPM * 60 min/hora

Dt = 0.0071 * 2 * 80 * 60 = Dt = 68 m3/hora

El desarrollo anterior se expresa de la siguiente manera:

Dt = Carrera (2Ap - Av) * N° pistones * EPM * 60 minutos / hora

Dt = en m3/hora

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

I - III - V Velocidad del pistón durante el bombeo

Analizando la acción de bombeo en el interior de la bomba, dentro de la camisa o cilindro,debe tenerse en cuenta que la velocidad del pistón es variable y viaja desde un extremo aotro de su recorrido desde velocidad cero a velocidad máxima en el punto intermedio paraluego desacelerar y llegar nuevamente a cero en el extremo para el cambio de sentido delmovimiento.

Graficando en un plano con un par de ejes este movimiento (tal como se observa en la siguientefigura) y considerando la velocidad en ordenadas, el ciclo muestra una zona en la mitad delrecorrido del pistón donde la velocidad es máxima.

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

Gráfico de velocidad del pistón en el interior de la camisa de una bomba a pistón

velocidad

recorrido del pistón

máxima velocidad


I - III - VI Cálculos de cargas

Las bombas tienen una chapa identificatoria donde está indicada:

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

(en pulgadas).· la carrera del pistón (en pulgadas)

Si por ejemplo se expresa 3” a 5 ½” x 12” significará que la bomba puede alojar un pistón entre3” y 5 ½” de diámetro y que la carrera del pistón es de 12” de recorrido.Las camisas y los pistones son cambiables dentro de estas limitaciones.Para un pistón de diámetro dado, es posible calcular la presión máxima a la que se puedetrabajar para no sobrepasar la carga máxima sobre el cigüeñal de la bomba o en otrosentido,para una presión dada a bombear calcular el pistón máximo para no sobrepasar ese límite.

Se deben conocer estos parámetros de las bombas que se tengan instaladas, de manera deverificar que las condiciones de operación no sobrepasen los límites de trabajo de su equipo y almismo tiempo controlar que los cambios propuestos de régimen se realicen respetando esosparámetros y no produzcan daños a la bomba.Por ejemplo, se desea saber qué diámetro de pistón utilizar si se requiere bombear con unapresión en el oleoducto de 48 kg/cm2 y se dispone de una bomba de 3” a 51/2” x 12”, cuyacarga máxima en el cigüeñal no debe sobrepasar los 5.600 kg.

Conocemos la relación entre área, fuerza y presión:

Área (del pistón) = Fuerza (sobre el cigüeñal) / presión a bombear

Área = 5.600 kg./ 48 kg/cm2 = 116,66 cm2

Área = (3.14) r2 = 116.6 cm2, de donde: r = 6,09 cm

diámetro = 12.18 cm = 4 3/4 pulg.

Entonces el máximo diámetro del pistón aconsejado, (el menor más cercano al del cálculo) conque se puede equipar esta bomba sin sobrepasar las condiciones máximas de carga, es de 4,75pulgadas.Si con este diámetro de pistón se trabaja generando esa presión de 48 kg/cm2, pero el caudaldesplazado fuera insuficiente para esa situación en particular, no se podrá pensar en aumentar eldiámetro del pistón (por que de acuerdo al cálculo anterior, se está en las condiciones límites).

A continuación se muestran figuras correspondientes a diferentes tipos de bombas a pistón:

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


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

ESPECIFICACIÓN BOMBA NATIONAL TRIPLEX 165T/5


CONTINUACIÓN ESPECIFICACIÓN BOMBA NATIONAL 165T/5

TABLA CORRESPONDIENTE A BOMBA NATIONAL 165T/5


I - III - VII Vibraciones mecánicas

Las vibraciones mecánicas se transmiten y multiplican con la propagación de los pulsos y susarmónicas por las cañerías.Sin dudas el diseño hidráulico de una planta de bombeo ha de ser, particularmente si las bombasson de pistones, lo más delicado del proyecto, porque la combinación de las vibraciones mecá-nicas y las pulsaciones hidráulicas, sumadas a las altas presiones de trabajo, producen severosdaños y frecuentes detenciones del bombeo.

Deben considerarse además de los parámetros normales de un sistema de bombeo, la ubicaciónde los componentes y todos los pequeños detalles como el análisis del tipo de conexiones, paraque los resultados de la operación de la planta sean óptimos.El equilibrio del sistema es tan delicado que en el dimensionamiento de las instalaciones debenconsiderarse hasta los últimos detalles.

Las bases de apoyo de las bombas, así como el sistema de anclaje de las mismas, tienen muchainfluencia sobre las vibraciones del sistema.

Las fundaciones para el soporte de las bombas requieren diseños especiales y es recomendableque el montaje de varias bombas no estén vinculados entre sí, es decir que las bases seanindividuales para cada bomba, de modo de evitar la propagación de vibraciones.

La alineación de los motores con las bombas debe ser perfecta. Este tipo de instalación no toleradesviación alguna en la conexión motor-bomba. Si existiera se acortaría la vida útil de los ele-mentos mecánicos involucrados.

En una instalación existente, la vibración mecánica se corrige con un nuevo alineamiento de lasbombas con el sistema motor, particularmente en las bombas de conexión directa como lascentrífugas, (hay instrumental de precisión que permite controlar el sistema). Es recomendable elensamble con manchones de goma, para absorber pequeñas desviaciones.

La forma de neutralizar la vibración mecánica remanente y confinarla en el conjunto bomba, esconectando la entrada y la salida de la misma con “manguerotes” de goma e inmediatamentedespués, donde comienzan los caños de acero, engrapar estos a un soporte hormigonado enel terreno.

En la siguiente figura (grapa soporte) se puede observar una instalación típica y un anclaje confundación en hormigón con armadura de hierro.

El tubo será ajustado por una grapacon una goma intermedia y la grapa estásoldada a una planchuela de hierroasentada sobre un bloque de hormi-gón armado. La planchuela a su vezestá soldada a cuatro hierros que sa-len del armado del hormigón. El blo-que queda soterrado a una profundi-dad no menor a 80 cm.Este soporte es muy efectivo y conseguridad previene la vibración detipo mecánico, pero no absorve elresultado de una mala hidráulica, porlo que será necesario minimizar laspulsaciones comenzando por asegu-rar una adecuada presión de succiónen la aspiración.

Las vibraciones, ya sean las produci-das por pulsaciones hidráulicas comolas generadas por los movimientos me-cánicos, siempre se concentran en determinados puntos del conexionado de las bombas yfatigan el acero hasta su rotura.Cuando esta situación se presenta, se puede reparar y reforzar transitoriamente la conexión consoldadura, pero si no es eliminado el problema de las vibraciones se romperá tantas veces comose repare. Considerando tal situación, y para superar este y otros problemas como la cortaduración de las bombas, se debe estudiar las condiciones hidráulicas de la instalación y corregirlos diseños.

En la mayoría de los casos los problemas se generan en la succión y son propagados y amplifi-cados por la impulsión, aunque el diseño de la impulsión implica también un equilibrio hidráulicoadecuado, porque las pulsaciones en alta presión se suman a las anteriores.

Para compensar esta falta instantánea de llenado en el cilindro de la bomba, se desarrollaron losamortiguadores tanto para la succión como para la descarga de las bombas, que trabajan en lascondiciones de operación como las que se presentan en la inyección para recuperación secun-daria.


I - III - VIII Ondas de presión

La naturaleza alternativa del movimiento del pistón en los períodos de succión y de descarga esla causa de que se produzcan, en cada una de las emboladas, las ondas de presión (pulsación delfluido), tanto en la succión como en la descarga.

Las ondas de presión son aumentos instantáneos y localizados de la presión, causados por laaceleración y desaceleración súbitas del fluido. Una vez generada, la onda se desplaza por lacañería a la velocidad del sonido en el medio de que se trate, hasta que choca con un punto dereflexión, que puede ser una curva, una te etc.En este punto la onda se refleja y repite el ciclo, pudiendo ocurrir que se combine en la mismafase con otras ondas y sumen sus efectos. Si esto ocurre las consecuencias pueden ser destructivas.Estas ondas de presión tienen dos efectos de «golpe» en cada carrera, son propias de todabomba de desplazamiento positivo y no presentan problemas si el sistema está correctamentediseñado para esta circunstancia, pero, por el contrario, si se las ignora se traducirán en severosdaños al equipamiento y a las cañerías.El hecho de bombear un líquido muy viscoso, o de operar a un régimen muy alto de emboladasson situaciones que, si se suman a circuitos de succión y/o impulsión no adecuados, aumentanenormemente los efectos destructivos de las ondas de presión.

Para reducir estas ondas será imprescindible contar con una adecuada presión neta positivade aspiración, un correcto diseño de las cañerías y accesorios y eventualmente el uso deamortiguadores.

En la succión todo el flujo debe ser laminar, el diseño lo más recto y con la menor cantidad derestricciones, expansiones o accesorios posible, prestando atención al punto de mayor impor-tancia, que es la carga sobre la bomba. El tanque de alimentación debe tener un nivel relativosuperior a la bomba porque la carga sobre la succión debe ser positiva aún con la bomba enmarcha. Respetar la indicaciones del fabricante sobre el requerimiento de ANPA mínimo (alturaneta positiva aspiración).

Si aún con una excelente hidráulica no es posible evitar las pequeñas vibraciones, será necesarioanalizar la conveniencia de instalar amortiguadores que absorban ese efecto. Los de succióntienen por objeto lograr un buen llenado de la bomba y los de impulsión atemperar las pulsacio-nes de salida.

I - III - IX Amortiguador de pulsaciones

Entre los fabricantes de amortiguadores se puede mencionar aNational, Larkin y Eaton, como marcas que han dado un buen resul-tado en el uso de amortiguadores.

Uno de los diseños de amortiguadores que existen en el mercadoestá compuesto por una carcaza construida en tubo de acero sincostura, de alta resistencia, revestida interiormente con pintura a basede resina epoxi para protección anticorrosiva, con un extremo bridadopara su montaje en la bomba o tubería. En el interior de la misma secoloca una vejiga elástica en forma concéntrica, roscada en un ex-tremo, la que se carga con un gas inerte ( nitrógeno) a cierta presión,mientras que el espacio anular entre la vejiga y la carcaza metálica esocupado por el líquido a bombear. Cuando la velocidad del pistónse va incrementando (a medida que llega a la mitad de su recorrido),sabemos que se produce una cierta depresión en su cara posterior,la que se transmite al fluido en contacto en el interior de la cámara.Esta depresión del líquido permite que la vejiga del amortiguador"se hinche" debido a la presión del nitrógeno que está en su interior.Al hincharse, la vejiga transmite al fluido parte de la presión del ni-trógeno compensando de esta manera la depresión que se producíapor la aceleración del pistón. Cuando el pistón disminuye su veloci-dad, la presión del fluido en el interior de la cámara aumenta, ac-tuando sobre la vejiga y venciendo a la presión del nitrógeno, lo queprovoca que la vejiga se contraiga.

Esta secuencia tiene el efecto de compensar las diferencias de pre-sión del líquido en el interior de la cámara, debidas a las variacionesde la velocidad del pistón, “aplanando” de esta manera las ondaspulsantes. Esta combinación hidroneumática opera gracias a las pro-

piedades de compresibilidad y expansión que tienen los gases.

La vejiga se fabrica en varias capas de goma tipo Buna N, reforzada con tela de nylon, vulcani-zada y sujeta adecuadamente a los extremos metálicos de la carcaza. El gas utilizado es elnitrógeno, por ser un gas inerte y de fácil obtención comercial.

La instalación debe hacerse lo más cercano a la bomba posible (en muchos casos se colocadirectamente sobre la bomba) y siempre antes de la primera conexión al sistema .

La ventaja principal de este diseño respecto a los tradicionales botellones de aire es la separa-ción entre el gas comprimido y el líquido a bombear por un medio elástico, cuya calidad y diseñoes fundamental para la duración y eficiencia del equipo.Si el sistema está bien diseñado y se controla el correcto funcionamiento de los amortiguadores,


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

nunca debe ocurrir una rotura de cañería.Debe limpiarse con mucho cuidado la cañería de succión antes de la puesta en marcha ya queresiduos de soldaduras, escorias, piedras etc. pueden arruinar los amortiguadores y la bomba enmuy poco tiempo.

En la descarga o impulsión se reproducen, en forma ampliada, las condiciones de la succión.Una bomba que no tenga buena succión tendrá pulsaciones de descarga mayores que una conbuenas condiciones de aspiración.En el diseño de la descarga también deberán evitarse curvas, restricciones o expansiones inne-cesarias de manera de contar con un sistema confiable, seguro y al más bajo costo posible. Eluso de amortiguadores a la salida de la bomba es una alternativa posible, pero merece un análisistécnico-económico a tener en cuenta.

El diseño de los amortiguadores es para diferentes rangos y dentro de cada rango de ope-ración, la presión de carga del nitrógeno está directamente relacionado con la presión de opera-ción del sistema, tanto en la parte de admisión como en la zona de descarga.El manejo inadecuado de las presiones, producirá la destrucción de la vejiga y la inutilizacióndel amortiguador.La siguiente figura (amortiguadores de vibraciones) muestra esquemáticamente dos diseños ymontajes de amortiguadores diferentes, vertical y horizotal.


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

El amortiguador de succión para baja presión presentado en la figura anterior consta de uncuerpo de plástico conteniendo un diafragma. Las ventajas de contar con un cuerpo trans-parente de plástico permite inspeccionar visualmente el diafragma.

Otro modelo de amortiguador de succión para alta presión presentado por National para susbombas, tiene un cuerpo de aluminio fundido de alta resistencia, protegido por un recubrimientointerno termoplástico. Es para una presión máxima de 70 PSI en la succión y se encuentrandisponibles en extremo soldado directamente a la succión o soldable a extremos bridados.

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

I-III-X Recomendaciones para el funcionamiento de las bombas

A continuación se mencionan algunas recomendaciones que mejoran el funcionamiento de lasbombas a pistón:√ Acortar al máximo la longitud de la línea de succión y utilizar válvulas de

paso total.√ Evitar el uso de conexiones a 90º y usar conexiones en Y griega y curvas de radio

largo.√ No colocar una cañería de succión de menor diámetro que la brida de la bomba,

deben tener una medida superior.√ No utilizar conexiones sin bisel (biselar todas las soldaduras).√ Evitar el uso de válvulas con obturadores restringidos.√ En la conexión a la brida de la bomba si es necesario una reducción, colocar una excén-

trica con la cara recta hacia arriba de manera de evitar acumulación de gases liberados.√ Para evitar perturbaciones en el flujo del último tramo antes de la bomba, colocar un

tramo recto y de una longitud no menor a cinco veces el diámetro de la cañería.√ Usar mayores diámetros a fin de reducir velocidades de flujo.√ Reducir velocidad de bombeo utilizando pistones de mayor diámetro, si la carga

de la bomba y la presión de bombeo lo permiten.√ Usar válvulas de alivio capaz de evacuar todo el caudal de la bomba y calibradas

a la presión máxima de operación considerando las condiciones de seguridad.√ Instalar amortiguadores si aún quedan pequeñas vibraciones.√ Reducir viscosidad del petróleo aumentando la temperatura del mismo, etc.√ En instalaciones múltiples es recomendable contar con una alimentación individual del

tanque a cada bomba, lo que previene que las pulsaciones y vibraciones de una bombase trasladen a otras.

√ Contar con cañerías rígidamente soportadas en distintos puntos de su longitud y con unsoporte o anclaje tan cerca de la bomba como sea posible, utilizando juntas de goma oflexibles para absorber vibraciones.

Una batería, estación de bombeo o planta está equipada con bombas de impulsión, general-mente de tipo alternativa a pistón, a fin de bombear en forma interna o hacia los oleoductos, loslíquidos producidos por el yacimiento.


Es conveniente insistir en que hay que tener mucho cuidado en el diseño y en la selección de loselementos que formarán parte de un circuito de bombeo (accesorios, instrumentos y válvulas),debido a que la operación debe ser suave, bien programada en los tiempos de acuerdo a loscaudales a bombear y sin afectar el funcionamiento de otros instrumentos.

Por ejemplo, la selección del tipo de asiento de una válvula (que puede ser doble o simple)y del obturador, es realmente importante para el correcto funcionamiento de los sistemassemiautomáticos de las baterías.

Se puede mencionar como un error generalizado, por ejemplo, el uso de cualquier válvulacuando se trabaja contra una cañería con mucha presión, en recirculaciones y en regulación(particularmente reducción) de presión de gas, donde los obturadores deben seleccionarsepara el trabajo específico, dado que además de ser durable deberá operar suavemente y sinproblema alguno.

Se fabrican válvulas en las que se pueden cambiar el asiento de manera de adaptarlas mejora la operación, pero hay algunas en las que no es posible realizar ese cambio de asientos yobturadores, no recomendables para estas aplicaciones.

Luego, para instalar o cambiar una válvula neumática, es de suma importancia verificar lasreales necesidades de acuerdo a las condiciones de bombeo y de operación de la batería,por lo que el supervisor deberá estar totalmente involucrado en este tema.

Es diferente si el uso de la válvula es para cerrar y abrir el paso de un líquido en baja presióno si controla un flujo de gas de alta presión y velocidad. También la selección dependerá dela relación necesaria entre la velocidad de apertura al paso del flujo y la velocidad delvástago de la válvula.

I – III – XI Control del caudal

Considerando que en líneas generales los equipos motrices son motores a explosión (ya sean decombustibles líquidos o gaseosos), es recomendable tener en cuenta que las características delos mismos determina mantener una específica franja de velocidad para una entrega óptima de lapotencia. Cada motor en particular tendrá un promedio de diseño de velocidad (RPM) defuncionamiento para la obtención de un buen rendimiento, y por lo tanto una correspondientevida útil del mismo.

No es extraño observar conjuntos de bombeo donde las necesidades particulares de obtener unmuy bajo caudal llegan a límites en que el sistema de seguridad del motor acciona reiteradamentedeteniendo el motor por baja velocidad.

Es necesario entonces conocer el rango de trabajo de la bomba en Emboladas por Minuto(EPM), y la franja de trabajo óptimo del motor en Revoluciones por Minuto (RPM) de modo desuministrarle al sistema una adecuada relación de transmisión.

Si bien los diseños de conjuntos en general respetan los factores mencionados, los frecuentescambios, variaciones, reemplazos, reformas y adecuaciones que se suceden en los campos deproducción, debilitan el seguimiento de esta condición, afectando al óptimo rendimiento que sepuede obtener de un conjunto Bomba – Motor, y/o a la vida útil de este ultimo.

La relación entre ambos, está dada por la transmisión efectuada entre:

Velocidad del motor (RPM) – Diámetro de la polea (del motor) – Diámetro del volante o poleade la bomba – Relación de caja reductora (de la bomba) – Velocidad de la bomba (EPM)

La variable con posibilidades de ajuste entonces, para una adecuación de la relación EPM –RPM en este caso, es el diámetro de polea del motor.

Considemos una instalación en funcionamiento con una determinada polea en el motor, dondeconocemos las EPM efectivas de la bomba con el motor a un régimen de RPM ideales. Sinecesitamos producir un cambio en las EPM de la bomba, podemos colocar una nueva polea enel motor de un diámetro distinto, cuyo valor se puede calcular a partir de las siguientes relacio-nes:

EPM 1 / d1 = EPM2 / d2Donde:

EPM 1 Son las emboladas actuales de la bomba con el equipo en servicio.EPM2 Son las emboladas a obtener con el cambio de polea del motor.d1 Es el diámetro actual de polea con el equipo en servicio.d2 Es el diámetro de polea a instalar o deseado.


Se obtiene:

EPM2 x d1

d2 = EPM1

Otra situación con posibilidades de presentarse, corresponde a un cálculo inicial de la poleanecesaria para determinadas RPM del motor y EPM de la bomba, para lo cual se deben cono-cer otros datos como R (relación de la caja reductora) y D (diámetro del volante de la bombao polea mayor).

Quedando representada la ecuación para la obtención del diámetro de la polea del motor, de lasiguiente manera:

EPM x R x Dd = RPM

Con ésta ecuación base, se pueden obtener otros datos como EPM resultantes o RPM necesa-rias, con un simple pasaje de términos.

Por ejemplo:RPM x d

EPM = R x D

I - IV BOMBAS CENTRÍFUGAS

Por lo general su usan más en procesos dentro de las plantas que en bombeo a oleoducto, sinembargo con el crecimiento de la producción por recuperación secundaria con un importanteincremento en el corte de agua transportada conjuntamente con el petróleo, las presiones debombeo han bajado considerablemente a tal punto que en muchos lugares se pueden sustituir lasviejas bombas a pistón por sencillas, livianas, eficientes y económicas bombas centrífugas. Elprincipio de funcionamiento se basa en utilizar la fuerza centrífuga de un rotor girando a altavelocidad que recibe por el centro al líquido y lo expulsa a la periferia.Dentro de las recomendaciones más importantes está la del buen balanceo y la perfectaalineación con el motor que la impulsa, ya que son de empalme directo y cualquierdesalineación, por pequeña que sea, provocará fuertes vibraciones. El régimen y la velocidadde bombeo así como las presiones de trabajo deben respetarse ajustándose a las recomenda-ciones y curvas que el fabricante indica en los catálogos.Las bombas centrífugas están constituidas por dos partes principales: una rotante, formada porel impulsor y el eje y otra fija, que incluye la carcaza, el prensa estopa y los cojinetes. La entraday descarga del líquido es contínua y no está controlada por válvulas que se abren y se cierran,como en las bombas a pistón, sino que el fluido es guiado por el conjunto de admisión al centrodel impulsor, el que al girar lo impulsa a través de los álabes.Son máquinas de elevadas velocidades donde el líquido entra en el impulsor por su centro,alrededor del eje, fluye radialmente hacia afuera y abandona la periferia del impulsor a una altavelocidad para ingresar en la carcaza, donde la velocidad del líquido va decreciendo gradual-mente y la energía de movimiento debido a la velocidad, se transforma en energía depresión. El líquido que se está bombeando llega a la carcaza sometido a presión y, gracias a estapresión, sale de la bomba venciendo las resistencias que encuentra a su paso.

Las bombas centrífugas pueden agruparse como:· bombas de espiral· equipadas con difusor· de aspiración simple· de aspiración doble· de impulsor cerrado· de impulsor abierto etc.

Tienen la ventaja de la simplicidad de su construcción y normalmente, a iguales condiciones,tanto el costo inicial como el de mantenimiento es menor. Requieren menores presiones en lasucción, no tienen pulsaciones de onda y es posible regular los caudales de salida sin variar suvelocidad. Pero tienen algunas desventajas, como ser: menores presiones de bombeo; menoreficiencia, menor rango de variación de caudal y menor versatilidad. Necesitan siempre cargapositiva (aunque menos que las bombas alternativas) puesto que solamente impulsan lo quereciben y son mucho más susceptibles a los bloqueos que las bombas a pistón, ya que con uningreso de gas seguirá funcionando pero no bombeará el fluido.


I - IV - I Bomba centrífuga simple

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

Se observa el eje, solidario al impulsor que recibe el fluido por el centro y por efecto de lafuerza centrífuga lo envía hacia la periferia, donde es colectado por la carcaza.

La capacidad de las bombas centrífugas se indica con el caudal de desplazamiento y conla altura de elevación. El primero se expresa en m3/hora; m3/día; bls/hora; etc. y la altura deelevación en unidades de longitud, m; pulgadas; pies; etc.La relación entre estos dos parámetros es inversa, ya que a mayor presión o altura de elevacióna vencer, menor será el caudal de desplazamiento y viceversa.En las curvas características de estas bombas, se observa que los máximos caudales selogran cuando la contrapresión es nula, y que para valores de altura de elevación superioresal rango de trabajo, el caudal es cero y es inútil pretender desplazamientos de los fluidos.Por lo tanto, si se trata de un requerimiento de mayor presión, será necesario instalar otrabomba en serie, que funcione como otra etapa de impulso.

Es muy importante conocer las curvas características de la bomba que se tiene en opera-ción, a fin de no cometer errores en el rango de funcionamiento y en las exigencias a lamisma y para no generar cambios en las bombas o en el régimen sin que den resultado.Las curvas muestran tres parámetros importantes: la presión de descarga de la bomba , lapotencia requerida y el rendimiento del equipo, todos en función del caudal desplazado.

I - IV - II Principios de funcionamiento

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

√ el caudal es directamente proporcional a la velocidad de rotación del impulsorQ1/Q2 = n1/n2

√ la presión (o altura de elevación) es proporcional al cuadrado de la velocidadh1/h2 = (n1/n2)2

√ la potencia requerida es proporcional al cubo de la velocidadN1/N2 = (n1/n2)3

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

· aumentaría al doble el caudal desplazado, pero

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

· requeriría una potencia en el motor ocho veces mayor.

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

√ El caudal varía aproximadamente en forma proporcional a la variación del diámetrodel impulsor.

Q1/Q2 = d1/d2

√ La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en formaproporcional al cuadrado de la variación del diámetro del impulsor.

h1/h2 = (d1/d2)2

√ La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la variacióndel diámetro del rodete.

N1/N2 = (d1/d2)3

En estas consideraciones,Q = caudaln = número de revoluciones por minutoN = potencia mecánicad = diámetro del impulsor


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


Como ejemplo, en la figura anterior están representadas las curvas características de unabomba modelo 6RL 18 Worthington, para una velocidad de rotación de 1770 rpm. Ademásse ha agregado una curva correspondiente al sistema donde está instalada la bomba.

Sobre los ejes horizontales está representado el cuadal (en GPM en el inferior y en m3/hr en elsuperior) y en los ejes verticales la altura de elevación TH, (en pies a la izquierda y en metros ala derecha). Además sobre los ejes verticales también se puede leer la altura de aspiración netarequerida por la bomba.

Los números 18, 17, 16, 15 y 14, representan los distintos diámetros de impulsor, en pulgadas.Los valores entre 62 y 80 se refieren a la eficiencia de la bomba (en %) y los números acompa-ñados con las siglas HP se refieren a la potencia requerida.

Para bombear líquidos a través de una cañería es necesario vencer la contrapresión originadapor rozamiento y por diferencia de cotas. Manteniendo fija la cota, la contrapresión será mayorcuanto mayor sea el caudal que circula por la cañería.

La parte "A" de la curva corresponde a la contrapresión de la bomba sin funcionar y la parte "B"a la contrapresión total generada con la bomba detenida, más la generada por el funcionamientode la bomba.

Ejemplo: para una velocidad de rotación del impulsor de 1770 rpm (para la que está construídoel gráfico), diámetro 18", se podrá bombear un caudal de 2000 gpm (454 m3/h) con unapresión de descarga (o altura de elevación) de aproximadamente 308 pies (93..9 m ó 134 psi).La eficiencia de la bomba es de aproximadamente 78% y la potencia requerida de alrededor de210 HP.

El ANPA requerida es de aproximadamente 20 pies.

Respecto a los máximos operativos, para un diámetro de impulsor de 18" las curva de la bombay la del sistema se cortan en el punto "1", donde las condiciones son 2500 gpm el caudalmáximo y 228 pies la contrapresión o altura de elevación.

En las figuras siguientes se pueden observar cortes de una bomba de cámara partida verticalcon rodete de simple aspiración.

En el primer caso de trata de una bomba ETA 125/40 y a continuación se muestra un corte deuna centrífuga SULZER - ZA también de simple etapa.


BOMBA CENTRÍFUGA SULZER - ZA DE SIMPLE ETAPA

BOMBA CENTRÍFUGA SULZER HZB simple etapa

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


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

I – IV – III Recomendaciones de Instalación

Almacenaje

Cuando deba almacenar la bomba durante poco tiempo antes de la instalación, colóquela enlugar seco. Observe que los tapones de succión y descarga estén en su lugar y que los cojinetesy acoplamientos se protejan contra polvo y materiales extraños; el rotor debe girarse a mano porlo menos una vez por semana.

Si el almacenamiento fuera por mucho tiempo, levante la mitad superior de la carcaza, retire lasempaquetaduras y cubra todas las partes sujetas a corrosión u oxidación con algún líquidoprotector.

Secado de las partes internas antes de almacenar

Cuando no es deseable levantar la mitad superior de la carcaza o cuando la bomba no puededesarmarse, la bomba debe secarse interiormente con aire caliente, cerrando inmediatamentelas bridas o tapones que comuniquen con el ambiente exterior.

Localización de la bomba

La bomba debe ser colocada en un lugar accesible que facilite su inspección durante la opera-ción y simplifique la disposición de las tuberías de succión y descarga.

En general y especialmente cuando las pérdidas en la tubería de succión son de un factorimportante, las bombas deben instalarse cerca de la fuente de suministro del líquido, limitando almínimo el uso de codos y otros accesorios.

Para prevenir distorsión o desalineación, soporte y asegure todas las tuberías para neutralizar losesfuerzos debido al peso y dilataciones cuando éstas toman temperatura.

Para las bombas de gran tamaño prevea suficiente espacio y dispositivos de izaje para el mante-nimiento. Los motores eléctricos instalados en lugares húmedos deben estar especialmente cons-truidos para ello.

Altura Neta Positiva de Aspiración (ANPA)

El ANPA requerida varía con el tamaño de bomba, y para una bomba dada, ésta varía con lacapacidad. El ANPA requerido para una unidad puede obtenerse de las curvas de comporta-miento disponibles por el fabricante.

Para determinar el ANPA disponible en su sistema, refiérase a la figura siguiente:


y a la siguiente ecuación:

Donde:

Z : Carga estática en cm.Pa : Presión sobre la superficie del liquido en Kg/cm2 absoluto.Pv : Presión vapor del líquido a la temperatura del líquido a bombear en Kg/cm2 absolu-to.Hf : Pérdidas de fricción en la línea de succión en cm.He : Pérdidas de entrada del tanque a la tubería de succión en cm.y : Peso especifico del líquido en Kg/cm2.

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

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

Fundaciones

La fundación puede consistir de una estructura suficiente-mente fuerte que proporcione un soporte rígido permanenteen todos los puntos de la base y absorba cualquier vibraciónnormal que se produzca durante la operación.

Las fundaciones de concreto construidas sobre un terrenofirme son generalmente las más satisfactorias.

En la construcción de la fundación se debe permitir suficienteespacio para el lechado, el cual debe colocarse entre la parteinferior de la base y la superficie de la fundación de concreto.

Los pernos de anclaje deben ser del tamaño requerido y secolocarán como se especifique en los dibujos de elevación.Cada perno deberá estar rodeado por una camisa de tuboque tenga 3 a 4 veces el diámetro del perno mismo, segúnse muestra en la figura. Las camisas deberán sujetarse rígi-damente aunque también deberán permitir que los pernosse muevan dentro de los agujeros que están en la base.

Cuando la bomba se monta directamente sobre una arma-dura de acero estructural, se colocará directamente sobre otan cerca como sea posible de las paredes, vigas o elementosestructurales del edificio. La base deberá atornillarse y fijarsea las vigas de acero, con objeto de impedir distorsiones, vi-braciones y desalineamiento.

Tuberías de conexión

Tubería de Succión: La experiencia ha demostrado que la mayor cantidad de fallas en bombascentrífugas aparte del desalineamiento puede adjudicarse a defectos en la línea de suc-ción. El diámetro de la tubería de succión nunca debe ser menor al diámetro de la succiónde la bomba y ésta deberá ser tan corta y directa como sea posible.

En casos donde una larga línea de succión no pueda evitarse, el tamaño de la tubería debeincrementarse. Bolsones de aire o protuberancias en la línea de succión, invariablementecausarán problemas.

En la fuente de suministro, el tubo de succión debe sumergirse por debajo del mínimonivel de fluido. Los tubos grandes son sumergidos usualmente cuatro veces el diámetro,mientras los tubos pequeños desde 0,60 m a 1 m. La tubería de succión debe bloquearse yprobarse hidrostáticamente por fugas de aire antes de arrancar la bomba.En el bombeo de grandes volúmenes es importante instalar en la toma, dispositivos paraimpedir la formación de vórtice. De formarse, la bomba recibirá gas o aire con las conse-cuentes cavitaciones y corrosión.


Válvula de Pie: (Retención - check - en la succión). Algunas veces son necesarias pero originanpérdidas de fricción en la succión.

En instalaciones importantes se recomienda que el cebado de la bomba se efectúe poraparatos automáticos, en lugar de válvulas de pie a menos que el uso de la misma seaimperativo. Cuando se usa una válvula de pie al final del tubo de succión, asegúrese deseleccionar adecuadamente tamaño y tipo, para evitar pérdidas de fricción excesivas.

Filtro: Cuando se coloca un filtro colador en la tubería de succión para prevenir la acumu-lación de materias extrañas en el impulsor, el pasaje debe tener un área de cuatro veces elárea de la tubería de succión. El área neta se sobreentiende que es la abertura libre através del colador.

Si se piensa que el filtro va a ser obstruido frecuentemente debe seleccionarse un lugaraccesible para el tubo de succión. Se recomienda filtros coladores gemelos accesibles.Para bombas grandes se recomiendan mamparas móviles o mecánicamente operadas a laentrada del pozo de succión.

Nota: Deben instalarse los coladores u otro tipo de accesorios en las tuberías de succión detal manera que el aire no pueda acumularse en las partes salientes.

Tubería de descarga: El diámetro de la tubería de descarga debe seleccionarse del tamañosiguiente superior a la abertura de descarga de la bomba, si es prácticamente económico.

Es muy importante que la cañería esté soportada independientemente, cerca de la bomba,de tal forma que no trasmitan esfuerzos a la unidad. Cargas externas causadas por lastuberías ocasionan desalineamiento con fallas subsecuentes en los cojinetes y partes inter-nas de la misma. Juntas de dilatación evitan esfuerzos sobre las bridas de la bomba paraservicios en caliente.

Deben instalarse una válvula de retención y otra esclusa, cerca de la descarga de la bomba.La válvula de retención colocada entre la bomba y la válvula esclusa es para proteger labomba contra flujo inverso. Si la bomba no posee válvula de pié, la válvula de retención laprotege contra la rotación inversa si el motor dejara de actuar por cualquier circunstancia.

En una instalación nueva debe tenerse especial cuidado de evitar que basuras, herrumbre yescoria de la soldadura sean transportadas hacia la bomba. El sistema de succión debelavarse antes de conectar la bomba. También controle las bridas por desalineación lateral yangular. Las bridas deberán ser puestas y colocadas correctamente a escuadra antes deapretar los tornillos, los cuales deben poderse colocar libre y fácilmente con los dedos.

Purga: Todas las purgas deben conectarse a una salida común para eliminar el agua dedrenaje.

Alineación y MontajeUna alineación exacta entre los ejes de la bomba y el propulsor es fundamental para unabuena operación, independientemente del tipo de acoplamiento que se use. Todas las uni-dades se alinean en fábrica pero, a pesar de ello, deberá tenerse presente que las basesson flexibles y están sujetas a distorsiones durante el transporte y manejo de que sonobjeto. Por lo tanto, la unidad debe realinearse una vez más, en el lugar de instalación.

La alineación deberá comprobarse después que la bomba haya sido conectada a las tuberíascorrespondientes. Se deberá tener el mayor cuidado de apoyar y/o suspender los tubos desucción y descarga de manera que no ejerzan esfuerzos o empujes sobre la bomba. Las unida-des que funcionan con líquidos calientes deben verificarse a la temperatura de bombeo una vezque las cañerías han adoptado su posición de operación.Los acoplamientos flexibles se usan para compensar ligeros errores de alineación queocurren durante la operación normal de las unidades, pero no para corregir errores demontaje en la alineación de los ejes.


Para el alineamiento del propulsor y la bomba se procede corno sigue:

1. Desconéctense las dos mitades de los acoplamientos retirando los pernos que los une.

2. Se utilizarán cuñas y calzas a colocar debajo de la base en cada uno de los pernos deanclaje para nivelar la bomba y el motor, colocando un nivel de burbuja en ambasdirecciones, apoyándolo sobre el eje o superficie maquinada. En seguida, comprobarque las bridas de succión y descarga estén niveladas a plomo y a la cota requerida. Seapretarán en seguida los pernos de anclaje.

3. Se comprobará el claro entre los medios acoplamientos según lo especificado en losplanos certificados que proporciona el fabricante. Si debe hacerse cualquier ajuste, seaconseja mover el propulsor y no la bomba. Para localizar el centro magnético delmotor, conéctelo sin acoplar, o tómese la mitad del juego axial total del motor.

4. Se hará la comprobación del alineamiento angular y paralelo, según se muestra en lasfiguras. Para verificar el mismo, se apoyará una regla de acero sobre los medios acopla-mientos cada 90° y al mismo tiempo con una sonda se verifica la distancia entre ellos.

Verificar la Tolerancia Permisible del alineamiento angular y de paralelismo de diseño.Ejemplo para Bombas Worthington:

0,13 mm hasta 75 cv0,25 mm arriba de 75 cv

Antes de realizar estas operaciones verifique que la perforación sea concéntrica con laperiferia manteniendo fijo un medio acoplamiento y haciendo girar el otro, controlandocada 90°.

5. Se atornillará la bomba y el propulsor afianzándolas a la base y se volverá a comprobarel alineamiento nuevamente como se indica en punto 4. Cuele una lechada de 20 a 50mm de espesor entre el fondo de la base y la parte superior de la fundación.

El método indicado en el punto 4 es valido cuando la periferia de las mitades del acopla-miento son círculos reales, mismo diámetro y caras planas. Un sistema más exacto estomar los ejes mismos como referencia, con un comparador acoplado a uno de ellos.

Nota importante: Serios problemas pueden originarse si se atornillan los pernos de la bridade succión y de descarga sin que las caras de dichas bridas guarden el debido paralelismo.

Los esfuerzos que ejercen las tuberías son frecuentes causas de desalineamiento y traencomo consecuencia calentamiento de cojinetes, desgaste de acoples y vibraciones.

Se recomienda la mayor atención para que los tubos de la succión y descarga apoyen correcta-mente, de tal forma que no originen esfuerzos o empujes sobre las bridas de la bomba.

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

I – IV – IV Condiciones de Operación

Propulsor

Siga las instrucciones del fabricante del motor de accionamiento, antes de arrancar.

Para las bombas accionadas por motor eléctrico controle las características indicadas en suchapa de identificación y efectúe las conexiones según se indique. Controle el sentido degiro según flecha en el cuerpo de la bomba.

Cebado

Una bomba centrífuga nunca debe ser operada si antes no está llena de liquido, debido aque además de la imposibilidad de que la bomba descargue el liquido cuando opere enseco, es muy probable que se engranen los aros de desgaste ocasionando serios daños. Laúnica excepción a la regla anterior es en el caso en que la bomba esté diseñada para arran-car en seco y provista con anillos de desgaste para lubricación por agua externa.

Si se instala una válvula de pie en el tubo de succión, la bomba puede cebarse abriendo ungrifo de venteo en el punto más alto de la carcaza y admitiendo agua desde alguna fuenteexterior hasta que el tubo de succión y la carcaza de la bomba están completamente llenos.

Téngase cuidado de extraer todo el aire de la tubería de succión y la carcaza de la bomba,ya que cualquier aire remanente atrapado, interfiere con la operación normal del equipo.

Para el cebado de bombas pueden utilizarse eyectores o bombas de vacío de amplia capa-cidad que se conectan en el punto más alto de la carcaza. Los eyectores pueden seroperados con aire, vapor o agua.

Si se utiliza agua, el suministro debe ser a una presión adecuada para asegurar la velocidadnecesaria a través del eyector y garantizar una operación eficiente.


El procedimiento para el cebado es como sigue:

1. Abra la válvula de succión y ciérrese la válvula de descarga y las válvulas de los selloshidráulicos.

2. Póngase a trabajar el eyector para que extraiga el aire contenido en la carcaza de labomba y en la línea de succión. Controle que no penetre aire por las empaquetaduras,ya que ello retarda el cebado.

3. Cuando el tubo de salida del eyector descargue el líquido de manera continua, la bombaestará cebada y entonces podrá arrancarse.

Cuando existe carga positiva de succión en la bomba, el cebado se consigue simplementeabriendo el grifo de venteo en el punto más alto de la carcaza con el objeto de expedir elaire que haya sido atrapado.

Antes de arrancar

Lea las instrucciones antes de arrancar la unidad y asegúrese de controlar los siguientespuntos:

1. Alineación.2. Sentido de giro del propulsor con los medios acoplamientos desconectados.3. La lubricación de los cojinetes según se indique en las especificaciones de Manteni-

miento del fabricante. Las bombas lubricadas por aceite son despachadas de la fábricasin aceite.

4. Para bombas equipadas con caja de empaquetaduras, las tuercas del prensa estopas debenestar flojas.

5. La bomba debe ser llenada con líquido. Si se usa un dispositivo de cebado, éste debeoperarse antes que la bomba arranque.

Arranque y Operación

Se recomienda que las líneas de succión y descarga estén perforadas, roscadas y provistascon válvulas para manómetros, para posibles pruebas de presión en el futuro. Las unidadesnormales poseen agujeros roscados de 1/4" en las bridas de aspiración y descarga.

Antes de arrancar y especialmente en las unidades lubricadas por aceite con el aceite frío ylos cojinetes secos, es importante girar el rotor a mano para proveer lubricación a loscojinetes.No opere la bomba si antes no ha sido cebada y está llena de líquido, ya que se corre elpeligro de dañar algunas de las partes interiores que se lubrican precisamente con el líquidoa bombear.

Arranque el motor de acuerdo con el libro de instrucciones de su fabricante.

Abra lentamente la válvula de descarga tan pronto como la bomba alcance su velocidad deoperación.

Se necesita un vacuómetro conectado a la succión de la bomba y un manómetro a ladescarga e instalados en lugares adecuados para comprobar el comportamiento de la bom-ba.

La bomba puede operar algunos minutos con la válvula cerrada sin sobrecalentamiento odaño. Cuando el período de prueba con la descarga cerrada debe ser mayor, abra losgrifos de purga y/o venteo para circular una cierta cantidad de liquido frío que impida elcalentamiento.

No opere hasta cerciorarse que hay un libre y amplio suministro de liquido y no hay obs-trucciones en la tubería.

En algunas instalaciones, después del primer arranque de operación, la línea de descargaqueda llena de líquido. Este líquido sobre el lado superior de la válvula de retención proveesuficiente carga sobre la bomba a los efectos del arranque. Es posible en estos casos,arrancar con las válvulas de succión y descarga abiertas, después de cebar la bomba.

Cojinetes: Los cojinetes deben ser cuidadosamente vigilados por si presentansobrecalentamiento.

Prensa estopas: El prensa estopas debe examinarse para asegurarse que está bien coloca-do y no roza sobre la camisa del eje, causando cortaduras, sobrecalentamientos y sobre-cargas al motor. Permítase siempre un goteo del prensa estopa, lo cual indicará que haylubricación en la empaquetadura. No permita que trabajen en seco.

Una filtración de aproximadamente 30 gotas/minuto asegura lubricación adecuada de laempaquetadura.

Operación a Baja Capacidad: No opere la bomba por largos períodos a baja capacidad, yaque existe la posibilidad de sobrecalentamiento. Si esto es necesario, instale un «by-pass»permanente de la descarga a la succión, de un tamaño igual a 1/5 del tamaño del tubo dedescarga. Regule este “by-pass» para capacidades de operación extremadamente bajas.Esté preparado para cerrar el «by-pass» manual o automáticamente si existe la posibilidadde una demanda mayor de capacidad.

Tuercas del prensa estopas flojas antes de arrancar la unidad: Con baja presión de succión,el prensa estopas debe estar flojo con la mayor parte de empaquetaduras hasta que labomba esté en operación. Esto permite al líquido fluir libremente a través de la caja de


empaquetadura. No reempaquete debido a una leve quemadura de la empaquetadura al arran-car la unidad, a menos que esto sea absolutamente necesario para reprimir el excesivo goteo enel prensa estopas.

Parada del motor: Normalmente hay una válvula de retención en la línea de descarga cercade la bomba. En estos casos la bomba puede detenerse parando el motor. Las válvulasdeben cerrarse entonces en el siguiente orden: descarga, succión y cualquiera otra conexiónadjunta al sistema de la bomba.

Usualmente las bombas pueden detenerse con la válvula esclusa de la descarga abierta. Enalgunas instalaciones sin embargo, pueden surgir fuertes choques en ambas líneas de labomba cuando se detiene bruscamente el flujo del líquido a alta presión. En dichos casos esbuena práctica cerrar primero la válvula esclusa de la descarga, lo que elimina completa-mente estos choques.

Una bomba drenará parcialmente a través del prensa estopas, si por algún tiempo estádetenida, por lo cual siempre debe cebarse antes de arrancarla.

Si la bomba se usa como emergencia y está cebada, no es necesario cerrar las válvulasesclusa de la succión y descarga. Bajo esta condición, el prensa estopas puede gotear debi-do a la presión mantenida con el eje estacionario. No apriete los prensa estopas salvo queesté dispuesto a aflojarlos en el arranque.

Si se observa una corrosión rápida en partes de la bomba, debe investigarse la posibilidadde corrientes eléctricas vagabundas y corrosión galvánica.

Las bombas centrifugas deben operarse por largos periodos, sin otra atención que observarque todo el tiempo exista un goteo en el prensa estopa, y que los cojinetes estén adecuada-mente lubricados.

Exámen Periódico: Las bombas deben abrirse para su revisión a intervalos de alrededor de12 meses.

Nota importante: Si por alguna razón la bomba está fuera de servicio por largos períodos,el rotor de la bomba debe moverse a mano o arrancarse por lo menos una vez por semana.

LISTA DE CONTROL PARA DIFICULTADES EN OPERACION

SINTOMAS

La bomba no entrega fluido:

Insuficiente capacidad entregada:

Insuficiente presión en la descarga:

La bomba pierde su cebado después dearrancarla:

La bomba absorbe excesiva potencia:

La caja prensa estopa fuga excesivamente:

La empaquetadura tiene corta vida:

La bomba vibra o es ruidosa:

Los cojinetes tienen corta vida:

CAUSA POSIBLE

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

2-3-4-5-6-7-8-9-10-11-14-17-20-22-23-29-30-31

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

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

15-16-17-18-19-20-23-24-26-27-29-33-34-37

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

12-13-24-26-28-32-33-34-35-36-37-38-39-40

2-3-4-9-10-11-21-23-24-25-26-27-28-30-35-36-41-42-43-44-45-46-47

24-26-27-28-35-36-41-42-43-44-45-46-47

CAUSAS POSIBLES DE PROBLEMAS

1. La bomba no está cebada.2. La bomba o tubo de succión no están

completamente llenos de líquido.3. Altura de succión demasiado baja.4. Insuficiente margen entre la presión de

succión y la presión de vapor del líquido.5. Excesiva cantidad de gas o aire en el lí-

quido.6. Bolsón de aire en la línea de succión.

7. Entrada de aire en la línea de succión.

8. Entrada de aire a la bomba a través de lacaja prensa estopa.

9. Válvula de pié demasiado pequeña.10. Válvula de pié parcialmente obstruida.11. La entrada del tubo de succión insuficiente-

mente sumergida.12. Tubería de sellado obstruida.13. El anillo de sello localizado incorrectamente

en la caja prensa estopa, impidiendo quepenetre el agua de sellado.


14. La velocidad de la bomba es demasiado baja15. La velocidad de la bomba es demasiado alta.16. Sentido de rotación invertido.17. La carga total del sistema, superior a la de

diseño de la bomba.18. La carga total del sistema, inferior de diseño

de la bomba.19. Densidad del líquido diferente a la de diseño.20. Viscosidad del líquido distinta de la de diseño

de la bomba.21. Operación a muy baja capacidad.22. Operación de la bomba en paralelo. Bomba

inadecuada para esta operación.23. Materia extraña en el impulsor.24. Bomba desalineada.25. Fundación no rígida.26. Eje torcido.27. Partes rotativas rozando sobre partes esta-

cionarias.28. Cojinetes gastados.29. Anillos de desgastes gastados.30. Impulsor dañado.31. Junta de la carcaza defectuosa que permite

fugas internas.32. Eje o camisa de eje desgastados o rayados

en la zona de las empaquetaduras.33. Empaquetadura instalada incorrectamente.34. Incorrecto tipo de empaquetadura para las

condiciones de operación.35. Eje marchando excéntricamente debido a des-

gastes de cojinetes o desalineamiento.36. El rotor desequilibrado resultando en vibra-

ción.37. Prensa estopas demasiado apretado no per-

mitiendo la circulación del fluido que lubricala empaquetadura.

38. Falta de agua o líquido de enfriamiento a lascajas de empaquetaduras refrigeradas.

39. Juego excesivo en el fondo de la caja prensaestopas entre el eje y la carcaza, causandoque la empaquetadura sea forzada en el inte-rior de la bomba.

40. Suciedad o arena en el líquido de sello,causando rayaduras en el eje o camisadel eje.

41. Excesivo empuje causado por un de-fecto mecánico en el interior de labomba o por defecto del dispositivode balanceo hidráulico, si existe.

42. Excesiva cantidad de grasa o aceite enla caja de cojinetes a bolilla o falta deenfriamiento, ocasionando una tempe-ratura excesiva al cojinete.

43. Falta de lubricación.44. Instalación inadecuada de los cojinetes

a bolilla (daños durante el montaje, in-correcto montaje de cojinetes sobre-puestos, cojinetes desiguales en pare-ja, etc.)

45. Entrada de suciedad a los cojinetes.46. Herrumbre en los cojinetes debido a la

entrada de agua en el alojamiento.47. Enfriamiento excesivo de los cojinetes

refrigerados por agua ocasionando con-densación en la caja de cojinetes por lahumedad de la atmósfera.

I - V BOMBAS ROTATORIAS

En sus múltiples formas estos mecanismos se diferencian de las bombas centrífugas en que sonde desplazamiento positivo y en que tienen huelgos reducidos, no solamente entre sus órganosmóviles, sino también entre el conjunto interior y la carcaza que le rodea.Las bombas rotatorias carecen de válvulas y, si no existen pérdidas, pueden dar un caudal casiconstante a presiones comprendidas entre amplios límites.

Por ejemplo, las bombas tipo tornillo, de desplazamiento positivo, fabricadas por Borneman,IMO etc. se componen de un cuerpo y dos o tres tornillos internos conformados de tal maneraque «empujan» el fluido que reciben hacia la salida de la geometría de la helicoide.Por su sencillez mecánica, son relativamente livianas y económicas, en la medida que operen conlíquidos lubricantes.

El mantenimiento de estos equipos es muy simple y económico si las bombas operan en lascondiciones correspondientes a su diseño y se debe considerar de fundamental importancia elalineamiento perfecto con el motor que la impulsa. No es posible cambiar el caudal de trabajo dela bomba si no se cambia la velocidad de rotación que tiene limitaciones de máximo y mínimo.Nunca puede quedarse sin lubricación porque en pocos minutos, se destruirá el conjunto mecá-nico de bombeo.

Las capacidades de trabajo se obtienen de los datos suministrados por el fabricante y es grandela oferta en lo referido a volúmenes, no así a presiones donde por lo general, están diseñadaspara bajas presiones y son muy bien aplicadas en plantas donde se manejan petróleos «limpios»,para transferencias internas o bombeos donde las líneas operan con muy baja presión. Lossólidos como arena son altamente perjudiciales para la duración del equipo. Son especialmenteaplicables a fluidos muy viscosos.


I - VI RUTINAS DE MANTENIMIENTO DE BOMBAS DE IMPULSO

Como para la ejecución de los trabajos de mantenimiento se realizarán trabajos sobre lasbombas y en áreas cercanas a las mismas, es conveniente tener en cuenta algunas recomen-daciones que tienen que ver con la seguridad de las personas, tales como:

· Las bombas deberán estar ubicadas en áreas bien ventiladas lo más lejos posible decalentadores, separadores y tanques de almacenaje, para evitar la acumulación de vaporesexplosivos cerca de los motores que impulsarán dichas bombas.

· Deben contar con resguardos alrededor de las correas y poleas, que estarán coloca-dos siempre que las mismas estén en movimiento. Si se los retira por alguna operación,deben ser colocados antes de poner nuevamente en movimiento la bomba.

· También es importante que las bombas equipadas con pistones de cerámica poseanuna malla protectora alrededor de los mismos, para proteger a las personas de las astillasen caso de rotura de los pistones.

· Cuando se trabaja en una bomba de desplazamiento positivo se debe asegurar que lasválvulas de succión e impulsión estén cerradas y que se han liberado todas las presiones delfluido antes de retirar válvulas y/o pistones drenando convenientemente con los bulonesflojos antes de retirar la tapa.

· Cuando se opera sobre un amortiguador de pulsaciones, nunca se deberá reemplazarla vejiga sin antes haber anulado la presión de línea y la presión de precarga de nitrógeno.Tampoco deberá efectuarse la precarga de la misma sin antes haberla ensamblado en sucarcaza.· Todos los mantenimientos y reparaciones se deberán realizar conforme a las normas indi-cadas o recomendadas por el fabricante, por lo que quien presta el servicio deberá ajustarse alo especificado en los catálogos de fábrica y a las directivas de la supervisión, cumpliendo lasnormas y procedimientos de seguridad de la empresa.

· Prestar especial atención a la limpieza posterior a la intervención de las instalaciones y asus adyacencias, no debiéndose admitir derrames de aceite, petróleo, grasa o cualquier otrofluido bombeado. No debiendo además, quedar en la locación residuo alguno proveniente delas actividades de mantenimiento.

Algunas de las tareas a realizar en las bombas de impulsión, que se detallan en las solicitacionesde servicio de mantenimiento requeridos por las áreas son:

· Al terminar los trabajos poner en funcionamiento el conjunto y regular la velocidad debombeo de acuerdo al programa.

· Reemplazar la bomba, cuerpo mecánico, cuerpo hidráulico o algunos de los componen-tes que la conforman.

· Controlar en el cuerpo mecánico el estado de la caja reductora por juegos anormalesen el tren de engranajes, cojinetes de biela, deslizadores de crucetas, pernos de bielas,rodamientos de cigüeñal, eje intermedio, retén eje de entrada, contravástagos,empaquetadura de contravástagos, efectuando los recambios necesarios de aquellos ele-mentos deteriorados. Las cajas reductoras o el sistema de transmisión se lubrican en bañode aceite por cuchareo y en pocos casos, por intermedio de una bomba, con aceite SAE50. (debe respetarse la recomendación del fabricante) y es de suma importancia controlarel nivel que en muchos casos se ve en un visor de vidrio. Normalmente sobre el vástago delpistón se encuentra una goma escurridora que debe reemplazarse cuando se gasta, porquesirve para evitar que el aceite de la caja reductora se contamine con el fluido que operan lasbombas, ya que es arrastrado en forma de película.

· Cambiar y adaptar conos y poleas en el eje veloz.

· Cambiar espárragos en tapas de inspección, fabricación y adaptación de tapas deinspección.

· Controlar en el cuerpo hidráulico la presencia de pérdidas de fluido bombeado, salvoen caso de fisuras en que se cambiará el cuerpo. Verificar, cambiando de ser necesario, porrotura, desgaste o cambio de medida en camisas, pistones, vástagos, empaquetaduras devástagos, juntas de tapas de cilindros, limpieza de orificios testigos.

· Cambiar por roturas o desgaste asientos de válvulas, válvulas e insertos, tapas deválvulas y juntas, se extraerán y cambiarán todos aquellos bulones o espárragos cortados ocon roscas dañadas.· Adaptar los trineos en función de los motores de accionamiento disponibles, colocandode ser necesario, tensores para el desplazamiento y centrado del motor.

· Desmontar, reparar y montar guardacorreas y protectores de ejes intermedios de sernecesario.

· Si se cambiaran correas, alinear motor y/o eje intermedio, efectuando el cambio porjuegos, de los que se encuentran defectuosas, prevaleciendo la utilización de correas en bandapara la reposición.

· Revisar y controlar el correcto funcionamiento de las válvulas de seguridad y amortigua-dores de impulsión. Reparar o cambiar si es necesario.

· Limpiar el filtro de aspiración de bombas.


Si se presentasen dudas en cuanto al funcionamiento correcto del amortiguador (golpeteo de labomba, vibración excesiva, etc.) proceder a su control de la siguiente manera:

1. Permitir la salida de aire o gas atrapado entre la vejiga y la carcaza abriendo la válvulade purga correspondiente.

2. Con la bomba detenida y una vez liberada la presión del sistema, comprobar la pre-sión de precarga del nitrógeno y si fuera necesario se deberá reponer gas siguiendo lasinstrucciones de precarga correspondiente al modelo de que se trate.

3. Si el problema de golpeteo o vibraciones persistiera se deberá descargar el nitrógenode la membrana, y en caso de no salir gas al abrir las válvulas correspondientes, significaráque la vejiga está rota o tiene fugas y será necesario reemplazarla.

En una bomba centrífuga, el sello del eje principal suele ser el principal problema quepresenta el mantenimiento de este tipo de bomba. Si bien existen diferentes diseños, engeneral es recomendable practicar el ajuste de las empaquetaduras en forma pareja y suavehasta que desaparezca la pérdida y no más ajustado, evitando el reemplazo prematuro delos elementos del sello.

Es muy importante mantener una alineación perfecta entre el motor y la bomba, contar conun buen diseño de la hidráulica y con una buena carga en la succión, ya que en caso contra-rio las vibraciones acortarán la vida de la bomba y sus componentes.

En todos los casos el arranque de la bomba debe efectuarse liberada de cargas en la salidapara lo que es conveniente disponer de una válvula de recirculación conectada a la succióno al tanque. Luego que la bomba llega al régimen de vueltas de operación, se cierra lenta-mente la válvula de recirculación.

MÓDULO III - CAPITULO II - COMPRESIÓN DE GASES

II - I PROPIEDADES DE LOS GASES 3

II - I - I Consideraciones generales 3

II - I - II Ley de Boyle - Mariotte 8

II - I - III Ley de Charles 9

II - I - IV Ley de Dalton 9

II - I - V Ecuación de estado 10

II - I - VI Gases reales 12

II - I - VII Sistemas de compresión 15

II - II COMPRESORES - DIFERENTES TIPOS 19

II - II - I Compresores alternativos 20

II - II - II Instalación típica de compresores alternativos 30

II - II - III Compresores rotativos de desplazamiento positivo 33

II - II - IV Compresores centrífugos o máquinas soplantes 37

II - II - V Compresores axiales 38

II - II - VI Gráficos y tablas útiles 39

II - II - VII Definiciones utilizadas 46

II - III ARRANQUE DE COMPRESORES 49

II - III - I Responsabilidades del operador 50

II - III - II Paradas 52

II - IV RECOMENDACIONES DE FABRICANTES

DE COMPRESORES 56

MÓD. III - CAP. II: Pag. 2

MÓDULO III - CAPÍTULO II - COMPRESION DE GASES

II - I PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS GASES

II - I - I Consideraciones generales

La parte de la Física que estudia el comportamiento y las propiedades generales de los gases enreposo, su equilibrio y sus aplicaciones, se denomina Neumostática.

Las moléculas de los gases están animadas de gran movilidad, y debido a esta energía es quetienen la propiedad de ocupar todo el volumen del recipiente que las contenga. De ahí que undeterminado gas no tenga forma propia, (como los sólidos), volumen propio, (como los líquidos)y tampoco densidad constante, ya que ésta varía de acuerdo con el espacio que ocupan.

Por estas razones se denomina gases a todos aquellos cuerpos que, como el aire, oxigeno,nitrógeno, etc., se hallan en estado aeriforme en condiciones normales de presión y temperatura,que para el aire son 1 atm y 0ºC.

Además se puede señalar otras características, tales como que son pesados, algunos más que elaire, otros menos (respecto al peso, los gases se comparan con el aire, del mismo modo que loslíquidos con el agua).

A los efectos de realizar comparaciones de un gas con el aire, algunas propiedades de ésteúltimo son:

Sp gr (gravedad específica) a 60 °F y 14,7 psi es igual a 1.Peso específico (comunmente llamado densidad) en las condiciones estándar = 0,0764 lb/cu ft.Peso molecular = 28,96.Viscosidad a 14,7 psi y 60 °F = 0,018 cp

Por ejemplo, el aire tiene una densidad de 0,0764 lb/cu ft a 60 °F y 14,7 psia y ejerce ungradiente de presión de 0,00053 psi/ft.

En ocasiones es frecuente utilizar aire en operaciones de compresión y operación de pozos,fundamentalmente durante operaciones en pozos de gas. El peligro que esto implica es que unamezcla de gas y aire, en porcentajes determinados y bajo particulares condiciones de tempera-tura y presión, es explosiva.Una explosión de este tipo es posible sólo cuando cierto porcentaje de gas está mezclado con elaire. Explosiones muy peligrosas y destructivas pueden darse cuando gases como el CH4, gasnatural, vapor de gasolina o H2S se mezclan con el aire.


Para estos diferentes gases, la temperatura de ignición es la siguiente:gas natural 981 °F El límite es entre 4,8 y 13,4 % de gas en aire.vapor de gasolinas 495 °F 1,3 y 6 %metano 999 °F 5,3 y 14 %H2S 500 °F 4,3 y 46 %Para el gas natural se considera conformado por 80% de C1; 10% de C2 y 10 % de C3 envolumen. Los valores anteriores de temperatura de ignición están basadas en estadísticas de laNational Fire Protection Association.

En la industria son utilizadas distintas unidades para la magnitud temperatura. A los efectos derecordar la relación entre los distintos sistemas, se adjunta un ábaco donde se visualiza la rela-ción entre grados Fahrenheit, Rankine, Kelvin y Centígrados.

APLICACION DEL PRINCIPIODE PASCAL A LOS GASES

Las ecuaciones siguientes se utilizan para la conversión de grados centígrados y Fahrenheit.

°F = 9/5 (°C) + 32 °C = 5/9 (°F - 32)

Otro parámetro de importancia que se utiliza frecuentemente en la operación con gases y/oaire es la PRESIÓN. Recordemos que la presión atmosférica debe sumarse a la presiónmanométrica a los efectos de obtener la presión absoluta. También se puede considerar ungradiente respecto a una columna de aire o gas en función de la altura de la columna.El efecto de la presión sobre los gases es notable ya que sabemos que éstos son muy suscep-tibles de ser comprimidos a la vez que se expanden también muy fácilmente, por lo que un gases un fluido homogéneo que tiene una capacidad particular para llenar completamente unrecipiente. Esto es fácil visualizarlo si consideramos por ejemplo que un kilogramo de unlíquido encerrado en un tambor de 200 litros, ocupará un pequeño espacio dentro del mis-mo, mientras que un kilogramo de un gas encerrado en el mismo tambor de 200 litros ocupa-rá todo el espacio disponible, llenándolo completamente.De hecho, la principal característica que diferencia a los gases de los líquidos es que estosúltimos son practicamente incompresibles, mientras que los gases son altamente compresibleshasta el punto de licuación. El estado físico de todos los fluidos, líquidos o gaseosos, esgobernado por la presión y la temperatura actuando sobre su volumen. En el caso de losgases se comportan como gases ideales abajas presiones, bajas densidades o altastemperaturas.

Existen diversas leyes básicas que definen elcomportamiento de los gases bajo diferen-tes condiciones de presión, temperatura y vo-lumen. Algunos conceptos básicos serán re-pasados a continuación:

Las características de elasticidad de los ga-ses produce que las presiones que se ejer-cen en cualquier punto de una masa gaseosase transmitan con igual intensidad a toda ella,lo que constituye el Principio de Pascalaplicado a los gases, en un todo análogo alque se enunciara para los líquidos. Este prin-cipio puede ser verificado analizando la si-guiente figura:


Se trata de un balón de vidrio conectado con una serie de tubos en U conteniendo agua ymercurio. El tubo central A, lleva en su interior un pistón P.El líquido que se halla en los tubos se encuentra a un mismo nivel en todos, soportando la presiónque ejerce un gas contenido en el balón R.Tan pronto como se accione el pistón P hacia abajo, el gas se comprime y la presión se transmiteinmediatamente a todos los puntos de la masa gaseosa, notándose cómo el líquido asciende porigual en la rama exterior de todos los tubos en U.

También en los gases tiene aplicación el teorema fundamental de la hidrostática, enunciando que:

la diferencia de presiones entre dos puntos de una masa gaseosa en equilibrio es directa-mente proporcional a la diferencia de niveles existentes entre ambos puntos.

Considerando como nivel de referencia a la superficie de la tierra, la presión a una determinadaaltura se calculará como el producto del peso específico del gas considerado, por la altura.

La atmósfera constituye la masa gaseosa que rodea a la Tierra. Representa algo menos de lamillonésima parte de la masa del planeta. Se admite que esta capa gaseosa ejerce sobre todoslos puntos del globo una presión a la cual se conoce como presión atmosférica.

La presión atmosférica es la presión ejercida por la capa de aire que rodea la tierra, bajola acción de la gravedad.

Esta presión no es constante; varía según la latitud, altitud y condiciones del momento. Repre-senta el peso (la fuerza) de una columna de aire que tenga por base una unidad de superficie ypor altura, una columna igual al espesor de la atmósfera situada por encima del punto considera-do.

Se define la presión atmosférica normal como la que se ejerce al nivel del mar y es iguala la presión ejercida por una columna de mercurio de 0,760 metros de altura.Recordando la expresión de la presión hidrostática, se tiene que:

Patm

= H * g /10 = 0,76 metros * 13,6 kg/l * 1/10 = 1,033 kg/cm2

A diferencia de lo que ocurre dentro de los líquidos, la variación de la presión dentro de losgases no sigue las reglas de la presión hidrostática. Las variaciones de la presión atmosférica noes regular, es decir que los cambios no son proporcionales únicamente a las diferencias dealtitud.

La compresibilidad de los gases explica este fenómeno: el aire a altitud cero (nivel del mar)comprimido por el peso de las capas superiores, posee un peso volumétrico superior al del airesituado en la cima de una montaña, por lo que para una misma altura de aire, será mayor lapresión al nivel del mar que en mayor altura.

La mayoría de los aparatos de medición de presión usan la presión atmosférica como referenciay miden la diferencia entre la presión real y la atmosférica, llamada presión manométrica.

Presión relativa es una presión superior a la presión atmosférica y se mide a partir de dichapresión, considerando como el cero a la presión atmosférica.

Vacío es una presión inferior a la presión atmosférica, midiéndose a partir de esta.

Presión absoluta es la presión total, real en un punto, por lo que su valor es la manométrica másla atmosférica. Su origen es el cero absoluto, por lo que es independiente del lugar y de lascondiciones atmosféricas.

La unidad legal de medida de la presión es el PASCAL, que se define como una presión unifor-me que actuando sobre una superficie plana de 1 metro cuadrado, ejerce perpendicularmente ala superficie una fuerza de 1 Newton.

1 Pascal = 1 Newton/metro cuadrado

El Pascal es, para la industria, una unidad de medida muy pequeña. Algunas de sus equivalenciasson las siguientes:

1 bar = 1.000 milibar = 100.000 Pascales1 bar aproximadamente igual a 1 Kg/cm2

Las unidades de presión que se utilizan pueden ser: la atmósfera, el milímetro de columna demercurio, el kilogramo por centímetro cuadrado, la libra por pulgada cuadrada, etc. según elsistema de unidades que se esté utilizando.

La presión de una atmósfera (1 atm) es equivalente a la ejercida por una columna de mercu-rio de 760 mm de altura, a 0°C, sometida a la gravedad normal (g = 9,80665 m/s2). La densidaddel mercurio a esta temperatura es de 13.595,5 Kg/m3, por lo que:

1 atm = (13.595,5 kg/m3) (9,80665 m/s2) (0.76 m) =

1 atm = 101.300 Newton/m2 = 101.300 Pascal

1 atm = 101.300 Pa / 9,80 / 10 = 1,033 Kg / cm2

Las lecturas del barómetro a veces se expresan en torr que es la presión ejercida por una colum-na de mercurio de 1 mm de altura, una lectura muy pequeña a veces usada en laboratorio.


II - I - II Ley de Boyle - Mariotte

Una de las características más notables de los gases la constituye la gran compresibilidad quepresentan, difiriendo notablemente de los líquidos. Una misma masa de gas, sometida a diferen-tes presiones, ocupa volúmenes diferentes.

La ley de variación de los volúmenes respecto a la variación de las presiones, se enuncia así:si se mantiene la temperatura constante, los volúmenes de una misma masa gaseosa soninversamente proporcionales a las presiones que soporta. Es decir que, dado un peso deter-minado de gas, si el volumen del mismo es el doble, la presión absoluta será la mitad, si elvolumen es cuatriplicado, la presión absoluta bajará a la cuarta parte de la original, etc.

El hecho que la temperatura permanezca constante permite definir a esta clase de manifes-tación como transformación isotérmica.

Llamando p1, p2, p3 a las presiones absolutas correspondientes a los volúmenes V1, V2V3 respectivamente, de una misma masa gaseosa, se debe verificar que:

p1 * V1 = p2 * V2 = p3 * V3 = cte

otra manera de expresarlo es:

p1 / p2 = V2 / V1

La representación de esta ley enun esquema de compresión, sevisualiza en la siguiente figuradonde se puede observar un sis-tema de pistón y camisa quecontiene en su interior un deter-minado gas ideal. Si se lo so-mete a diferentes presiones, elvolumen del gas disminuye pro-porcionalmente con el aumentode la presión o aumenta (tambienen forma proporcional) con ladisminución de la presión.

Un gas que se ajusta estrictamente a lo que establece la Ley de Boyle y Mariotte sería denomi-nado un gas perfecto o ideal (se lo suele considerar al hidrógeno como el más perfecto de losgases).

II - I - III Ley de Charles

Cuando un determinado peso de un gas perfecto recibe o cede energía mientras se mantie-ne a volumen constante, las presiones absolutas son directamente proporcionales a lastemperaturas absolutas, esto es por ejemplo, si la temperatura absoluta de un peso dado degas es aumentada al doble, la presión absoluta tambien aumenta el doble del valor original; si latemperatura es triplicada, la presión tambien se triplica, etc.

p / T = Cte., o sea: p1/T1 = p2/T2 = p3/T3 =......... = pn/Tn

La curva que une los estados que tienen el mismo volumen específico se llama isocora. En un gasperfecto, las isócoras son líneas rectas verticales sobre el plano pV.

Otra parte de la ley de Charles dice que cuando un peso determinado de un gas perfectoabsorbe o cede energía mientras se mantiene a presión constante, los volúmenes son direc-tamente proporcionales a las temperaturas absolutas, es decir que se verifica que:

V / T = Cte., o sea: V1 / T1 = V2 / T2 = V3 / T3 = ....... = Vn / Tn

La curva que une los puntos que tienen la misma presión se denominan isobara. En un gasperfecto estas curvas son líneas rectas horizontales situadas en el plano pV.

II - I - IV Ley de Dalton

La presión total ejercida por una mezcla gaseosa es igual a la suma de las presiones par-ciales de cada uno de los componentes presentes en la mezcla. Es la presión que ejercería esegas si el componente ocuparía el mismo volumen que la mezcla y a la misma temperatura.

Esta ley se puede expresar como: Pt = p1 + p2 + p3 + .... + pn

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


ECUACION DE ESTADO

II - I - V Ecuación de estado

En la Figura que se adjunta (Ecuacionde estado) se hallan representadas lasleyes de Boyle y de Charles. Si se eli-gen en forma arbitraria los puntos 1 y 2y se hace pasar una hipérbola equiláterapor el punto 1 y una recta vertical porel punto 2, ambas se cortan en el punto3.

Según la ley de Boyle, será:

p1 V1 = p3 V3

Dividiendo por T1 ambosmiembros será: p1 V1 / T1 = p3 V3 / T1

pero como T1 = T3

p1 V1 / T1 = p3 V3 / T3

Como los puntos 1, 2 y 3 hansido tomados arbitrariamente, se pue-de demostrar que para un gas perfectola relación pV/T es igual a constante .

pV / T = R , siendo R = constante particular del gas

Si en lugar de usar el peso de un gas, se utiliza el número de moles, “n”, la ecuación será:

pV/T = nR, o en la forma más conocida:

pV = n RT, donde:

• p = presión en kg/cm2 (abs)• V = volumen de “n” moles, en m3

• n = número de moles• T = temperatura absoluta, expresada en ºC• R = constante universal, en kgm por mol y por ºC abs.

Esta ecuación es conocida como ley de los gases ideales o ecuación de estado del gas ideal.Los experimentos revelan que, a densidades suficientemente bajas, todos los gases reales tien-den al comportamiento del gas ideal.La constante R tiene el mismo valor para todos los gases y se llama constante universal de losgases.

En la Tabla siguiente se pueden observar algunas propiedades de diferentes gases.


II - I - VI Gases reales

La ecuación anterior es aplicable solamente a gases perfectos. En la realidad no existengases perfectos; sin embargo, muchos gases cerca de la temperatura y presión atmosféricasse aproximan al comportamiento ideal.

El gas perfecto o ideal puede definirse como el gas cuyo volumen se reduce a la mitadcuando la presión aumenta al doble; y cuya presión aumenta al doble si, manteniendo suvolumen constante, se aumenta al doble su temperatura absoluta. Estos no son más queenunciados específicos de las leyes de Boyle y Charles.

En muchos gases, en particular los gases naturales de interés para los ingenieros depetróleos, se ha observado que si el volumen del gas se comprime a la mitad de suvolumen original, la presión resultante será menor de dos veces la presión inicial; esdecir, el gas real es más compresible que el gas perfecto.

La explicación de este comportamiento se basa en que las moléculas de los gases realespresentan dos tendencias: 1) se apartan entre sí por su constante movimiento cinético, y 2)se atraen por fuerzas eléctricas existentes entre las moléculas.

A presiones bajas, las moléculas están distantes, las fuerzas atractivas son insignificantes yel gas se comporta como ideal. A temperaturas altas, el movimiento cinético es intenso,haciendo las fuerzas atractivas insignificantes y, como en el caso anterior, el gas se compor-ta como ideal.

Debido a que el volumen de un gas se reduce a menos de su mitad si se dobla la presión, sedice que el gas es supercompresible.

Al valor numérico, que representa una medida de la desviación del comportamiento idealdel gas, se denomina factor de compresibilidad y su símbolo es z. Este factor adimensionalvaría por lo general entre 0,70 y 1,20. Un valor igual a la unidad (1,00) representaría uncomportamiento ideal.

A presiones muy altas, por encima de 5000 PSIa, los gases naturales pasan de un estadosupercompresible a uno en que la compresión es más difícil que si se tratara de gasesperfectos.

La explicación de este fenómeno estriba en que, además de las fuerzas mencionadas ante-riormente, cuando el gas se comprime excesivamente, el volumen ocupado por las molécu-las mismas forma parte apreciable del volumen total. Ya que en realidad el que se comprimees el espacio entre las moléculas, y éste es reducido cada vez más, resulta, por tanto, másdifícil comprimir el gas.

Además, como las moléculas se acercan, se forman fuerzas repulsivas entre ellas. Estecomportamiento es indicado con un factor de desviación del gas mayor de la unidad.

El factor de desviación del gas se define como la razón del volumen realmente ocupado porun gas a determinadas presión y temperatura , al volumen que ocuparía si fuese perfecto, esdecir:

z = Vr/ViVr = Vol. real de n moles de gas a T y pVi = Vol. ideal de n moles a las mismas T y p

Las teorías anteriores explican cualitativamente el comportamiento de gases no ideales oreales. Aplicando esta relación en la ecuación de Boyle-Mariotte y en la ecuación de estadode gases perfectos, se obtiene:

pVr = znRTp1V1 / z1T1 = p2V2 / z2T2

donde:

Vr = volumen real o verdadero del gasz1 = factor de desviación del gas a p1 y T1z2 = factor de desviación del gas a p2 y T2

El factor de desviación del gas debe determinarse para cada gas y para cada mezcla de gases alas condiciones de presión y temperaturas dadas, ya que varía: a) para cada gas o mezcla degases, b) para cada temperatura y presión del gas o mezcla de gases.

Si se omite el factor de desviación del gas en cálculos de yacimientos, se puede introducirerrores hasta del 30 por ciento.

La Figura siguiente (Factor de compresibilidad) muestra los factores de desviación parados gases de pesos específicos 0.90 y 0,665, respectivamente.

Las curvas muestran que los factores de desviación del gas descienden de un valor unitarioa presiones bajas, a un mínimo cerca de 2500 PSIa. Aumentan de nuevo a la unidad cercade 5000 PSIa y luego, a presiones mayores, aumentan por encima de la unidad.

El factor de desviación del gas natural se mide generalmente en el laboratorio en muestrasobtenidas en la superficie.

Se determina midiendo el volumen de una muestra de gas a determinadas condiciones depresión y temperatura, y luego midiendo el volumen de la misma cantidad de gas a presiónatmosférica y a una temperatura suficientemente alta como para que todo el material per-manezca en estado gaseoso.


FACTOR DE COMPRESIBILIDAD - z -

II – I – VII Sistemas de Compresión

En la industria del gas y en el transporte del mismo aparecefrecuentemente la necesidad de comprimir el gas. En todoslos casos se debe elegir el medio más adecuado, eficiente,confiable y económico, fundamentalmente en lo que res-pecto a la obtención de la energía ya que la misma es de unimpacto complejo y costoso. Por lo tanto siempre es con-veniente estudiar detenidamente los criterios a aplicar en laselección de las máquinas a instalar en estaciones de com-presión de gas natural. Los compresores de gas se usannormalmente para el manejo de gas natural y cumplen lamisma función que las bombas de impulsión en el manejo ytransporte de los líquidos.

Existen dos grandes grupos distintos de equipos:

1) MotocompresoresUn motocompresor es un equipo integrado por un motoralternativo de combustión interna, de aspiración natural osobrealimentado y operando generalmente con gas natural como combustible y de un compresorreciprocante, integrado al motor o acoplado al mismo.Estas unidades son de buena eficiencia térmica y tienen una aceptable flexibilidad en lo referentea relación de compresión y capacidad de carga. Los cilindros son fabricados en diversos tama-ños y rangos de presión para satisfacer las mayores condiciones de operación.Los motocompresores pueden tener en la misma estructura la parte motriz y la parte compresora,vinculadas por un único cigüeñal, denominándose en este caso «integrales». Con un rango depotencia de estas máquinas de entre 2.000 y 14.000 HP y velocidades de rotación entre 300 y500 rpm se consiguen interesantes aumentos en la eficiencia, en razón del bajo régimen rotacional.Tienen la desventaja de ser elementos de gran volúmen y de elevado peso.Otro diseño es el de los motocompresores «separables», en el cual el motor y el compresor sonelementos separados unidos por un acoplamiento o un variador de velocidad. Normalmentemontados en un único patín, son de relativamente poco peso, fácilmente transportable y demontaje más sencillo. Las potencias disponibles son de hasta 2.500 HP y su régimen de rotaciónes del orden de 800 a 1200 rpm. Generalmente se los usa en plantas de proceso o sistemas decaptación y no en estaciones de recompresoras.

2) TurbocompresoresEs un equipo compuesto básicamente por un compresor de aire (generalmente axial), una cáma-ra de combustión, una turbina generadora de gases y una turbina de potencia, las cuales transfor-man el empuje de los gases en fuerza motriz al eje que accionará el compresor de aire de laturbina y al compresor de gas que se acopla a la turbina. Además cuenta con elementos auxilia-res para la lubricación, regulación de velocidad, alimentación de combustible, puesta en marcha,etc. Como consecuencia de que el régimen rotacional de las turbinas es generalmente superior a


las 5000 rpm el compresor de gas a acoplar deberá ser del tipo centrífugo.El conjunto resultante conforma un equipo liviano, transportable y de volumen reducido, siendola instalación sencilla ya que generalmente estos equipos se entregan paquetizados. Los equiposturbocompresores comprenden el uso de turbinas de diversos diseños, tales como las de ciclosimple, de ciclo regenerativo, las derivadas de aviación y las de ciclo combinado.

Los compresores que se utilizan en las operaciones de yacimientos de gas varían en tamaño,desde unidades pequeñas utilizadas para sistemas de control por aire hasta unidades grandes(10,000 HP) de alta presión (5000 psi) para inyectar gas en el reservorio.

Inicialmente significan una importante inversión, y los costos operativos son altos, por lo queresulta fundamental mantener una adecuada operación y un cuidadoso mantenimiento de loscompresores a fin de proteger la alta inversión inicial y de mantener los costos operativos almínimo. Al efectuar el estudio integral de un sistema de transporte de gas natural por medio deun gasoducto y estaciones de compresión, del mismo surgirán las condiciones de presión ytemperatura en que deberá estar el espectro de funcionamiento de los equipos de compresión.Se deberá realizar la selección de máquinas de manera de asegurar un trabajo contínuo bajocualquier condición del gasoducto, es decir entre las máximas y mínimas presiones, diferentestemperaturas y caudales, etc.En general para bajas relaciones de compresión es técnicamente más conveniente una turbinacon compresor centrífugo y contrariamente, para altas relaciones de compresión unmotocompresor integral alternativo es más conveniente. La variación del caudal está dado, enlos compresores alternativos, por la variación del espacio nocivo y en los centrífugos, por lasdistintas velocidades de rotación (en ambos casos considerando una presión de succión y des-carga constante).En una estación compresora equipada con motocompresores, el costo de instalación es superiora una planta de potencia similar con turbocompresores, debido a que las obras industriales sonmás complejas por los servicios auxiliares, enfriamiento, amortiguación de pulsos del gas com-primidos, etc. Al ser los motocompresores elementos de gran volumen y peso, provocan mayo-res tensiones y esfuerzos, lo que implica fundaciones más voluminosas y complejas y de mayorcosto. Respecto al mantenimiento, requieren personal menos especializado que si se tratara deturbinas, que son máquinas más sofisticadas, de alta tecnología y con elementos de control ycomando más complicados.Un aspecto importante en los motocompresores es el consumo de aceite, que llega a ser muyalto debido fundamentalmente a que en los motocompresores alternativos reciprocantes, ade-más de un mayor número de piezas en movimiento que en las turbinas, se consume una aprecia-ble cantidad de aceite en la lubricación de los cilindros al quemarse en las paredes de los mis-mos. Además, al ser el aceite elemento refrigerante de partes internas del motor que llegan aaltas temperaturas, se produce una degradación del mismo por lo que se debe reemplazar concierta frecuencia.

Un compresor es un equipo mecánico que incrementa la presión de gas. La compresión tambiéncalienta el gas con “calor de compresión” y en general se requiere enfriarlo cuando existe un

considerable incremento de la presión.

Debido a las limitaciones mecánicas, a la compresibilidad del gas y a la eficiencia volumétricaresultante de los compresores, existe una limitación práctica en lo que hace al incremento depresión que se puede ejercer durante cada “etapa” de compresión. Por lo tanto, se necesitarándos o más etapas de compresión y enfriado intermedio de gas, para un incremento sustancial enla presión de gas.

Muchas veces hay vapor de agua e hidrocarburos más pesados en el gas comprimido, que secondensan como líquidos durante la compresión y el enfriado. Se deben retirar estos líquidospara evitar daños en los equipos durante las posteriores etapas de compresión.

Los enfriadores de gas y los separadores de succión e interetapas, algunas veces se asocian a loscompresores.

Otros equipos auxiliares de los compresores son los sistemas de enfriado por agua, enfriadoresde aceites, bombas de aceite, reguladores de gas de combustible y válvulas, indicadores depresión, cañerías, indicadores de control, alarmas, sistemas de cierre, etc.

Casi con exclusividad, el compresor, el motor y todos los equipos auxiliares se arman y semontan sobre patines de acero. Esto permite que gran parte de la instalación del compresor serealice en fábrica bajo controladas condiciones, y en general da como resultado una mejor faci-lidad de operación y menores costos de instalación que en el caso de unidades armadas en elyacimiento.

Los compresores se utilizan en los sistemas de producción de gas por gas lift, elevación depresión para transporte y tratamiento. En algunos casos para la recuperación de vapor de lostanques de reserva de petróleo crudo

Algunos compresores se usan para comprimir y conservar las corrientes de “reciclaje” dentro delos procesos de planta y para comprimir los refrigerantes como el propano o el freón allí dondela refrigeración constituye una parte importante del proceso de recuperación de la planta.

La principal utilidad de los compresores de planta es la de incrementar la presión de gas separa-do del petróleo a un nivel que sea lo suficientemente alto para el procesamiento y venta. Loscompresores de planta también se utilizan a veces para la inyección de gas y operaciones dereinyección a los reservorios.

El gas puede llegar a la entrada de la planta con una presión menor a la necesaria para sutratamiento. Luego de la separación inicial, ingresará en la entrada del separador de succióndonde los últimos líquidos (a ésas condiciones) deben ser removidos.


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

El gas comprimido es enfriado entre las etapas para minimizar los esfuerzos de compresión ypara mantener las temperaturas de descarga del compresor dentro de límites razonables.

Como consecuencia de este enfriamiento y el aumento de la presión, algunos componentesdel gas se licuan y se hace inevitable realizar una recuperación de los líquidos entre las etapas.Esta recuperación puede involucrar un sistema de absorción de agua por glicol, como seobserva en la figura anterior.

II - II COMPRESORES - DIFERENTES TIPOS

La compresión del gas es necesaria para disminuir su volumen, tanto para transportarlo comopara procesarlo (secarlo; separar alguno de sus componentes), como así también para reinyectarloen formación o para sistemas de producción asistidos como Gas - lift.

También se puede clasificar una planta compresora según la magnitud y origen de la presión deadmisión en plantas, exhautoras, compresoras o recompresoras.

Una planta exhaustora es la destinada a extraer el gas de una red de captación de baja presión,efectuando un ligero vacío en la llegada a la planta. En esa forma es posible captar gas de pozosen bombeo de petróleo con una baja presión en la boca de los mismos, variando entonces lapresión de la red de captación desde valores algo superiores a la atmósfera en la cabeza delpozo hasta valores negativos pequeños (vacío moderado) en la llegada a la planta. Esta pequeñadiferencia de presión es la que permite conducir el gas a través de la red hacia la planta, para locual se deberá contar con los diámetros de cañerías de captación adecuados a los caudales quedeben circular.No son convenientes valores elevados de vacío a causa de la posibilidad de entrada de aire alcircuito por las juntas de caños imperfectas, orificios originados por corrosión, roturas,empaquetaduras de válvulas en mal estado, etc. lo cual generaría mezcla explosiva.

Una planta recompresora es aquella que se instala en el trayecto de un gasoducto, o sea plantaintermedia destinada a elevar nuevamente la presión del gas para su conducción en el tramosiguiente, almacenaje, reinyección,, etc.

Entre los diversos elementos que constituyen una planta compresora se encuentran por supuestolos equipos compresores.


TIPOS DE COMPRESORES

Las máquinas compresoras pueden ser de distinto tipo, según el procedimiento que usen paracomprimir el gas, a saber:

1) compresores alternativos o a pistón (de desplazamiento positivo)2) compresores rotativos de desplazamiento positivo3) compresores centrífugos4) compresores axiales

II - II - I Compresores alternativos

El gas es aspirado dentro del cilindro a través de las válvulas de admisión, por el desplazamientodel pistón durante la carrera de aspiración, para luego ser comprimido por el mismo hasta que lareducción de volumen sea suficiente para provocar el aumento de presión hasta el valor dedescarga, instante en que se abrirán las válvulas de impulsión y el pistón desalojará el gas com-primido.

Cada máquina contará en general con varios cilindros y éstos serán de doble efecto, es decir quelos ciclos se realizarán a ambos lados del pistón.

El motor puede estar acoplado al compresor directamente (eje rígido, manchón); mediante unacaja reductora, o formar un solo conjunto, es decir con un cigüeñal común a ambos, (motor ycompresor), denominándose a este ultimo, motocompresor.

Si se dispone de energía eléctrica y el análisis económico lo permita, es conveniente utilizarmotores eléctricos, ya que necesitan menos mantenimiento y generan menos contaminación (tan-to por emisión de gases como sonora). Pero en la mayoría de los casos es inevitable utilizarmotores de combustión interna.

Los compresores a pistón se usan para cualquier relación de compresión y caudal, a excepciónde presiones muy bajas y caudales grandes a bajas presiones, para lo cual son más simples yeconómicos los centrífugos o los rotativos.

Para relaciones de compresión elevadas debe recurrirse a varias etapas, ya sea en una mismamáquina (2 etapas o más) o con una máquina para cada etapa o conjunto de etapas.

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

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

Ensamble pistones compresorWorthington


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

Corte de un cilindro de baja presión:

1. cuerpo del cilindro,2. válvula,3. pistón,4. empaquetamiento,5. camisa,6. reguladora de espacio vacío (espacio nocivo).

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

Corte de un cilindro demedia presión, donde aligual que en la figuraanterior, se observan di-ferentes partes compo-nentes.


CORTE GENERALCOMPRESOR

WORTHINGTON

VISTA GENERAL COMPRESORARIEL JGW


CORTE GENERAL COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGW - 2.

VISTA DEL CUERPO DE UN COMPRESORALTERNATIVO ARIEL JGR - 4

DISPOSITIVO VARIADOR DEVOLUMEN

VISTA DEL CUERPO DE UN COMPRESOR ALTERNATIVOARIEL JGW - 2


VISTA GENERAL DE UN COMPRESOR ALTERNATIVO ARIEL JGR-4

CORTE GENERAL DE UN COMPRESOR ARIEL JGR - 4


II-II-II Instalación típica de compresores alternativos multietapas

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

Consideraciones generales:

El diagrama de flujo que se muestra en la figura anterior está compuesto por el equipamietobásico necesario para el buen funcionamiento y la seguridad del personal y equipos.

Los compresores alternativos multietapas son, por lo general, los mas utilizados en la industriapetrolera ya que cubren plenamente las necesidades operativas y son muy confiables por suscaracterísticas constructivas.

Debido a su complejidad de funcionamiento se hace necesaria la instalación de gran cantidad deequipamiento asociado, tanto operativo como de seguridad.

A continuación se describirán los componentes del circuito y el motivo de su instalación comen-zando por la succión y continuando en orden hasta la descarga del equipo a la red de gas de altapresión:

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

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

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

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

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

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

• Transmisor de alta temperatura de descarga (THT), provoca la parada de emer-gencia en caso de registrar temperatura muy alta en la descarga de esta etapa.


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

• Las siguientes etapas cuentan con el mismo equipamiento que el descrito para laprimer etapa aunque existen algunas diferencias de conceptos para su instala-ción. Los separadores de succión atraparan el liquido condensado por el au-mento de la presión y el enfriamiento del gas.

• El enfriador de descarga de la cuarta etapa es necesario ya que en caso derecircular gas a la succión de esta etapa el mismo debe estar a una temperaturaadecuada.

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

Se debe tener en cuenta que lo descrito anteriormente es esquemático y elemental ya que noincluye todos los componentes necesarios para un optimo funcionamiento de una plantacompresora.

En instalaciones de estas características es necesario contar con elementos de seguridad apro-piados y en perfecto funcionamiento, como interruptores de parada a distancia, detectores demezcla explosiva, detectores de fuego y humo y elementos de lucha contra incendio.

También existen elementos operativos necesarios, como indicadores de presiones y temperatu-ras locales instalados en lugares de fácil acceso, válvulas manuales de drenaje de los separadoresy de despresurización, sistemas manuales o automáticos de regulación de espacios nocivos ycapacitación adecuada del personal involucrado en la operación.

II - II - III Compresores rotativos de desplazamiento positivo

Están constituidos por un casco en cuyo interior giran 1 ó 2 rotores encargados de desplazar elgas. Existen numerosas variantes de este sistema, pero generalmente se adoptan dos de ellas,que son el tipo ROOTS y el tipo PALETAS DESPLAZABLES.

El ROOTS posee dos ejes paralelos, uno de ellos acoplado al motor y el otro conducido me-diante un juego de engranajes exteriores al casco, en forma de engranaje de dos dientes.

Durante el giro ambos lóbulos aparentan presentar una generatriz de contacto o engrane entreellos, pero en realidad no hay tal contacto sino una pequeña luz, ya que aquella acción sólo seefectúa en los engranajes exteriores. Tampoco debe existir contacto entre los lóbulos y la paredinterna del casco a fin de evitar frotamientos, golpes y posibles roturas de la máquina. Losvalores de esa luces son de fundamental importancia y deben mantenerse dentro de los límites detolerancia fijados por el fabricante. Valores inferiores o nulos pueden provocar la destrucción dela máquina y valores superiores disminuyen el rendimiento.

El gas es atrapado y desplazado en el espacio de posición variable entre cada lóbulo y el casco,siendo así conducido periféricamente desde la aspiración hasta la impulsión. Es importante notarque ese volumen se mantiene constante durante aquel pequeño desplazamiento y que la acciónde compresión ocurre cuando se pone en contacto ese volumen con el gas del sistema de impul-sión. Durante el proceso se produce una pérdida o retroceso de gas a través de las generatricesde contacto aparente entre los lóbulos y entre lóbulo y casco.

Por este motivo estos compresores Roots no son aptos para altas presiones diferenciales acausa de la gran pérdida de rendimiento que experimentarían. Se los usa para presiones dedescarga inferiores a 1 kg/cm2 manométrica. Según el tamaño permiten abarcar un rango muyamplio de caudal, es decir que se fabrican compresores muy pequeños, tales como parasobrealimentación de motores de combustión interna y equipos grandes para comprimir gas oaire a presiones menores a 1 kg/cm2 y caudales hasta del orden de los 20.000 m3/hora y aúnmás.

El caudal desplazado por un compresor de este tipo, puede calcularse en base a fórmulas dedu-cidas de consideraciones geométricas y que tienen en cuenta el diámetro del casco, la seccióntransversal, la longitud en el sentido de los ejes del lóbulo, las rpm y un coeficiente de rendimientodebido a fugas entre lóbulos que está en función de la luz entre lóbulo y casco y entre lóbulosentre sí.

Los Roots según su tamaño se usan con velocidades de rotación de 200 a 1000 rpm., este ultimovalor para compresores pequeños. Para tamaños medianamente grandes se usan velocidadesde 500 a 600 rpm lo cual permite acoplarlos directamente a motores diesel o a gas.


Ese acoplamiento directo entre máquinas de cierta potencia, supone como es lógico la correctasolución del problema mecánico, en cuanto a alineamiento y nivelación de los ejes a acoplar y laadopción de una unión suficientemente elástica que absorba pequeñas diferencias de nivel, des-viaciones angulares y vibraciones torsionales.

Un sistema de unión simple que reúne estas condiciones lo constituyen dos platos unidos conbulones dentro de manguitos de cuero o goma de suficiente espesor. Es conveniente, en estecaso, que uno de los platos esté fijado con pernos de seguridad, cuya sección de corte sea talque se rompan en caso de un esfuerzo excesivo. Cuando sea necesario, por ser diferente lavelocidad del motor, habrá que intercalar una caja de reducción.

El sentido de circulación a través del compresor puede ser horizontal o vertical y en este ultimocaso, ascendente o descendente. Esta ultima variante es preferida por algunos fabricantes, puesen ella la presión de salida , al actuar de abajo hacia arriba, disminuye el peso de los lóbulossobre sus cojinetes.

Como este tipo de compresor no ofrece prácticamente rozamiento interno, no es necesariosu refrigeración con agua, salvo la refrigeración del aceite lubricante de los cojinetes y engranajespara los de gran potencia.

Las curvas características que dan el caudal en función de la velocidad (rpm) dependen delvalor de la presión de descarga, ya que la misma influye en el rendimiento en forma másdesfavorable cuanto mayor sea.

La regulación del caudal solo se puede efectuar variando las revoluciones del motor dentro delos límites que este permita. Usar válvulas de alivio de retorno para regular el caudal tiene elinconveniente de un mayor calentamiento del compresor, al aspirar parte de gas caliente pordicho retorno.

El de PALETAS DESPLAZABLES:está constituido por un cilindro horizontal que gira excéntricamente dentro del casco tam-bién cilíndrico.

El cilindro giratorio posee ranuras longitudinales donde se deslizan las paletas, las cualespor acción de la fuerza centrífuga tienden a proyectarse contra las paredes del casco, divi-diendo en células el espacio anular que queda entre ambos cilindros.

Las paletas no rozan en realidad contra el casco, lo cual originaría rápido desgaste y ruido,sino que lo hacen contra dos anillos lubricados encastrados internamente al casco, de diá-metro interno algo menor y que a su vez giran libremente.

El gas de admisión es apresado en los recintos anulares de volumen máximo V1, los cualesdisminuyen su volumen a medida que se acercan a la sección de salida V2. Por la parte inferior

ambos cilindros casi están en contacto y las palas aíslan las zonas de admisión y descarga.

El caudal desplazado está en función del diámetro interno del casco, del diámetro y longitud delcilindro, del número y espesor de paletas, de las rpm y del rendimiento. Para estos compresoreslos frotamientos internos revisten mayor importancia que en los anteriores, es necesario pro-ceder a su refrigeración con camisa de agua cuando la presión de descarga es mayor a 0,5 kg/cm2 manométrico.La velocidad de giro está comprendida entre 500 y 1500 rpm debiendo mantenerse siempresuperior al mínimo que el fabricante especifique a fin de que exista fuerza centrífuga suficientepara proyectar las paletas contra los anillos de rozamiento. Es importante mantener la diferencia,entre los diámetros internos de esos anillos y el casco, dentro de los valores especificados a finde que no se produzcan pérdidas excesivas ni tampoco rozamientos.

Respecto al accionamiento, acoplamiento y regulación vale lo dicho para los compresores Roots,así como la necesidad de válvulas de retención.

Las curvas características que dan el caudal en función del número de rpm dependen también delvalor de la presión de descarga a causa de su influencia en las fugas. En los compresores a paletala compresión se realiza por disminución de volumen de la cámara V1 a V2 y luego, si la presiónde descarga es aún superior a la que resulta de esa reducción de volumen, la compresión secontinúa por la acción de la presión de descarga.

A continuación se muestra un corte de un compresor LeROI serie rotativo


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

DIA

GR

AM

A D

E F

LU

JO

CO

MP

RE

SIÓ

N D

E G

AS

II - II - IV Compresores centrífugos o máquinas soplantes

Son máquinas de alta velocidad de rotación en las cuales, al igual que en las bombascentrífugas, el aumento de la presión se logra comunicando al fluido un gran incremento deenergía cinética, la que a la salida de la máquina se transforma en energía de presión.

Por consiguiente no son compresores de desplazamiento positivo, a tal punto que puedenfuncionar con la descarga cerrada, cosa que no ocurre con los tipos anteriores que sedenominan de desplazamiento positivo.

En su forma más elemental constan como es sabido de un rotor con álabes internos querecibe el gas por su parte central, guiándolo hacia la periferia, comunicándole al mismotiempo un aumento de presión y de energía cinética que se transforma en presión en lavoluta o difusor.

Si la presión final comunicada al fluido por un determinado compresor centrífugo se mideen columna de ese fluido, expresada en unidades de longitud, tal longitud es constantecualquiera sea la densidad del fluido o gas. Este concepto fundamental indica que unamáquina de este tipo, trabajando a una velocidad determinada, no proporciona una mismapresión de descarga para cualquier gas, sino una misma columna de cualquiera de ellos. Demanera que a un gas más denso corresponderá presión de descarga en proporción directa asu densidad.

Esta columna de gas de descarga está en función del cuadrado de la velocidad periférica delimpulsor, de la aceleración de la gravedad (g) y de un coeficiente, denominado “coeficientede presión” (C) que varía con el caudal circulante y puede valer entre 0,5 y 0,73 .

La ley de variación de la presión depende de la forma de los álabes. Así si ellos estáncurvados hacia atrás en la periferia, la teoría demuestra que la presión de descarga disminu-ye al aumentar el caudal. Si en cambio los álabes terminan normales a la circunferenciaperimetral, la presión debería mantenerse constante y si los álabes terminasen curvadoshacia adelante, en el sentido de la rotación, la presión debería aumentar al aumentar elcaudal. En la práctica los frotamientos y turbulencias internas que aumentan con el mayorcaudal modifican ese fenómeno de variación del coeficiente “C”, el cual debe determinarsepor lo tanto experimentalmente para cada tipo de construcción.

Los álabes que terminan a 90°, es decir radiales rectos, son los que principalmente se usanen los turbocompresores de altas velocidades y caudales (6000 a 8000 rpm), debido a queel rotor trabaja así en mejores condiciones de esfuerzos mecánicos. Esta solución puededecirse que es una intermedia entre álabes curvados hacia delante, los cuales proporcionanmayor presión, pero un límite estrecho de funcionamiento estable y álabes curvados haciaatrás que dan un rango de caudales más amplio de funcionamiento estable pero una menorpresión y que por lo tanto se usan normalmente en sopladores de baja presión.


Si en lugar de mantener constante la velocidad se hiciera un ensayo variando la misma, resultaríaque los valores del caudal, presión y potencia necesaria, tal como la teoría también lo indica,variarían en la siguiente forma:

El caudal en proporción directa a la velocidad,

La presión en proporción al cuadrado de la velocidad,

La potencia en proporción al cubo de la velocidad.

Cuando el caudal baja de cierto límite, se produce un funcionamiento inestable produciéndoseretrocesos del caudal, vibraciones, ruido intenso, etc. fenómenos característicos de las máquinassoplantes a bajos caudales.

De acuerdo al régimen de presiones a los compresores centrífugos se los denominan:

Ventiladores: muy bajas presiones (del orden de cm de columna de agua),Sopladores: presiones bajas, (del orden de 0,100 kg/cm2),Compresores centrífugos o turbocompresores (presiones de varias atmósferas).

Las mayores presiones de bombeo de los de esta última categoría se logran ya sea mediante elaumento de la velocidad y de la presión de entrada, o sino mediante varias etapas constituidaspor rotores en serie dentro de una misma carcaza, que puede además ser refrigerada a fin deaumentar el rendimiento de las sucesivas etapas. En este caso cada rotor descarga en un difusorperimetral de álabes fijos y de allí el gas es conducido internamente a la admisión del rotorsiguiente.El accionamiento de los compresores centrífugos se ha hecho generalmente mediante motoreseléctricos de alto número de revoluciones, acoplados directamente. En otros equipos se losacciona con motores de combustión interna, acoplados por medio de una caja de engranajesmultiplicadores de velocidad o sino mediante turbinas a vapor o a gas acoplados directamente.

II - II - V Compresores axiales

Son constructivamente análogos a la turbina a reacción, pero con la circulación inversa, en elsentido de las secciones decrecientes. Las pequeñas hojas o álabes disminuyen de tamaño amedida que disminuye la sección o sea en el sentido de las presiones crecientes.

El gas circula paralelamente al eje, de manera que cada pequeño álabe del rotor lo impulsacontra un álabe vecino fijo en el casco, el cual lo dirige a otro álabe en la hilera siguiente del rotor.Así es como cada pequeño volumen del gas es obligado a recorrer un trayecto aproximada-mente paralelo al eje, aumentando la presión debido a la disminución de las secciones delpasaje. A cada juego de una hilera de álabes fijos y móviles se denomina etapa, de modo que un

compresor puede tener, por ejemplo, 20 etapas.

La teoría de estos compresores se desarrolla en forma análoga a la de los compresores centrífu-gos, en base a transformación de energía cinética y fuerza centrífuga en presión. No son porconsiguiente compresores de desplazamiento positivo.

II - II - VI Gráficos y tablas

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

Curvas para compresor de baja presión


Curvas para compresor de intermedia a alta presión

Curvas para compresores de alta presión

Cuadro de selección de compresores


II - II - VII Definiciones utilizadas

Presión de Trabajo Máxima Permitida (MAWP)

La presión máxima de operación contínua para la cual el compresor ha sido diseñado.

Presión de Descarga Nominal

La más alta presión de operación contínua para alcanzar las condiciones especificadas por elcomprador para el servicio esperado. Siempre es menor que el MAWP por un 10% ó 15PSI, el que sea mayor para la operación de las válvulas de seguridad.

Presión de medidor (PSIG)

La presión por encima de la presión atmosférica que se muestra en el dial de un medidor. Estapresión se expresa en libras por pulgada cuadrada y se abrevia como «PSIG».

Presión Atmosférica

Es la presión de la atmósfera terrestre tal como es medida por un barómetro. Esta varía deacuerdo con la elevación del sitio donde se está midiendo. Al nivel del mar la presión atmosfé-rica es de 14,7 libras por pulgada cuadrada. A 3000 pies será de 13,16 PSI.

Presión Absoluta (PSIA)

La presión del medidor más la presión atmosférica. (Se abrevia PSIA). Siempre utilice presiónabsoluta en cálculos de compresores.

Ejemplo: 200 PSIG (presión de medidor) a 3000 pies de elevación.

Presión absoluta = PSIG + presión atmosférica

= 200 PSIG + 13,16

= 213,16 PSIA

Atmósferas (Atm)

Es otra manera de expresar presión. La presión de aire o gases puede ser expresada a uncierto número de atmósferas, así como en libras por pulgada cuadrada. El número de atmós-feras en cualquier presión se obtiene dividiendo la presión absoluta dada, por la presión at-mosférica absoluta.

EJEMPLO: 200 PSIG a 3000'

Atm = (200 PSIG + 13.16 Absoluta) / 14,7 Atmósfera Absoluta

213.16 PSIA / 14,7 = 14,5

Presión de Succión (Ps)

La presión en la entrada al cilindro del compresor expresada en PSIG (presión de medidor)

Presión de Descarga (Pd)

La presión a la salida del cilindro del compresor expresada en PSIG (presión del medidor)

Relación de Compresión (CR)

CR = (Pd + Absoluta) / (Ps + Absoluta

(600 + 13,16) / (200 + 13,16)

613.16 / 21316 = 2,88

Relación de Compresión IDEAL

La raíz cuadrada de la relación de compresión. Es usada para dos etapas y en los cálculosanteriores. Dos etapas será la raíz cuadrada, tres etapas será la raíz cúbica, etc

Gravedad Específica (SG)

El peso molecular del gas dividido por el peso molecular del aire a 28, 9 °F. La gravedad es-pecífica del aire es 1,0

EJEMPLO: Encuentre la SG de un gas que tiene un peso molecular de 18,8

SG = M.W. del gas / M.W. del aire = 18,8 / 28,9 = 0,65


Valor «N»

El calor específico a una presión constante dividido por el calor específico a un volumen cons-tante. El valor «N» está directamente relacionado con la gravedad específica y puede encon-trarse en tablas.

Temperatura Ambiente

La temperatura del aire alrededor del compresor.

Temperatura Absoluta ( R )

La lectura del termómetro en grados F más 460 grados y es expresada en grados rankine.

EJEMPLO: Encuentre la temperatura absoluta equivalente a 80 °F

R = 80 + 460 = 540 °R

Temperatura Base (TB)

Temperatura Base es considerada 60 grados en la industria.

Temperatura de Entrada (Ts)

La temperatura del gas en la entrada al cilindro del compresor. Usualmente se toma en el de-purador.

Temperatura de Descarga (Td)

La temperatura del gas en la descarga del compresor. Usualmente se toma en la botella dedescarga. La temperatura de descarga puede ser calculada cuando la temperatura de succión,la relación de compresión y el valor “N” del gas son conocidos.

Desplazamiento del Pistón (PD)

El volumen de gas desplazado cuando el pistón se mueve de un extremo a otro del cilindro,usualmente expresado en pies cúbicos por minuto (CFM).

Eficiencia Volumétrica (VE)

La cantidad de gas que entra al cilindro contra la cantidad de gas que sale del mismo.

Capacidad (Q)

El volumen de gas que un cilindro moverá a un PS, dado en MCF.

Caballos de Fuerza (HP)

La potencia requerida por el sistema para mover el gas.

Carga en el Vástago

Es la carga calculada por el fabricante bajo la cual el compresor trabajará en forma segura. Noes necesariamente la carga en el vástago la limitante, ya que puede ser la carga en el alma, elmarco, la cruceta o la combinación de estos, pero principalmente en los cojinetes y bujes.

II - III PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE DE COMPRESORES

1) Chequee el nivel de aceite.

2) Chequee el nivel de agua.

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

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

5) Reajuste la válvula de combustible.

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

7) Reajuste el tablero y encienda el timer.

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


9) Chequee la presión de aceite del compresor y del motor inmediatamente después delarranque y apague el timer.

10) Deje que la máquina caliente hasta una temperatura del agua de 100 - 130 °F antes deacelerar y cargar el compresor.

11) Acelere el motor y cargue.

12) Chequee los medidores de presión para la presión normal de operación y ajuste los puntosalto y bajo de parada (shutdown).

13) Revise la unidad para detectar fugas de agua, aceite o gas y comprobar que se presentencondiciones normales de operación.

14) Lleve Informes Diarios del equipo.

II - III - I Responsabilidades del Operador del Compresor

Chequeos Diarios

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

Presión: Presión de succión (Ps) – Presión de descarga (Pd):Estas presiones son muy importantes. El operador puede saber si las condiciones han cambiado.Si esto sucede, la unidad puede requerir que los cilindros sean reajustados para utilizar la poten-cia (caballos de fuerza) total de la máquina. Las presiones pueden ser utilizadas además paradetectar problemas dentro de un cilindro. Si el volumen de gas disminuye en el medidor, sin uncambio en las presiones de succión y descarga esto puede ser indicativo de problemas dentrodel cilindro del compresor. Los interruptores alto y bajo de parada (shutdown) en los medidoresde presión deben ser ajustados por personal calificado y no deben moverse sin autorizaciónespecial.

Temperatura: Temperatura de descarga (Td):

La temperatura de descarga es tan importante como la presión para evaluar el rendimientodel compresor. Si la temperatura de descarga aumenta sin un cambio correspondiente en las

Presión de aceite: Motor y Compresor:Motores de alta velocidad multi-cilíndricos. Mantenga los medidores en rango de opera-ción. Mínimo 25 lbs.

Vacío en el MotorSi la unidad tiene un medidor vacío para el múltiple de entrada, chequeelo y mantenga unregistro diario.

Bombas de lubricación:Es importante para un operador saber cuantas gotas por recorrido (golpe) un lubricadordebe estar bombeando. Esto varía con los diferentes tamaños de las unidades y de lospistones (revise el manual). El lubricador debe ser chequeado diariamente para comprobarque el aceite salga apropiadamente. Si el tubo (vidrio) indicador se encuentra lleno deaceite, retire el conector de la parte superior y empuje el nivel hacia abajo manualmente.Asegúrese de que puede ver el nivel de aceite en el vidrio. (nunca opere a menos de 3 gotaspor recorrido).

Nivel de Aceite: Motor y Compresor:El nivel de aceite en el carter (depósito) en la mayoría de los motores y compresores puedeverse a través de vidrios indicadores. La mayoría tienen llenadores de aceite automáticos:asegúrese que se encuentran en el nivel apropiado. Niveles altos o bajos pueden causarproblemas. Los operadores deberán añadir el aceite que se requiera diariamente en loscarters o tanques de almacenamiento.

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

RPM:La unidad debe mantenerse trabajando en un rango de RPM cercano al máximo recomen-dado, si las condiciones lo permiten. Existe también un mínimo de RPM recomendado, notrabaje la unidad por debajo de este valor.

Temperatura Motor v Compresor

Temperaturas altas en el agua normalmente indican que la unidad se encuentra baja en aguao que se encuentra sobre cargada. La temperatura máxima es 190 °F.


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

Presión del Tanque:El tanque de volumen de combustible deberá drenarse diariamente y chequeada la presión deltanque.

Apariencia del Compresor:Chequee la unidad para notar fugas de aceite o agua. Mantenga el aceite drenado separado dela pieza enfrente del cilindro del compresor. Ponga atención a cualquier ruido inusual.

Chequeos Semanales

Drenaje del Lubricante:

El lubricante debe estar equipado con una válvula de drenaje en cada compartimiento. Este debeser drenado una vez por semana y después de lluvias muy fuertes.

Chequeos Mensuales

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

II - III - II Paradas

PARADA POR ALTA O BAJA PRESIÓN DE SUCCIÓN DE GAS.

Esta parada indica baja o alta presión de succión de gas, los puntos listados abajo, puedencausar este problema.

1. Chequee los puntos de parada máximo y mínimo en el medidor.2. Chequee la tabla de presión de entrada de gas para un aumento o disminución en la capaci-

dad.3. Chequee la línea de medidor al panel por parada o congelamiento.4. Si se utiliza una válvula de control de succión, chequee para operación apropiada, y suminis-

tre gas para controlar la válvula o el daño de esta.

PARADA POR BAJA O ALTA PRESION ENTRE ETAPAS

Esta parada indica presión de gas baja o alta entre etapas, los puntos listados abajo puedencausar este problema.

1. Chequee los puntos de parada máximo y mínimo en el medidor.2. Chequee la tabla de entrada para cambios de presión diferencial.3. Para entradas entre etapas por presión alta, el enfriador puede estar congelado o una

válvula en la 2da. etapa puede estar fuera de servicio.4. Para parada entre etapas por presión baja, las líneas del medidor al panel pueden estarcongeladas o una válvula de descarga la. etapa puede estar fuera de servicio.

PARADA POR PRESIÓN ALTA O BAJA EN LA DESCARGA

Esta parada indica presión de gas baja o alta en la descarga. Los puntos indicados abajopueden causar este problema.

1. chequee todas las válvulas de descarga para ajuste apropiado.2. Revise el tablero de medidores por paradas o congelamientos.3. Chequee el enfriador y las líneas de descarga por congelamientos.4. Chequee la presión en las líneas de gas para comprobar alta presión.

PARADA POR PRESIÓN ALTA O BAJA EN LA DESCARGA

Esta parada indica que uno de los cilindros del compresor está parando la unidad por altatemperatura. Puede hacerse un chequeo de los puntos listados abajo.

1. Chequee la temperatura de descarga y de entrada de gas a la unidad.2. Chequee todas las válvulas de succión y descarga con un termómetro. La máxima tem-peratura de descarga debe ser de 325 °F. Los puntos de ajuste para la parada deben estarajustados aproximadamente un 10% por encima y por debajo de las temperaturas de ope-ración.

PARADA POR NIVEL DEL LÍQUIDO EN EL DEPURADOR EN LA SUCCIÓN

Esta parada indica un alto nivel de líquido en los depuradores. Puede hacerse un chequeode los puntos listados abajo.

1. El nivel de líquido debe ser visible en el vidrio indicador. Esta parada no se encuentrabloqueada por el timer.2. Una causa probable puede ser el ajuste de la válvula de control, línea congelada odetenida, suministro de gas en el controlador apagada o congelada, o descarga o condensa-ción de gas en la entrada, entrando tan rápido que el depurador no puede manejarlo.


PARADA POR NIVEL DE LÍQUIDO EN EL DEPURADOR ENTRE ETAPASEsta parada indica un alto nivel de líquido en los depuradores. Puede hacerse un chequeo delos puntos listados abajo.1. Los mismos síntomas del punto anterior menos uno.2. Si la temperatura entre etapas está por debajo de 50 °F con condensación en el depu

rador, líneas de salida y sistemas de control deben estar congeladas.

VACÍO EN EL MOTOREsta parada indica bajo vacío en el motor. Algunos problemas que pueden causar esta paradason:1. Motor sobrecargado2. Revise el motor por bujías perdidas o en mal estado, bobina o magneto en mal estado.3. Chequee sobrecarga en el compresor, alta presión de succión o presión alta en la descar

ga de la tubería.

VELOCIDAD EXCESIVALos interruptores individuales deben ser reajustados. Reinicie el motor y ponga en línea.

PRESION DE ACEITE DEL MOTOREsta parada indica que la presión de aceite del motor cayó a 15 lbs o menos Debe serchequeado inmediatamente después de arrancar el motor y debe registrarse diariamente. Eldispositivo de parada para presión de aceite debe ajustarse a no menos de 15 libras por pul-gada cuadrada. Una causa normal es que los filtros se detuvieron.

PRESIÓN DE ACEITE DEL COMPRESOREsta parada indica que la presión de aceite del compresor cayó por debajo de la presión normalde operación. Esto debe ser chequeado inmediatamente después de arrancar la unidad, la pre-sión normal de operación es 50 – 60 psi y la presión mínima de parada es aproximadamente 25psi

NIVEL DE ACEITE DEL MOTOREl nivel de aceite para el motor y el compresor son automáticamente controlados. Cuando estaparada ocurre, la primera indicación sería el tanque diario vacío. El tanque diario debe llenarsediariamente y su gasto debe ser registrado.

NIVEL DE ACEITE DEL COMPRESOREl nivel de aceite es transferido automáticamente del tanque diario. Si el tanque diario se seca, launidad se parará por nivel de aceite. Chequee y llene diariamente.

TEMPERATURA DE AGUA EN EL MOTOREsta parada indica temperatura excesiva en el agua de enfriamiento del motor, la parada debeajustarse a 210-215 grados. La temperatura normal de operación es 195 – 200 °F.Las causas probables son bajo nivel del agua, termostato dañado, depurador del enfriadorcerrado o correas rotas. Chequee temperatura del agua y registre diariamente.

VIBRACIÓN DEL ENFRIADOR

Esta parada indica excesiva vibración del enfriador. Los puntos listados abajo pueden ser lacausa de esta vibración.

1. Los rodamientos pueden estar fallando, detectar diferencias en la temperatura.2. Las aspas están sueltas o se están inclinando.3. Carga de aire en el enfriador.4. Arranque la unidad y chequee la causa.

VIBRACIÓN DEL MOTOR

Esta parada indica excesiva vibración del motor, la causa puede ser:

1. Cilindro del motor perdido.2. Golpeteo interno del motor causa vibraciones.3. Parada del motor.4. Reajuste el interruptor y reinicie la unidad, si el problema vuelve a ocurrir, el mecáni-

co debe revisar por posibles problemas internos.

VIBRACIÓN DEL COMPRESOR

Esta parada indica excesiva vibración del compresor. Los puntos listados abajo puedencausar esta parada.1. Chequee por golpeteo en el compresor.2. Chequee por líquido excesivo en el cilindro.3. Vástago del compresor roto.4. Válvula rota y caída en el cilindro.5 Si el compresor tiene un golpeteo interno, el mecánico debe revisar el compresor paradeterminar el problema.

NIVEL DE AGUA

Esta parada es causada por bajo nivel de agua en el tanque diario. Si el nivel en el tanquediario es bajo, chequee el vidrio indicador y llene como sea requerido.

NO HAY FLUJO DE LUBRICANTE

Esta parada es causada por la detención del flujo de lubricante que va al cilindro del com-presor. La rotura de un disco en el sistema de lubricación, aceite en el sello de la caja dearranque, nivel bajo de aceite en el arrancador o detención del bloque separador.


II - IV RECOMENDACIONES DE FABRICANTES DE COMPRESORES

PRECAUCIONES DE SEGURIDAD

No ajuste ni repare nunca una máquina en funcionamiento. Pare siempre el motor antes de lalimpieza, servicio o reparación. Lleve todos los controles a posición off (desconectado) paraevitar que vuelva a arrancar accidentalmente. Antes de poner nuevamente en marcha, asegúresede que todas las herramientas y demás materiales han sido retirados del motor y de los equipos.

Mantenga limpia el área del paquete del compresor.

No use ropas sueltas alrededor de la maquinaria. Cuando esté cerca de la maquinaria, no debeusar ropas sueltas, corbata, anillos, relojes, brazaletes, trapos de mano, etc.

Reemplace prontamente las aletas de ventilador averiadas. Si una aleta de ventilador o el eje dearranque del ventilador estuviera doblado o dañado en cualquier forma, se lo debe cambiar. Notrate de reparar ni usar piezas dañadas. Los conjuntos del ventilador deben estar siempre bienbalanceados. Si estuviera averiado, un ventilador desbalanceado puede volar en pedazos duran-te el uso y crear una situación sumamente peligrosa.

Asegúrese de que el área de operación del motor esté debidamente ventilada. Los productos deescape del área de un motor de combustión interna son tóxicos y pueden causar lesiones o lamuerte si son inhalados. Todas las instalaciones de motores, especialmente las que estén dentrode un cobertizo o edificio cerrado, deben estar equipadas y mantenidas con un tubo de descargade escape para que los gases de escape sean expulsados al aire exterior. Un edificio o cobertizocerrado debe estar adecuadamente ventilado. Es necesario un medio de provisión de aire puroen un edificio o cobertizo cerrado.

Observe la regla de no fumar. No fume dentro de los 100 pies de la unidad del compresor enninguna parte de ese lugar.

Evite golpes de voltaje en la ignición. Evite el contacto con sistemas sin disyuntor y de encendidopor batería, porque pueden causar golpes de corriente.

Deje siempre enfriar el paquete del compresor antes del servicio. Espere hasta que el motor y elrefrigerante se hayan enfriado, antes de quitar las tapas del radiador y el tanque compensador.Coloque siempre nuevamente las mangueras, tubos y accesorios.

Provea adecuada protección contra incendio. Debe haber fácil acceso a los extinguidores siempieza un incendio. Elija alternativas rutas de escape de cualquier instalación del paquete delcompresor y ponga carteles de esas rutas de acuerdo con los requisitos exigidos.

ACONDICIONAMIENTO Y DESHIDRATACION DEL GAS

III - I CONDICIONES GENERALES 3III - I - I Transporte y Consumo en campo 3III - I - II Componentes del gas 4III - I - III Sistema de agua + hidrocarburo líquido 7III - I - IV Parámetros operativos 9

III - II RECUPERACION DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS 11III - II - I Instalación práctica para recuperar condensados 11

III - III DESHIDRATACION DEL GAS 17III - III - I Determinación del Punto de Rocío 17III - III - II Características de los glicoles 19III - III - III Absorción física por Torre de Contacto 21III - III - IV Absorción física por Inyección 24III - III - V Planta y proceso de Regeneración de Glicol 26III - III - VI Variables de Operación 32

III - IV DESHIDRATACIÓN POR ADSORCION 34III - IV- I Proceso de Adsorción 34III - IV- II Desecantes y Aplicaciones 36

MÓD. III - CAP. III: Pag. 2

- ACONDICIONAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN DEL GAS -

III – I CONDICIONES GENERALES

III – I – I Transporte y consumo en campo

La tecnología del gas y la industria petrolera operan con flluidos gaseosos y líquidos en contactoíntimo que luegon necesitan ser acondicionados, separados y tratados para su utilización.Estos tratamientos se pueden considerar bajo dos grandes grupos:

1. Si ha de ser transportado una cierta distancia dentro del yacimiento (o hasta la Planta deTratamiento), deberá ser “acondicionado para el transporte”; entendiendo por tal,ponerlo en condiciones óptimas para lograr una máxima eficiencia en su transporte y notener inconvenientes y problemas durante el mismo.

2. Asimismo, para su utilización interna, ya sea como combustible o materia prima para proce-sos posteriores más complejos. Según la utilización que se haga del gas y las condiciones enque se produce, tendrá o no que ser sometido a “procesos de tratamiento”, entendiendopor tal eliminar del gas todo aquel elemento contaminante o impurezas que no admitanlos equipos donde se utilizará, o estén por encima de los valores admitidos por normasy reglamentaciones.

El acondicionamiento es una tarea inevitable, ya que el gas proveniente de baterías oplantas separadoras de petróleo se encuentra con contenidos de agua y gasolina. Si laeficiencia de los separadores es baja o si tienen problemas de descarga, contendrá tambiénpetróleo líquido. Estos componentes pueden estar gasificados y mezclados con el resto delgas natural, pero a determinadas condiciones de presión y temperatura pueden condensar ypasar al estado líquido.

Además, como ocurre en algunos de los yacimientos, es necesario calentar el hidrocarburo parapoder desplazarlo (viscosidad) o evitar obstrucciones (hidratos); lo que produce la evaporaciónde los hidrocarburos más livianos, y cuando esto ocurre antes de un separador, éstos derivadoslivianos saldrán por la parte superior del separador en forma de gas y luego, con el enfriamientonatural dentro de las líneas de gas, se condensará pasando al estado líquido, lo que traeráproblemas en el transporte, o en los equipos que lo consuman.

Si se pretende tener un transporte de gas por gasoductos internos, eficiente y sin interrupciones,será imprescindible acondicionarlo.


El tratamiento en cambio, dependerá de los posibles contaminantes presentes en el gas, delaprovechamiento y estabilización de los licuables comerciales, condiciones contractuales o es-pecificaciones de venta.

III – I – II Componentes del Gas

El componente predominante del gas natural es el metano con cantidades más pequeñas deotros hidrocarburos. La siguiente tabla brinda ejemplos de algunos pocos componentes comu-nes del gas natural y su fase y uso luego del Tratamiento.

NoHidrocarburos:

Componente FórmulaQuímica

Uso

Sulfuro deHidrógeno (gasácido)

H2S Componente de gas venenoso del gas natural.Removido y convertido a azufre elemental.

Dióxido deCarbono (gasácido)

C02 Removido del gas natural si se encuentra enexceso con respecto a las especificaciones deventa.

Nitrógeno N2 Normalmente no removido. Gas inerte sin valorde calentamiento en el gas natural.

Agua H20 Removida por especificación de venta.

Hidrocarburos

Componente FórmulaQuímica

Uso

Metano CH4 Reserva de alimentación química y decombustible. Existe como gas.

Etano C2H6 Mezclado con metano, como combustiblegaseoso y solo como reserva de alimentaciónquímica. Existe como gas.

Propano C3H8 Reserva de alimentación química o combustiblelíquido. Se requiere almacenamiento de presión.

Butanos C4H10 Reserva de alimentación química o combustiblelíquido. Se requiere almacenamiento de presión.

Pentanos C5H12 Componentes de condensado. No se requierealmacenamiento de presión.

Hexanos C6H14 Componentes de condensado. No se requierealmacenamiento de presión.


Los pentanos y los hexanos se muestran en la tabla como componentes de condensado. Elcondensado también incluye líquidos más pesados que el hexano. Los butanos también puedenestar presentes en el condensado.

El gas entonces, tanto proveniente de producción asociada con petróleo como el producido porpozos gasíferos, no debe ser utilizado como combustible sin previamente extraerle los hidrocar-buros pesados (líquidos), debido a que el gas se encuentra saturado en agua y contiene ademásotros hidrocarburos líquidos que lo convierten en un flujo bifásico con la posterior interferenciatanto en el transporte como en su utilización.

El gas natural de pozos gasíferos tal como se lo recibe en la separación, es una mezcla dehidrocarburos de diferentes encadenamientos cuyo principal componente es el metano (80 al90%) y el resto puede llegar a tener componentes hasta del orden de C8. Además es probableque se encuentre saturado en agua. Para mayor claridad se puede decir que el gas obtenidopuede no tener ningún líquido bajo ciertas condiciones de presión y temperatura y ese mismogas, dentro de las líneas de consumo en la operación, puede contener tanta cantidad de agua y/o gasolina que presenta serias dificultades para ser usado, particularmente en áreas con inviernosmuy fríos.

Lo que ocurre se explica si seconsidera el cambio de estadode los hidrocarburos livianos,ante variaciones de las condi-ciones de presión y temperatu-ra a las que se ve sometido.

Como ejemplo gráfico, se ob-serva claramente el comporta-miento de los posibles compo-nentes de la mezcla, a presiónconstante de una atmósfera, sila temperatura es consideradala variable.Se han resaltado en rojo, loscomponentes que podrían cam-biar de estado, ante una simplevariación de la temperatura am-biente. Se han resaltado en ver-de, los componentes que, encondiciones normales “atmosfé-ricas” se encontrarían en esta-do gaseoso; y en negro en es-tado líquido.

°C °FMetano C1 -161,51 -258,72Etano C2 -88,59 -127,46Propano C3 -43,07 -43,73Iso - Butano iC4 -11,79 10,78Normal - Butano nC4 -0,51 31,08Iso -Pentano iC5 27,83 82,09Normal - Pentano nC5 36,05 96,89Hexanos nC6 68,72 155,70Heptanos nC7 98,37 209,07Octanos nC8 125,65 258,17Nonanos nC9 150,78 303,40Decanos nC10 174,11 345,4Nitrógeno N2 -195,80 -320,44Dióxido de Carbono CO2 -78,46 -109,23Sulfuro de Hidrógeno SH2 -60,27 -76,49Oxígeno O2 -182,95 -297,32Vapor de Agua H2O 99,97 211,95

Aire -194,34 -317,81

GAS

TEMPERATURAS DE EBULLICIONA PRESIÓN DE UNA ATMÓSFERA


Al líquido condensado se lo llama “gasolina”, elemento comercial y muy útil, siempre que estéseparado del gas, del agua y estabilizada.

En mayor o menor medida, el gas producido se encuentra conteniendo agua, y mediante lasiguiente tabla puede estimarse la cantidad de agua a distintas presiones y temperaturas. Sedetermina en Libras por MMCFD (millón de pie cubico día).


En éstas condiciones es previsible que se sucedan inconvenientes de transporte y consumo, queconsecuentemente traerán aparejados grandes perjuicios de carácter operativo. Se planteaentonces la necesidad de su acondicionamiento.

En Yacimientos extensos, el acondicionamiento del gas se comienza a realizar en el propio Cam-po, antes de su arribo a las Plantas de Tratamiento. En los que las distancias son menores, latarea normalmente se centraliza en las instalaciones de Tratamiento.

III – I – III Sistema agua + hidrocarburo liquido

El agua presente en el gas, bajo ciertas condiciones de presión, baja temperatura, flujo en torbe-llinos y en presencia de algunos hidrocarburos más pesados, provoca la formación de hidratos.

El gráfico presentado anteriormente, que da el contenido de vapor de agua en un gas húmedo enfunción de la temperatura y presión, permite asimismo estimar que si la temperatura decrece parauna presión dada, también decrece el agua requerida para la saturación del gas y se produciráentonces una condensación de esa agua por saturación del gas cuando este es enfriado.

Los hidratos son sistemas sólidos cristalinos agua + hidrocarburos, que tienen la particularidadfísica de presentarse como sólidos en temperaturas aún superiores a 0°C.

En un principio existía la creencia de que el hidrato era el resultado de la congelación del aguaexistente en el gas. Se ha comprobado que los vapores de agua e hidrocarburos (gasolina) secombinan para formar el hidrato (4 a 1), el que bajo ciertas condiciones puede formarse atemperaturas aún por encima del punto de congelación del agua.

Los factores que afectan la velocidad de formación del hidrato son, entre otras: la composicióndel gas, altas velocidades de flujo, pulsación de la presión, pequeños cristales, y la existencia delugares apropiados para su acumulación y expansión.

Dado que para la formación de hidratos es necesario la presencia de agua líquida, pudiendopredecir la temperatura a la que aparecerá el agua líquida ayudará también a predecir la forma-ción de los hidratos.

Esta característica, provocada de exprofeso operativamente, contribuye al acondicionamientodel gas; ocurrida fuera de control o accidentalmente, puede manifestar se en la formación desólidos en el transporte o proceso.

Los hidratos solidificados ocasionan graves perjuicios en los conductos y válvulas puesproducen taponamientos que disminuyen y hasta llegan a interrumpir el pasaje de gas.

El siguiente gráfico puede ser usado para estimar la formación de hidratos en varios gases adistintas gravedad específica según la presión y la temperatura a la que está sometida la mezcla.


Las acciones que se pueden tomar para evitar la formación de los hidratos son:

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

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


venteado a la atmósfera y el perjuicio económico por la interrupción en el suministro.

La gasolina, además de combinarse en la formación de hidratos, se condensa a lo largo delos conductos creando también problemas en el transporte, que si bien no llega a interrum-pir el suministro provoca considerables pérdidas de carga y por lo tanto disminución en elcaudal transportado, a energía de compresión constante o aumento de dicha energía paramantener el suministro. No deben descartarse tampoco los graves inconvenientes que pue-de ocasionar en los compresores u otros sistemas (mediciones), la presencia de estos con-densados.

III – I – IV Parámetros operativos

Tanto el agua como la gasolina, si se encuentran en estado de vapor en el seno del gas, noocasionan mayores inconvenientes; éstos se presentan cuando algunos de los elementos citadosse condensan.

Por lo tanto, desde el punto de vista operativo, no interesa tanto conocer las cantidades máximasadmisibles de vapores en el gas, tanto sea de agua como de gasolina, sino saber a quépresión y temperatura se produce la condensación.

Esta temperatura es la que se llama “Punto de Rocío” y se define de la siguiente manera:

«Punto de rocío es la temperatura a la cual condensa la primer gota de líquido cuando auna mezcla constituida por un vapor y un gas se la enfría a presi6n constante».

De lo anteriormente expuesto surge que dos son los parámetros a fijar y son los denominados:

a) Punto de Rocío de Agua.b) Punto de Rocío de Hidrocarburos.

Ambos son medidos en grados centígrados.

Siempre debe indicarse la presión a que corresponde la temperatura de rocío, de lo contrario setendrá una indeterminación.

Es de destacar que los valores citados son sólo ejemplos, y susceptibles a variaciones según seaen época estival o invernal. En esta última es cuando mayores deben ser los controles, no sólopor las bajas temperaturas a que está sometido el gas sino también porque es cuando se tienemayor demanda.


En el transporte de importantes gasoductos y a fin de asegurar la calidad del gas inyectado, seefectúan controles periódicos de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos. Tal control nosolo brinda el conocimiento de los puntos de rocío, sino que mediante el mismo es posibleevaluar las condiciones de trabajo de las plantas acondicionadoras. Además, en el caso de tenervarias corrientes que aporten a un mismo gasoducto, conociendo los distintos valores se puedenadoptar decisiones que permitan aceptar alguna desviación parcial, si de resultas de la mezclasurgen valores encuadrados dentro de las especificaciones de transporte.

La medición de campo se efectúa mediante el método de Bureau of Mines, que consiste en ladeterminación directa mediante un aparato, de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos.

Dicho instrumento tiene una cámara de presión para contener el gas, con su correspondienteválvula para controlar el pasaje de mismo. Un visor de plástico transparente permite la observa-ción del interior de la cámara y de un espejo sobre el cual se produce la condensación del vaporcontenido en el gas, cuando al mismo se lo enfría gradualmente mediante la expansión del gaspropano en una cámara adyacente.

El punto de rocío será la temperatura leída simultáneamente cuando se observa la condensaciónsobre el espejo, a la presión a que esté sometido el gas en ese momento. Cuanto menor sea elcontenido de agua, menor va a ser la temperatura a la que inicie la condensación, a igual presión.

Existen en el mercado otros instrumentos electrónicos que dan con alta precisión directamente eldato de temperatura y cantidad de agua contenida, por unidad de volumen de gas.

El contenido de agua en el gas que deba ser transportado por gasoductos y destinado a la venta,está regido por normas de aceptación internacional. Algunos límites se colocan en no aceptarmás de 1,5 litros de agua por cada 10.000 metros cúbicos de gas, o lo que es lo mismo enunidades inglesas, 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas (MMCF).


III – II RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS

En los procesos para obtener gasolina comercial se requieren una Plantas de Tratamiento porcualquiera de los métodos de refrigeración, comprimiendo y expandiendo gases refrigerantes enintercambiadores de calor, pero esto si bien es eficiente para su uso en productos comerciales,no lo será en las baterías de yacimientos para consumo interno del gas.

En los yacimientos, cuando el gas es utilizado para consumo interno, se pueden utilizar métodosde recuperación de estos hidrocarburos que resulten económicos y sin demasiada complejidadtécnica, tal como la instalación de radiadores y depuradores o scrubber, sin necesidad de insta-lar complejas plantas de recuperación de gasolina por enfriamiento como ocurre en el transportede grandes volúmenes por gasoductos.

El procedimiento que se describe a continuación es una adaptación práctica de lo que se conocecomo “separación a baja temperatura”, tan sólo que en este caso se adapta a realizar la separa-ción de los líquidos a temperatura ambiente, considerando que esa será entonces la menor tem-peratura que el gas encontrará en su recorrido diario.

Se trata de enfriar la corriente de gas hasta la temperatura ambiente, de manera de tenera lo largo de la línea del gas una temperatura siempre mayor que en el punto de enfria-miento.

III – II - I Instalación práctica para recuperar condensados

Para bajar la temperatura al valor ambiente se puede instalar un radiador fabricado con tubosaletados con una superficie de irradiación lo suficientemente grande para llevar ese caudal a latemperatura ambiente. El departamento de ingeniería podrá diseñar la cantidad de tubos, susdiámetros y el de las aletas intercambiadoras.

Hay muy buenas experiencias en la construcción del modelo para 100.000 m3 de gas por día,compuesto de dos circuitos de 10 tubos paralelos del 1" de diámetro c/u, con 200 aletas pormetro, 2" de diámetro y 6 m de longitud por tubo. Todo montado sobre dos colectorescolocados en forma vertical.

La instalación, sobre todo en zonas con temperaturas por debajo del punto de congelamiento,deben montarse con la precaución de que el enfriador este por arriba del nivel del separador einclinado facilitar la salida del líquido antes de convertirse en sólido y, si aún presenta algún tipode problema, un «by pass» gobernado por una termoválvula o termostato convertirá el sistemaen automático.

Desde ya que una vez obtenido el condensado debe eliminarse de inmediato mediante el uso deun separador o «Scrubber» y de esta forma, el gas continuará su recorrido sin producir líquidosa esa temperatura.


Un modelo de instalación se muestra en las figuras siguientes:

.


La eliminación de los condensados de hidrocarburos no solo minimizará los problemas decongelamiento de las líneas, sino que además mejorará sensiblemente los posteriores procesosde deshidratación por absorción, ya sea con alcoholes o con sílicagel. Particularmente las gaso-linas emulsionan el glicol quitándole la propiedad absorbente y al bajarle la densidad permitirá su«atomización» y se irá a la línea de gas porque los retenedores de la torre de contacto no lopueden impedir.

Otro fenómeno que se debe considerar en la extracción del condensado del gas es cuando pordisminución de la presión se produce un enfriamiento.

Esta disminución de la temperatura puede suceder por una o dos causas. Cuando el gas seexpande de un estado de alta presión a uno de baja presión sin transferencia de calor o cuandose realiza un trabajo, hay una caída de temperatura por un efecto Joule Thompson. Cuando lacaída de presión se produce en una turbina, el trabajo es realizado por el gas y se produce unenfriamiento también; la ventaja está en que la caída de presión se produce a una más bajatemperatura de separación, produciéndose entonces una mayor condensación de líquido del gasnatural.

La expansión del gas produce un enfriamiento por la caída de presión producida en la conduc-ción del gas, desde un punto de alta presión a uno de baja presión. Si esta expansión ocurre através de un orificio, el efecto refrigerante dependerá de la temperatura del gas aguas arriba delorificio, de la presión diferencial a ambos lados del orificio y de la cantidad de líquido formado.

En la figura se observa un gráfico que brinda el enfriamiento de una corriente de gas.


Para obtener la máxima extracción de hidrocarburos líquidos de un gas, para una presión dife-rencial y una presión de entrega del gas dadas, se tendrá que obtener la más baja temperaturaen el separador dentro de límites razonables.

En la siguiente figura se puede observar un equipo que es utilizado para producir la separa-ción a baja temperatura de hidrocarburos mediante el enfriamiento de la corriente de gas.

Asumiendo que la corriente de gas contiene una mínima cantidad de agua libre y la suficientetemperatura para prevenir la formación de hidratos, el proceso se desarrolla de la siguienteforma:

El flujo de gas ingresa al equipo pasando por un serpentín intercambiador de calor y luegopor un orificio regulable donde se produce la expansión del gas, ingresando al separador enforma tangencial.


El serpentín es enfriado por los líquidos que se han condensado, produciendo la absorción delcalor de la corriente gaseosa, que causan la licuefacción de los hidratos que se han formado alexpandirse el gas a través del orificio y que han caído a la parte inferior del separador.

El nivel del líquido es mantenido por un controlador de nivel de tal manera que el serpentín quedesiempre sumergido en el líquido. Los líquidos condensados se descargan a través de una válvuladel separador de baja temperatura hacia el siguiente proceso.

Este procedimiento tiene algunos problemas derivados de la formación de hidratos si las tempe-raturas del gas antes del orificio o de la entrada al Separador de Baja Temperatura están muycercanos a la formación de hidratos, que de solidificarse obstruirán las serpentinas delseparador, en algunos casos solucionables con la inyección de metanol .

En otras oportunidades entonces, será necesario retirar parte del vapor de agua presente en elflujo de gas, asociando a las instalaciones mencionadas un sistema de absorción utilizadocomunmente.


III - III DESHIDRATACIÓN

Las diferentes razones expuestas con anterioridad, además de las posibilidades de adecuadacomercialización donde la calidad del gas está reglamentada, son suficientes para implementarPlantas de Tratamiento de Gas para adecuarlo a las especificaciones requeridas, y/o para laseparación de productos comercializables como el Gas Licuado o la Gasolina Estabilizada.

Las particulares características de algunas mezclas de gases, también comprometen al inicio dela fase de tratamiento, donde puede requerirse la eliminación de gases contaminantes como elDióxido de Carbono o el Sulfuro de Hidrógeno.

La eliminación del agua contenida en el gas o deshidratación, se efectúa con un proceso muygeneralizado, denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar con-tacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua,como son por ejemplo los alcoholes. En este caso, este agente absorbedor estará en estadolíquido, pero pueden utilizarse otros agentes, como la sílicagel que se presentan en estado sólido,denominándose el sistema como de “adsorción”.

En el primer caso se trata de poner el gas en contacto con el glicol para que este se quede con elagua y luego se regenere el glicol para su reciclaje. Este proceso se realiza por dos procedimien-tos de diferentes carácterísticas, no obstante la regeneración del glicol se realice con los mismosprincipios o equipos.

Las posibilidades de absorción física son por Torre de Contacto de Glicol, donde los flujos acontracorriente de glicol y gas se encuentran en una torre, recuperándose cada uno por diferen-tes descargas; o por Inyección de Glicol, donde el mismo se inyecta en un punto del curso degas, recuperándose luego de un proceso de frío, en un separador trifásico.

El segundo caso es con el uso de otro absorbente del agua en estado sólido que es el sílica geltambién regenerable para el reciclaje.

III - III - I Determinación del Punto de Rocío

El gas en su flujo tiene como se ha visto contenidos de agua y gasolina. La gasolina, se suponeque ha sido retenida y eliminada por el proceso de condensación al que fue sometida, luego lequedará el agua que será necesario eliminar.

El primer paso para saber de que manera o en que magnitud contiene agua, es conocer lacantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo, es mediante lalectura del punto de rocío o dew point del gas.

El punto de rocío será entonces, el momento en que el agua contenida en el gas comienza acondensarse en valores de presión y temperatura conocidos.


Como ejemplo, el aparato medidor de este parámetro se compone de un visor, un espejo y ungas refrigerante en una cámara de expansión de tal manera que se hace pasar el flujo del gas amedir frente al espejo y se refrigera bajando lentamente la temperatura (se lee en el termómetroinstalado en contacto con el espejo) hasta que se comience a empañar el espejo.

La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del punto de rocío, quees el punto donde se inicia la condensación bajo esas condiciones.

Con cualquiera de los métodos, se podrá determinar el tipo y forma de tratamiento o bien laeficiencia del mismo, en una planta deshidratadora de gas en operación.

El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte, está regido por normasde asociaciones internacionales y por convenios entre empresas.

De todas formas se pueden tomar valores conocidos como un límite máximo de 7 libras de aguapor cada millón de pies cúbicos de gas o en el sistema decimal 0,15 cm3 de agua por cada metrocúbico de gas o 1,5 litros de agua por cada 10.000 metros cúbicos de gas.

Observando nuevamente la tabla de la Página 6, que representa el contenido de agua en el gasnatural a distintas temperaturas y presiones, se explican las variaciones que sufre el punto derocío del vapor de agua en el gas con la temperatura (depresión del punto de rocío).

Se puede observar que la temperatura del punto de rocío del vapor de agua en el gas es lamisma que la temperatura de saturación para una dada presión.

Nuevamente, si se tiene un flujo de gas a 1000 PSI y a 100ºF, el contenido de agua es de 62 lb./MMCF y si manteniendo la presión, y el contenido de agua pasa a ser de sólo 7 lb./MMCF latemperatura del punto de rocío ahora es de 33ºF.

Entonces el equipo deshidratador, al reducir el contenido de agua de 62 a 7 lb./MMCF ha sidocapaz de bajar el punto de rocío de 100°F a 33ºF.

Visto de otra manera, si se requiriera operativamente bajar el punto de rocío de un flujo de gascomo el del ejemplo, a 33°F, se debería provocar un contacto que absorviera 65 libras de aguapor cada millón de pié cúbico de gas.

Por lo tanto y resumiendo, dados un caudal, temperatura y presión iniciales, y presión y tempe-ratura finales; es posible determinar por éste procedimiento la cantidad de agua a absorver, paraeliminar la posibilidad de presencia de la misma en estado liquido, en el resto del proceso.


III – III – II Características de los Glicoles

Por su alta capacidad higroscópica (afinidad con el agua) se utilizan glicoles para la deshidrata-ción del gas natural. Esta capacidad está directamente relacionada con la concentración de lasolución agua-glicol.

El glicol es un producto químico orgánico, de la familia de los alcoholes, que naturalmente tienegran avidez por el agua; es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contactocon el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovecha-da para estos procesos de deshidratación, porque además son muy estables, con una elevadatemperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos encontacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas.

Existen tres compuestos glicoles muy utilizados, el etilenglicol, el dietilenglicol y el trietilenglicol.La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol, es de 165°C(328°F) y para el trietilenglicol este valor es de 205°C (404°F), temperaturas que deben respe-tarse rigurosamente en la operación cuando se regenera el glicol, porque de no ser así sedegradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente.La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98,5% y el estado optimo de máximorendimiento es de 99,5. En el caso que tuviera 98,5%, el 1,5% restante será contenido de agua,con la consecuencia de la disminución, en la misma medida, de la capacidad de absorción.

Tomando como ejemplo el siguiente caso:

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

Si se adopta el valor limite de 7 lb. agua/MMCF, se desarrolla:

1. Contenido de agua del gas a la entrada; (del gráfico) 40 0F y 100 psi, indica que el gaspuede contener 67 Lb. agua/MMCF.

2. Punto de rocío del gas a la salida; del gráfico para 7 Lb. agua/MMCF y 100 psi, se obtiene:-15 ºF.

Depresión del punto de rocío 40 - (-15) = 550F.

Agua a eliminar: 67 – 7 = 60 Lb. agua por MMCF

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


La concentración estará directamente relacionada con la eficiencia del regenerador de glicolhúmedo.El dietilenglicol (DEG) fue el primer glicol que halló aplicación comercial en la deshidratación degas natural. Este compuesto otorga una buena depresión del punto de rocío y tiene la habilidadpara absorber agua en un amplio rango de concentraciones. Sin embargo tiene ciertas limitacio-nes para lograr las concentraciones requeridas.En cambio, con el trietilenglicol (TEG) concentraciones del 97,5% al 98,5% son fácilmenteobtenibles, dada la mayor temperatura de ebullición que tiene respecto a los otros dos, ademásde la conveniencia de tener también una mayor temperatura de degradación.

Es común que las ventajas del T.E.G. sobre el D.E.G. hagan que aquel sea el favorito en losprocesos de deshidratación con glicoles, no obstante y dadas sus características y costo, se haestablecido el uso del T.E.G. para procesos por Torre de Contacto, y el M.E.G. para losefectuados por Inyección.


III – III – III Absorción Física por Torre de Contacto

La puesta en contacto del gas a deshidratar con el absorbente, requiere de un recipiente deno-minado “torre de contacto”, que por conveniencia operativa se construye con el aspecto de unseparador bifásico vertical, como se observa en la figura siguiente.

Su tamaño estará en función del volumen de gas a tratar, del diseño interior y de la cantidad deagua a extraer; en definitiva el tamaño determinará el tiempo de contacto glicol - gas.

En algunos casos, la torre dispone de un sector inferior que cumplirá la función de depurador dela corriente de gas de entrada, a fines de asegurar la eliminación de líquidos en el flujo de contac-to.

En la siguiente figura se puede observar un esquema simplificado de un diagrama de flujo de unaplanta de tratamiento de gas por glicol por absorción en torre de contacto.


Flujo del gas húmedo: Saliendo del separador ya sin condensados, la corriente de gas húmedose introduce en la torre de contacto por un nivel inferior y se la hace circular ascendiendo ypasando por lechos de relleno o bandejas de burbujeo, diseñadas especialmente para que elgas tome contacto íntimo con el glicol.El gas se mezcla en cada una de las bandejas con la solución de glicol, cediendo al mismo elvapor de agua que contenga.Una vez que ha cedido el agua al glicol, el flujo de gas seco pasa a través de un eliminador deniebla en la parte superior del absorbedor para dejar pequeñas partículas de líquido arrastradoy abandona el equipo como gas seco, pasando previamente por un intercambiador de calorpara enfriar el glicol que ingresa.En la figura de la página siguiente, también se observan detalles de una “copa” y de una “bande-ja de burbujeo”, donde el gas es obligado a pasar a través del lecho líquido del glicol de manerade establecer entre ambos un contacto íntimo y facilitar la absorción del agua por el glicol.

Flujo de glicol pobre o seco: El glicol proveniente de la Planta Regeneradora, entra a la torrepor la parte superior, intercambiando calor inicialmente para adecuarse a la temperatura deoperación, luego va circulando hacia abajo pasando por rebase de bandeja en bandeja, toman-do contacto íntimo con el gas y quedándose con el contenido de agua.

Flujo de glicol rico o húmedo: Es tomado a menor temperatura del fondo de la torre deabsorción y descargado generalmente por un mecanismo de controlador de nivel y válvula dedescarga, hacia la Planta Regeneradora, donde debe ser tratado para eliminarle el contenido deagua a fin de poder ser utilizado nuevamente en la torre de contacto, de manera de tener un ciclode operación continuo. Para ello se lo bombea a través de una serie de equipos donde básica-mente se lo somete a una temperatura superior al punto de ebullición del agua como para que lamisma se desprenda en estado de vapor.El glicol, que se mantiene en estado líquido debido a que su temperatura de ebullición es muysuperior a la del agua, es nuevamente acondicionado para su reutilización.


III – III – IV Absorción Física por Inyección

El tipo de instalación que se describirá a continuación permite cumplir los dos objetivos delacondicionamiento simultáneamente, la deshidratación y el desgasolinaje, y son las llamadas«Dew Point” o Plantas de Ajuste de Punto de Rocío.Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación del vapor de agua y de los hidro-carburos pesados mediante enfriamiento. Observando las curvas temperatura de rocío del aguase ve claramente que la condensación se favorecerá a altas presiones.Es evidente que esta sencilla operación necesita de otro agente a efectos de impedir la formaciónde hidratos en la instalación al reducir considerablemente la temperatura del gas, a tal fin seutilizan los glicoles, por su doble acción, como absorbente y como anticongelante.Atendiendo las bajas temperaturas de trabajo el más apto es el monoetilenglicol. Soluciones al70% son altamente higroscópicas y de muy bajo punto de congelamiento. Se puede decir queprácticamente soluciones que oscilen entre el 60% y 80% no congelan.Por lo general en éste tipo de Plantas, se encuentran instalados intercambiadores Gas-Gas queoptimizan el rendimiento de la misma, calentando el gas de salida merced al enfriamiento del gasde entrada.Una solución de monoetileneglicol pobre, es inyectada antes y en el intercambiador gas-gas.El gas es dirigido a un enfriador (chiller) que constituye el evaporador de un ciclo frigorífico,donde se lo lleva por debajo del punto de rocío establecido para su inyección a gasoducto.


El líquido posteriormente es extraído en un separador de alta presión de tres fases comúnmentellamado trifásico o separador de frío, donde la fase gaseosa constituye el llamado gas residualseco que se envía a gasoducto o al proceso restante.

La fase líquida se subdivide en dos, una constituida por la solución glicol-agua y la restante porgasolina, debido a la inmiscibilidad de ambos y su apreciable diferencia de densidad, son fácil-mente separables.

La corriente de glicol enriquecido con agua es enviada a la Planta Regeneradora o Rectificadora,donde a presión atmosférica y mediante la entrega de calor, se la despoja del agua absorbida.

La gasolina obtenida en estas condiciones contiene apreciable cantidad de hidrocarburos livia-nos, como ser propano y butano, razón por la cual se los debe eliminar de la misma, transfor-mándola en gasolina estabilizada.

El propano y butano se puede inyectar a gasoducto ó separarlos para su utilización como gaslicuado de petróleo.

La experiencia ha mostrado que este tipo de instalación es muy confiable y ofrece resultadossatisfactorios.

Los problemas más comunes son más bien de carácter mecánico y fácilmente solucionables asaber:

a.- Deficiente pulverizaci6n del glicol en su inyección, con lo que no se consigue un contactointimo glicol-gas. Debe revisarse el diseño del inyector o su control periódico. En algunas opor-tunidades, el desplazamiento de carbón activado de los filtros de la Planta Regeneradora, originael taponamiento de los inyectores.

b.- Problemas de separación de condensado en el separador trifásico, generando arrastres decondensados y glicol al circuito posterior. Esta dificultad se mejora no sobrepasando los cauda-les de diseño, evitando disminuir el tiempo de residencia de los fluidos en el separador y respe-tando los adecuados niveles de operación.

Los dos sistemas de absorción por contacto del flujo de gas con el TEG en la torre, o porinyección de MEG en el flujo, para un posterior enfriamiento, separación y recuperación; requie-ren de estar complementados con un sistema que regenere éste producto absorvedor, separan-do y eliminando la mayor parte del agua contenida.

Ambos equipos de rectificación o Planta Regeneradora son similares, y se basan en elevar latemperatura de la mezcla hasta valores suficientes para evaporar el agua y no el glicol, eliminan-do el agua en forma de vapor.


III – III – V Planta y Proceso de Regeneración de Glicol

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

Para la regeneración del glicol, el mismo es bombeado previamente a través de un condensa-dor de reflujo enfriador en el tope de la columna de condensación para condensar parte de losvapores que son descargados, pasando luego a través de una serpentina de precalentamientoproduciendo un intercambio de calor glicol-glicol, donde el glicol seco concentrado es enfriadoy el glicol húmedo es precalentado, reduciéndose así la carga del calentador y evitando unaebullición violenta.

En la siguiente figura, se esquematiza el flujo descripto de recuperación de glicol, parauna Planta de una sola columna.


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

En algunos casos o diseños, se utilizan dos torres por donde pasa el glicol a regenerar:

1) Una torre llamada torre ciega donde ingresa el glicol previamente calentado y donde sesepara parte del agua que sale al exterior en forma de vapor.

2) Otra torre, llamada torre de destilación en la que el glicol entra en contacto a contra corrientecon los vapores de agua y pequeñas cantidades de vapores de glicol y gasolina generados enel calentador. El glicol que fuera arrastrado con el vapor que sube, se condensa en la secciónde productos de cabeza y vuelve al calentador. El vapor no condensado deja la partesuperior de la columna y es enviado al tanque de eliminación.


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


Como se ha visto anteriormente, la temperatura de degradación de cualquiera de los glicolesmencionados está muy por encima del punto de ebullición del agua.Por ejemplo, calentando si es trietilenglicol, hasta unos 193°C (380°F), el agua saldrá por latorre de destilados en forma de vapor y el glicol rebasará por el vertedero al tanque de reserva.

El glicol así regenerado cae por un vertedero en el calentador y de allí al acumulador, de dondees enviado a la torre de contacto en donde ingresa a través de un intercambiador (glicol-gas) decalor para enfriarse y comenzar nuevamente el ciclo.

En circuitos instalados en Plantas de tratamiento, cómo por ejemplo las Plantas de Ajuste dePunto de Rocío, se observa en la linea de glicol rico y posterior al precalentamiento del mismo(antes de los filtros); la presencia de un separador o "flash tank" que contribuirá a despojar el gasasociado al glicol rico, proveniente del proceso de absorción.

En los siguientes esquemas se puede observar el detalle del conjunto en diversas variables.


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

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


III – III – VI Variables de Operación

La presión y la temperatura son parámetros que influyen en la absorción; se puede decir comoregla general que altas presiones y bajas temperaturas son las condiciones más favorables.

No obstante hay ciertas limitaciones que es menester considerar:

Temperatura: una condición que es de suma importancia en la calidad del proceso es la deconservar las características físicas optimas del glicol, las que se ven afectadas por latemperatura a lo largo de la operación.

A presión constante y considerando que al gas se lo recibe saturado en agua, a mayor tempera-tura el contenido de vapor de agua en el gas aumenta. Por lo tanto, cuanto mayor sea latemperatura de proceso, mayor será la cantidad de agua que debe eliminar la torre y mayor serála depresión del punto de rocío. Pero si la temperatura aumenta mucho el glicol será arrastradopor el flujo de gas y el retenedor de niebla será superado, con la consecuente pérdida delproducto por la línea de gas. Por otro lado bajar la temperatura del proceso tampoco esaconsejable ya que si la temperatura baja los 10°C (50°F) el glicol tiende a formar espuma y laviscosidad aumenta, a tal punto que el gas formará canales que no permitirán un buen contacto,reduciendo la eficiencia del proceso. El rango óptimo de temperatura se ubica entre 10°C y38°C (50°F y 100°F).

Presión: la presión tiene un marcado efecto sobre la viscosidad. Por ejemplo a 1000 psi (70Kg/cm2) la viscosidad del D.E.G. se hace 3 a 4 veces la viscosidad que tiene a presión atmos-férica. Esto significa que para una concentración dada del glicol a la entrada, la velocidad decirculación del mismo debe ser aumentada en el absorbedor, para compensar la pérdida en laeficiencia del plato a causa de su mayor viscosidad. En consecuencia, a medida que aumentanlas presiones, la circulación del glicol no es una función directa del contenido de agua en el gas,sino del cambio de las condiciones físicas.

Concentración del glicol: El glicol que sale de la torre de contacto (glicol húmedo) se deshidrataen la planta rectificadora de glicol para luego volver al ciclo. Cuanto más concentrado (seco)sea el glicol que entra a la torre de contacto, mayor será la eficiencia de deshidratación del gas.El grado de deshidratación del glicol que pueda lograrse, depende en primer lugar de las espe-cificaciones de diseño de la planta de glicol. Así por ejemplo, tendremos plantas cuyo diseñogarantiza una eficiencia de concentración del glicol de: 98,5 %; 99,0 %; 99,5 %; etc. Estosignifica que si la eficiencia de una planta de glicol es de 98,5 %, la concentración de glicol será98,5 % y el resto, 1,5 %, es agua incorporada al glicol en el proceso (que la planta no elimina).

Conocida entonces la eficiencia de la planta, podrá determinarse si la misma trabaja de acuerdoa las especificaciones de diseño. Para ello se realiza un análisis de determinación de agua; lamuestra de glicol se debe tomar a la salida del tanque de glicol seco.


Otros factores que influyen en el grado de deshidratación del glicol son la capacidad de trata-miento de la planta que está relacionada con el caudal de circulación del glicol y la temperaturadel calentador.

Para lograr una concentración adecuada del trietilenglicol, la temperatura del calentador debemantenerse entre 375 0F y 390 0F. Es importante controlar el valor máximo de temperatura paraevitar la degradación del TEG, la que se inicia a los 404 0F.Es una condición de suma importancia en lo que hace a la regeneración, observar un adecuadofuncionamiento proporcional de los sistemas de control de temperatura del regenerador. Unfuncionamiento si/no del controlador del mismo (que no es otra cosa que un Calentador Direc-to), propondrá momentos de máximo rendimiento del quemador, con serias posibilidades dedegradación del glicol circulante, merced a las altas temperaturas generadas en el área inmediataal tubo de fuego.

Caudal de circulación de glicol: Cuando se conoce la concentración del glicol y el número deplatos de burbujeo que tiene la torre de contacto, la depresión del punto de rocío del gas satura-do es función de la velocidad de circulación del glicol. Las torres de contacto estándar tienen 4a 8 platos de burbujeo. La circulación del glicol varía de 3 a 5 galones por libras de agua en elgas. El valor práctico es 3 gal/lb de agua a eliminar. En general es más favorable aumentar laconcentración del glicol que el caudal de circulación. Esta determinación depende de lacapacidad de absorción del glicol, o dicho de otra forma el TEG puede retener 1 libra deagua cada 3 a 5 galones.

Continuando con el ejemplo de la página 19, donde teníamos que eliminar un total de 60 librasde agua, calculemos ahora el total de circulación de glicol.

Total de agua a eliminar por día: 1.800.000 pie3/ día de gas x 60 lb./MMCF gas = 108 lb. deagua/día

Caudal de circulación del glicol: adoptando el valor práctico de 3 gal/lb. agua se obtiene:Q glicol = 3 gal/Lb. agua x 108 Lb agua/día = 324 gal. glicol / dia.

Q glicol = 324 / 24 = 13.5 gal / hora

Con el dato de 13,5 gal/hora se puede recurrir al gráfico de caudales de la bomba suministradopor el fabricante y determinar los golpes por minuto a que debe trabajar la misma para mantenerdicho caudal horario de glicol en el sistema. En caso de no contarse con los gráficos de labomba, el caudal puede determinarse intercalando en el sistema un medidor de caudal del tipode desplazamiento positivo, por calculo conociendo la carrera y diámetro del pistón, o contras-tando la misma en servicio contra un recipiente calibrado.Como comentario final respecto a este tipo de plantas es de destacar su simplicidad de opera-ción, ya que las mismas requieren de una mínima atención y no necesitan de personal perma-nente de operación. Es conveniente un control diario de la temperatura de regeneración y delcaudal, y semanalmente del Ph y de la concentración del glicol.


Otro flujo de reciclo o regeneración, pasará a contracorriente por la segunda Torre, donde elagua adsorbida en el ciclo anterior por la misma, será barrida por el gas caliente (generalmenteun 10% de la corriente principal, y entre 350° F a 450°F, dependiendo del tipo de desecanteutilizado) hacia un enfriador y un posterior separador del agua condensada.

Alternativamente entonces, una Torre está adsorbiendo los vapores de agua del flujo principal,mientras en la otra se está regenerando el desecante. Controladores cíclicos o temporizadores,permiten el cambio automático de las torres según un programa horario establecido.

Basados en las características y métodos mencionados, son dos las variables generalmente uti-lizadas por aspectos prácticos y económicos. La principal diferencia, radica en el punto dóndese toma el gas para el flujo de regeneración.

III – IV DESHIDRATACION POR ADSORCION CON SÓLIDOS

El proceso de adsorción es una forma de adhesión entre una superficie sólida y el vapor de aguaque aparece como una capa muy delgada, y se sostiene según la propiedad de atracción de losmateriales y las características particulares de los mismos.

La cantidad de agua adsorbida, varía con la naturaleza varía con la naturaleza y el área superficialdel desecante utilizado.Los desecantes más efectivos, son los que tienen una alta relación entre el área superficial y suvolumen. Probablemente, a ésta característica se sume que parte del agua se condense y searetenida en los canales capilares en el interior del desecante (condensación capilar).

III – IV – I Procesos de Adsorción

En general éste tipo de instalaciones están equipadas inicialmente con un separador de entrada,utilizado para interceptar y separar los líquidos presentes en el flujo, evitando inconvenientes enel proceso que puedan reducir la capacidad del adsorbente.

La corriente principal de gas pasará por una de las dos Torres de Secado, tomando contactocon el desecante que permitirá la remoción de los vapores de agua.


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

El flujo principal entonces, continúa hacia la torre seleccionada (en éste caso la N°1), donde seadsorberán los vapores de agua, para seguir su curso hacia el resto del proceso.

El flujo de regeneración por su parte, es tomado aguas arriba de la válvula reductora, y pordiferencia de presión con el sector aguas abajo, circula hacia ésa conexión pasando por uncalentador primero, la otra torre (N°2) en contracorriente permitiendo la remoción de la hume-dad retenida anteriormente, para condensarla a su posterior paso por un enfriador, y finalmentesepararla en un depurador desde donde será eliminada.

El gas ya sin presencia de agua en estado líquido, se reciclará hasta la conexión mencionada,aguas debajo de la válvula reductora de presión.

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


III – IV – II Desecantes y Aplicaciones

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

El siguiente croquis, refleja la mencionada modalidad.

MÓD. III - CAP. IV: Pag. 1

CAPITULO IV - ABSORCION Y FRACCIONAMIENTO

IV - I RECUPERACION HIDROCARBUROS 3IV - I - I Separación por baja temperatura 3IV - I - II Sistema estabiliación de condensados 4IV - II PROCESAMIENTO DEL GAS 9IV - II - I Fraccionamiento 9IV - II - II Equilibrio de etapas 11IV - II - III Tipos de fraccionadoras 12IV - II - IV Equipamiento de transferencia de calor 19IV - II - V Columnas absorbentes y de fraccionamiento 21IV - III CIRCUITOS DE REFRIGERACION 24IV - III - I Situación en el Proceso 24IV - III - II Circuito de Propano 27IV - III - III Recomendaciones 28IV - IV PROCESAMIENTO POR ABSORCION DE ACEITE 29IV - IV - I Principio Físico 29IV - IV - II Absorción refrigerada 29IV - IV - III Características del absorbente 32IV - IV - IV Caudal del absorbente 33IV - IV - V Velocidad en la torre 33IV - IV - VI Calidad del absorbente 34IV - IV - VII Problemas comunes 34IV - IV - VIII Alternativas de solución 35IV - V PROCESAMIENTO CRIOGENICO DEL GAS 37IV - V -I Caracerísticas del sistema 37IV - V - II Turboexpansión 39IV - V - III Tamiz Molecular 40IV - V - IV Diferentes procesos criogénicos 43IV - VI ENDULZAMIENTO DEL GAS 48IV - VI - I Componentes ácidos 48IV - VI - II Tipos de Proceso 48IV - VII SISTEMAS DE CONTROL Y SEGURIDAD OPERATIVA 52IV - VII - I Consideraciones generales 52IV - VII - II Características del GLP 54IV - VIII SISTEMAS DE VENTEO Y DESPRESURIZACION 56IV - VIII - I Aplicaciones y Normas 56IV - VIII - II Válvulas y elementos de seguridad 57IV - VIII - III Colectores de venteo 59


MÓDULO III - CAPITULO IV- ABSORCION Y FRACCIONAMIENTO -

IV – I RECUPERO DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EN PLANTA

El tratamiento de gas está fundamentalmente adecuado a sus necesidades de utilización ó trans-porte. En consecuencia dicho tratamiento será el más ajustado, por razones económicas dediseño, a la real utilización del mismo.

En plantas de acondicionamiento del Punto de Rocío (Dew Point), las cuales como su nombre loindica solamente acondicionan el gas para su transporte y uso, evitando inconvenientes de hidratos,los sistemas más conocidos son LTE y LTS.

Plantas de este tipo, en general procesan el gas relacionado con la producción de petróleo. Porlo común, este gas asociado (solución) contiene una cantidad mayor de hidrocarburos recupera-bles por MCF (miles de pies cúbicos) que los gases no asociados.

Los dos tipos más generalizados son:

LTE: (Low Temperature Expansion). Como su nombre lo indica realiza un expansión JouleThompson a baja temperatura. Es iso-entálpica.

LTS: (Low Temperature Separator). Este sistema iso-entrópico, realiza una separación a bajatemperatura, mediante el uso de circuitos de refrigeración.

En ambos casos los productos recuperados pueden fraccionarse en la planta o bien puedenabandonarla como una mezcla de líquido individual para ser separada en otro lugar.

IV – I – I Separación por Baja Temperatura

Este es el caso donde la corriente de gas de entrada debe combinarse con etilenglicol, paraprevenir la formación de hidratos durante el proceso de refrigeración y a su vez absorber partede la humedad.

La corriente de entrada luego es enfriada en un chiller usando propano líquido como medio deenfriamiento, provocando la condensación tanto del agua, como la de hidrocarburos propensosa hacerlo a tales condiciones.

La mezcla de gas frío, solución de glicol y agua, e hidrocarburos condensados que salen delchiller debe ser separada en un separador de tres fases normalmente denominado “trifásico” o“separador de frío”.


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

IV – I – II Sistema de Estabilización de Condensados

El producto a estabilizar entonces, podrá ser proveniente del sistema de refrigeración (separadorde frío), tanto cómo lo descargado por los separadores de entrada a Planta. Si fuera éste últimocaso, es probable que la descarga sea realizada a través de recipientes lavadores previa mezclacon agua dulce para precipitar tanto el remanente de agua como las sales del flujo, o bien porTratadores Termoeléctricos que deshidratarán el petróleo a valores de estabilización.

Observar la figura de la siguiente página.

El condensado, pasa posteriormente a la torre estabilizadora. Esta es un tipo de fraccionadoracon o sin reflujo de cabeza, y un calentamiento de fondo por circulación a través de los hornos,con lo que se logra el calor necesario para la estabilización.

Por la cabeza de la estabilizadora se obtiene una corriente gaseosa caliente que circulan a travésde un enfriador, condensándose los compuestos pesados, para luego ser bombeados desde elacumulador o tanque de reflujo, nuevamente a la torre. La parte liviana en forma de gas, esdesalojada para reunirse con el gas destinado al resto del Proceso.

El condensado del pie de torre pasa a un calentador donde se eleva su temperatura para retor-nar la torre.

Finalmente el hidrocarburo líquido estabilizado depositado en el fondo de la torre, es descarga-do a través de un intercambiador (intercambiando con el producto de entrada a la torre) hacia unenfriador, y el tanque de almacenaje.


En el esquema se observa una simplificación delos reflujos, entrada y salida.

Un estabilizador entonces es una columna de frac-cionamiento, diseñada para separarselectivamente las partes livianas y pesadas.

En muchos casos similar a las fraccionadoras uti-lizadas en plantas de gasolina y refinerías, es uti-lizada para garantizar la obtención de la fase gassin pérdida de los componentes comerciales, ypara la recuperación máxima de los liquidos parasu posterior fraccionamiento, o bien asegurar queen los períodos de almacenaje y comercializacióndel mismo, no registre pérdidas a la temperaturamáxima a la que podrá ser sometido (Tension devapor - TVR).

Cómo ya se mencionó, existe otro tipo de estabilizadora sin reflujo en la cabeza de torre, gene-ralmente denominada "de carga fría", la que funciona como una columna de agotamiento (stripping),donde la carga es lo suficientemente fría para prevenir las pérdidas de los componentes liquidosde almacenaje. En éste caso, en el tope de torre tiene lugar una vaporización comparable a laocurrida en un separador.

Este proceso es muy sensible a la temperatura de la carga y a la presión de trabajo, ocurriendoque al elevarse la mencionada temperatura, apareceran gradualmente pérdidas en el productoobtenido; lo que se repetirá al aumentar la presión.

Existe una innumerable cantidad de condiciones de presión y temperatura a la que se podríatrabajar éste tipo de equipamiento para obtener un determinado producto.

Las condiciones dependerán del equipo, de las características particulares del flujo, del tipo deproductos que se desea obtener y del proceso posterior de los mismos.

En el croquis descriptivo de la siguiente página, tomado como ejemplo de una planta real, sepueden determinar los diferentes circuitos y combinaciones, con parámetros de presión y tem-peratura recomendados, para una posterior fraccionamiento de GLP.


IV – II PROCESAMIENTO DEL GAS

El tratamiento en Plantas de gas consiste en la combinación de los procesos básicos donde seacondiciona las fases a requerimiento del Proceso o Comercialización posterior; sumados a losnecesarios para la obtención de otros productos.

Los procesos específicos a partir de los básicos ya realizados, pueden obtener productos libresde gases contaminantes, en condiciones de Poder Calorífico requeridas, y/o el fraccionamientode algunos productos como pueden ser los licuables Propano y Butano, como describe el es-quema siguiente.

Se requiere entonces para esta tarea, contar con el equipamiento necesario para realizar inter-cambios de calor, enfriamiento, fraccionamiento y para contactar y separar las corrientes a me-dida que son procesadas.

IV - II - I Fraccionamiento

Una vez que los hidrocarburos líquidos han sido retirados de la corriente de gas, deben serseparados en corrientes de productos vendibles.

Las corrientes de productos más comunes son el C3, C4 y C5+. Por lo general en la etapa deproducción, el C3 y el C4 se encuentran combinados y se los llama Gases licuados de petróleo(GLP). La separación de estas corrientes de productos se denomina fraccionamiento y se llevaa cabo por medio de la utilización de torres de fraccionamiento.


La unidad de fraccionamiento se utiliza para separar mezclas complejas de gas en productosindividuales. El fraccionamiento de la mezcla en sus componentes se efectúa basándose en lavolatilidad relativa (α) de cada uno. Las dificultades en la separación están directamente relacio-nadas con la volatilidad relativa y la uniformidad del componente básico.

Virtualmente todo el gas que se procesa en una planta para obtener hidrocarburos licuables,requiere al menos una torre de fraccionamiento para poner al producto en las especificacionestecnicas normalizadas, para su posterior comercialización.

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


En el regenerador se aplica calor para gasificar al líquido. Este gas asciende por la columnamientras va contactando al líquido que desciende y deja la columna por la parte superior ingre-sando en un condensador, donde debido a la acción de un sistema de enfriamiento, se convierteal estado líquido.

Una vez licuado, ingresa nuevamente en la torre como reflujo, para evitar que el compo-nente más “pesado” salga por la parte superior con la corriente gaseosa.

A los efectos de lograr una eficiente separación de los componentes, es necesario que las dosfases tengan un intimo contacto entre sí, para lo cual se intercalan en la torre a determinadosespaciamientos, bandejas o laberintos que provocan justamente este contacto entre el líquido yla corriente de gas dentro de la columna.

La fase gaseosa en esta etapa, será enfriada dando como resultado la condensación de algunode los componentes más pesados mientras la fase líquida será calentada desprendiendo loscomponentes más livianos.

En realidad los componentes más pesados se alojarán en el fondo de la torre y el producto esdenominado usualmente “producto de fondo”.

En el proceso, la fase líquida es continuamente enriquecida por los componentes livianos, con-formando el “producto de la cabeza”.

La parte gaseosa saliendo por la cabeza de la columna, puede ser total o parcialmente conden-sado.

En un condensador total, todo el vapor será condensado y en forma de líquido regresará a lacolumna componiendo el “reflujo”, manteniendo la misma composición que el destilado que salepor la cabeza de la columna o torre.En la mayoría de los casos, sólo una parte de la fase gaseosa entra en el condensador paraconvertirse en el líquido necesario para el proceso de reflujo.El gas, en condiciones de equilibrio con el líquido, continuará el circuito de proceso, fuera de latorre.

IV - II - II Conceptos de equilibrio de las etapas

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


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

IV - II - III Tipos de fraccionadoras

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

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


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

Para describir el proceso de fraccionamiento de este tren asumimos que el producto de ingresocontiene una alta cantidad de etano y por lo tanto será tratado en una columna deetanizadora.Esta columna estará diseñada para operar con 425 psia que recibirá 380 moles hora de produc-to crudo, con 170 de propano (C 3), 1,5 de metano (C1), 24,6 de etano (C 2), 106 de butano(C 4) y 76,5 de componentes más pesados.

El proceso descripto, prevé la elevación de la temperatura en el fondo a 240 ºF y el acon-dicionamiento a 95 ºF en el tope de la torre para el reflujo. Bajo tales condiciones el etanosaldrá por la parte superior de la torre hacia un circuito de gas combustible o planta deprocesamiento de otros derivados y por la parte inferior se obtendrán los más pesados, como elpropano y superiores.


En la segunda etapa del tren de proceso, mediante el mismo sistema y bajo 313 psia depresión, con 135º F de temperatura de reflujo y 280 ºF para el proceso del líquido en el fondo,se obtendrá el propano por la parte superior de la torre y los componentes más pesados ,ingresarán en la tercer torre.

La tercera etapa opera a 100 psia para obtener un reflujo de 135º F y un acondicionamiento enel fondo a 250 ºF. De esta forma se recuperará por la parte superior el butano y por la inferior seobtendrá gasolina natural estabilizada.

De esta forma, tal como se muestra en el cuadro anterior, el proceso obtiene los componentesmás livianos en cada etapa, o dicho de otra forma, en todas las etapas el producto liviano se vapor la parte superior y el más pesado por la inferior, fraccionando los diferentes elementos delcompuesto que tendrán finalmente distintas aplicaciones y condiciones de venta, según sus usos.

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


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

La reconversión en el fondo de la torre de fraccionamiento de los líquidos en gases se hace porel incremento de la temperatura del líquido que pasa por el calentador o caldera, superando latemperatura de burbuja para las condiciones de presión establecidas.

Este es el caso de la utilización del reboiler o calentador, pero el intercambio de calor o laincorporación del calor al líquido, también puede ser realizada con intercambiadores con aceitecaliente o gas. El circuito de circulación puede ser por termosifón o bien por circulación forzadapor bombas como se observa en el siguiente esquema:


CIRCUITO POR TERMOSIFON

TERMOSIFONES VERTICAL Y HORIZONTAL


OTRO DISEÑO PARA INSTALACION HORIZONTAL

EJEMPLO DE CALENTAMIENTO E INTERCAMBIO DE CALOR


En cuanto al producto líquido estabilizado de las columnas, se obtiene del fondo de la torre comoel que se procesará calentando para el reciclo.

Las posibles formas de recolección y distribución del líquido hacia las distintas corrientes,se muestran en la figura adjunta.


IV - II - IV Equipamiento de Transferencia de Calor

La temperatura es la variable principal en los procesos de gas, por lo tanto, el equipamientode transferencia de calor resulta esencial e importante para el proceso de planta. Los variostipos de equipamiento de transferencia de calor incluyen, calentadores a gas directos eindirectos, intercambiadores de calor de tubo y camisa, intercambiadores de calor de tuboaletado con doble caño e intercambiadores enfriadores de aire.

Intercambiadores TipoTubo y Camisa:Las ventajas de losintercambiadores tipo tuboy camisa son que resultanfáciles de instalar, fáciles delimpiar y de fácil disponibi-lidad. Sin embargo, su cos-to puede ser algo mayorque otros tipos que se utili-cen en situaciones dadas.

Intercambiadores de Tubo Aletado conDoble Caño: Aunque losintercambiadores de calor con cañodoble poseen un bajo costo inicial,la instalación puede resultar más di-fícil.

Intercambiadores de Calor de Enfriamiento por Aire: Los intercambiadores de calor de enfria-miento por aire no requieren agua para el enfriado, por lo tanto, el problema de incrustadoen los tubos no es tan crítico. De esta manera, se logra obtener costos más bajos. Sinembargo, las unidades de enfriamiento por aire tienen un costo inicial mayor que losintercambiadores de calor de tubo y camisa y se limitan a los condensadores y enfriadores,donde la temperatura de salida del fluido es mayor que la temperatura ambiente de aire.


Intercambiadores de Placa y Entrama-do: Los intercambiadores de Placa yEntramado son los más efectivos des-de el punto de vista de los costos y losmás eficientes de los que se encuen-tran disponibles (5 veces más que losintercambiadores de tubo y camisa). Sepuede variar el área de transferenciade calor agregando o quitando las pla-cas.

Las placas están hechas de metal corrugado, lo que brinda fuerza a la placa, induce el flujoturbulento e incrementa el área de transferencia de calor. Las placas corrugadas son sella-das con empaques de goma de nitrilo.

Los intercambios de calor para elevar la temperatura de un flujo entonces, pueden darsemediante la utilización de intercambiadores con corrientes del mismo proceso que hanalcanzado una mayor temperatura y que a su ves requieren de refrigeración.

Cuando los valores a alcanzar no se pueden obtener bajo el anterior intercambio, es nece-sario recurrir a la acción de calentadores de fuego directo o indirecto.

En el primer caso se deben utilizar bajo estricta observación y dentro de un marco deControl y Seguridad de absoluta eficiencia, dado que los mismos funcionan por la acción deun quemador, y a través de un tubo de fuego que se encontrará en contacto directo con elproducto a calentar, siendo este combustible.

En el caso de los indirectos, requerirán de un circuito secundario por donde fluye el fluidocaliente (vapor de agua, aceites, etc.) hacia el intercambiador del proceso, retornando conmenos temperatura, para posteriormente en el equipo calentador, elevar su temperatura avalores deseados.

Una segunda opción para el sistema indirecto, es la que ofrecen los equipos calentadorescon serpentinas de calentamiento interiores, por donde circula el flujo de proceso a calen-tar, mientras se encuentra sumergida en el líquido calentado directamente, como puedenser aceites o agua.


IV – II – V Columnas Absorbentes y de Fraccionamiento

Para resumir se puede expresar que todas las columnas de la planta tienen como propósitopermitir la provisión de una mezcla para facilitar una buena separación de los componentes, yasea por absorción, adsorción o por destilación.

Columna Absorbente: Esta columna provoca un contacto de contracorriente del gas y ellíquido de múltiples etapas.La alimentación de gas in-gresa en el fondo y se diri-ge hacia arriba a través delas bandejas, a la vez queel líquido ingresa en la par-te superior y fluye a lo lar-go de las bandejas en di-rección al elemento quebaja, el cual transfiere ellíquido de bandeja a ban-deja.

El contacto entre el líqui-do y el gas se logra a me-dida que pasa a través dellíquido que fluye a lo lar-go de las bandejas.

Algunas bandejas de plantas más antiguas tienen tapas de burbuja que cubren una pequeñachimenea de tubo de salida. Las columnas más nuevas utilizan bandejas de válvula más eficacesque consisten en orificios redondos de una o dos pulgadas de diámetro cubiertos por una válvu-la, de manera que la válvula tenga la libertad de abrirse y cerrarse. Otra variedad de bandeja deválvula posee ranuras con válvulas trabadas a ellas.

Otros aparatos que se pueden utilizar para constituir las etapas de equilibrio necesariasson las bandejas tamizadoras, que poseen orificios redondos de una o dos pulgadas dediámetro a través de los cuales pasa el gas que le provee una gran superficie de contactode los dos fluidos.

Este tipo de columna indicada en la figura anterior, es la utilizada como torre de contactode glicol, torre contactadora o absorvente de aceite.


Columnas de Fraccionamiento:La mezcla de producto recuperadade los procesos de gas, como la ab-sorción o compresión, se separan envarios productos individuales utilizan-do un sistema de fraccionamiento.

En un sistema completo de frac-cionamiento el primerequipamiento, denominadodesetanizador ( o deetanizador),retira todo el metano, la mayorparte del etano y algo de propanode la parte superior de la columna.Durante una operación normal, losbutanos y los hidrocarburos máspesados no abandonan la parte su-perior de esta columna.

El depropanizador es la próximacolumna y aquí el propano líquido es el producto de cabeza de columna. La condensación totalse logra en el condensador con el producto líquido que se lleva a almacenamiento y con lacantidad requerida de reflujo que se está bombeando otra vez hacia la parte superior de lacolumna fraccionadora.

La última columna, llamada debutanizadora, produce butano como producto de cabeza decolumna con condensado de la presión de vapor deseada como producto de fondo. Lapresión de vapor del condensado se puede variar según se desee, ajustando la cantidad debutano en el producto de fondo.

Las variaciones de la secuencia de fraccionamiento son comunes, así como lo son las co-lumnas adicionales para dividir el producto butano en iso-butano y butano normal o paradespentanizar el condensado.

El calor resulta fundamental para la separación y es agregado al rehervidor para suministrarlos vapores que hacen la remoción. El intercambio continuo de componentes entre líquidoy la fase gaseosa ocurre etapa por etapa dentro de las columnas.

Los componentes livianos se gasifican y se mueven hacia arriba, mientras que los componentesmás pesados se condensan y se mueven hacia abajo. La parte gaseosa deja la parte superior dela columna y se condensa.El producto de cabeza de columna neto deja el sistema y el reflujo es bombeado nuevamentehacia la columna para llevar a cabo el contacto de vapor líquido de contracorriente.


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

EJEMPLO DE COLUMNADEBUTANIZADORA


IV – III CIRCUITOS DE REFRIGERACION

IV – III – I Situación en el Proceso

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

• Un circuito de refrigeraciónes posible encontrarlo com-binado con la inyección deglicol, en el flujo de gas deentrada, acondicionando lasfases antes de la entrada delos líquidos a la torreestabilizadora (el gas acomercialización), en dondeocurre posteriormente unproceso de fraccionamien-to.

En la figura adjunta se ob-serva un esquema simplifi-cado de un circuito de estascaracterísticas.

También se puede encontrar uncircuito de refrigeración colec-tando los gases de cabeza detorre con otros gases residuales,recibiendo posteriormente untratamiento de deshidrataciónpara su posteriorcomercialización. O también ini-ciando un proceso posterior ala torre tal como se observa enlos siguientes esquemas, dondese aprecia el uso del sistema defrío por circulación de propanopara alimentar no sólo al chiller,sino también para refrigerar el condensador de reflujo de la cabeza de la torre deetanizadora.

El otro aspecto nuevo, es el sistema de regeneración de glicol, donde ya no se efectúa por fuegodirecto, sino por aporte indirecto de un circuito de diesel precalentado.


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


IV – III – II Circuito de Propano

El enfriamiento se realiza en equipos especialmente diseñados para este fin, normalmentedenominados chiller, que son intercambiadores con tubos en “U”. Operando el nivel depropano líquido en el mismo, y por lo tanto la sumergencia parcial o total de las serpentinaspor donde fluye el producto a enfriar, es uno de los métodos de regular el rendimiento delcircuito.

La refrigeración se realiza mediante un refrigerante de primera especie como es el Propano,con un grado de pureza del orden del 99%, el cual cumple un ciclo termodinámico que seinicia en el acumulador de propano liquido, en el que se efectúa la reposición periódica delpropano perdido por fugas en el circuito.

Aunque algunos circuitos no lo poseen, un separador flash (o economizador) cumple lafunción de economizar separando dos corrientes; una gaseosa que constituye una alimenta-ción fría interetapa del compresor, lo cual disminuye los requerimientos de potencia delmismo, y una corriente líquida a una temperatura menor que la del acumulador, lo cualpermite un enfriamiento mayor en los chillers.

El propano gasificado en el intercambio, sale de los chillers hacia el compresor .

Luego de ser comprimido, el ciclo se completa mediante el enfriamiento del gas-propano,en los aeroenfriadores, y el retorno a los acumuladores.

circuito sin economizador


circuito con flasho economizador

IV – III – III Recomendaciones

Algunos de los problemas más comunes obedecen a:

a.- Mala calidad del propano de refrigeración. Hay que tratar que el propano posea muy bajocontenido de etano. Porcentajes de más del 3% de este último, traen como consecuencia pre-sión de condensación más alta que la de diseño y en consecuencia, desde el punto de vistamecánico, una mayor solicitud de los metales, y analizado termodinámicamente un menor rendi-miento volumétrico del compresor.

b. - Se debe poner especial atención en la lubricación de los cilindros compresores a fin de evitarun “lavado» de los mismos y consecuentes engranaduras de pistón y camisa. Es aconsejable eluso de aceites sintéticos, no-miscibles con los hidrocarburos. Esta última observación obliga, ala instalación de un eficiente separador de aceite a la salida del compresor, de lo contrario através del tiempo se deposita en los intercambiadores de calor disminuyendo sensiblemen-te la eficiencia térmica.


IV - IV PROCESAMIENTO DE GAS POR ABSORCION DE ACEITE

IV - IV - I Principio físico

Este sistema también llamado de absorción refrigerada, además de acondicionar el puntode rocío, permite mediante un absorbente, separar en cascada, todos los pesados.

La absorción implica contactar el gas crudo com-primido con un hidrocarburo líquido llamado acei-te seco o en un absorbedor donde los componen-tes presentes en el gas de disuelvan en el aceiteseco.

Los componentes más pesados se disuelven másfácilmente y el aceite puede contener más de ellosque los componentes más livianos, pero algunosde los componentes más livianos también son ab-sorbidos.

La masa de gas, llamada gas residual, abandona laparte superior del absorbedor al tiempo que loscomponentes absorbidos se van con el petróleorico proveniente del fondo del absorbedor.

IV - IV - II Absorción refrigerada

Hablaremos del funcionamiento de una planta de tratamiento de gas por absorción refrigerada,que es un modelo de planta muy utilizada a pesar de que se han producido avances hacia elsistema de turboexpansión.

El gas llega a la planta desde las baterías, donde supuestamente ya pasó por los separadoresde líquido de dichas instalaciones.

Al ingresar en la planta, se le inyecta glicol y vuelve a pasar por un tren de separadores, quebásicamente se diseñan en función de las presiones a manejar y a los caudales a tratar. Aquíse le retiene el líquido que pueda traer en su seno, principalmente hidrocarburos condensa-dos en la línea de conducción.

Desde los separadores el gas ingresa al sistema de enfriamiento, donde previo un intercam-bio gas-gas, se dirige a los chiller, equipos con un enfriador de primera especie como elpropano, en los cuales debe alcanzar una temperatura de diseño que normalmente está entre los–30 a –40°C.


. .


Si el proceso de deshidratación no fue realizado con anterioridad, aquí para evitar la formaciónde hidratos de gas en esta etapa de enfriamiento, se inyecta a la corriente de gas, antes de suingreso a los intercambiadores, monoetilenglicol, finamente pulverizado. Con esto se consigue uníntimo mezclado y una consiguiente depresión en el punto de rocío del gas (desestimado en elcroquis anterior).

El glicol inyectado se recuperará en un separador de tipo bifásico, donde se forman dosfases liquidas: una de los hidrocarburos condensados en el enfriamiento, y otra de la mezclaglicol-agua. Dichos hidrocarburos son arrastrados por la corriente gaseosa hacia la torreabsorbedora ó de absorción.

La mezcla glicol-agua pasa a los regeneradores donde, mediante calentamiento, se evaporaparte del agua hasta lograr la concentración deseada.

Para obtener la correcta pulverización del glicol debe atenderse a la diferencial de presiónde diseño (del orden de las 150/200 psi), entre la presión de inyección y la presión de lacorriente gaseosa. Valores mayores ó inferiores a este, ocasionan un mal mezclado y esteproduce una disminución en la depresión del punto de rocío logrado en el gas. Comoconsecuencia de ello habrá problemas de formaciones de hidratos de gas en los equipos.

El gas enfriado y los hidrocarburos condensados pasan a la torres absorbedora donde seponen en contacto con una contracorriente de absorbente, previamente enfriado en loschiller, mediante la refrigeración con propano.

Por la cabeza de la torre absorbedora sale gas residual despojado de los hidrocarburoslicuables, propano y superiores. De allí el gas pasa por los intercambiadores gas-gas yluego, previa etapa de separación va al gasoducto de venta ó consumo, ó en su defecto decontarlo la planta a Reinyección, como gas excedente.

El absorbente usado es generalmente un corte de kerosene obtenido en topping primario decrudo. Dado que el absorbente debe respetar la curva de destilación de diseño además delpunto seco y el peso molecular, es de fundamental importancia, que dicho producto sea lomás aproximado al fluido de diseño.

El absorbente rico que sale del fondo de la torre de absorción, pasa luego a la etapa dedespojamiento de los hidrocarburos absorbidos mediante una serie de fraccionamiento encascada.

Primeramente pasa por un tanque de flasheo, donde mediante una caída de presión, seproduce una vaporización instantánea, lo que facilita la liberación del exceso de metano yetano que indefectiblemente quedan ocluídos en el absorbente.

Las corrientes gaseosa y liquida que salen del tanque flash, van separadamente como ali-


mentación del cono superior de la torre deetanizadora. Allí también va una carga de absorbentepobre y enfriado y cuya función es reabsorber los vapores de propano y superiores que llegan ala cabeza de la torre, y que se ha desprendido como consecuencia del calentamiento que sufre elabsorbente rico en el fondo de la deetanizadora.

La torre deetanizadora trabaja como una fraccionadora que destila etano y más livianos porcabeza. Su alimentación proviene de los dos afluentes del tanque de flash y el absorbentepobre de cabeza actúa como reflujo frío. La calefacción de fondo se logra a través deintercambiadores y de un rehervidor.

La corriente gaseosa de cabeza de la deetanizadora, compuesta por metano y etano, seutiliza como gas combustible para todas las necesidades de la planta. Como este gas esta enmedia presión (alrededor de 284/355 PSI), el excedente se suele comprimir para llevarlo a lapresión de entrada a gasoducto, dado que es gas de venta.

El fondo de la deetanizadora, que es absorbente rico despojado solo de metano y etano,pasa como carga a la torre fraccionadora donde es despojado de la totalidad de los compo-nentes absorbidos.

La temperatura de fondo es conseguida a través de un circuito que permite la circulación deun efluente por los hornos de calefacción.

Los productos destilados por la cabeza son condensados y parte pueden enviarse comoreflujo refrío, mientras que el resto va como alimentación de la torre depropanizadora.La torre depropanizadora destila por cabeza todo el propano absorbido, mientras que el pro-ducto de fondo, butano y superiores, pasa como carga a la torre debutanizadora. En esta últimase destila todo el butano por cabeza y por el fondo se recupera la gasolina estabilizada.

El propano, butano y la gasolina son almacenados, previa medición para su transferenciade venta. Todos los productos deberán estar en especificación internacional de venta.

IV – IV – III Características del absorbente

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

• La absorción de un determinado componente en el absorbente, está dada por las constantesde equilibrio de los componentes en la fase vapor y liquido.

• Estas constantes son función de la presión y temperatura de cada plato.• La masa absorbida es directamente proporcional al caudal del absorbente.• El equipo en el que la operación se lleva a cabo debe estar diseñado para permitir el correc-

to contacto entre fases. Las velocidades del gas y del liquido deben ser tales que no seproduzca la inundación de los platos de la columna, ni el arrastre del liquido por excesivavelocidad del gas. Debe mantenerse limpio para mantener la sección de paso del fluido.


• Asimismo el absorbente debe ser el adecuado para el proceso y aquel para el que fuediseñado.

• Su calidad, en cuanto a mantener su capacidad de absorción, y estar libre de contaminantesque puedan disminuirla debe permanecer constante en el proceso.

IV – IV – IV Caudal del absorbente

El coeficiente de absorción para un componente dado se indica como:

A: L / (K * V) donde:

L: Caudal molar del absorbente; V: Caudal molar del gas; K: Constante de equilibrio

Aquí se puede observar que si V se mantiene constante, es necesario mantener el caudal deabsorbente para tener la capacidad de absorción deseada.

Una disminución en el caudal de absorbente conlleva directamente a una disminución en la capa-cidad de absorción en el sistema, que se mantiene en primera instancia en el componente deter-minante del diseño.Esto e se puede observar muy claramente en cualquier ensayo real, donde al disminuir el caudalde absorbente, baja inmediatamente el porcentaje recuperado.

IV – IV – V Velocidad en la torre

Es muy importante mantener la corriente de los fluidos en el equipo por debajo de la velocidadque produciría la inundación de los platos y el consiguiente arrastre de liquido por el gas.

La velocidad superficial de los fluidos en la torre se define como el caudal volumétrico sobresección transversal de flujo real.Asimismo se define a la velocidad de inundación aquella por encima de la cual el flujo adecua-do no puede mantenerse, esto esta relacionado con las densidades de las dos fases por laecuación:

Vf = Cf * ( Dl - Dg ) ( Dg )

donde Cf ; es función del tipo de bandeja.

En ensayos realizados prácticamente se pueden confirmar algunos datos importantes:1. La densidad del absorbente no influye en gran medida a la velocidad de inundación.2. Cuanto menor es la densidad del gas (mayor temperatura), mayor es su velocidad en la torre

y esta puede sobrepasar la velocidad de inundación.


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

IV – IV – VI Calidad del absorbente

La capacidad de absorción entonces, es función de las constantes de equilibrio, el equilibrio essimilar para los componentes livianos dentro de determinado rango de absorbentes.

En el cálculo de diseño de la torre de absorción, un valor muy importante es el PM del absorben-te y su consecuente curva de destilación.

Normalmente por razones de mercado no siempre es probable encontrar un absorbente queresponda a la curva ó valores de diseño.

Por ensayos realizados se puede sostener que cobra mayor importancia el rendimiento de ladestilación que el punto seco del absorbente, ya que todo lo que no puede destilarse son conta-minantes que impiden la absorción.

Por otra parte un elevado punto seco del absorbente, hace más dificultoso su enfriamiento en loschiller, pudiendo no alcanzar las temperaturas adecuadas; esto origina también una mayor tem-peratura en la torre de absorción, en consecuencia disminuye la densidad del gas y el consiguien-te arrastre de liquido, con lo cual un aumento de densidad del absorbente va acompañado de unadisminución en el JP1 que puede ingresar a la torre, finalizando este ciclo con la consecuentepérdida de producción de Propano.

IV – IV – VII Problemas comunes

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

• La disminución en el rendimiento de propano se debe a deficiencias en la absorción.• Respetar las condiciones de diseño es fundamental para el normal funcionamiento del siste-

ma.• La calidad del absorbente se ve empeorada a través del tiempo por el ingreso de contami-

nantes con el gas.• Acumulación de suciedad en el equipo.

Suciedad en el sistema:

En los fluidos producidos en las distintas áreas, se encuentra como contaminante las parafinas.

Cuando por deficiencia en al separación en las baterías las parafinas llegan a la planta de trata-


miento, estas se depositan en los separadores y; las que se encuentran disueltas o suspendidasen la gasolina precipitan en los intercambiadores gas-gas y pueden llegar por la alta velocidaddel gas en los tubos del chiller a la torre de absorción. Estas parafinas llegan al equipo absorbedory al JP1. Un calentamiento de estos enfriadores lo disuelve.

El JP1, que tiene afinidad con los HC pesados (como se dijo, de C4 en adelante todos seabsorben 100% en las condiciones de proceso), absorbe y disuelve estas parafinas hasta satu-rarse, dado que normalmente no pueden separarse en la torre fraccionadora.

El resto de estas parafinas se depositan en la torre absorbedora y el equipo de enfriamiento amedida que la planta recupera sus temperaturas normales de operación.

Un leve calentamiento en el sistema que se encuentra sucio, trae como consecuencia:

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

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

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

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

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

IV – IV – VIII Alternativas de solución

Es de fundamental importancia intentar evitar el arrastre de parafinas desde las baterías. Paraello se pueden recalcular ó modificar los separadores.

Los separadores pierden capacidad al irse acumulando en ellos la parafina, no reteniendo luego


los líquidos. Además es probable que las parafinas sean arrastradas como sólidos por el gas, conlo cual no son retenidas en el separador.

Algunas alternativas de solución son las siguientes:• Aislar los separadores en batería y calefaccionarlos, intentando que las parafinas se separen

con los líquidos.

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

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

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

• En el proceso el JP1 deberá ser regenerado continuamente, ya que como el regeneradorfunciona por evaporación y posterior condensación del JP1, es excelente para eliminar cual-quier impureza sólida ó líquida que se purgará por el fondo.

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

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

• Los controles de laboratorio deberán ser:

1. Control del JP1 recepcionado.

2. Filtrado y curva de destilación del JP1 de proceso.

3. Cuando el caudal ó temperatura de absorbente no sean los requeridos, realizar cromatografíade la torre de absorción.

4. Cuando se necesite variar el caudal de producción de C3, realizar cromatografía de la torrede absorción.

5. Instruir a todos los operadores de Planta y Campo sobre la importancia de los parámetrosoperativos, a efectos de analizar en conjunto las consecuencias que se ocasionan con lasvariaciones en los parámetros que gobiernan la operación.


IV - V PROCESAMIENTO CRIOGENICO DEL GAS

IV - V - I Características del Sistema

La relativamente alta recuperación del etano puede llevarse a cabo a través de la combi-nación de baja temperatura y circulación de aceite seco en una planta de absorción.

Otros tipos de proceso para el fraccionamiento no usan el sistema de equilibrio por reflujode productos condensados.

El más importante de ellos es el sistema criogénico. El significado de la palabra de por síidentifica al proceso como transformaciones sobre la base de enfriamientos. La principalcaracterística de estos sistemas es el concepto denominado “split-vapor”, que consiste endividir la corriente de gas de entrada al proceso (feed gas) para generar reflujo en las torresdemetanizadora o deetanizadora.

Para dar un ejemplo del funcionamiento del sistema se describirá una columna demetanizadoraque no posee reflujo de condensados externos y opera con muy bajas temperaturas.

Si bien el diseño de la torre depende de muchos aspectos relacionados con los volúmenes yla calidad de los distintos componentes, se puede decir que el rendimiento, la eficiencia y lapureza del producto obtenido por este sistema tienen un mejor resultado que los obtenidospor el proceso común de reflujo.

Las bajas temperaturas se pueden obtener mediante el principio de turbo expansión o porenfriamiento en cámaras de refrigerantes tipo chillers.

La figura de la página siguiente muestra el proceso criogénico en una torre demetanizadoracon la composición del porcentaje molar en cada etapa.

El ingreso en la columna de fraccionamiento se produce en diferentes lugares en función dela temperatura necesaria de tratamiento. Tal como se puede apreciar en la figura, la elimina-ción del metano por la parte superior se producirá con el ingreso a contracorriente del flujoen la parte superior con –166 ºF de temperatura, en la parte media con –137 ºF y en la partemás baja del ingreso con –32 ºF.

Por la parte inferior o fondo de torre se obtendrá líquido en equilibrio sin componente demetano a una temperatura de 8 ºF. La composición y porcentaje molar de componentes seindica claramente en cada tramo del ingreso a la torre demetanizadora.

Observando el aspecto técnico fundamental del proceso de fraccionamiento, permite deter-minar la importancia del equilibrio de los parámetros físicos, tanto en el punto de conden-


sación (rocío) como en el punto de evaporación (burbuja)y este se podrá mantener si el volumende reflujo y el tiempo de contacto entre el líquido descendente y el gas ascendente en la columnaes el adecuado.

Desde el punto de vista operativo, es de suma importancia conocer el volumen de reflujonecesario para un equilibrio perfecto y la composición de las bandejas o sistema de contac-to dentro de la torre. También es de suma importancia mantener los circuitos, libres desólidos e impurezas efectuando un mantenimiento adecuado

PROCESO CRIOGÉNICO EN TORRE DEMETANIZADORA


IV - V - II Turboexpansión

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

A medida que el gas de alimento fluye a través del expansor, se despresuriza y enfría. Allítrasmite un empuje al compresor, mediante el desbalance provocado por las diferencias depresión entre la succión del compresor y la descarga del expansor.El límite entre ambas presiones generalmente no debe exceder las 20 psi. Para diferencialesmayores se requerirá de un conjunto de trabajo en etapas.

En el esquema de una planta que se observa en las próximas páginas, se puede determinar losvalores de trabajo como:• Entrada al expansor aproximadamente 700 psi y – 65 °F.• Salida del expansor 215 psi y – 135 °F. Hacia la entrada de la torre demetanizadora.• Entrada al compresor aproximadamente 200 psi. Proveniente de la salida de gases de cabe-

za de la torre demetanizadora, por varios intercambiadores donde entrega frío recibiendocalor.

• Descarga del compresor estimada en 250 psi, para un posterior enfriado, compresión ycomercialización.


EJEMPLO SIMPLIFICADO DE UNA PLANTA REAL CONAPROVECHAMIENTO DEL PROCESO CRIOGENICO


Se destaca en el equipamiento, la importancia del sistema de lubricación, y la particularidad yrequerimientos del gas de sello.

La mayoría de los problemas observados en la experiencia con éstos equipos, provienede éstos dos rigurosos requerimientos, tanto como de las pulsasiones del flujo o las vi-braciones del equipo.

IV - V - III Tamiz Molecular

El servicio de éste sistema de adsorción y filtrado mediante cedazos adecuados al requeri-miento en particular, es generalmente aprovechado en las plantas de tratamiento de gaslicuado o turboexpanders.

Es utilizable a muy bajas temperaturas, requiriendo bajos contenidos de agua (no se usapara líquidos) y logrando puntos de rocío de – 150 °F, y aún menores con diseños especia-les y una estricta atención a los parámetros de trabajo.

Si bien el costo de éste sistema es mayor que otros como el similar de alúmina activada,debe ser considerado cuando la mezcla debe llegar a concentraciones mínimas de gases aremover.

El rendimiento es mucho menos dependiente de la temperatura del flujo, requiriendo me-nor cantidad de calor y temperatura para su regeneración.

Es un tipo de alúmina con silicatos que puede ser utilizado para la retención de otroscomponentes del gas como es el H2S, COS o mercaptanos.


IV - V - IV Diferentes Procesos Criogénicos

Hasta que los nuevos desarrollos hicieron su aparición en la década de los ’70, el Procesodenominado ISS (Industrial Single Stage) conformaba en esquema Estándar para Plantasde Turboexpansión.

En los ’70 se desarrollaron los procesos GSP y OHR para la recuperación de líquidos quefueron más eficientes y más tolerantes al Dióxido de Carbono, por introducir un nuevoconcepto.

Industrial Single Stage (ISS):

Se puede apreciar que la corriente Feed Gas ingresa al separador frío y su corriente de gas,luego de pasar por el expander ingresa directamente en la torre Deetanizadora, sin generarreflujo en la misma


Gas Subcooled Process (GSP):

La principal característica de estos procesos fue el concepto denominado “split-vapor”,que consiste en dividir la corriente de gas de entrada al proceso (feed gas) para generarreflujo en las torres demetanizadora o deetanizadora. Ha sido la versión más utilizada paraplantas de recuperación de etano, con mas de 200 instaladas en el mundo.

En este proceso, parte de la corriente “feed gas” es condensada, subenfriada y flasheadahasta la presión de operación de la torre e ingresada en el tope de la misma. El resto de lacorriente “feed gas” se expande en el turboexpansor e ingresa a la torre en uno o máspuntos intermedios de la misma.

Los líquidos fríos que ingresan en el tope de la torre actúan como reflujo, contactando yrectificando el vapor que sale del expansor, por absorción de los componentes C2+, para surecuperación en los productos de la parte inferior (pie de torre).

Las elevadas concentraciones de propano en la corriente de líquido fría colaboran parareducir la cantidad de dióxido de carbono que se concentra en la parte superior y más fríade la torre, permitiendo una recuperación superior de niveles de etano, sin congelamientodel dióxido de carbono.


OverHead Recycle Process (OHR):

Emplea la configuración de dos columnas, retirando la corriente de vapor del tope de latorre absorbedora que ingresa al condensador para generar el reflujo a la parte superior dela torre absorbedora.Los líquidos fríos producidos por contacto y rectificación del vapor que sale del expander, ab-sorben los componentes C3+ en el pie de la segunda columna.

En la década de los ’80 se desarrolla una nueva generación de procesos de los cuales se descri-ben, para el caso de recuperación de Propano y superiores, los siguientes.

Split-Flow Reflux (SFR):

La corriente split-vapor flasheada es usada para enfriar la corriente de salida de tope dedeetanizadora, antes de alimentarla a un punto intermedio de la misma.El líquido condensado de la corriente de salida del tope de la torre, es separado y retornado a laparte superior de la torre como reflujo.


Improved Overhead Recycle (IOR):

El líquido producido en la parte superior de la torre absorbedora, es inyectado a la deetanizadoracomo su corriente de tope para rectificar los vapores que fluyen hacia arriba en dicha torre,mientras que el líquido del pie de la torre absorbedora es parcialmente vaporizado para enfriar lacorriente de gas de entrada al proceso, reduciendo la carga de enfriamiento de la planta y lacarga en el reboiler de la deetanizadora.

Ya para los ’90 se desarrolla el proceso SCORE

Single Column Overhead Recycle Process (SCORE):

En ël, se integran el sistema de 2 columnas de los procesos OHR o IOR, como una solacolumna compuesta con una extracción intermedia lateral de gas, haciendo uso más efi-ciente de la refrigeración disponible y teniendo en consecuencia considerables ventajas entérminos de costos de inversión de la planta


IV – VI ENDULZAMENTO DEL GAS

IV – VI – I Componentes ácidos

Muchos gases naturales disponibles para el procesamiento, manifiestan contenidos de Sulfurode Hidrógeno (H2S) (ácido sulfídrico) o Dióxido de Carbono (CO2) (anhídrido carbónico),aunque existen otros gases nocivos como los Mercaptanos (RSH), el Disulfuro de Carbono(CS2) o el Sulfuro de Carbono (COS).

Es normal encontrar los primeros, presentes en la mezcla superando los valores admitidospor las normas de transporte o Seguridad Ambiental o Personal. Por ésta razón, y por losdaños que producen en equipos y cañerías al ser altamente corrosivos bajo ciertas condi-ciones, se hace necesario removerlos.

Remover los componentes que hacen que un gas sea ácido entonces, se denomina endulzarel gas.

La selección de un proceso de endulzamiento, generalmente realizada dentro de un contex-to de relación costo-beneficio, dependerá de varios factores:

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

IV – VI – II Tipos de Proceso

Plantas de Aminas:

Uno de los materiales más comúnmente usados para la remoción de los gases ácidos es unasolución de monoetanolamina (MEA – derivado del amoníaco).

Otros químicos usados para remover gases ácidos son la dietanolamina (DEA) y el Sulfinol(mezcla de sulfolano, disopropanolamina y agua).

Los dos primeros productos químicos remueven los gases ácidos a través de una reacciónquímica, mientras que el Sulfinol trabaja sobre la base de una reacción química más unaabsorción física.

Las llamadas aminas selectivas (ej. MDEA), absorben preferentemente SH2 sobre CO2.Las aminas formuladas, son ofrecidas por diferentes firmas de tecnología de procesos,preparadas en base a MDEA, que mejoran las perfomances en las plantas de tratamiento.


Contactor de Amina

Regenerador de Amina


Plantas con Tamices Molectulares o Membranas:

Los tamices moleculares operan con losmismos principios ya comentados ante-riormente en otros procesos del tipoadsorción, y son regenerados con calorde la misma manera que se realiza en ellos.

Igualmente se utilizan los diferentes gra-dos de permeabilidad, permitiendo el pa-saje de ciertos productos selectivamente.

Planta de Recuperación de Sulfuro:

El sulfuro simple es producido a partir del sulfuro de hidrógeno en gas ácido a través delproceso Claus, durante el cual se provoca una reacción sobre el sulfuro de hidrógeno conel oxígeno del aire.

El gas ácido y el aire reaccionan no catalíticamente por combustión en un horno o hervidorde tubo de fuego.


La mayor parte del gas es enfriado para condensar el azufre, el cual es removido.

Parte del gas más caliente es combinado con el primer efluente condensador para obtener latemperatura deseada de entrada del primer reactor.

La reacción del sulfuro de hidrógeno y del dióxido de sulfuro acompañados por un aumen-to de la temperatura tiene lugar catalíticamente en el reactor luego de lo cual el efluente esenfriado y el azufre es condensado y removido.

El gas del segundo reactor es recalentado por intercambio con el efluente del primer reac-tor. La reacción posterior en el segundo reactor produce más azufre, el cual es condensadoy removido en el condensador final.

El gas luego se dirige hacia un incinerador donde todo resto de componente de azufre esincinerado hasta obtener dióxido de sulfuro y descargado hacia la atmósfera.

La conversión de sulfuro de hidrógeno en azufre puede exceder el 96 por ciento en unaplanta de estas características, pero depende del contenido de sulfuro de hidrógeno del gasácido. Un tercer reactor puede alcanzar una recuperación de 97+ por ciento.


Lechos no Regenerativos:

Algunos gases contienen lo que equivale a sólo cantidades de rastros de sulfuro de hidró-geno, pero la concentración puede exceder en varias veces la especificada en el contratode gas para la venta.

La esponja de hierro consiste en óxido de hierro depositado sobre trocitos de madera oviruta. El óxido de hierro es convertido en sulfuro de hierro al endulzar el gas y poseeuna vida relativamente corta.

IV – VII SISTEMAS DE CONTROL Y SEGURIDAD OPERATIVA

IV – VII – I Consideraciones generales

Al ser dirigido el presente trabajo a quienes realizan tareas operativas de Campo y Planta,en el desarrollo de cada instalación o equipamiento se ha hecho referencia a los sistemas decontrol adecuados. Por otro lado en los capítulo X “Control de Procesos”, XI “Transmi-sión y Control” y XII “Elementos de Control Final”.

No obstante lo citado anteriormente, es oportuno realizar algunos comentarios generales alrespecto:

Instalaciones en Campo y Planta

Sin desmerecer los criterios, normas y recomendaciones para las instalaciones de Campo,es menester considerar un tratamiento más riguroso en lo que respecta a las Plantas, mer-ced a las características que destacan a éstas, reuniendo equipamiento de diferente natura-leza (muchos con fuente de calor o fuego) en un predio físicamente reducido.

Al aumentar la proximidad de los equipos de distinta especie, aumentarán las condicionesde riesgo potencial.

Al aumentar la actividad del personal permanente, aumentarán eventualmente las posibili-dades de accidentes con consecuencias para los mismos.

Debido a la naturaleza inflamable de los hidrocarburos procesados, el personal operativodebe tener perfectamente claras las condiciones de riesgo y prevención (y permanentemen-te presentes) que son el marco de sus tareas cotidianas.


Sistemas de protección Pasiva y Activa

En términos generales, entre las pautas tomadas en consideración para el diseño de instalacionesde Plantas, se implementan las llamadas pasivas y activas. En las reformas o ampliacionesposteriores, no se debe permitir desmerecer o descuidar ésta actitud inicial.

En éste punto, es importante atender a que todas las Normas (generalmente internaciona-les), deben igualar o superar las pautas y objetivos de la Legislación Local vigente.

Protección Pasiva: Consiste en todo lo desarrollado preventivamente en instalaciones oprácticas. Algunos Ejemplos:

• Establecer una distancia entre los equipos a proteger, y la fuente potencial de fuego ogas de acuerdo con las normas.

• La construcción de taludes o muros contenedores en el perímetro de los tanques dealmacenaje de hidrocarburos líquidos.

• Instalación de sistemas de presurización externa y alivio en tanques de almacenaje deproductos líquidos combustibles (blanket).

• Adopción de sistemas de protección de seguridad en todos los galpones o salas confuente interna de peligro, ya sea por métodos de extracción o presurización.

Protección Activa: Generalmente basada en consideraciones relacionadas con la posibili-dad de incendios. Algunos Ejemplos:

• Sistema de agua contra incendio, con monitores y válvulas operados manualmente ubi-cados a un mínimo de 15 metros del equipo a proteger.

• Sistemas de espuma contra incendios.• Sistemas de enfriamiento preventivo (tanques y depósitos de propano).• Extinguidores manuales.• Presencia de personal entrenado al respecto o “bomberos”.• En algunos casos equipos autobombas.

Compromiso del Operador

Como se observa en lo comentado precedentemente, en líneas generales no son involucradaslas variables de proceso en las actividades preventivas de riesgos mayores. El objetivogeneralizado del Control de Proceso es asegurar que se manejarán todas las etapas delmismo, dentro de los rangos de calidad óptimos.

Dentro de las variables de proceso, para las cuales el Operador dispone de sistemas dedetección y control, inobjetablemente involucradas con aspectos de Seguridad o riesgosmayores a medio ambiente, equipos y personas, se encuentran:


• Nivel• Presión• Temperatura

Nivel: Un controlador de nivel normal, establecerá el rango (permitiendo una variacióndeterminada) óptimo del mismo.Un controlador de Alto Nivel o Alto-Alto Nivel, será un sistema de SEGURIDAD destina-do a prevenir riesgos mayores.

Presión: Un controlador de presión normal, establecerá el rango (permitiendo una varia-ción determinada) óptimo del mismo.Un controlador de Alta Presión o Alta-Alta Presión, será un sistema de SEGURIDADdestinado a prevenir riesgos mayores.

Temperatura: Un controlador de temperatura normal, establecerá el rango (permitiendouna variación determinada) óptimo del mismo.Un controlador de Alta Temperatura o Alta-Alta Temperatura, será un sistema de SEGU-RIDAD destinado a prevenir riesgos mayores.

Lo mismo puede ocurrir con los sensores de Baja o Baja-Baja señal de las variables, los quetambién manifestarán entonces, no solo condicioness que involucran un inadecuado proce-so, sino que probablemente son indicativos de situaciones de inminente riesgo.

En este contexto es de suma importancia la labor de testeo diario de los elementos ysistemas mencionados, para asegurar el funcionamiento cuando su accionar sea re-querido por el proceso.

IV – VII – II Características del GLP

El termino «Gas Licuado de Petróleo» describe un producto compuesto por uno o por lamezcla de los siguientes hidrocarburos: propano, propileno, isobutano, butano normal olos butilenos. Estos hidrocarburos son gases a presiones y temperaturas normales, sinembargo son licuables bajo presión lo que facilita enormemente su transporte y almacenaje.Al despresurizar el envase o recipiente donde están contenidos vuelven al estado gaseoso.

Propiedades

El GLP de fuentes naturales consiste principalmente de propano, isobutano y butano nor-mal. Sin embargo el GLP manufacturado, es decir proveniente de los procesos de craqueode refinerías contienen además cantidades substanciales de propileno y butilenos. Ademásen el GLP pueden estar presentes pequeñas cantidades de etano, etileno, isopentano ypentano normal.


La presión de vapor ejercida por un GLP a una temperatura dada depende de los porcentajes ypresiones de vapor de los gases individuales que lo componen.El GLP y todos los hidrocarburos que lo componen son fácilmente inflamables. Esta propiedadhace sea usado como combustible, se torne peligroso si no se lo maneja correcta y cuidadosa-mente.

Todos los hidrocarburos que componen el GLP son mas pesados que el aire y es importantetenerlo en cuenta porque cuando se escapa de un confinamiento, especialmente en grandescantidades, tiende a asentarse en las partes bajas tales como sótanos, huecos y otras cavida-des.

El GLP producido del gas natural es incoloro, insípido e inodoro, por lo tanto debe agregárseleuna substancia odorizante para que el olor sirva de aviso indicador de fugas o escapes de gas yde que una posible mezcla explosiva esté presente.

El GLP no es tóxico. Sin embargo, donde existe una alta concentración de gas a menudohay deficiencia de oxigeno (falta de aire) y como 17% por volumen de oxigeno es necesariopara mantener la vida humana (el aire tiene 21%) la inhalación de altas concentracionespuede ser peligrosa.

Aunque el GLP existe en estado gaseoso bajo condiciones normales de presión temperatu-ra, puede licuarse prontamente de las siguientes maneras:

1. reduciendo la temperatura,2. aplicando presión,3. reduciendo la temperatura y aplicando presión.

Luego puede ser transportado, almacenado y manejado fácilmente como líquido, retenien-do todas las ventajas de un combustible gaseoso.Por lo tanto es importante, si ha de usarse como un gas, que todos los hidrocarburos que locomponen pasen a la fase gaseosa a cualquier temperatura sobre sus puntos de ebullicióncuando descargan a la atmósfera.

Comportamiento del GLP durante un incendio o explosión

La gasolina y líquidos inflamables similares, a menos que contengan cantidades excepcio-nales de compuestos altamente volátiles tales como propano y butano, permanecen comolíquidos cuando se descarga de un envase, excepto por una evaporación lenta a la atmósfe-ra.

Cuando el GLP se descarga, se expande rápidamente del estado liquido al gaseoso. Mez-clado con aire en las proporciones apropiadas y próximo a una fuente de ignición arderá; ysi la mezcla esta confinada la combustión puede tomar la forma de una explosión.


El margen explosivo o inflamable para el butano normal puro por volumen en aire es 1.8 % a 8.4%, para propano puro 2.4 % a 9.5 %, para gasolina 1.3 % a 6 % y para gas manufacturado 5% a 45 %.

Cuando el GLP se descarga o derrama en pequeñas cantidades, se vaporiza rápidamente yse mezcla con el aire. Generalmente se disipará sin peligro, pero si esto no ocurre y seprende por una chispa, una llama libre, u otra fuente de ignición, queman rápidamente. Sinembargo, el incendio, probablemente no será serio a menos que el GLP este confinado.

Por el contrario cuando el GLP se derrama en grandes cantidades, el volumen puede ser tal queel gas se esparcirá sobre un extensa área, en concentraciones que son inflamables. Si hay unafuente de ignición en ese área resultará una combustión acelerada.

Aún cuando los gases no estén confinados, la expansión de grandes volúmenes incendiadoses algunas veces tan grande que la fuerza es casi tan violenta como si hubiera ocurrido unaexplosión.

Una idea de la magnitud de los volúmenes de gas presentes en una emergencia se ilustra porel hecho de que 4.000 galones de propano liquido (15142 litros), cuando se descargan a laatmósfera, se expanden rápidamente del estado liquido al gaseoso en una relación de 270 a1 y sé convierten en algo mas de 1.000.000 de galones (aproximadamente 130.000 piescúbicos) de gas altamente inflamable.

IV – VIII SISTEMAS DE VENTEO Y DESPRESURIZACION

IV – VIII – I Aplicaciones y Normas

Dentro de las variables de proceso en condiciones de manifestar excesos que origineninconvenientes serios, daños y/o accidentes, indudablemente se encuentra la presión.

Las instalaciones que conducen los flujos y los equipos que participan en el tratamiento,deben disponer de alternativas que protejan tanto los mismos elementos como las conse-cuencias posteriores que pudieren generar.

Para expresarlo más claramente, vale citar el ejemplo de que si una válvula de alivio porsobrepresión se diseña y es instalada para proteger un determinado recipiente, consecuen-temente se debe determinar a donde es dirigido el alivio y en qué condiciones.

Si bien los aspectos mencionados dependerán claramente de cada situación en particular,los lineamientos generales, y aún muchos específicos, son establecidos por normas que, enla mayoría de los casos coinciden en adoptar las Empresas.


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

IV – VIII – II Válvulas y Elementos de Seguridad

Para todos lo equipos mencionados hasta el momento y sujetos a trabajar bajo presión, esrecomendable la comprobación o chequeo periódico de sus límites de capacidad. Talescomprobaciones se realizan por diferentes sistemas que pueden ser el Test Hidráulico, Ra-diografías o Ultrasonido.

No obstante los separadores torres u otros recipientes presurizados, poseen sistemas deseguridad permanentes, que están compuestos por más de un elemento o válvulas paraproteger el equipo y regular la operación. Todo lo que ofrece riesgos debe tener dobleaccionamiento, como ser descarga de líquidos, descarga de gas y válvulas de seguridad.Todo recipiente presurizado debe tener instaladas en su extremo superior una válvula de seguri-dad (convencionales o con fuelle), calibrada para que abra a un 20% por debajo de la presiónmáxima que soporta el equipo y además, un disco de ruptura que se destruya con un 10% depresión menor a la máxima del equipo.Las válvulas de resorte se ajustan a la presión de apertura mediante una tuerca que comprime oafloja la tensión del resorte, recomendando su instalación previamente calibradas en Banco deInstrumentos.Determinada la presión se graba el valor de la misma y la fecha de calibración, a estampa sobrela Placa de Calibrado.

Necesariamente debe mantenerse un riguroso programa de recalibrado de éste tipo de vál-vulas. La experiencia de algunos campos indica el recambio por otra calibrada cada 6 me-ses, otros cada 12 meses; consecuentes con la rigurosidad del trabajo a la que son someti-das.

Con los ciclos de recambio mencionados se evita también el que las mismas corran riesgode «pegarse» y no funcionar correctamente en el momento necesario.

Los discos de ruptura son membranas metálicas finas previstas para romperse en el caso deuna sobrepresión accidental del equipo. Son colocadas entre dos bridas de modo que lapresión interna actúe sobre la parte hueca, “cóncava”. Si la presión máxima del equipo esde 1000 psi la válvula de resorte deberá abrir con 800 psi. y el disco se deberá romper a 900psi.

Tan importante como la presión, es la temperatura de diseño de ruptura del disco.


IV – VIII – III Colectores de venteo

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

• Contrapresión del sistema, el mismo estará diseñado para una contrapresión máximade 10 % del set en las válvulas convencionales, y hasta 50 % del set en las válvulas defuelle.

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

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

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

• Diámetro, conservar diámetros crecientes hasta la antorcha.

• Separador de antorcha, instalar un separador antes de la antorcha de diseño por grave-dad para separar gotas de hasta 600 µ a presión atmosférica, previendo la recupera-ción de los líquidos allí acumulados.

MÓD. III - CAP. V: Pag. 1

MÓDULO III - CAPITULO V - CALEFACCIÓN

V - I CALOR Y TEMPERATURA 1V - I - I Conceptos generales 1V - I - II Medida de la temperatura 3

V - II TRANSFORMACION DE LOS CUERPOS 5V - II - I Dilatación de cuerpos sólidos 5V - II - II Dilatación de líquidos 7V - II - III Dilatación de gases 8V - II - IV Calor absorbido o cedido por un cuerpo 9V - II - V Propagación del calor 11V - II - VI Cambios de estado 14

V - III CALENTADORES 17V - III - I Introducción 17V - III - II Calentadores directos 18V - III - III Calentadores indirectos 21V - III - IV Calentadores indirectos abiertos 22V - III - V Calentadores indirectos cerrados 23

V - IV COMBUSTIÓN 25V - IV- I Productos de la combustión 26V - IV- II Quemadores 27V - IV - III Regulación de la mezcla aire combustible 29V - IV - IV Circuitos de alimentación de gas 30


MÓDULO III - CAPÍTULO V - CALEFACCIÓN

V - I CALOR Y TEMPERATURA

V-I-I Conceptos generales

En la vida cotidiana, generalmente, no se hace distinción entre las nociones de calor y detemperatura y el concepto que una persona tiene por primera vez acerca del calor surge desensaciones subjetivas, es decir, por la acción que producen en nuestra piel los cuerposfríos o calientes.

Sin embargo, en física es indispensable realizar la distinción entre calor y temperatura.Durante siglos se pensó que el calor era un fluido; recién a fines del siglo pasado se asocióel concepto de calor con el de energía.Por cantidad de calor que se encuentra en un cuerpo, se entiende el contenido energéticoque posee ese cuerpo, en forma de energía cinética debida al movimiento desordenado desus moléculas. Es energía en movimiento.

El concepto de temperatura surge también de una sensación subjetiva, que se experimentaal acercarcos a un cuerpo y sentir si está frío o caliente. Pero en realidad, esta noción detemperatura resulta ineficiente, pues no podemos definir con claridad el nivel de “frío” o“caliente” en que se encuentra un cuerpo.

Ya se definió el calor como energía en movimiento, debida al movimiento molecular, alestado de agitación de sus moléculas. De esto se puede establecer que cuanto mayor sea laenergía cinética media de las moléculas, tanto más caliente estará, y cuanto menor sea laenergía cinética media, tanto más frío estará. Por lo tanto, si la temperatura es una propie-dad de la materia relacionada con la energía cinética media de las moléculas de un cuerpo,se puede decir que:

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

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

Puede suceder que un cuerpo se enfríe tanto que sus moléculas queden inmóviles, o sea quela energía cinética media tienda a cero. En este caso el cuerpo habrá adquirido la mínimatemperatura posible. Es la temperatura denominada del cero absoluto.

Entonces, respecto a la temperatura, se puede definir que:

La temperatura es la expresión del estado térmico del cuerpo, es decir, el nivel alcan-zado por el grado de agitación de sus átomos y moléculas debido a la acción de laenergía térmica.


Cuanto mayor sea la vibración o el movimiento de los átomos, mayor será la temperatura delcuerpo. Esta mayor o menor vibración o movimiento, es el efecto que se origina sobre el cuerpo,debido a la entrega o quita de calor.

Por lo tanto, se puede decir que el calor es la causa que origina el calentamiento de los cuerposmientras que la temperatura es el estado que adquiere ese cuerpo por efecto del calor recibido.

La mayor o menor cantidad de calor almacenada por un cuerpo depende, primero de su masa,ya que cuantas más partículas haya en movimiento, mayor será la energía de todas ellas; ysegundo de la mayor o menor rapidez con que las partículas se muevan ya que , por ejemplo, unapartícula que vibre con una determinada frecuencia y amplitud tendrá menos energía que otraanáloga que lo haga en una mayor frecuencia y de más amplitud.

Para dar una idea comparativa entre calor y temperatu-ra, se consideran dos tanques de agua de diferentes for-mas como se ven en la figura; uno en el que haya muchacantidad de líquido, pero tenga poco nivel, poca altura(A) y el otro, con poca cantidad de líquido pero con unagran altura o nivel (B).

De la misma manera, existen sustancias que almacenanmucho calor con poca cantidad de temperatura (el tan-que de mucho líquido con poco nivel), como es el casodel agua, por ejemplo, que se calienta mucho, (absorbemucho calor) pero eleva poco su temperatura (no levan-ta mucho el nivel); y existen otras sustancias que absor-ben poco calor (poca cantidad de líquido en el tanque) ylevantan mucho su temperatura (elevan mucho el niveldel tanque), es el caso del cinc por ejemplo.

A

B

Cuando dos cuerpos se ponen en contacto, será la temperatura la que determinará el sentido enque tendrá lugar el intercambio calórico entre ambos; la energía calórica no pasará del que poseamás calor al que posea menos, sino del que se encuentre a mayor temperatura al que se encuen-tre a una temperatura menor.

Siempre se verifica que el cuerpo más caliente (el que está a mayor temperatura) cede calor almás frío. Los cuerpos tienden a equilibrar sus temperaturas, no así sus cantidades de calor, demanera que si dos cuerpos se encuentran a la misma temperatura, están en equilibrio térmico yno se produce ninguna transferencia de calor.


V-I-II Medida de la temperatura

La termometría estudia los distintos procedimientos tendientes a determinar o medir latemperatura de los cuerpos y/o sustancias.Dado que existen ciertas propiedades que poseen los cuerpos que dependen de la tempera-tura a que éstos se encuentran, resulta lógico recurrir a aquellas cuya variación con latemperatura sea más fácil de observar.

Las de mayor aplicación en la práctica son las siguientes:

1. La longitud de un sólido.2. El cambio de volumen de un líquido.3. La variación de presión de un gas.4. El cambio de color de una sustancia incandescente.5. La resistencia eléctrica de un alambre.

Todas estas propiedades han sido utilizadas para construir distintas clases de termómetros,definiendo como tal a cualquier instrumento o dispositivo empleado para la medición odeterminación de la temperatura. En general los termómetros se basan en variaciones de lasdimensiones de un cuerpo en función de su temperatura, o sea de su dilatación o variaciónde volumen, la que debe ser lo suficientemente notable como para proporcionar un mediopara medir la temperatura.

Un siglo después que Galileo Galilei inventó el primer termómetro en el año 1593, fue elfísico Gabriel Fahrenheit quien recurrió al uso del mercurio como líquido termométrico,por las ventajas que presenta este metal al estado líquido:

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

Para poder expresar numéricamente la temperatura de un cuerpo hay que empezar porelegir dos puntos fijos, es decir, dos situaciones físicas bien conocidas y fácilmente repro-ducibles, a cuyas temperaturas se asignan unos valores numéricos arbitrarios.Estos puntos fijos suelen ser:

Punto fijo inferior: correspondiente a la temperatura de congelación o solidificación delagua.

Punto fijo superior: correspondiente a la temperatura de ebullición o evaporación delagua.


Ambas referencias deben ser medidas cuando la presión es de una atmósfera.

Con estos dos puntos fijos se han establecido, entre otras, las siguientes escalas de tempera-tura:

Escala Centígrada

Se debe al astrónomo sueco Anders Celsius la creación de esta escala, donde se asignan losvalores de 0 °C (cero grado Celsius) y de 100 °C (cien grados Celsius) a los puntos decongelación y de ebullición del agua destilada respectivamente. El intervalo entre una y otratemperatura se divide en 100 partes iguales, llamadas grados Celsius (°C). Por arriba de los100 °C se continúa con la escala, y por debajo de 0°C también, pero con signo negativo.

Escala Fahrenheit

Como quería evitar lecturas negativas, se asignó el valor cero (punto inferior) al punto decongelación o solidificación de una mezcla de una sal (cloruro de amonio) y hielo en ciertasproporciones y como punto superior se adoptó el de ebullición de agua destilada a presiónnormal, pero se le asignó un valor arbitrario de 212 °F (doscientos doce grados Fahrenheit),dividiendo el intervalo comprendido entre ambas temperaturas en 180 partes iguales, llamadasgrados Fahrenheit (°F).

Las conversiones se pueden realizar utilizando las siguientes fórmulas:

°C = (5/9) (°F - 32) °F = [(9/5) °C + 32]

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

CUADRO 1

CUADRO COMPARATIVO DE LAS ESCALAS DE TEMPERATURA

°Kelvin °Centígrado °Ranquine °Fharenheit Puntos de referencia

373,2 100 672 212 Ebullición agua a p. atmosf.

273,2 0 492 32 Solidificación del agua

0 -273,15 0 -460 Cero absoluto


V - II TRANSFORMACIONES DE LOS CUERPOS

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

V-II-I Dilatación de cuerpos sólidos

Se entiende por dilatación a la variación del volumen de un cuerpo por efecto de la tempe-ratura.Analizando la estructura interna de los sólidos podemos comprender por qué se dilatan.Los átomos que integran dicha estructura están distribuidos en forma regular y ordenada,conformando lo que se denomina una red cristalina. Cuando la temperatura aumenta, ladistancia media entre los átomos también aumenta y en consecuencia se produce una dilata-ción de todo el cuerpo sólido, en todas direcciones, es decir se dilata según sus tres dimen-siones (dilatación lineal, superficial y volumétrica).

Dilatación lineal: La dilatación es lineal cuando la magnitud modificada es predominante-mente una longitud, es decir cuando sufre un alargamiento respecto de su sección transver-sal.

Se calcula por la siguiente fórmula:

L2 = L1 (1 + K * T)donde:

L1 = longitud original a la temperatura T1L2 = longitud luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2T = diferencia de temperatura, (T2 - T1)K = coeficiente de dilatación lineal y se mide en 1/°C. El mismo se puede observar paraalgunos compuestos:

COMPUESTO COEFICIENTE DE DILATACIÓN LINEAL ( K )

hielo 0.000051plomo 0.000029

zinc 0.000026aluminio 0.000023

cobre 0.000017acero 0.000012

vidrio ordinario 0.000009vidrio pirex 0.000003


Ejemplos característicos de dilatación longitudinal se presentan en los rieles de ferrocarril, líneaseléctricas tendidas, puentes, cañerías, etc.

Dilatación superficial:

Es el aumento de la superficie de un sólido por efecto de la acción del calor y en virtud delaumento de temperatura. En este caso se produce una dilatación en dos direcciones, en formapreponderante. Generalmente se produce en cuerpos de una gran superficie, es decir con espe-sores relativamente pequeños respecto a la superficie.

Se calcula con la siguiente fórmula:

S2 = S1 (1 + 2K * T)

donde:

S1 = superficie original a la temperatura T1S2 = superficie luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2T = diferencia de temperatura, (T2 - T1)K = mismo coeficiente de dilatación lineal, ya indicado anteriormente.

Para su cálculo se observa que se emplea el mismo tipo de ecuación anterior, inclusive con elmismo valor del coeficiente de dilatación lineal, tan solo que se lo debe multiplicar por 2 y enlugar de la longitud, se toma la superficie.

Dilatación volumétrica:

Se produce cuando se calienta un cuerpo cuya forma hace que la dilatación se produzca en lastres dimensiones (por ejemplo en una esfera o un cubo).El estudio de esta clase de dilatación es similar al efectuado respecto de la dilatación lineal ysuperficial.

Se calcula con la siguiente fórmula:

V2 = V1 (1 + 3K * T)

donde:

V1 = volumen original a la temperatura T1V2 = volumen luego de calentar el cuerpo a la temperatura T2T = diferencia de temperatura, (T2 - T1)K = mismo coeficiente de dilatación lineal, ya indicado anteriormente, tan solo que en estafórmula se lo debe multiplicar por 3.


V-II-II Dilatación de líquidos

Dado que las fuerzas de cohesión entre las moléculas de los líquidos son muy débiles,cuando se les proporciona calor la dilatación que experimentan ante un determinado au-mento de temperatura es mucho mayor que la de los sólidos. Su dilatación se entiendesiempre que es cúbica, pues los mismos ocupan un determinado volumen dado por elrecipiente que los contiene, el que también se ha de dilatar.

Dada la dilatación del recipiente, que se produce al mismo tiempo, la dilatación de loslíquidos que se observa es sólo aparente. La dilatación volumétrica absoluta de un líquido(Vtotal) estará expresada por la suma de la dilatación del recipiente (Vrec) más la dellíquido (Vliq).

Vtotal = Vrec + Vliq

Si el recipiente es de un coeficiente de dilatación muy pequeño, por ejemplo un vidriopirex, la dilatación aparente será muy aproximadamente igual a la real.

La fórmula para calcular la dilatación del líquido es igual a la aplicada para la dilatacióncúbica, tan solo que el coeficiente no será el de dilatación lineal sino que corresponderáutilizar el coeficiente de dilatación cúbica para los líquidos.

La dilatación se calcula con la siguiente fórmula:

V2 = V1 (1 + R * T)

donde:

V2 = volumen final en m3 a la temperatura t2V1 = volumen inicial en m3 a la temperatura t1T = diferencia de temperatura (t2 - t1)R = coeficiente de dilatación cúbica de líquidos. Se obtiene de tablas y se mide en 1/°C.

En la siguiente tabla se puede observar el valor de este coeficiente para algunos productos:

COMPUESTO COEF. DE DILATACIÓN CÚBICA (R)

éter etílico 0.0015acetona 0.0013benceno 0.00117petróleo 0.0009

mercurio 0.00018agua 0.0001


Es sabido que cuando la temperatura de un líquido aumenta, el volumen de éste también aumentay, a la inversa, cuando la temperatura decrece, el volumen del líquido disminuye.Sin embargo, existen algunas excepciones a este comportamiento, siendo una de ellas, el agua,que se comporta de una manera completamente irregular respecto del calor.

Cuando la temperatura aumenta entre 0°C y 4°C, el agua se contrae, es decir, disminuye suvolumen, aumentando por consiguiente su densidad (masa por unidad de volumen).Cuando la temperatura continúa aumentando a partir de los 4°C, entonces empieza a aumentartambién su volumen, comportándose comocualquier sustancia común; en virtud de ellodisminuye su densidad.

El agua presenta su máxima densidad y sumínimo volumen a los 4°C; por debajo ypor arriba de esta temperatura el volumenaumenta disminuyendo su densidad.Este fenómeno se conoce como anomalíadel agua.En la figura se observa el comportamientodel agua entre 0 y 10°C.

V-II-III Dilatación de los gases

En el caso de los gases, entre todos los cuerpos de la naturaleza, éstos son en los que mejorpuede observarse el fenómeno de la dilatación por efecto del calor. Dada su gran compresibili-dad, bastará una pequeñísima variación de la temperatura, para que se produzca una considera-ble variación en el volumen del gas en estudio. También se producen variaciones del volumendebido a muy pequeñas variaciones de la presión a la que esté sometida la masa de gas.Significa que tanto el volumen como la presión de cualquier gas, pueden variar a un mismotiempo, a medida que varía la temperatura, constituyendo estos parámetros lo que se denominalas variables de estado de un gas.

En la medida que dos de dichas variables se modifiquen, permaneciendo la otra constante, sedice que el gas experimenta una transformación, como por ejemplo, transformación isotérmica,(a temperatura constante); transformación isobárica (presión constante) y transformación isocórica(a volumen constante).

Si la temperatura permanece constante, no se produce ninguna dilatación por efecto del calor.En este caso el cambio de volumen es debido al cambio de la presión, en lo que se denomina unatransformación isotérmica. A este respecto, fueron los físicos Boyle en Inglaterra, en el año1622 y Mariotte, en Francia, en el año 1679, quienes estudiaron y determinaron la ley de varia-ción de los volúmenes respecto a la variación de las presiones, de una misma masa gaseosa, sinque exista una variación de la temperatura.


Dicha ley se conoce como Ley de Boyle-Mariotte, que dice:

Si se mantiene la temperatura constante, los volúmenes de una misma masa gaseosa soninversamente proporcionales a las presiones que soporta.

Es decir que:p1.V1 = p2.V2 = p3.V3 =........= p.V = constante

siempre que la temperatura se haya mantenido constante.

En lo que respecta a las transformaciones isobárica e isocórica, para calcular el cambio devolumen por efecto del cambio de la temperatura (dilatación de los gases) se calcula con lasiguiente fórmula:

V2 = V1 (1 + aT)

donde:

V2 = volumen final a la temperatura t2V1 = volumen inicial a la temperatura t1T = diferencia de temperatura t2 - t1a = coeficiente de dilatación para los gases.Tanto el coeficiente de dilatación a presión constante como el similar, a volumen constan-te, difieren muy poco uno de otro y se los consideran iguales, adoptándose el mismo valornumérico para todos los gases, independientemente de la temperatura; su valor es 1/273 =0.00365 1/°C.

V-II-IV Calor absorbido o cedido por un cuerpo

El efecto más inmediato de la transferencia de calor de un cuerpo a otro es el cambio de tempe-ratura; se enfría el que cede calor y se calienta el que recibe.

La cantidad de calor que un cuerpo cede o recibe depende de tres factores:

1) La variación de la temperatura que se desea conseguir. Es evidente, en efecto, que hayque dar más calor a un cuerpo para que eleve su temperatura 80°C que para que solamenteaumente 10°C, por ejemplo.

2) La masa del cuerpo que se caliente o se enfríe. Se comprende que hay que suministrar máscalor para calentar 1.000 gramos de agua hasta cierta temperatura que para calentar, a la mismatemperatura, sólo 5 gramos de agua.

3) La naturaleza del cuerpo. Es un hecho experimental que masas iguales de diversos cuerpos


necesitan cantidades distintas de calor para elevar su temperatura el mismo número de grados.Hay algo en la propia naturaleza de cada cuerpo por lo que absorbe o cede calor con mayor omenor facilidad.La expresión que reúne estos tres factores nos da el valor del calor absorbido o cedido por uncuerpo:

Q = c * m * (t2-t

1)

donde:

Q = calor absorbido o cedidom = masa del cuerpot2 = temperatura final o superiort1 = temperatura inicial o inferiorc = calor específico del cuerpo

El calor específico es una constante propia de cada sustancia.

Es la cantidad de calor que debe recibir un gramo de una sustancia, para que la mismaaumente 1°C su temperatura. (se mide en calorías/gramo -°C)

SUSTANCIA CALOR ESPECÍFICO (cal/gramo - °C)

Plomo 0,031Mercurio 0,033Plata 0,056Cinc 0,093Cobre 0,094Hierro 0,113Vidrio 0,2Aluminio 0,219Aire 0,238Nitrógeno 0,247Vapor de agua 0,482Hielo 0,5Agua líquida 1Hidrógeno 3,389


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

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

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1696 1899 2102 2294 2520 2746 2984 3209 3458 3706 3955

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

% D

E A

GU

A

V-II-V Propagación del calor

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

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

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


Transferencia de calor por Conducción

Si se apoya con la mano una barra metálica por un extremo y se introduce el otro en unallama, se aprecia que al cabo de cierto tiempo llega calor hasta la mano. Esta forma detransferencia desde la parte caliente a otra fría se llama conducción y consiste en la trans-ferencia de calor realizada por contacto directo, por intercambio de la energía entre partí-culas próximas, unas a otras sin desplazamiento de las mismas. De esta manera, debido aviolentos choques moleculares, se va elevando el nivel de perturbación de las partículasde un mismo cuerpo, sin que se produzca una alteración de sus posiciones relativas dentrodel mismo.

La rapidez de la conducción depende del material utilizado, es decir de su conductividadtérmica, que es la capacidad de una sustancia para conducir calor. Los metales son engeneral buenos conductores del calor, mientras que otros materiales, tales como la madera,hormigón, ladrillos, amianto etc., no son prácticamente conductores y se los denominaaislantes térmicos.

Por lo tanto, la conductividad térmica suele variar ampliamente según sea el material osustancia a través del cual se transmite el calor.Es así que la conductividad:

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

En los procesos de transferencia de calor se utiliza frecuentemente un coeficiente, denomi-nado coeficiente de conductibilidad térmica, definido como la cantidad de calor quepuede atravesar una superficie de 1 cm2 (un centímetro cuadrado) y de 1 cm de espesor,en 1 s (un segundo), cuando la diferencia de temperatura es 1 °C. Da idea más completa dela capacidad del material de transferir calor a través suyo.La conductibilidad térmica se expresa en Cal/cm -°C - seg.

La cantidad de calor que atraviesa un medio puede ser, entonces, expresada con la siguien-te fórmula:

Q = [k A t (T2 - T1) ]/ e

Q = cantidad de calor por tiempo seleccionado (en calorías/segundo).k = coefic. de conductividad térmica.A = área perpendicular a la dirección de propagación del calor.(cm2)t = tiempo durante el cual se desea conocer la cantidad de calor (seg)T2 - T1 = diferencia de temperatura en las caras de espesor e.(°C)e = espesor del medio.(cm)


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

SUSTANCIA COEFIC. CONDUC. TÉRMICA cal/cm-°C-seg

Plata 0.97 Cobre 0.92 Latón 0.26 Mercurio 0.20 Acero 0.12 Ladrillo refr 0.0025 Vidrio 0.002 Madera 0.0003 Amianto 0.0001 Aire 0.000057

Transferencia de calor por Convección

A diferencia de lo que ocurre con los sólidos, en los líquidos y en los gases sólo unapequeña parte del calor se transmite por conducción. La mayor parte se transmite porconvección, que es la transferencia del calor mediante el movimiento de las partículas delpropio fluido. Es una forma de transmisión más rápida que la conducción. Es así quecuando se coloca una mano por sobre una llama, la mayor parte del calor llega por lasmoléculas del aire que transportan el calor en su movimiento.

La razón de este movimiento es simple; el fluido caliente se dilata, por lo que pierdedensidad y asciende, siendo reemplazado por fluido frío, más denso, que desciende.La transmisión de calor a los fluidos se realiza generalmente por conducción, por lo que lapropagación por convección no podrá realizarse sin conducción; se trata de un fenómenocombinado.La mayor parte del calor suministrado por las instalaciones de calefacción a base de aguacaliente en edificios se produce por convección.Las corrientes de convección del aire en la naturaleza son las responsables de los vientos,constituyendo factores preponderantes para el clima.Las corrientes oceánicas también son producidos por efectos de convección.

Transferencia de calor por Radiación

Muchas veces el calor es transferido de un cuerpo a otro de un modo distinto a los doscitados anteriormente.Si, por ejemplo, se pone la mano a un lado o debajo de un foco caliente, como una llama ouna lámpara de incandescencia, el calor que se recibe por conducción a través del aire esprácticamente nulo, y por otra parte, la mano se encuentra fuera de las corrientes deconvección.


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

V-II-VI Cambios de estadoEl calor es el factor preponderante que provoca que una sustancia pase del estado sólido allíquido y de éste al gaseoso, siempre que se transmita a sus moléculas la energía suficiente comopara aumentar la velocidad de las moléculas produciendo un aumento de temperatura y dandolugar a que se realicen los denominados cambios de estado o de fase.En estas transformaciones, toda la energía calórica se emplea exclusivamente para separar lasmoléculas, elevando así sus energías potenciales, sin que se modifique o varíe la temperaturacuando ello ocurre. Veamos el siguiente ejemplo:

Sea un trozo de hielo a -20°C que es calentado en forma continua. Su temperatura comienza aaumentar hasta que llega a 0°C, que es su temperatura de fusión. Alcanzada esta temperatura, elhielo comienza a fundirse (cambio de estado conocido como “fusión”) y hasta que no termi-ne la fusión de todo el trozo de hielo, la temperatura no varía y permanece en 0°C, apesar de seguir suministrándole calor en forma permanente.Una vez fundido, comienza nuevamente a aumentar la temperatura del agua resultante, hasta quellega a los 100 °C, que es la temperatura de ebullición tumultuosa. (cuando p=1 atm).Alcanzada esta temperatura, el agua comienza a evaporarse (cambio de estado conocido como“vaporización”) y hasta que no termine la evaporación de toda el agua, la temperaturapermanece constante en los 100 °C, a pesar de seguir suministrándole calor.Si el vapor así obtenido es calentado en forma continua, su temperatura subirá indefinidamente.Si el vapor obtenido es enfriado, se verifica todo el proceso en sentido inverso, produciéndoselos cambios de estado conocidos como “licuación” (vapor a líquido) y “solidificación”,(líquido a sólido)

Si la entrega de calor a un cuerpo se produce manteniendo constante la temperatura y durante uncambio de estado, esa cantidad de calor se denomina calor latente. Si la entrega de calor secorresponde con un aumento de temperatura, se denomina calor sensible.

FusiónEn los sólidos la estructura interna responde a un orden de alta cohesión, conformando figurasgeométricas regulares, denominadas red cristalina.Al suministrar calor y aumentar la temperatura, aumenta la vibración de toda esta red cristalinaen su conjunto, sin salir de su estructura por estar fuertemente unida. A medida que sigue aumen-tando la temperatura, la vibración también aumenta hasta que finalmente las uniones se rompen ytoda la estructura cristalina se “desploma” en su conjunto. Se dice entonces que esa materia seestá “derritiendo” o fundiendo.


Se verifican las siguientes leyes:

1. Mientras dure la fusión la temperatura permanece constante.2. Cada sustancia funde a una temperatura determinada, llamada punto de fusión.3. La presión modifica la temperatura de fusión.4. La cantidad de calor necesaria para que funda un gramo de cierta sustancia, cuando éstaya está a la temperatura de fusión, se denomina calor de fusión.Como ejemplo, el hielo tiene un calor de fusión igual a 80 cal/gramo.

En la siguiente figura se observa el proceso de fusión.

Vaporización

Es el paso de líquido a gas (vapor). Puede realizarse este cambio de estado para todos loslíquidos de dos formas distintas: por evaporación y por ebullición.

La evaporación es un fenómeno superficial, es decir que se efectúa en la superficie del líquido,lentamente y a cualquier temperatura. Así un charco de agua se evapora a la temperatura am-biente sin que tenga que hervir. La evaporación se favorece aumentando la superficie libre dellíquido, aumentando la temperatura, si el ambiente está seco, si se remueve el aire (con viento).


La ebullición es el paso de líquido a vapor en toda la masa del líquido, no sólo en la superficie,y de forma tumultuosa y a temperatura constante. A medida que la temperatura va en aumento,aparecen corrientes en la masa del líquido, en el sentido ascendente en el centro y descendenteen los costados, corrientes que se denominan de convección. Las moléculas que se encuentranmás arriba llegan a la superficie, pero sin suficiente energía para escapar de la misma, por lo quequedan atrapadas debajo del líquido en la capa superficial. Con el aumento de temperatura, suenergía crece y forman burbujas más grandes, hasta que la presión fuera y dentro de la superficiese igualan y “brotan” hacia afuera provocando lo que se denomina como “ebullición”.

Si la presión exterior es mayor a la atmosférica, será necesario un nivel mayor de temperaturaque si fuera a presión atmosférica y viceversa.Cada líquido hierve a una temperatura determinada llamada punto de ebullición.Para que un líquido pase al estado de vapor debe absorber una cierta cantidad de calor llamada“calor latente de vaporización”, definido como la cantidad de calor que debe absorber la unidadde masa de un líquido para transformarse en vapor. Como ejemplo, el calor de vaporización delagua es de 540 cal/g.En la figura adjunta se observa un gráfico de un proceso de vaporización.

Los cambios de estado descriptos anteriormente, fusión y vaporización, pertenecen a los deno-minados cambios de estado progresivos, para diferenciarlos de los regresivos, que se verificanpor pérdida de energía calórica, es decir por enfriamiento.Son cambios regresivos la licuación o condensación, (paso de estado gaseoso a líquido) y lasolidificación (paso de estado líquido a sólido).Las leyes en estos cambios de estado son semejantes a las de los cambios de estado progresivoso también denominados directos.


V - III CALENTADORES

V-III-I Introducción

Por diferentes razones operativas (varias tratadas en el presente trabajo), como pueden ser elmovimiento y almacenaje de los fluidos producidos por los pozos, para facilitar el bombeo de losmismos hacia las plantas de tratamiento, optimizar diferentes problemáticas, o por requerimientodel propio tratamiento; es necesario con frecuencia elevar la temperatura con la que ingresaron.Para esto se utilizan equipos (“calentadores”) diseñados especialmente para que el fluido a ca-lentar pase por su interior y absorba una determinada cantidad de calor que produzca un incre-mento de su temperatura entre la entrada y la salida. Estos equipos generalmente están localiza-dos en las Baterías y/o Plantas de bombeo o de tratamiento del petróleo y gas, pero tambiénpueden ubicarse en las líneas de conducción y en los oleoductos principales, donde funcionaráncomo puntos de calentamiento intermedios en la conducción de los fluidos.

Desde el punto de vista de la seguridad, a fin de minimizar los riesgos de incendio, la ubicaciónde los calentadores en los predios debe cumplir con una serie de normas y recomendaciones,entre las cuales se puede citar que no deben ser colocados a menos de 45 metros de cualquiertanque que contenga hidrocarburos y a menos de 15 metros de cualquier otro equipo.

El principio de funcionamiento de los calentadores es el mismo para cualquier diseño de estosequipos; consiste en quemar un combustible (líquido o gaseoso) y transferir el calor producidopor la combustión al fluido que se desea calentar (para aumentar su temperatura).Para ejecutar este proceso, es necesario entonces disponer en todo calentador de una zona defuego, donde se produce la combustión (“tubo de fuego”) y de una zona de circulación delfluido a calentar donde se produce la absorción del calor; además de un sistema de escape delos gases quemados, (chimenea) y distintos circuitos con válvulas, accesorios y elementos parala alimentación del combustible , control, regulación y seguridad del proceso.

Según sea la forma de hacer pasar el fluido a calentar por dentro del equipo, pueden clasificarselos calentadores en “directos” e “indirectos”, con distintas aplicaciones y a utilizar en diferentespuntos de calentamiento de los fluidos que se manejan en una batería.


V-III-II Calentadores Directos

Son llamados así por que el fluido a calentar está en contacto directo con el tubo de fuego quecontiene en su interior la llama. La transmisión del calor se realiza en forma directa, dado que lallama del quemador calienta el tubo de fuego y éste directamente al fluido con el que está encontacto.

El cuerpo del calentador, debido a su diámetro y al espesor de chapa con la que está construido,no puede soportar altas presiones y como el fluido circula por el interior del cuerpo, estosequipos son utilizados al ingreso de las baterías colectoras o en el circuito interior, a la salida delos separadores gas-petróleo por ejemplo y antes de los tanques de almacenaje.La llama del quemador calienta el tubo de fuego, el que se encuentra alojado dentro de unrecipiente por donde circula el fluido a calentar. Éste ingresa al recipiente por la parte inferior ysale por la superior, sin serpentinas ni tubos, y la transferencia de calor se realiza a lo largo de lasuperficie del tubo, directamente al fluido.

Una característica importante del modelo “directo” que se puede señalar, es que tienen un mejoraprovechamiento térmico, dado que la transmisión del calor es directa. Pero, si bien esto ofreceventajas de rendimiento en el aprovechamiento calórico, las condiciones de trabajo son máspeligrosas que los indirectos, dada la proximidad del contacto de la llama con los fluidos com-bustibles. Además hay que tener en cuenta que se fabrican para baja presión por lo que no sepueden instalar en líneas de conducción ni en oleoductos.

Un esquema de este tipo de calentadores se puede observar en la siguiente figura.


El hecho de que el fluido ingrese por la parte inferior y salga por la superior permite que, en elcaso que el flujo se interrumpa, siempre quedará dentro del recipiente un nivel suficiente.

Es conveniente colocar una válvula de retención a la entrada para impedir el retorno de loslíquidos y el vaciamiento del recipiente y asegurarse que la salida del producto tenga su conexiónsobre la parte superior del equipo sin que penetre dentro del recipiente.

Además, por tratarse de recipientes grandes, construirlos para presiones medias o altas puederesultar muy costoso, por lo que trabajan a baja presión.De todos modos se debe asegurar el óptimo funcionamiento y el periódico calibrado de laválvula de seguridad.

En los yacimientos donde el agua de formación contiene sales incrustantes o carbonatos, no esaconsejable el uso de calentadores directos, porque al tomar contacto directamente el tubo defuego con tal tipo de aguas, producirá una acelerada incrustación que terminará impidiendo lapropagación del calor, aislando el tubo de fuego y concentrando en calor en el mismo, queterminará deformado y con serias posibilidades de romperse con peligro de incendio.

El mismo efecto se producirá en el caso que el fluido producido contenga alto contenido dearena (que pueda aislar el tubo) o en caso que se produzca el vaciado accidental del recipiente.


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

ASPECTO EXTERNO:

Deformación

ASPECTO INTERNO:

Deformación


Además del control de la temperatura del cuerpo (la que dirigirá una válvula que permitirá o noel ingreso de gas al quemador) y los indicadores de temperatura de entrada y salida del fluido,será necesario un control (de corte) del nivel que ocupe el fluido que está circulando por elinterior del cuerpo, de modo que si se interrumpe el flujo y el nivel baja a un valor peligroso, seaccione este control e interrumpa el flujo de gas al quemador.

Desde ya que de ninguna manera se puede permitir vaciar el recipiente, porque incrementaría latemperatura del tubo de fuego y, al no haber líquido en el interior para que transmita la tempera-tura al sensor del termostato, éste no cortará el flujo de gas, con los resultados de la destruccióndel equipo y el alto riesgo de una explosión e incendio.

No siempre se atienden con cuidado estas instalaciones pero, considerando el riesgo, no sedebe operar si no tiene todos los elementos para asegurar su operación sin accidentes.

Uno de los factores mas importantes que influyen dentro del rendimiento y de la vida útil de uncalentador es la condición operativa del quemador. Debe estar bien centrado dentro del tubo defuego de manera de evitar que el frente de llama choque en algún lugar con las paredes del tubode fuego. Esto puede resultar muy perjudicial debido a que si existe alguna zona del tubo ex-puesta directamente al frente de llama, se produce en ese punto una elevación de temperatura ,además de una erosión muy intensa. Se puede llegar a la rotura con el peligro de explosión eincendio.

También es muy importante limpiar la chimenea con cierta frecuencia, dado que en casos deexcesos de gas en los quemadores, o de mal trabajo del tiraje por chimeneas sucias, por fuerteviento, por tubo de fuego sucio, etc., el gas puede salir hacia atrás del quemador y encenderafuera con el riesgo de incendio o accidente. Los sólidos dentro del tubo de fuego, concentraránen ese punto el calor de la llama más que en otros, generando una oxidación del metal másacelerada que en otros lugares, pudiendo presentar problemas de roturas acortando la vida útildel tubo. Esta última observación es válida para cualquier tipo de calentador.

V-III-III Calentadores Indirectos

Los calentadores indirectos pueden ser abiertos o cerrados, refiriéndose a la hermeticidad delcuerpo y su contacto con el exterior.

a) Los abiertos trabajan a la presión atmosférica y a una temperatura máxima de 90/95°C,regulada por un bulbo termostático colocado en el interior del cuerpo.

b) Los cerrados trabajan bajo cierta presión de vapor, por lo que su temperatura superarálos 100°C y la regulación de la misma se podrá realizar a través de controlar la presión detrabajo del cuerpo.


V-III-IV Calentadores indirectos abiertos

En estos equipos, el fluido a calentar circula por dentro de un haz de tubos o “serpentín” ubicadoen el interior del cuerpo del calentador.

Funcionan con el cuerpo lleno de agua hasta un cierto nivel que cubre al tubo de fuego y laserpentina (pueden estar equipados con una o dos serpentinas). La llama en el interior del tubode fuego calienta al tubo, y éste a su vez al agua contenida en el cuerpo del calentador.

El agua toma el calor y se lo transmite al fluido que circula por el interior de las serpentinas, porlo que la transmisión del calor se hace en forma indirecta, sin contacto entre el fluido a calentar yel tubo de fuego; de donde se origina el nombre de estos equipos (“indirectos”).Considerando que el fluido circula por dentro de las serpentinas y éstas son construidas concaños o tubos de acero de alta calidad, la presión a la que pueden ser sometidos estos tubos esrealmente alta, por lo que estos equipos son apropiados y se adaptan a cualquier tipo de uso,especialmente en ductos y líneas de conducción que operan con altas presiones, ya que no es elcuerpo sino la serpentina la que soportará la presión de los fluidos.

Se usan dos parámetros para especificar un calentador; el tamaño y el rendimiento del mismo.El tamaño de los calentadores se expresa por un código de dos números; el primero de loscuales es el diámetro de la carcaza y el segundo el largo del cuerpo, ambos expresados en pies.Si se dice que el calentador es de 3 x 10 significa que tiene 3 pies de diámetro por 10 pies delargo.


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

V-III-V Calentadores indirectos cerrados

La diferencia con el abierto consiste en que por el hecho de tener el cuerpo cerrado y bajopresión, dentro del mismo existe un cierto valor mayor de presión de vapor, pudiendose aumen-tar la temperatura sin que se efectúe le cambio de estado del agua, aumentando la cantidad decalor que transfieren y consecuentemente la temperatura del fluido a calentar.

La presión de trabajo en la cámara de vapor es en la gran mayoría de los equipos, de 1 Kg/cm2(14,2 Lbs/pulg2).

En la figura se puede observar un esquema de este tipo de equipos.


Condiciones de operaciónLa siguiente tabla da una idea de la correspondencia entre las presiones y las temperaturas amantener en el interior de éste tipo de calentadores.

temp. °C presión (kg/cm2)

hasta 100 0101.7 0,1104.2 0.2108.7 0.3112.7 0.4116.3 0.5119.6 1.0

Si la presión de cámara fuera mayor a los valores indicados se deberá purgar el cuerpo delcalentador.

Existen también los generadores de vapor, los que se trabajan por sobre la temperatura deebullición del agua y bajo presión, a fin de que el vapor generado se traslade por serpentinas decalentamiento en los equipos afectados, condensándose y retornando por gravedad.


Todos los calentadores indirectos, abiertos o cerrados como ya se ha visto, tienen lostubos de intercambio o serpentín sumergidos en agua. La calidad del agua será entonces desuma importancia para la vida del calentador debido a que si contiene sales en exceso, seproducirán incrustaciones en los tubos perdiendo capacidad de transmisión del calor y situviese exceso de oxigeno, este con las temperaturas que tendrá el equipo en funcionamien-to, producirá una rápida oxidación en todos los metales acortando sensiblemente la vidaútil del calentador. Esta situación se corrige utilizando solamente agua potable para loscalentadores y además de bajo contenido de sales.

La eliminación del oxígeno libre se logra con el agregado de un secuestrante como elsulfito de sodio en la proporción necesaria, según la capacidad del calentador. La prepara-ción del producto se hace en un recipiente aparte y se evita verterlo o dejarlo abierto paraque no se sature con el aire y pierda su efecto dentro del recipiente.

V - IV COMBUSTION

Combustión es sinónimo de oxidación y, desde el punto de vista químico, consiste en launión del elemento oxígeno con un combustible, durante la cual se libera energía en formade calor.Los grados de la combustión varían ampliamente, conociéndose la combustión “lenta” uoxidación en el sentido mas usual conocido, la combustión rápida y la muy rápida o “deto-nación”.

Puede ocurrir que no todo el combustible presente sea oxidado y participe de la combus-tión, lo que daría por resultado una combustión incompleta y que parte del combustible sepierda crudo por la chimenea arrastrado por los gases de la combustión.

Para que una combustión sea considerada completa, será necesario que el combustiblepresente sea totalmente oxidado y se libere toda la energía interna, para lo cual es necesa-rio contar:

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

b) que se produzca una mezcla perfecta entre ambos y

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

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


Por lo tanto, en la combustión de un combustible como el gas natural se producirá la oxidación(o sea, combinación con el oxígeno suministrado) tanto del carbono como del hidrógeno.

De acuerdo a los fundamentos de la química, la fórmula que expresa una oxidación completadel carbono es:

C + O2 ® CO2 (anhídrido carbónico como producto final)

mientras que una combustión incompleta (por falta de la suficiente cantidad de oxígeno, porejemplo) estaría expresada por una fórmula como la siguiente:

C + ½ O2 ® CO (óxido de carbono como producto final)

Una combustión incompleta puede deberse a:

1) insuficiencia de oxígeno;

2) mezcla imperfecta del oxígeno con el combustible

3) temperatura demasiado baja para mantener la combustión.

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

V-IV-I Productos de la combustión

Los gases de escape de los quemadores se denominan productos de la combustión. La compo-sición de estos productos depende del tipo de combustible utilizado, de la relación aire/combus-tible y de las condiciones en las que se realiza la combustión.

Generalmente contienen anhídrido carbónico, óxido de carbono, oxígeno, nitrógeno, carbonolibre, cenizas ligeras, vapor de agua, anhídrido sulfuroso e hidrocarburos no quemados. Lamayoría de estos elementos son invisibles, salvo cuando se observa la presencia de humosdensos gaseosos, lo que es indicio de que se trabaja a baja temperatura o con insuficienteoxígeno.

Los gases de escape pueden ser analizados (mediante un aparato denominado Orsat) a fin dedeterminar el porcentaje en volumen de cada gas componente (por ejemplo la concentración deCO2). También puede ser utilizado un analizador de oxígeno, a fin de verificar el porcentaje departicipación de este gas en particular. Estos ensayos son útiles para definir la mezcla óptimanecesaria y el grado de efectividad de la combustión.


V-IV-II Quemadores

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

El quemador consta de un conjunto de piezas tales como:

1. dispositivo regulador de la entrada de gas con orificio ajustable

2. disco giratorio para regular la entrada de aire primario

3. tubo inspirador o venturi

4. boquilla de llama

5. sistema o cámara de regulación de aire secundario

6. dispositivo para la llama piloto


V-IV-III Regulación de la mezcla aire-combustible

El oxígeno necesario para la combustión es captado del aire y por lo tanto siempre estaráacompañado con otros elementos que forman parte del mismo, tales como el nitrógeno y elvapor de agua, en cantidades variables según la temperatura ambiente y la saturación.(En la composición del aire, el oxígeno participa en un 21% y el nitrógeno en un 79%).

Para obtener una combustión eficiente es muy importante lograr una muy buena regulaciónde la mezcla aire - gas, lo que significa obtener una relación óptima entre el oxígenopresente en el aire y el combustible utilizado.

Si se provoca una mezcla muy rica (defecto de aire, exceso de combustible - llama roja) nose obtiene la cantidad de calor correspondiente a la cantidad de combustible, debido a queno se quema todo el gas.

Si hay una mezcla pobre (exceso de aire - llama azul) sí se quema todo el gas pero elexceso de aire presente arrastra parte del calor, entregado por el combustible, al exteriorpor la chimenea, además de los efectos corrosivos del oxígeno libre sobre el tubo de fuego.

De las fórmulas químicas de balance de masa se puede obtener la cantidad de oxígenoexacta para que se produzca una combustión completa, pero estas consideraciones sonestrictamente teóricas dado que suponen que se produce una mezcla íntima, perfecta, anivel molecular, entre el oxígeno y el combustible.

Como no es posible asegurar que cada una de las numerosas moléculas que componen elcombustible encuentre una molécula de oxígeno para combinarse con ella, aunque la rela-ción esté químicamente equilibrada, es conveniente utilizar en la práctica una mezcla quetenga cierto exceso de aire. En este caso se notará una llama azulada y levemente amarillaen su frente y se notará presencia de oxígeno en los gases de escape. (El contenido deoxígeno en los gases de escape no debe superar el 2%).

Si la llama es amarillenta debe aumentarse la cantidad de aire primario, regulando el discode manera de aumentar el ingreso de aire.

Si con el pasaje al máximo, la llama sigue siendo amarillenta, debe restringirse la entradade gas al quemador mediante el orificio ajustable.

En un quemador bien diseñado, el fin que se persigue es emplear el mínimo de exceso deaire compatible con una combustión completa.


La cantidad de aire en exceso, necesaria para el funcionamiento del quemador, depende de:

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

Cuanto más fuertemente dispersado y mezclado con el aire esté un combustible, menos excesode aire será necesaria para lograr una combustión completa.

La presencia de oxígeno en los gases de escape puede determinarse con un equipo “anali-zador de oxígeno”, que indica el porcentaje, en volumen, presente de este gas. El equipo previa-mente se calibra, haciendo pasar por el mismo una corriente de aire; donde debe indicar 21%,que es la participación del oxígeno en la composición del aire. Luego se hace pasar una corrientede los gases de escape, tomada directamente de la chimenea del calentador, y se observa elporcentaje indicado. Como se dijo anteriormente, el contenido de oxígeno en el escape no debesuperar un 2%, indicativo de estar utilizando en la mezcla con el combustible, un exceso de aireadecuado.

Existen quemadores que no cuentan con aire primario regulable, sino que la mezcla es fija.Generalmente son usados en quemadores hasta 500.000 BTU y el ajuste de la llama se hace conla regulación del suministro del gas.

Los quemadores de mayores capacidades cuentan con regulación de aire, de manera que paraobtener una llama azulada, con frente amarillo, se trabaja con esta regulación, una vez en régimenla entrada de gas. Si no es posible encontrar la coloración adecuada, será necesario restringir laentrada de combustible, o cambiar el orificio del quemador.

V-IV-IV Circuitos de alimentación de gas

Los circuitos de alimentación de gas a los calentadores son, en sus primeros tramos, muy simila-res entre sí, cualquiera sea el tipo de calentador que deban alimentar.

Al ingresar, el gas pasa por una válvula manual de corte principal, generalmente de tipo esférica;luego por un pequeño pulmón decantador y/o separador de líquidos primario y sistema de filtros,a fin de realizar una primera purga antes del ingreso a las válvulas o accesorios. La presión de lalínea principal debe ser adecuada al valor con que trabajan los quemadores y además mantenidaconstante dentro de un estrecho margen, lo que se logra con la instalación a continuación de losfiltros y decantadores, de una válvula reductora - reguladora, generalmente una tipo BIG JOEFisher 630.

Luego se produce una etapa de precalentamiento del gas, para lo cual se lo hace pasar por elinterior de la cámara o cuerpo del equipo.


A partir de este punto los circuitos generalmente varían según sea el modelo del calentador.En los calentadores abiertos el paso del gas al quemador es, generalmente, regulado según latemperatura y el nivel del agua en el interior del cuerpo.

Para regular por la temperatura del agua, se utiliza generalmente una válvula automáticatermorreguladora que corta el pasaje de gas cuando la temperatura del agua llega a un valorprefijado.

Para regular de acuerdo al nivel del agua se agrega al anterior una regulación del pasaje de gassegún el nivel que ocupa el agua dentro del equipo, lo que se puede hacer con un controlador denivel tipo CMA 401, alimentando a una reguladora tipo DSG 7501.

Un circuito simple de un calentador indirecto abierto se puede observar en el esquema siguiente:

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

MÓD. III - CAP. VI: Pag. 1

MÓDULO III - CAPITULO VIELIMINACION DE AGUAS RESIDUALES

VI-I AGUAS RESIDUALES 3VI-I-I Consideraciones generales 3VI-I-II Calidad y análisis de las aguas 5VI-I-III Toma de muestras 7VI-I-IV Características del agua de formación 10VI-I-V Presencia de hidrocarburos en agua 11VI-II SEPARACION – EQUIPOS 12VI-II- I Separación Primaria o Trifásica 12VI-III TRATADOR 16VI-III-I Operación 17VI-III-II Descargas 18VI-IV TANQUE CORTADOR 19VI-IV-I Usos 19VI-IV-II Principio físico 19VI-IV-III Estimación de la altura del rebalse 21VI-IV-IV Control de la interfase 21VI-IV-V Conexiones del tanque 25VI-V ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS 27VI-V-I Piletas API 28VI-V-II Filtros 29VI-V-III Equipos depuradores de agua (Wenco) 31VI-V-IV Incrustaciones 32VI-V-V Bacterias 33VI-VI ELIMINACIÓN DEL OXIGENO 34VI-VI-I Procedimientos físicos 34VI-VI-II Procedimientos químicos 37VI-VI-III Compatibilidad de los secuestrantes 38VI-VII ALMACENAJE DE AGUA 39VI-VIII PLANTA DE INYECCION 40VI-VIII-I Bombas 40VI-VIII-II Sistemas de distribución 41VI-VIII-III Líneas de inyección 41VI-VIII-IV Distribuidores 42VI-VIII-V Medidores (caudalímetros) 43VI-VIII-VI Registro de las mediciones 44

MÓD. III - CAP.VI: Pag. 2


CAPITULO VI: ELIMINACION DE AGUAS RESIDUALES

VI - I AGUAS RESIDUALES

VI-I-I Consideraciones generales

Es conocido que durante la explotación de un yacimiento la producción de petróleo y/o gas esacompañada en mayor o menor medida por la producción de agua de formación, la que debeser separada de dichos fluidos a los efectos de ser utilizada nuevamente en algunos de los pro-cesos producivos o, en caso de que no sea reutilizada, acondicionarla para reinyectarla en pozossumideros de capas utilizadas como almacenaje.

El agua es una de las sustancias más abundantes e importantes de la tierra. Su fórmula química esH2O, que significa dos átomos de hidrógeno y uno de oxígeno. Existe en la naturaleza en tresestados: sólido, líquido y gaseoso, siendo el estado líquido el predominante.

Sus propiedades químicas son de suma importancia, dado que su poder solvente causamuchos problemas en los yacimientos de petróleo. Virtualmente disuelve en cierta propor-ción a todas las sustancias inorgánicas como consecuencia de su estructura molecular, quele permite actuar como un ácido a una base y también como un agente oxidante o reductor.Normalmente las concentraciones de las sustancias disueltas son pequeñas, no obstante lasconstantes físicas de la solución son diferentes de las del agua pura. Más aún, la sustanciadisuelta puede contribuir al poder solvente de la misma, como por ejemplo: el anhídridocarbónico se disuelve en el agua y se hidroliza formando ácido carbónico, dando unasolución de propiedades ácidas que ataca y disuelve sustancias tales como la dolomita y lacaliza.

La explotación petrolera utiliza agua de diversas fuentes, que pueden caracterizarse de acuerdocon su salinidad.

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

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


natos y bicarbonatos de sodio, calcio, potasio, etc.Al ser extraídas las sales, se producen cambios en las condiciones de presión y temperaturapor lo que es frecuente que precipiten sales y adquieran cierta turbidez.

Nota: Hemos indicado las concentraciones de sales en ppm, una de las unidades comúnmenteusadas para expresar valores en análisis de agua. Expresa una unidad en peso de la sustanciadisuelta, (soluto) por millón de unidades de peso de la solución. En los casos de análisis deaguas, la unidad es 1 miligramo, por lo que ppm sería 1 miligramo de soluto por cada 1.000gramos de solución. (ya que existe una relación de 1.000.000 entre ambas).También es utilizada la unidad miligramos/litro para expresar resultados de análisis y en este casoes una unidad en peso (miligramo) dividida una unidad en volumen (litro). En aguas de bajocontenido de sólidos, por ejemplo valores menores a 7.000 ppm, la unidad ppm es equivalentea utilizar miligramos por litro.

El criterio para calificar un agua residual depende en cierto grado de la naturaleza y cantidad delcontaminante, de su uso posterior y de la cantidad de agua disponible para la dilución. En laindustria petrolera las sustancias consideradas contaminantes, presentes fundamentalmente enlas aguas de formación que acompañan a la producción de hidrocarburos, son principalmenterestos de hidrocarburos, sales y diversos productos químicos utilizados,. Desde un punto devista teórico, cualquier cantidad de petróleo contenido en las aguas residuales, por pequeña quesea, puede ser recuperada antes de eliminar el agua; pero en términos prácticos y económicosmuchas veces se establecen valores límites compatibles con el uso posterior del agua.

La eliminación superficial de las aguas residuales por filtrado y descarga en cursos de agua esuna metodología que ha perdido actualidad, como consecuencia de leyes y regulaciones guber-namentales debido a su fuerte impacto sobre el medio ambiente y a las contaminaciones deaguas dulces y potables; por lo tanto ha tomado incremento el uso de técnicas por las que laeliminación de las aguas residuales se realiza por inyección de la misma en formaciones delsubsuelo. Esto requiere que las capas elegidas no permitan una posterior migración aestratos que contenga aguas dulces para evitar su contaminación.

Un proceso tipo de eliminación de aguas residuales por inyección en el subsuelo, consiste bási-camente en el diseño y montaje de una red de captación del agua residual, un centro de recolec-ción, las instalaciones para la separación y tratamiento del agua, y un sistema de inyección pro-piamente dicho. Las plantas de tratamiento de aguas residuales generalmente consisten en unconjunto de instalaciones para aereación, (se utiliza para eliminar los gases disueltos y oxidar alhierro, manganeso y sulfhídrico disueltos), coagulación química, (a los efectos de la eliminacióndel material coloidal en suspención y compuestos finos e insolubles de calcio y magnesio), sedi-mentación y filtración (también a los efectos de eliminar sólidos) y almacenaje del agua tratada.Para el caso de problemas bacterianos debe disponerse de aparatos adecuados para la dosifi-cación de cloro u otro bactericida, como asimismo cualquier otro producto bactericida disponi-

ble en el mercado.


Estos procesos se pueden realizar en sistemas denominados abiertos o cerrados.

En el sistema abierto el agua es expuesta a la atmósfera entrando en contacto con el aire y con laluz, por lo que puede modificarse el equilibrio químico y liberarse el anhidrido carbónico disuel-to, sulfhídrico, metano y otros gases. En muchos casos el agua es aereada para eliminar gases ointroducir oxígeno, siendo común que las aguas provenientes de ríos, lagos, océanos estén satu-radas con aire y se operen en sistemas abiertos. Una ventaja es que se pueden almacenar gran-des volúmenes en piletas abiertas, estabilizando el sistema y sedimentando las partículas ensuspensión y disminuyendo de esta manera la carga sobre los filtros, mientras que una desventajasería que al introducir oxígeno se torna corrosiva y obliga a eliminarlo antes de enviarlo al sistemade inyección.Mientras tanto, en el sistema cerrado el agua nunca entra en contacto con la atmósfera, mante-niendo su equilibrio químico, por lo que generalmente requiere de un tratamiento mínimo con elobjeto de evitar su contacto con el oxígeno del aire y la pérdida de gases disueltos. Con el objetode mantener el sistema libre de oxígeno, se almacenan en tanques cerrados con un colchón degas natural a muy baja presión en el espacio de los vapores en la instalación respectiva. General-mente un sistema cerrado se usa con aguas provenientes de pozos o en aquellos en que sereinyecta el agua producida.

VI-I-II Calidad y análisis de las aguas

La determinación de la calidad del agua para ser inyectada en una formación, normalmenteincluye, la cantidad de sólidos en suspensión, el número de bacterias presentes y su corrosividad,pero en definitiva será el carácter de la roca recipiente la que influirá en la fijación de los parámetros,como por ejemplo ocurre cuando una roca de baja porosidad y pequeño tamaño de porosrequiere un agua de inyección con muy pocos sólidos, mientras que altas porosidades y porosgrandes admiten una mayor cantidad de sólidos en suspensión. Por lo tanto, el uso particular deun agua, determina los requisitos físicos y químicos que debe reunir siendo sus propiedadesinfluenciadas por el tipo y cantidades de sustancias disueltas; en consecuencia su composicióndebe ser determinada por análisis químicos y sus propiedades físicas, mediante mediciones apro-piadas. El contenido de sólidos deben ser muy bajo cuando el volumen a inyectar es muy alto.

Para la mayoría de las aplicaciones es suficiente un análisis rutinario, consistente en medicionesde pH, alcalinidad, densidad, y resistividad específica, conjuntamente con las concentracionesde iones cloruro, sulfato, carbonato, bicarbonato, calcio, magnesio, sodio, hierro, sílice soluble ysólidos totales.

Entre los componentes principales que se pueden encontrar en el agua, se pueden mencionar alos siguientes:• Calcio: Algunas aguas de yacimientos contienen hasta 32.000 ppm de ion calcio. Es de suma

importancia porque con carbonatos o sulfatos forman e incrustaciones sólidas.• Magnesio: Al igual que el calcio generalmente representa un porcentaje menor de los sólidos


disueltos, pero pueden combinarse con el ion carbonato y depositar incrustaciones.• Sodio: Las aguas de formación contienen con frecuencia altas concentraciones de ion sodio,

pero gene ralmente no forma precipitado con los otros iones presentes.• Cloro: Es otro de los componentes principales en las aguas, tanto dulces como de forma-

ción.• Sulfatos: El ion sulfato puede estar presente en cantidades relativamente grandes y puede

formar con el calcio el sulfato correspondiente.• Carbonatos: Los iones carbonato y bicarbonato están generalmente presentes en concen-

traciones relativamente pequeñas pero son extremadamente importantes por la deposiciónde incrustaciones.

• Bario: Forma compuestos insolubles con los iones carbonato y sulfato. Si las aguas de for-mación contienen bario precipitará sulfato de bario. insoluble.

• Anhidrido carbónico: Es importante desde el punto de vista de la naturaleza corrosiva de lasaguas que lo contienen.

• Ácido sulfhídrico: Su presencia normalmente indica que el agua tendrá una acción corrosivasobre el metal. Puede ser producido directamente por la acción de las bacterias sulfatoreductoras, con la corrosión resultante en las cañerías de entubación y líneas de conducción.

• Hierro: De pequeñas concentraciones en este tipo de aguas. No obstante conviene determi-narlo porque su presencia puede indicar un proceso de corrosión que avanza, para lo cual sedebe conocer su concentración en el agua en los momentos previos a la inyección.

• Oxígeno: El agua que contiene oxígeno disuelto es potencialmente corrosiva. Para su deter-minación se debe extremar las precauciones en la toma de las muestras, para que no sevolatilice el oxígeno contenido.

Además de las determinaciones químicas de los elementos mencionados, se realizan comorutina ciertas determinaciones físicas para conocer, por ejemplo, las siguientes propieda-des y contenidos:

• Microorganismos: Tales como algas, hongos y bacterias. El número y tipo de bacteriaspresentes en un agua para inyectar afectan su calidad, por cuanto contribuyen en la corro-sión de las instalaciones y/o producen taponamientos. Las bacterias sulfato reductoras utili-zan el oxígeno del ion sulfato, produciendo ácido sulfhídrico. Por lo tanto, un incre-mento del ácido en el agua es indicativo de la presencia de estas bacterias. El recuentototal de bacterias es indicativo del número total de especies presentes, cuyo desarrolloen gran magnitud conduce a colonias capaces de tapar las arenas de los pozos y obs-truir las cañerías de conducción. Se realizan exámenes microscópicos y ensayosmicrobiológicos para identificar y contar el número de organismos presentes.

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

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


corrosión, azufre o coloides. Si estos materiales ingresan en los pozos inyectores, puedenobturarlos al punto de taparlos definitivamente. Estos sólidos están presentes finamente divi-didos y no detectables por visión directa, por lo que generalmente se los identifica porfiltración utilizando membranas que actúan como tamiz reteniendo los sólidos en superficie(tambien residuos de destilación).

• Temperatura: Es una de las mediciones más importantes, dado que es esencial para la expre-sión de otras propiedades, peso específico, el pH y el contenido de oxígeno.

VI-I-III Toma de muestras

Es indiscutible la importancia de un buen análisis del agua, dado que conforme a sus resultadosse programan los tratamientos necesarios para solucionar diversos problemas presentes en suutilización. Para ello es indispensable que sea obtenida una muestra representativa para sersometida al análisis. El método más preciso y sensible pierde significaci6n frente a una muestramal tomada y que no representa al agua del sistema examinado. El análisis que se realice repre-sentará a la muestra de agua en el momento del análisis, por lo tanto es de primordial importan-cia la obtención de una muestra representativa del total del agua para analizar.

Cantidad de muestra.

El volumen necesario para un análisis, depende de la cantidad de componentes disueltos y delnúmero de determinaciones que se quieran realizar y el tipo de análisis a efectuar. Si solamente sedesea determinar uno o dos constituyentes en suficiente una muestra pequeña. En cambio paraun análisis standard la cantidad es mucho mayor. Siempre es conveniente contar con muestra enexceso. Para la mayoría de los. análisis es adecuado un mínimo de dos litros, pero en casossingulares en que deben realizarse trabajos especiales es recomendable consultar el analistasobre la cantidad necesaria. Si deben realizarse exámenes bacteriológicos deben utilizarse reci-pientes esterilizados y técnicas de toma de muestras adecuadas a determinar por los especialis-tas.

Recipientes para envío de muestras.

Los recipientes metálicos, tales como envases de hojalata o de hierro, no se usan para el manejode muestras de agua, dado que normalmente se corroen y contaminan la muestra o más aúnpueden perderla. Más adecuados son los recipientes de vidrio o de plástico. Los primerosrequieren protección contra las roturas en el transporte, en cambio los otros no. Los recipientesde plástico tienen la desventaja que son opacas y no puede determinarse el aspecto de la mues-tra. Los recipientes de vidrio deben limpiarse antes de ser usados con mezcla sulfo-crómica,permanganato alcalino o ácido clorhídrico concentrado; enjuagados con agua destilada y seca-dos. Si no es posible realizar este proceso previo, como generalmente sucede en el campo, serecomienda lavarlos prolijamente con detergente, enjuagarlos con agua y previamente a la reco-


lección de la muestra enjuagarlos por lo menos tres veces con el agua que se enviará a analizar enel momento de su recolección. En el caso de ser necesario determinar pequeñas cantidades desodio o sílice se recomienda utilizar recipientes de plástico por cuanto el agua puede disolverestos elementos en los recipientes de vidrio. No deben usarse tapones metálicos, siendo muyrecomendables los tapones de plástico.

Recolección de una muestra de planta o de producción.

No es fácil describir todas las condiciones bajo las cuales debe tomarse una muestra de agua.No obstante es posible señalar unos pocos principios cuya aplicación práctica pueden aseguraruna buena muestra.El punto donde se toma la muestra es importante. En un pozo no es sencillo obtener una muestradel fondo, de manera que la mayoría se obtienen en las instalaciones de superficie. Para asegu-rarse que esta es representativa del agua que se encuentra en el fondo, debe hacerse producir elpozo a su caudal normal hasta que este sea uniforme. En un sistema de distribución de agua, lasmuestras se tomarán en el punto de interés o muy cerca de é1, pero es de suma importancia quela misma sea obtenida en las condiciones normales de operación del sistema. Es decir que si unsistema de conducción de agua opera normalmente circulando, la muestra no debe tomarsecuando está parado.Por ejemplo: si debe tomarse una muestra para determinar corrosividad cuando fluye a travésde un tubing de producción, la misma debe obtenerse en la boca del pozo, no luego de haberpasado por un calentador o en el tanque de la batería.Cuando se toma una muestra de agua en un tanque, es recomendable tomar muestras del fondo,medio y superficie.Para tomar muestras de cañerías de conducción es conveniente colocar en el robinete o válvulaque se utilice, un tubo de goma en su boca de descarga e introducirlo en el recipiente donde serecogerá la muestra hasta que su extremo esté sobre el fondo. El recipiente deberá haber sidoenjuagado previamente tres veces con el agua a muestrear. Luego de haberse llenado el reci-piente, se deja derramar no menos de diez veces su volumen y se retira lentamente la mangueramanteniendo la circulación de agua. Se tapa inmediatamente el recipiente para evitar el contactocon el oxígeno atmosférico y minimizar la pérdida de gases disueltos.Para analizar gases disueltos se recomienda el uso de tubos especiales recomendados por lasnormas (ASTM por ejemplo) en donde el extremo conectado a la botella recipiente se debecolocar a mayor altura que la válvula de la cañería por donde se toma la muestra.Junto con cada muestra debe enviarse un rótulo o etiqueta donde se registra las referenciasnecesarias para identificar las muestras y el punto donde fue tomada.

Toma de muestras en pozos.

Deben tomarse una serie de precauciones en la recolección de muestras de agua durante laperforación o terminación de pozos. Los ensayos con ensayadores de capas están sujetos acontaminaciones. Durante la perforación una cierta cantidad del agua filtrada de la inyecciónpenetra en las formaciones desplazando los fluidos contenidos y en consecuencia esta agua es el


primer fluido que retorna al pozo en los ensayos de capas.

Cuando se usan inyecciones saturadas con sal, el filtrado devuelto será altamente salino y puedecontener mayor cantidad de sales disueltas que el agua de formación. Inversamente, el filtradode inyecciones preparadas con agua dulce tendrá un bajo contenido de sales disueltas. Larecolección ya sea de filtrado de la inyección o mezclas de filtrado y agua de formaciónpuede conducir a conclusiones erróneas si se la elige como muestra representativa de laformación. Para que un ensayo de formación sea concluyente y pueda obtenerse una mues-tra representativa del agua de formación debe eliminarse totalmente el agua externa.

Tiempo transcurrido entre la toma de muestra y su análisis.

Este tiempo debo ser mínimo. Para algunas determinaciones y mediciones los mejores resulta-dos son los obtenidos de inmediato junto al punto de toma de muestra. El tiempo en que unamuestra se mantiene estable y es representativa depende de las características intrínsecas delagua.Las aguas que contienen microorganismos están particularmente expuestas a alteraciones.El crecimiento de estos organismos puede retardarse manteniendo la muestra en la oscuri-dad y en un refrigerador hasta el momento en que sea analizada. Los siguientes tiempos dereposo se aceptan como límite máximo para la obtención de análisis químicos y medicio-nes físicas confiables:

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

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

Ciertas compañías disponen de laboratorios móviles para el análisis de aguas, cuando la tomade muestra es crítica y ha sido demostrado que esta práctica es muy útil en los programas derecuperación secundaria.

El uso del agua de formación en los procesos de inyección de fluidos como elemento principal esmuy utilizado en todo el mundo en los proyectos de Recuperación Secundaria de yacimientos depetróleo, procesos que si bien comenzaron en el año 1930 con las primeras experiencias decampo, se generalizaron a partir de la década de los ́ 50 y hoy constituyen una de las técnicas deproducción de petróleo más utilizadas. Seguramente las razones de esta generalización en el usodel agua de formación para Recuperación Secundaria habrá que buscarlas, entre otras razones,en la disponibilidad del agua de formación a partir de su separación de los otros fluidos produ-cidos y su eficiencia para el desplazamiento del petróleo a partir de su inyección en la formaciónproductiva.


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

VI-I-IV Característica del agua de formación

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

• Temperatura, depende de la profundidad del yacimiento y del gradiente geotérmico corres-pondiente a la cuenca de que se trate.

• Salinidad, característica propia del acuífero, variable normalmente entre 1-250 gr/litro.• PH, puede presentarse de 5.5 a 8.5. Resultando más bajo cuando el gas asociado contiene

CO2 o H2S. Posteriormente a una desgasificación, el PH se eleva por el desprentemperaturaso petróleo.

• Densidad y Viscosidad, dependientes de la salinidad y temperatura del agua, Variables entre1 a 1.15 gr/cm3 para la densidad, y 1.2 a 0.3 centiPoises para la viscosidad.


VI-I-V Presencia de hidrocarburos en agua

En las mezclas producidas, los hidrocarburos pueden presentarse en el agua en forma libre oemulsionado. Al determinar correctamente su presencia, se podrá definir u optimizar el trata-miento adecuado.

•• Petróleo Libre

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

• Emulsiones

Los glóbulos oleosos se encuentran dispersos en una fase acuosa, existiendo dos parámetros aconsiderar, uno la repartición granulométrica (se mide con contador Coulter para tamañosmayores a 50 µm, o con Láser); otro el potencial zeta que evalúa la densidad de la capa difusade iones que rodean al glóbulo oleoso.

Una forma práctica para realizar evaluaciones de la estabilidad de la emulsión, es mencionadaanteriormente cómo experiencias en probetas, donde es posible medir el desprendimiento es-tático, midiendo la concentración en peso de los hidrocarburos subnadantes a distintos interva-los de tiempo.

La pendiente de la curva así trazada, es proporcional a la velocidad de la separación, y por lotanto, al diámetro de partículas que ascienden en dicho período. Esto permite establecer laposibilidad que tiene la emulsión de desaparecer luego de un período determinado (tiempo deresidencia).

Las emulsiones más groseras (25-150 µm) tienen sus glóbulos con poca o escasa carga eléctri-ca. En todo momento, éstas partículas pueden entrar en contacto entre ellas, coalescer en una demayor diámetro, cuya velocidad de separación crecerá rápidamente (en función al cuadrado desu diámetro).

Las emulsiones más finas (0,5-25 µm) se comportan en el agua como coloides. En la periferia deéstas partículas, los compuestos disueltos forman una doble capa eléctrica de dipolos orienta-dos, una de éstas constituida por una nube difusa de iones negativos que crean una diferencia depotencial entre el liquido y ella misma (potencial zeta). Por ésta razón estos glóbulos cargadosnegativamente, tienen tendencia a la repulsión mutua, estabilizando la emulsión y requiriendo asíun tratamiento físico-químico.


Emulsiones mecánicas, corresponden a una dispersión de glóbulos oleosos con tamaños de 5 a50 micrones. El ensayo indica generalmente rendimientos de 80 a 90% o superiores en 24 hs.Como se ve este tipo de emulsión presenta una limitada estabilidad en el tiempo y pueden serrotas por procesos térmicos relativamente sencillos. La estabilidad aumenta cuanto más fina seala emulsión y mayor el peso molecular de los hidrocarburos presentes.

Emulsiones con tendencia química, el tamaño de las partículas involucradas es de 5 a 20 µm. Elensayo de desprendimiento estático da generalmente valores de entre 65-80% en 24 horas.Estas gotas generalmente no suben hasta la superficie del agua que las contiene. En origen, sonemulsiones mecánicas producto del corte de un film oleoso, pero en presencia de compuestosemulsionantes naturales y en alta temperatura; la alcalinidad de las aguas favorece la formaciónde emulsiones químicas. Son típicas de yacimientos de crudos pesados.

Emulsiones químicas, son conocidas así, cuando el tamaño de las partículas es de 1 a 5 µm y eltest de desprendimiento arroja valores inferiores a 65% en 24 horas.También se trata de rotura de un film oleoso, pero en presencia de tensoactivos, como detergentes,aminas orgánicas, jabones de metales polivalentes, sulfito de sodio y potasio.En yacimientos donde el desemulsionante de proceso se aplica en los pozos o separadores, laemulsión resultante en el agua a tratar será química o con tendencia química.Estas emulsiones no pueden ser rotas por procesos físicos simples (coalescencia, flotación,etc.), la rotura de la emulsión se logra por el agregado de un electrolito (coagulación completaque precipita a los agentes estabilizantes).

VI – II SEPARACIÓN DE AGUA

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

VI-II-I Separación Primaria o Trifásica

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


Separación Gas-líquido:La primera separación es producida por la liberación del gas al ingresar la mezcla al equipo, eseste tipo de separación se establecerían las condiciones impuestas en la norma API 12J (oil-gasseparation). En esta etapa se produce agua de formación saturada en gas a la presión de sepa-ración. El metano no es el único gas disuelto, pero sí el más soluble y cuya presión parcial resultala más elevada dentro de los gases naturales (hidrocarburos gaseosos).

Separación Líquido-Líquido:La segunda separación también tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre las doscorrientes acuosas. Para éste caso también se deberían seguir los lineamientos de la NormaAPI, Pub. 421 (Design and Operation of Oil-Water Separators). Dicha norma indica que sepueden remover eficientemente glóbulos de hidrocarburos libres de tamaños mayores a 150 µm,en separadores gravitatorios sin placas.

Los factores que influyen sobre el rendimiento de un equipo de ésta naturaleza son:- Temperatura del líquido.- Densidad y tamaño de los glóbulos oleosos.- Cantidad y naturaleza de la materia en suspensión .Es conveniente establecer que, ante la amplitud de variables que se presentan en las mezclas delíquidos (petróleo-agua), y materias en suspensión, la eficiencia de los separadores por grave-dad, se determina empíricamente, aunque lo establecido por las normas API y por experi-mentación, permitan un cálculo aproximado teórico de los resultados, para la eliminaciónde glóbulos de hidrocarburos de tamaños mayores a 150 micrones. En todo caso, la únicacondición que podría ser lógicamente exigible es el cumplimiento de la Norma API para eldiseño.En separadores trifásicos cómo el que se observa en la figura, son determinantes las condicio-nes de operación, las que se deben equilibrar según las características de cada mezcla en parti-cular. Para lograr este objetivo, es necesario ejercer un estricto control sobre la calidad de losfluidos descargados, regulando los niveles y los tiempos de residencia de las distintas fases.


La mezcla ingresante a las instalaciones de eliminación de agua, que provenga directamente delos pozos, requerirá de equipos de separación trifásicos.

Cuando éstos equipos no están diseñados para la separación del agua, o cuando el líquidobifásico es bombeado desde instalaciones satélites, es práctico el uso de equipos como FWKO,Tanques Lavadores e inclusive, si las condiciones del fluido lo requieren, de Tratadores Térmi-cos o Termoeléctricos.

No siempre los mismos descargarán el agua separada a las piletas atmosféricas comúnmentedenominadas API (por su diseño Normalizado), es posible en casos muy especiales, el diseñode sistemas donde las condiciones permiten descargar total o parcialmente el agua de los equi-pos separadores a los tanques de almacenaje para su posterior inyección.

Los equipos o recipientes separadores bifásicos o trifásicos para la obtención del agua separa-da, requieren como se mencionó anteriormente, del control de la altura de los niveles para unequilibrado funcionamiento. Este control determinará, por un lado el tiempo de residencia decada una de las fases, pero por otro lado favorecerá o no, el período de “lavado” para el quealgunos equipos son diseñados.

Existen entonces dos conceptos fundamentales para ejercer el control de niveles, sobre todo alrespecto de la interfase agua-petróleo.

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

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


Básicamente radica en el principio de Pascal, comparado en dos columnas comunicadas (vasoscomunicantes), donde a una misma altura en ambas, las presiones estarán equilibradas. En talcaso, si una de las columnas está compuesta de dos líquidos de diferente densidad, para conser-var la igualdad deberá forzosamente variar la altura.

El cálculo entonces del valor de altura de la fase petróleo, dependerá de las alturas totales decada una de las columnas y de las densidades de los fluidos que las componen.

Así también teniendo la altura total de la columna 1 y la altura de la fase petróleo, es posibledeterminar la necesidad de altura de la columna 2 (rebalse en un tanque lavador, o nivel de aguaen algunos Separadores de Agua Libre).

Este sistema permite establecer la diferencia entre las alturas de rebalses en una pileta API, paramantener un colchón (o altura y por lo tanto volumen) de petróleo deseado.

P1 P2

H1 H2


VI-III - TRATADOR

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


Tres son los aspectos fundamentales a tener en cuenta en su operación:

Calor: Una técnica que se utiliza para romper las emulsiones consiste en calentar la mezclapetróleo/agua. El hecho de calentar la mezcla hace que la viscosidad del petróleo disminuya,permitiendo que el agua sedimente más fácilmente. Se aplica calor en un separador especialllamado “tratador”. Al igual que los separadores, pueden ser horizontales o verticales.

Rejillas eléctricas: Las rejillas eléctricas se usan en circunstancias especiales para energizar lasgotas de agua, haciendo que éstas se unan y formen gotas más grandes. Las emulsiones inusualmenteduras o las operaciones de “desalación” en las refinerías utilizan este principio para separar elagua del petróleo.

Presión: Los tratadores son considerados recipientes de presión. Como tales, se deben tomarprecauciones para asegurar que si la presión del recipiente excede la presión del diseño, seabrirá una válvula de seguridad para aliviarla.Según las condiciones, las válvulas de seguridad están diseñadas para liberar hacia un “tanque deemergencia” o hacia un quemador.

Si el líquido es esperado con menores cantidades de gas, generalmente la elección se inclinahacia el tanque de emergencia. La mayoría de los tratadores están diseñados para aliviar haciadicho tanque.

VI-III-I - Operación

El flujo ingresa en la sección frontal del tratador, donde el gas es separado y la mezcla se dirigealrededor del tubo de fuego hacia la interfase petróleo-agua en la sección de calentamiento. Elagua libre sale de allí, y la emulsión es calentada por el tubo de fuego.

A medida que el nivel se eleva por encima del vertedero, la emulsión caliente rebalsa haciaadentro del espacio de tensión controlado por nivel en el medio del mismo.

La presión de la sección de calentamiento fuerza a la emulsión a moverse por debajo de unsegundo vertedero hacia adentro de una sección de coalescencia. En esta sección, se le permiteal agua caer a través del petróleo que se eleva lentamente.

El petróleo sin agua es recogido en la parte superior de esta sección y se lo deja fluir hacia eltanque de producción. La presión en el contenedor debe ser lo suficientemente alta como parapermitir que el petróleo se mueva hacia el tanque de producción, independientemente del nivelde fluido en el tanque.

La temperatura hasta la cual la emulsión es calentada depende de muchos factores. Cuantomayor es la temperatura, menor es la viscosidad del petróleo, mayor la diferencia de densidades,y por ende más fácil la separación del petróleo y del agua.


Si el petróleo es calentado a una temperatura demasiado alta, pierde perderá los componenteslivianos (parte del líquido se convierte en vapor). Por lo tanto, es importante alcanzar un equili-brio con la temperatura.

La sección de coalescencia del tratador es importante para el tiempo de retención. Eltratador debe darle el suficiente tiempo de retención como para permitir que el agua sesepare del petróleo.

El tiempo de retención se basa en la experiencia o en los datos de laboratorio. El tiempoque tarda una gota de agua en atravesar el petróleo es el tiempo mínimo de retención. Porlo tanto, la viscosidad petróleo (que depende del calor y del ºAPI) y el tamaño de la gotade agua (que depende de la viscosidad del petróleo) son importantes al calcular la veloci-dad.

VI-III-II - Descargas

Observar el siguiente esquema:

Un tratador debeoperar entre un míni-mo y un máximo depresión. La presiónmáxima se determinapor el diseño originaly una válvula de se-guridad es instaladapara garantizar que lamisma no sea exce-dida.

La presión mínimacon la que el equipopuede operar depen-de de las condicionesexistentes aguas abajo.

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

o i lp r e s s u r e

o i l

s e p a r a t o r

p r o d u c t i o nt a n k


VI-IV TANQUE CORTADOR

VI-IV-I- Usos

El Tanque Decantador de Agua o Tanque Cortador es un sistema de separación bifásica agua-petróleo de uso común en los campos petroleros, donde el balance económico u otras condicio-nes los determinan sobre el uso de Separadores Trifásicos o Tratadores Eléctricos de mejorrendimiento.

La proliferación de sistemas de Recuperación Secundaria, el ahorro de traslado de volúmenesimportantes de agua, o el evitar la mezcla de aguas no compatibles, son algunas de las razonesde su uso.

El óptimo rendimiento del sistema se obtendrá básicamente manteniendo un caudal constante,una interfase estable y condicionada por los tiempos de residencia necesarios para la separaciónde las fases, y de ser preciso el aporte de temperatura a la entrada y la dosificación de productosdesemulsionantes en las zonas más alejadas al tanque.

VI-IV-II- Principio físico

El funcionamiento se basa en los conceptos de vasos comunicantes y tubo en “U”.

“Si en un sistema de vasos comunicantes se colocan dos líquidosno miscibles y de distintas densidades, las alturas alcanzadas en las dis-tintas ramas son inversamente proporcionales a los pesos específi-cos".

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

P1 = P

2

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

P1 = d

1 x h

1y P

2 = d

2 x h

2

Para el análisis práctico, se puede considerar inicialmente los valores de alturas de las ramascomo fijos, pues ellos serán en el tanque, los respectivos rebalses de la Fase Mayor (agua - h

2)

y de la Fase Menor (petróleo – h1).

De esta manera se puede establecer la diferencia entre ellos como un valor que llamaremos h3,

como se observa en el esquema siguiente:


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

h1 = h

2 + h

3

y que: d1 x h

1 = d

2 x h

2 por lo que podemos reemplazar y obtener:

d1 x (h

3 + h

2) = d

2 x h

2

Realizando el desarrollo:

(d1 x h

3) + (d

1 x h

2) = d

2 x h

2

(d1 x h

3) = (d

2 x h

2) - (d

l x h

2)

(d1 x h

3) = h

2 x (d

2 - d

1)

y finalmente:

(d1 x h

3)

= h2

(d2 - d

l)

Como: h1 = h

3 + h

2

Reemplazando:

(d1 x h

3)

h1 = h

3 +

(d2 – d

1)

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


VI-IV-III- Estimación de la altura del rebalse de agua (h3)

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

Como: P1 = P

2y P

1 = d

1 x h

1y P

2 = d

2 x h

2

Podemos decir que: d

1 x h

1

h2 =

d2

d1 x h

1

h3 = h

1 –

d2

Obteniendo así la diferencia entre los rebalses, y en consecuencia la altura indicadapara la colocación del rebalse de agua o “pierna”.

VI-IV-IV- Control de la Interfase

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

1) el que se desprende de la siguiente

operación:Dt = Dts - e x Delta T°

y h1 – h

2 = h

3

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


Porcentaje de agua en el petróleo:La obtención de un mínimo contenido de agua en la fase petróleo en el proceso, estará supedi-tado a las características de la emulsión que se presente. No obstante el sistema deberá serdiseñado teniendo en cuenta entre otras las siguientes cuestiones:

Tiempo de residencia: El volumen del colchón de petróleo debe brindar el tiempo sufi-ciente de residencia para permitir que el agua aún integrada, decante por coalescencia ygravedad.Período de lavado: El colchón de agua debe tener la altura necesaria para permitir que elpetróleo distribuido en la base del tanque, flote en el agua perdiendo en el ascenso, pordiferencia de densidad, la mayor parte del agua por coalescencia.Aporte de temperatura: Es condición de suma importancia el mantener una buena tem-peratura para disminuir la viscosidad del petróleo y la tensión superficial. Por lo tanto,deben utilizarse instalaciones previas, como calentadores.Inyección de desemulsionantes: En muchos casos las características de las emulsioneshacen necesaria la inyección de desemulsionantes. Estos son preparados que pueden sersolubles en agua o en petróleo según las condiciones lo requieran. Si bien se hace necesa-rio el estudio de cada emulsión en particular para utilizar el producto y la dosificaciónadecuados, en todos los casos será conveniente la inyección de los mismos en los puntosmás alejados del tanque (pozos o baterías satélites) a fin de obtener un buen mezclado y ala vez darle el mayor tiempo posible para actuar.

Un aumento del porcentaje de agua en el petróleo de rebalse, aumentará la densidad del colchóndisminuyendo la altura del mismo. Tal falta de rendimiento del tanque se podría producir por:1. Disminución en la dosificación de desemulsionantes (Deficiente separación).2. Disminución de la temperatura. (Deficiente separación, aumento de densidad).3. Válvula de recirculación de una batería trabada abierta.4. Bomba de una batería satélite parada (Variación de caudal y consecuencias).

Influencia del Caudal:Este es un factor muy importante para un óptimo funcionamiento, dado que los cambios signifi-cativos del mismo traerán como consecuencia variaciones de la temperatura, de los porcentajesde agua de la mezcla entrante, de la estabilidad de la dosificación de desemulsionantes de cam-po, de los tiempos de residencia, etc. Traduciéndose en variaciones en el colchón de petróleo yhasta en la calidad de salida del mismo y del agua.Es conveniente utilizar entonces el sistema de «bombeo continuo» desde las baterías, principiofundamental para la optima operación de un proceso de ésta naturaleza.

Calidad de la fase agua:Para las observaciones prácticas de campo, la calidad del agua de purga estará relacionada conla ausencia de hidrocarburo en la misma. La presencia de una proporción de petróleo, indicaráuna situación a corregir en lo que respecta al tiempo de residencia, temperatura, desemulsionanteadecuado o falla en el diseño. En todo caso se podrá recurrir, si el balance económico lo justifi-ca, a continuar procesando el agua, como por ejemplo en una pileta API.


Los tanques cortadores o lavadores, por su efecto de «lavado», son los decantadores naturalesde todos los sólidos como barros o arena, que no se hubieran manifestado con anterioridad enlos circuitos o tanques; por lo que es menester controlar periódicamente la presencia de losmismos en el muestreo y análisis del agua, dado que en el momento en que el tanque colme sucapacidad de almacenarlos éstos comenzaran a aparecer o aumentarán en las muestras.

La presencia de sales en la mezcla se manifiesta en el agua lo que probablemente trae tambiendificultades para la separación agua petróleo. En algunos casos específicos es beneficioso lainyección en la línea de entrada al tanque, de agua dulce. No sólo propenderá a menos cantidadde sales en la fase petróleo, sino que será una óptima colaboración para el lavado de la emulsión.Esta “dosificación” se observará en el muestreo cotidiano de agua, manteniendo una densidadcontrolada.

VI-IV-V- Conexionado del tanque

• Inertizado

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

• Entrada de producción

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

LAVADO DE SALES


• SalidasLa salida de petróleo será un simple rebalse fijo que puede encontrarse de diferentes caracterís-ticas. Puede ser externo o interno. Solamente se podría recomendar un diámetro suficiente paraque no proponga una pérdida de carga que haga muy lenta la evacuación del liquido sin presión.

La salida de agua situada en la parte más baja del tanque, debe presentar desde su nacimien-to la característica fundamental de no provocar arrastres de la producción entrante. Esconveniente que la misma posea una pierna regulable (en caso de no tener control sobreuna interfase variable a conveniencia por otro sistema) atendiendo a la negatividad de pro-poner notables pérdidas de carga o deposiciones de carbonatos.

Es conveniente tener una salida manual que se encuentre por debajo del nivel interfasemínimo a fines de poder desalojar cualquier colchón de emulsión que pueda formarse enaccidentalmente, alineado a un tanque que permita su recuperación y retratamiento.


VI – V ELIMINACIÓN DE SÓLIDOS

El agua, en condiciones obtenidas al momento posee en general sólidos, contaminación dehidrocarburos, sales disueltas, y en algunos casos oxígeno y anhídrido carbónico o bióxidode carbono. Todos elementos que producirán graves problemas si son inyectados. Paramejorar el agua y extraer de ella gran parte de los componentes nocivos para la inyección,deben aplicarse tratamientos físicos y químicos que mejoren las condiciones originales paramodificar el producto, convirtiéndolo en agua apta para inyectar en la formación sin pro-blemas.

Otro inconveniente para resolver es la gran facilidad que tiene el agua, para desarrollarcolonias de bacterias, que de no tratarse, además de la corrosión del hierro que produci-rían, pueden llegar a obstruir la formación o parte de ella, impidiendo total o parcialmente,la inyección a esa capa.

Es muy importante que el supervisor de producción asuma con absoluta responsabilidad laimportancia que tiene la inyección de agua con la calidad preestablecida y respete absoluta-mente los valores y parámetros establecidos.

Las recomendaciones precedentes son para tener en cuenta con mucha atención, porquehabitualmente se considera al manejo del agua como algo sin demasiada importancia yaunque las mediciones indiquen una mala calidad de la misma, los problemas no se presen-tarán en forma inmediata y no aparece en principio ninguna complicación, es decir lasconsecuencias no se manifiestan rápidamente, pero con el tiempo la mala calidad del aguay de la operación puede llegar a provocar altos costos de operación y hasta el fracaso delproyecto.

Para dar una idea de magnitud al comentario, se puede calcular que si el agua inyectadatiene un contenido de sólidos de 200 PPM (partes por millón) ingresa al pozo, un metrocúbico de sólidos cada 5.000 metros cúbicos de agua. Si se deben inyectar en determinadacapa 20.000 m3, se habrán incorporado 4 m3 de sólidos que seguramente generarán proble-mas de taponamientos o restricción que se manifestarán en el aumento significativo de lapresión para poder inyectar el caudal programado. En muchos casos no se puede cumplircon el programa de inyección y será necesario aplicar costosos tratamientos a la capaafectada.


VI-V-I Piletas API

El fluido, desde que ingresa en la planta, va decantando sólidos en la medida que cambia suvelocidad de transporte y la prueba está en la acumulación de arena y barro que se encuentra enel fondo de tanques, separadores y tratadores, cuando se inspeccionan.

El proceso de deshidratación se completa en las plantas con el pasaje del agua eliminadapor una pileta que se construye en hormigón, y que habitualmente se la denomina piletaAPI. Esta instalación si bien permite una mayor oxigenación del agua, cumple la finalidadde quitar los restos de hidrocarburos y de sólidos que pudiera contener.El principio de funcionamiento de una pileta API es el de separación en un medio líquido, dondelo más denso irá al fondo y, por el contrario, flotará todo aquello que sea “más liviano” que elagua que lo transporta. Claro está que para que se cumpla, debe “aquietarse” el flujo, conside-rando que cuanto mayor tiempo permanezca en la pileta, mayor capacidad de separación tendráel equipo.

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


El agua obtenida en la salida tiene menor cantidad de sólidos, aunque aún así será demasiadopara incorporarlo al sistema de inyección.

Cada operación maneja distintas cantidades pero para ejemplificar la explicación, se adop-tarán valores que no sean exagerados ni escasos, asumiendo que en la entrada a la planta elagua tenía 1000 PPM, en la entrada a la pileta API 300 PPM y en la salida de la misma lalectura es de 200 PPM.

El proceso de separación, como todos los que se han visto, consiste en aquietar el fluido paraque, aunque lenta, se produzca la precipitación de los pequeños sólidos contenidos. Estos,debido a su pequeña masa, no se separarán mientras el fluido esté en movimiento, porque seránarrastrados por la corriente.

Uno de los tratamientos simples posteriores a las piletas API, puede ser la construcción depiletas con la suficiente capacidad como para retener el agua durante cinco días, las que sepueden hacer en el terreno con fondo y laterales de materiales plásticos aislantes e imper-meables para evitar la filtración y consecuente contaminación.

La falta de movimiento y la instalación de la toma en las proximidades de la superficie delagua, asegurarán la pérdida de un importante porcentaje de los sólidos contenidos, por loque en el hipotético caso del ejemplo asumido, saldrá de la pileta de decantación con 100PPM, compuestos casi totalmente por restos de hidrocarburos.

VI – V – II Filtros

Otra forma de retener los sólidos es mediante el uso de grandes filtros de arena congranulometría controlada, instalados en serie al flujo, con el tamaño de los granos adecua-dos a las partículas a retener.

Los modelos de filtros que se muestran en la figura I-3 son convencionales, aunque se debetener en cuenta que se puede desarrollar un diseño para cada necesidad y que existe grancantidad de modelos para atender diferentes necesidades.

En este proceso, los sólidos se irán acumulando en los filtros y el circuito está preparadopara lavarlos con una corriente de flujo inverso, que se aplica toda vez que la diferencia depresión entre la entrada y la salida aumenta por sobre los valores regulares.

Desde ya que los manómetros que miden la presión antes y después del filtro se debenverificar periódicamente y su funcionamiento debe ser confiable.

Otro tipo de filtro está diseñado para cambiar la arena cuando se contamina, pero esemodelo es de costo alto de mantenimiento, y se usa en casos donde por las condiciones nose pueden usar los de limpieza inversa.


Es muy importante efectuar ensayos físico-químicos de alta calidad para determinar con preci-sión el equipamiento y metodología para la eliminación de sólidos.

Existen enormes diferencias entre las aguas de distintos yacimientos y en el proceso de la sepa-ración del crudo; por lo tanto en muchos casos solamente con un buen tiempo de permanenciaen piletas o recipientes de “aquietamiento “ se logra acondicionar el agua para que con unpequeño proceso posterior, se pueda ingresar al circuito de inyección.

Equipos cerrados de grandes dimensiones como coalescedores, precipitadores etc. existenen el mercado y se diseñan acorde a las necesidades. De todas formas las compañías quemanejan proyectos de grandes volúmenes de inyección (sobre los 60.000 barriles/dia) utilizanlos métodos más simples y que en la mayoría de las operaciones, dan excelentes resultados.

Habitualmente, es simple la eliminación de la mayoría de los sólidos, salvo que se presentenen forma coloidal.


VI -V - III Equipos depuradores de agua (Wenco)

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

El equipo se compone de un recipiente cerrado, con cuatro o más compartimentos, que tiene laforma de una pileta de chapa de hierro que se usa en los equipos de perforación y terminaciónpara contener el barro o fluidos de circulación. Se mantiene lleno por la acción de un flotador yuna válvula de salida, para abrir y cerrar el drenaje de agua, manteniendo el equipo con un nivelalto y constante.

Por la parte inferior se introduce una línea de gas con regulación y unas toberas que permi-ten la salida del gas con muy baja presión, de tal manera que se produce la formación depequeñas burbujas. En la parte superior y en forma vertical, se encuentran instalados tantosmotores eléctricos como compartimentos tengan el equipo, con un eje también vertical quetransmite el movimiento de rotación a unas paletas solidarias al mismo.

El movimiento de las paletas a bajas revoluciones, dispersa las burbujas formadas, forzán-dolas a recorrer en forma proporcional con muy buena distribución toda la masa de agua,en movimiento ascendente. Tales burbujas arrastrarán las pequeñas partículas, floculandolos cuerpos con el hidrocarburo y formando aglomeraciones para terminar en una


coalescencia que formará una película sobre el pelo de agua.

Otras paletas de arrastre con motores de menor potencia, accionan una especie de barredo-res que corren por la superficie, empujando la película de sólidos e hidrocarburos hacia unaespecie de embudo colector que descargará a un drenaje, el que regresa por cañerías a lapileta API. El burbujeo del gas arrastra además, en su viaje ascendente, a las moléculas deoxigeno inestables y libres que pudiera tener el agua y también, si existiera, el sulfuro de hidróge-no y anhidrido carbónico.

Estos equipos se diseñan para tratar entre 1.000 y 100.000 barriles por día y, bien operados,brindan un excelente servicio y permiten obtener el agua en optimas condiciones para inyectar.

En algunos casos y para asegurar la absoluta ausencia de oxígeno libre, se inyecta a lasalida algún producto secuestrante tal como el sulfito de sodio.

El recipiente del depurador, es absolutamente cerrado y desde aquí en adelante el agua nodebe tomar contacto con la atmósfera para evitar la incorporación de oxígeno.

VI – V – IV Incrustaciones

Dentro del tratamiento de las aguas, también se debe mencionar la acción química paraeliminar o inhibir la deposición de incrustaciones en las cañerías, de sales como el carbona-to de calcio y otras que se encuentren disueltas en el agua y pueden producir obstruccionesy/o corrosión. Utilizándose productos Inhibidores y Dispersantes de Incrustaciones(generalmente asociación de fosfonatos).

La posible cantidad de sustancias disueltas e en solución en el agua, tenderán a cristalizar yprecipitarse por tres razones comunes en los procesos de campo conocidos:

1. A las sustancias mencionadas se las puede denominar iones, o de acuerdo al signode su carga cationes (+) y aniones (-). Estos iones, mantienen entre sí un equilibrioen la naturaleza ( al respecto de su interacción). Cuando el agua entonces, semezcle con otra que contenga un exceso de uno de los iones, “alterando su concentra-ción”, sobrepasará los valores de solubilidad de las sales a ésa presión y temperatura,comenzando a formar los cristales y su precipitación.

2. Se modificará el producto de solubilidad ante las variaciones de temperatura. Esasí que el aumentar la temperatura, ocasionará la precipitación.

3. Se modificará el producto de solubilidad con las variaciones de presión del siste-ma, en consecuencia una mayor presión favorece la solubilidad.

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


tándose, así también el aumento de temperatura provocará idéntico resultado.

Para un buen resultado de la dosificación de inhibidores, se deben tener en cuenta dosfactores importantes:

- El inhibidor deberá estar presente en el agua cuando el cristal de la sal comience aformarse, y así poder actuar con mayor efectividad. Es decir que deberá inyectarseaguas arriba del punto en donde puede presentarse el inicio de la formación de cristales.

- La inyección del producto deberá ser continua para que siempre esté presente en elcomienzo de la formación de los cristales.

VI – V – V Bacterias

Si bien existe una gran cantidad de especies de bacterias, el tipo más común y peligroso esel de las sulfato reductoras, que como su nombre lo indica, el producto de su metabolismoes la reducción del sulfato a sulfuro. Para llevar a cabo éste proceso requiere de hidrógeno,cuya fuente de aprovisionamiento es la corrosión del acero (de allí su alta capacidad corro-siva). Este tipo de bacteria crece en ambientes anaeróbicos o libres de oxigeno, pero sub-siste en sistemas con contenido de oxigeno disuelto. Pueden desarrollarse debajo deincrustaciones, depósitos, o debajo de biomasas formadas por otros microorganismos.

Las bacterias formadoras de limo y las bacterias del hierro, son responsables en los Cam-pos, de taponamientos en líneas, equipos o capas de recuperación secundaria.

La gran variedad de productos químicos para controlar y disminuir el nivel de contamina-ción microbiológica, es clasificable de acuerdo a su función en:

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

Particularmente este tratamiento de las sulfato reductoras debe tener un seguimiento per-manente, haciendo en laboratorio, cultivos de las bacterias que se puedan desarrollar, veri-ficando su densidad y controlando su mutación porque pueden crear acostumbramiento yhacerse inmunes al bactericida utilizado. Tal situación requiere en algunos casos, el cambiode la composición química del producto de ataque. Para lo que se utiliza productos conbase de gluteraldehído o alquil aril cuaternario de amonio alternativamente. Tam-bién suelen utilizarse microbicidas compuestos por dialdehído y alcohol isopropílico.


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

- Aerobias Obligadas. Se desarrollan solamente en presencia de oxigeno molecular.- Anaerobias Obligadas. Se desarrollan mejor en ausencia de oxigeno o en ambientes de

bajo potencial de oxido-reducción.- Anaerobias Facultativas. Se desarrollan en presencia o ausencia de oxigeno.

VI – VI- ELIMINACIÓN DEL OXIGENO

Los elementos menos deseables disueltos en el agua, son los gases como el oxigeno (O2) yel anhídrido carbónico o bióxido de carbono (CO2), principales causas de corrosión delacero, metal que el agua encontrará en todo su recorrido hasta ingresar en la formación, ycomo consecuencia, la posibilidad de taponamientos en pozos inyectores. El exceso detales gases es indeseable y debe ser eliminado, después del proceso de eliminación de sóli-dos y otros tratamientos, y antes del ingreso a los tanques de almacenaje que alimentaránlas bombas de inyección.

Una concentración de 0.5 ppm (media parte por millón) de O2 en agua dulce, es suficientepara producir los primeros picados (pit) en una cañería de acero al carbono.

Es necesario establecer en cuanto al O2, que en la mayoría de los casos es incorporado alagua de formación producida, en algún punto del sistema o recorrido de la misma. Por loque es posible minimizar su incorporación, disminuyendo las necesidades de instalacioneso productos químicos para su posterior remoción.

En ésta etapa pueden realizarse los siguientes métodos para remover los gases mencionados:

a) Separación con gas natural (desabsorción o corriente de arrastre)

b) Separación de gas por vacíoc) Agregados químicosd) Por combinación de procesos

VI – VI – I Procedimientos Físicos

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


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

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

Se debe considerar en éste caso, las ventajas y desventajas del sistema sobre otros, puesexistirán cantidades del gas de stripping mezclados con los absorbidos en contacto con laatmósfera. También que el agua tratada se saturará con gas.

Ventajas:

a. Simplicidad de Diseño y Costos.b. Simplicidad de Operación.c. Gran Flexibilidad.

Desventajas:

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

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

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

La presión parcial de un gas, siendo éste uno de varios gases disueltos en un determinadovolumen de agua, es definida como la presión que ese gas ejercería si sólo él ocupara el volumena la misma temperatura.

La presión total entonces, de una mezcla de gases que ocupa un volumen dado, es igual a lasuma de sus presiones parciales


El procedimiento consiste en la instalaciónde una torre de vacío, que no es más que unsimple separador, el que trabaja con presio-nes por debajo de la atmosférica y está equi-pado con una o más bombas que generarán“vacío”.

Es de suponer que el vacío “atraerá” el aguay así será si no se contrapone una columnaque contrarreste el movimiento de la mismahacia la parte superior de la torre.

Estas condiciones de separación favorecenla formación de nieblas que podrían arras-trar aquellas pequeñas partículas de aguahacia la generación del vacío. Esta situaciónse neutraliza con un muy buen retenedor deniebla instalado en el interior del recipiente,antes de la salida de los gases extraídos delagua.

Con tal tratamiento y considerando que elfuncionamiento del equipo desgasificador esóptimo, el agua no saldrá del recipiente enforma de niebla. Si esto no funcionara per-fectamente bien, se acumularía agua en lasbombas de vacío.

El control de nivel de agua opera con un flo-tante que gobierna una válvula neumática deentrada al equipo. El agua que ingresa bajapor dos cámaras con monturas cerámicas quepermiten una buena distribución de las partí-culas de agua, asegurando que cada una deellas ha sido sometida a vacío y se le extrajoel oxígeno excedente. Por último, el agua delfondo del equipo ya en perfectas condicio-nes, es bombeada a los tanques de almacenaje. Es de suma importancia respetar la altura desdeel nivel del piso donde está instalada la bomba de agua, hasta el nivel del líquido en el separador,para que el funcionamiento del sistema sea óptimo.


Ventajas:

a. Mayor rendimiento.b. Bajo costo operativo.

Desventajas:

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

VI – VI – II Procedimientos Químicos

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

• Sulfito de Sodio:

Se requieren 8 ppm en peso para remover 1 ppm de O2.

La reacción puede ser catalizada en frío con el agregado de sales de cobalto o níquel,premezcladas o agregadas en el lugar. A partir de los 80° C no requiere catalizador.

Se preparan en el Campo soluciones de sulfito de sodio a 50-140 gr/l, cuya estabilidad sincubierta de tapa flotante es inferior a 24 horas. El metabisulfito de sodio es más soluble, 25-35 %, y da soluciones más estables.

Es el más indicado teniendo en cuenta costos de equipos y productos, para la remoción deoxígeno en pequeñas cantidades en el tratamiento de agua para reinyección.

• Sulfito de Amonio:

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

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

óptima es a PH 7.5 – 9.


• Bióxido de Azufre:

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

• Hidrazine:

Se requiere 1 ppm en peso para remover 1 ppm de O2

VI – VI– III Compatibilidad de los Secuestrantes

Es recomendable observar algunos inconvenientes ante la inyección de secuestrantes y sucompatibilidad con otros reactivos:

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

• Los catalizadores pueden ser precipitados como sulfuros insolubles en caso de presen-cia de H2S en el agua o el gas de arrastre.

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

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

VI– VII - ALMACENAJE DE AGUA

Los volúmenes de almacenaje tienen directa relación con el programa de inyección y las varia-bles de operación, por lo tanto las instalaciones y capacidades se proyectan considerando que lainyección nunca se debe interrumpir.

Los tanques de almacenaje de agua de inyección deben ser totalmente cerrados, equipados conválvulas de presión y vacío, mantenerse llenos, y en la cámara que no ocupa el agua, se debealojar un colchón de gas alimentado con una reguladora de muy baja presión (4 a 6 onzas), conla finalidad de impedir el contacto de la superficie del agua con el aire.

Como la carga en la succión de las bombas es de suma importancia, el tanque debe estarcon la mayor diferencia de nivel posible en su toma de succión, con respecto a la succión delas bombas, ya sea aprovechando la topografía de algunos lugares o bien formando terra-


plenes con aportes externos. Cuando se indica “la máxima diferencia de altura posible” se pudedar como referencia, algunas instalaciones cuyos tanques de alimentación están ubicados 40metros por encima de las bombas. Si no se dispone de tal ahorro topográfico, se pueden cons-truir terraplenes para la elevación de los tanques o instalar bombas buster centrifugas.

El interior de los tanques debe ser revestido o protegido de alguna forma para que el hierrono tome contacto con el agua y se puede lograr usando revestimientos de fibras de vidrio,(no son totalmente confiables por la falta de buena adherencia en los techos) o pintados conpinturas epóxicas con un espesor no inferior a los 400 micrones.

Las conexiones de succión dentro de los tanques, deben tener instalaciones (bafles) paraevitar la formación de vórtices y eliminar de esta forma la incorporación de gas en la corriente desucción; de lo contrario se bloquearían las bombas de inyección con sus consecuencias indesea-bles.

El conexionado que lleva el agua a las bombas debe tener un diseño hidráulico bien calcu-lado evitando el uso de codos de 90º, el uso de tés, y cualquier restricción que implique unaimportante pérdida de carga. También se establece como óptimo, la alimentación de unalínea para cada bomba, experimentado con excelentes resultados.

Por mejor tratamiento que tenga el agua, con el tiempo se produce una acumulación de unaespecie de barro en el fondo, que no será controlado por los bactericidas ni productosquímicos de tratamientos; por lo tanto es muy común que se desarrollen colonias de bacteriasdesprendiendo ácido sulfídrico o sulfuro de hidrógeno, con el consecuente ataque a las instala-ciones de acero y el riesgo con el desprendimiento del gas tóxico.

Como consecuencia y en forma preventiva al menos una vez por año, es recomendablelimpiar el tanque. Vaciarlo y medir con instrumental adecuado el contenido de gases queaún pudiera permanecer en el interior.

Los controles de niveles de los tanques pueden ser mediante señales neumáticas enviadaspor flotantes, aunque los sensores por altura de la columna hidrostática que accionanelectrónicamente sistemas neumáticos, son de mayor precisión y además pueden enviar infor-mación a cualquier centro de control de la planta.

Las válvulas de presión y vacío, deben controlarse con pruebas en laboratorio al menos unavez cada seis meses.

Es muy importante tener siempre presente que el agua, una vez que salió de la torre de vacío obien del tratamiento químico, no puede tener contacto con el aire. Si por accidente lo tuviera,debe ser recirculada e iniciar el proceso de tratamiento nuevamente.


VI – VIII- PLANTA DE INYECCION

VI – VIII – I Bombas

Se trata de la bomba o el conjunto de bombas que impulsan el agua para la inyección en lospozos, a través del sistema de distribución. Además de las bombas propiamente dichas lasplantas están equipadas con diferentes válvulas e instrumentos que le permiten operarautomáticamente y proteger todos los motores, bombas y elementos que allí prestan servi-cios.

Hay dos tendencias claras en lo que hace al diseño y selección del sistema de bombeo, yellas son la que se desarrolla en forma modular incorporando bombas de mediana capaci-dad, generalmente a pistón, en la medida que crece el proyecto, y la otra, es la que proponela instalación de bombas centrífugas multietapas de alta presión para grandes caudales,adecuadas a los programas que se inician con grandes volúmenes de agua.

Para observar la diferencia se puede indicar que una bomba a pistón a presiones normalesde formación, podrá inyectar unos 7500 barriles por día a 1500 PSI y una centrífugamultietapas para la misma presión puede inyectar 25000 o 30000 barriles por día.

Dentro de las bombas a pistón, se definen perfectamente las de pistón buzo de transmisióndirecta y acción simple, y las de acción doble o doble efecto; y en el tipo centrífugo seencuentran además de las grandes bombas, otras que son las mismas que se usan para el bom-beo electrosumergido pero en superficie y en forma horizontal, con el solo agregado de unalimentador para mantener la cámara de admisión con carga.

Las bombas serán en definitiva, el verdadero corazón hidráulico del sistema y se debeimplementar un programa de mantenimiento y control adecuado para su optimización técnicaeconómica.

Por lo general el principal problema de las plantas de inyección, no radica en las bombas,sino en los problemas hidráulicos que este tipo de bombeo exigente tiene, porque las pulsacio-nes hidráulicas más las vibraciones mecánicas, producen severos daños en las conexiones ycañerías.

Cuando se trata de proyectos de reconversión de instalaciones existentes, o una prueba opiloto de inyección, se practican las modificaciones sin grandes cambios y luego se inician losproblemas generados por las condiciones no adecuadas del sistema.


VI – VIII – II Sistemas de distribución

Desde las fuentes de abastecimiento de agua y las plantas de bombeo para la inyección seránecesario controlar los volúmenes que se manejan y transportar el agua a presión hasta lospozos inyectores y hasta la misma formación que se está inundando.

Todo el conexionado y cañerías a partir de la salida de las bombas deben ser para altapresión, tan alta como la presión máxima esperada en el proyecto. Este parámetro ademásde ser una exigencia operativa es una cuestión de seguridad y se debe respetar.

Las derivaciones se construyen evitando toda la posibilidad de pérdidas de carga por fric-ción utilizando conexiones de salida en forma de “Y” (griega) con una válvula de pasototal y un medidor de caudal o “caudalímetro” tipo turbina electrónica, o de desplazamien-to positivo, donde se tomará diariamente la lectura de la inyección del ramal.

Se debe anclar la cañería principal al terreno, con grapas y bloques de hormigón, antes ydespués de la derivación. Aquí seguramente en función del caudal del ramal, disminuirá eldiámetro de la cañería aunque en todos los casos será de alta presión, así como todos loscomponentes del conexionado. Ahora ya sobre una línea, se llegará al centro geográfico delgrupo de pozos donde se instalará un distribuidor de inyección.

VI – VIII – III Líneas de inyección

Asumiendo en todo proyecto se ha desarrollado la ingeniería que determina los diámetrosy especificaciones de los tubos que componen las líneas de inyección, se puede suponer quela mayoría de las líneas estarán construidas con caños cuyos diámetros variarán entre 1” y6“ y los aceros del grado correspondiente a la presión que deberá soportar el sistema.

Las líneas se tienden soterradas y al ser de acero sin dudas que se deberán proteger contrala corrosión y como primer paso, se utilizarán líneas revestidas con coberturas aisladoras yconexiones con aislación eléctrica en sus extremos.

En un ejemplo de tres líneas troncales, cada una de ellas llegará a un distribuidor o múltiplede inyección y de allí el agua seguirá en líneas individuales para cada pozo.

Normalmente en las operaciones de mantenimiento se presentarán problemas para resolvercomo reparaciones de pérdidas, cambio de partes y componentes, modificación y/o amplia-ciones. Para estas tareas, el supervisor debe tener siempre presente que estará operandosobre instalaciones que manejan muy alta presión por lo tanto se presentan situaciones deriesgo, si no es utilizado el material con las especificaciones para la exigencia del trabajo. Si no secuenta con los elementos necesarios, no se debe hacer ningún trabajo porque se está en presen-cia de un accidente potencial.


En todos los casos en que se deba actuar sobre una línea de inyección, se debe sacar de servicioy descargar la presión contenida antes de realizar cualquier maniobra.

En lugares de terrenos muy agresivos, además de los revestimientos de aislación eléctrica seinstalan protecciones del tipo catódica con corriente impresa o con ánodos de sacrificioagregándose a la responsabilidad del supervisor las mediciones eléctrica necesarias para elcontrol del funcionamiento del sistema protectivo.

VI– VIII – IV Distribuidores

Su función es la de tomar el agua de inyección que llega en un ramal del sistema y derivarloen forma individual para un pozo, regulando y midiendo el caudal que por cada líneaindividual pasa. Resumiendo, distribuye el agua a los pozos inyectores.

Basándose en los caudales de inyección, normalmente los diámetros del conexionado va-rían entre 1” y 2” y todos los componentes son construidos en acero para soportar presio-nes muy altas. Como en todos los casos para minimizar las pérdidas de carga, el conexiona-do se hace a 45º.

Las válvulas esféricas de paso total son adecuadas para usar en los distribuidores porque elcosto inicial es relativamente más bajo que otros tipos y el mantenimiento es sencillo.Generalmente los asientos son de teflón y de recambio rápido.

Lo importante en la selección de elementos que componen el distribuidor está en la calidad,de ser deficiente provocará muchas pérdidas por reparaciones e interrupciones de la inyec-ción no deseadas.

Las soldaduras que vinculan la línea general con las líneas individuales deben estar hechascon monturas para asegurar la rigidez del conjunto.

Todo el distribuidor o múltiple de distribución, debe ser montado sobre una base de hormi-gón perfectamente bien nivelada y sujeto a soportes con grapas en la parte superior yanclados en el hormigón del piso.

Referente a los medidores de caudal, se puede optar por alguna de las tres posibilidadesmás versátiles y aplicables disponibles en el mercado. Los rangos de medición estarándados por la posible variación del fluido necesario para la inyección tipo de los bloquesdeterminados.


VI – VIII – V Medidores (caudalímetros)

Existe en el mercado una gran variedad de instrumentos de medición y la selección dependerádel análisis técnico económico de cada proyecto. En muchas operaciones se exige mucha preci-sión el volumen de lo inyectado y en otras no tanta o dicho de otra forma en algunas operacionesse pretende mediciones que no superen el 1 % de error y en otras este valor no es tan exigido.La tendencia en muchos casos esta orientada al menor costo de mantenimiento y la confiabilidad.De todas formas los caudalímetros cualquiera sea su modelo se deben calibrar en forma perió-dica contra tanques u otros elementos de comparación y a partir de allí, se conoce el error quesi existe será constante en la gran mayoría de los casos, por lo tanto si se desea llevar registroscon la mayor precisión, las lecturas de los caudalímetros se ajustarán por el factor que la calibra-ción haya determinado.

Los mecanismos más comunes de medición pueden ser:

1. Desplazamiento positivo con lectura directa.2. Desplazamiento con inducción magnética.3. Turbinas electrónicas.

1. El medidor de desplazamiento positivo con lectura directa es el conocido mecanismode un rotor que es impulsado por el líquido que pasa a través del medidor, donde larotación del eje mueve un mecanismo numeral, tipo odómetro, proporcional al movi-miento. De esta forma, la lectura se ajusta siempre mecánicamente, en función del tipode engranajes que use, a las unidades que se necesiten. El rendimiento es bueno perotiene un considerable error en las lecturas, superado actualmente por otros métodos.

2. El medidor de lectura por inducción magnética, también esta equipado por un rotorcuyos álabes son impulsados por la corriente de flujo. El resultado es la rotación de uneje en cuyo extremo tiene montada una cupla magnética la que al girar, mueve las líneasmagnéticas y esta señal es leída interpretada y mostrada en el lector exterior del medi-dor. Tiene un buen rendimiento y su lectura es válida para el control de la inyección.

3. Los tradicionales medidores electrónicos de turbina se componen de una hélice dematerial paramagnético que corta un campo magnético externo y en cada corte generaun pulso eléctrico. El pulso eléctrico en función de la unidad de medición por la canti-dad de pulsos, dará la lectura del volumen pasado por el medidor. Es un excelentemedidor porque en la inyección no debe haber variaciones importantes en el flujo. Elúnico problema puede ser el abastecimiento de energía eléctrica para su funcionamien-to pues de no disponer de líneas eléctricas se debe alimentar con baterías y recarga conpantallas solares o un generador para esa función. En este modelo es importante deter-minar el diámetro de la turbina debido a que si opera fuera de los rangos establecidosregistrará grandes errores en su lectura.


VI – VIII – VI Registro de las mediciones

La determinación de los caudales a inyectar, que pueden ser por capa, es tomada por ingenieríade reservorios basándose en la evolución del programa, por lo tanto quienes tienen la responsa-bilidad de operar, deberán arbitrar los medios para que el volumen de inyección sea el recomen-dado. Ahora bien. La mayoría de los pozos, están equipados con un sistema de inyección selec-tiva equipada con empaquetadores múltiples y válvulas reguladoras de flujo. Esto significa que alnivel de línea de inyección, la lectura será la que corresponda al volumen total de se debeinyectar en el pozo, el que corresponderá a la suma de lo inyectado en cada capa, y este será elvalor que diariamente se debe verifica e informa para que se agregue donde corresponda a laacumulada.

Es muy importante controlar la inyección y corregir las desviaciones que pudieran ocurrirya que el defecto de inyección implicará una caída de producción en el pozo productor y elexceso motivará la pérdida definitiva de la producción que se debía recuperar por esainyección. De todas formas se está indicando el control del total inyectado en el pozo.

Fijar el concepto de la necesidad de considerar la inyección como producción misma, esimprescindible para quienes operan con recuperación secundaria porque al tratarse de ma-nejo de agua, en muchas ocasiones no se considera que el manejo no controlado de lainyección o bien las paradas del sistema por cualquier motivo, provocan perdidas de pro-ducción de petróleo a veces irrecuperable, que es el producto final de venta.

bombeo-compresion-deshidratacion (gas)

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