EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROS

INTRODUCCIONEn la industria petrolera existe una gran variedad de equiposINSTALACION SUPERFICIALLa instalación superficial viene conformada por equipos que acondionan el hidrocarburo producido a condiciones de transporte y venta del mismo.Tales equipos son: SeparadoresAcumuladores Golpeadores de liquidos Intercambiadores de calorBombasTurbinas CompresoresReactoresHornosTanques de almacenamientoVálvulas EQUIPOS INDUSTRIALES PETROLEROSSEPARADORESLos separadores son dispositivos cilíndricos o esféricos que separan los fluidos (gas, petróleo y agua) y algunos solidos.PROCESO DE SEPARACIONla primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría enTIPOS DE SEPARADORES HORIZONTALES

Ventajas: 1. Tienen mayor capacidad para

manejar gas que los verticales. 2. Son más económicos que los

verticales.

3. Son más fáciles de instalar que los verticales.

4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma.

Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de espuma.

Desventajas: 1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos

como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 2. El control de nivel de líquido es más crítico que en los se paradores verticales.

VERTICALES

Ventajas: 1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de

pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido. 2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador

vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.

3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.

4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Desventajas: 1. Son más costosos que los horizontales. 2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.

3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.

ESFÉRICOS

Ventajas:

1. Más baratos que los horizontales o verticales. 2. Más compactos que los horizontales o los

verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera.

3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.

4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

Desventajas: 1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.

CLASIFICACION DE LOS SEPARADORES EN FUNCION DEL NUMERO DE FASES QUE SEPARA

La primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos.Los separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en

2.- ACUMULADORES

Batería, batería eléctrica, acumulador eléctrico o simplemente acumulador, se le denomina al dispositivo que almacena energía eléctrica, usando procedimientos electroquímicos y que posteriormente la devuelve casi en su totalidad; este ciclo puede repetirse por un determinado número de veces. Se trata de un generador eléctrico secundario; es decir, un generador que no puede funcionar sin que se le haya suministrado electricidad previamente mediante lo que se denomina proceso de carga.

FUNCIONES DEL ACUMULADOR

El funcionamiento de un acumulador está basado esencialmente en algún tipo de proceso reversible; es decir, un proceso cuyos componentes no resulten consumidos ni se pierdan, sino que meramente se transformen en otros, que a su vez puedan retornar al estado primero en las circunstancias adecuadas. Estas circunstancias son, en el caso de los acumuladores, el cierre del circuito externo, durante el proceso de descarga, y la aplicación de una corriente, igualmente externa, durante la carga.

Resulta que procesos de este tipo son bastante comunes, por extraño que parezca, en las relaciones entre los elementos químicos y la electricidad durante el proceso denominado electrólisis, y en los generadores voltaicos o pilas. Los investigadores del siglo XIX dedicaron numerosos esfuerzos a observar y a esclarecer este fenómeno, que recibió el nombre de polarización.

Un acumulador es, así, un dispositivo en el que la polarización se lleva a sus límites alcanzables, y consta, en general, de dos electrodos, del mismo o de distinto material, sumergidos en un electrolito.

*PARAMETROS DE UN ACUMULADOR

- La tensión o potencial (en voltios) es el primer parámetro a considerar, pues es el que suele determinar si el acumulador conviene al uso a que se le destina. Viene fijado por el potencial de reducción del par redox utilizado; suele estar entre 1 V y 4 V por elemento. - La corriente que puede Almacenar el elemento, medida en ampere (A), es el segundo factor a considerar. Especial importancia tiene en algunos casos la corriente máxima obtenible (Ah); p. ej., los motores de arranque de los automóviles exigen esfuerzos muy grandes de la batería cuando se ponen en funcionamiento (decenas de A), pero actúan durante poco tiempo. -La capacidad eléctrica se mide en la práctica por referencia a los tiempos de carga y de descarga en A. La unidad SI es el coulomb (C). - La energía que puede suministrar una batería se mide habitualmente en Wh (vatios-hora); la unidad SI es el julio.

1 Wh = 3600 J = 3,6 kJ; 1 J = 0,278 mWh

3.- GOLPEADORES DE LIQUIDOS (Slug Catchers)

Slugcatcher es el nombre de una unidad en el gas de refinería o la industria petrolera en la que las babosas en la salida de las tuberías están recogidos o capturados. Un lingote es una gran cantidad de gas o líquido que sale de la tubería.

LAS BABOSAS

Las tuberías que llegan de transporte de gas y líquidos juntos, conocida como fase de flujo-dos , pueden operar en un régimen de flujo de slugging conocido como flujo o caudal babosa. Bajo la influencia de la gravedad líquidos tienden a depositarse en el fondo de la tubería, mientras que los gases ocupan la parte superior de la tubería. Bajo ciertas condiciones de operación del gas y el líquido no se distribuyen uniformemente a lo largo de la tubería, pero el viaje como los tapones de grande con todo líquidos o gases en su mayoría a través de la tubería.

Las babosas de salir de la tubería pueden sobrecargar el gas y la capacidad de manejo de líquidos de la planta a la salida del gasoducto, ya que a menudo se producen a un ritmo mucho más grande del cual el equipo esta está diseñado

Las babosas se pueden generar por diferentes mecanismos en una tubería:

- Terreno de slugging: es causada por las elevaciones en la tubería, que sigue a la elevación del terreno o el fondo del mar. El líquido puede acumularse en un punto bajo de la tubería hasta que la presión se acumula suficiente detrás de él. Una vez que el líquido se salga del punto más bajo, puede formar un lingote.

- Lugging hidrodinámica es causada por el gas que fluye a un ritmo acelerado durante un lento flujo de la fase líquida. El gas se forman ondas en la superficie del líquido, que puede llegar a salvar la toda la sección transversal de la línea. Este crea un bloqueo en el flujo del gas, que viaja como una bala a través de la línea.

- Basado en slugging vertical, también conocido como slugging grave, se asocia con el gasoducto bandas a menudo se encuentran en las costas de la producción de las instalaciones petroleras. Líquidos se acumulan en la parte inferior del elevador hasta que la presión suficiente se genera detrás de él para empujar el líquido sobre la parte superior del elevador, la superación de la presión estática . Detrás de este golpe de líquido sigue una babosa de gas, hasta que los líquidos se han acumulado suficientes en la parte inferior para formar un lingote líquido nuevo.

- Pigging babosas son causados por pigging operaciones en el oleoducto. El pigging ha sido diseñado para empujar todos o la mayoría de los líquidos contenidos de la tubería a la salida. Esto crea intencionalmente un lingote líquido.

OBJETIVO DEL SLUGCATCHER

Un slugcatcher es un recipiente con un volumen de reserva suficiente para almacenar la mayor babosas espera del sistema de aguas arriba. El slugcatcher está situado entre la salida de la tubería y el equipo de procesamiento. Los líquidos se pueden drenar tamponada al equipo de procesamiento a un ritmo mucho más lento para evitar la sobrecarga del sistema Como las babosas son un fenómeno periódico, el slugcatcher debe vaciarse antes de la bala llegue el próximo.

Slugcatchers se puede utilizar de forma continua o bajo demanda. Un slugcatcher permanentemente conectado a la tubería de amortiguamiento toda la producción, incluyendo los lingotes, antes de ser enviada al gas e instalaciones de manejo de líquidos. Éste se utiliza para predecir el comportamiento difícil de slugging en slugging terreno, slugging hidrodinámicos o de slugging vertical. Por otra parte, el colector de babosas pueden ser anuladas durante el funcionamiento normal y ponerse en línea cuando se espera una babosa, por lo general durante las operaciones de raspado. Una ventaja de esta configuración es que la inspección y mantenimiento en la slugcatcher se puede hacer sin interrumpir el funcionamiento normal.

DISEÑO DE UN SLUGCATCHERS

Slugcatchers se han diseñado en diferentes formas:

- Un slugcatcher tipo de embarcación es esencialmente un buque convencional. Este tipo es simple en diseño y mantenimiento.

- Un dedo slugcatcher tipo se compone de varios pedazos largos de tubería ("dedos"), que juntos forman el volumen de amortiguamiento. La ventaja de este tipo de slugcatcher es que los segmentos de tubería son más fáciles de diseño para altas presiones, que se encuentran a menudo en sistemas de tuberías, de un gran barco. Una desventaja es que su presencia puede llegar a ser excesivamente grande.

- A Parking Loop slugcatcher combines features of the vessel and finger types. Un bucle slugcatcher Parking combina las características del buque y los tipos dedo. La separación del gas / líquido se produce en el buque, mientras que el líquido se almacena en el bucle de estacionamiento en forma de dedos.

Un diseño básico de slug catcher contiene el volumen de amortiguamiento para el gas y líquido. Un sistema de control se utiliza para la salida controlada de gas y líquidos de las instalaciones de elaboración secundaria. La sección de entrada está diseñada para promover la separación de gas y líquido.

4.- INTERCAMBIADORES DE CALOR

FUNCIONES

La función básica de los intercambiadores es la transferencia de energía térmica entre dos o más fluidos a diferente temperatura. El calor fluye como resultado del gradiente de temperatura, desde el fluído caliente hacia el frío a travez de una pared de separación, la cual se denomina superficie o área de transferencia de calor. Es decir no existe fuente de energía térmica en un intercambiador de calor. Por otro lado, si los fluidos son inmiscibles,

El área física de transferencia de calor puede ser eliminada, y la interface formada entre los fluidos puede servir como área de transferencia de calor. En resumen, las funciones típicas de un intercambiador de calor son:

a) Recuperación de calor: la corriente fría recupera parte del calor contenido en la corriente caliente. Es decir, calentamiento y enfriamiento de las corrientes involucradas, las cuales fluyen simultáneamente a ambos lados de área de transferencia de calor

b) Evaporización: Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor de fase liquida a vapor

c) Condensación: Una de las corrientes involucradas en el intercambio de calor cambia fase vapor a fase liquida

TIPOS DE INTERCAMBIADORES

a) Intercambiadores de doble tubo

Los intercambiadores comerciales de doble tubo consisten en uno o más tubos, encerrados dentro de otro tubo en forma de U que hace el papel de carcasa. Aunque algunas secciones de los intercambiadores de doble tubo tienen tubos lisos, la mayoría tienen aletas longitudinales en la superficie externa de los tubos. Son unidades de costos relativamente bajos, resistentes y se pueden desmantelar fácilmente para la limpieza, removiendo la tapa colocada en el extremo en U del tubo externo, desmontando ambos cierres frontales y retirando el elemento de transferencia de calor.Las secciones de doble tubo permiten un flujo en contracorriente y corriente verdadero. Lo cual puede ser particularmente ventajoso cuando se requieren temperaturas de aproximación pequeñas o rangos de temperaturas grandes. Además, las unidades de doble tubo encajan muy bien en aquellas aplicaciones que involucran presiones altas y/o flujos bajos, debido a que estas unidades sonDe parámetros relativamente pequeños. Esto permite el uso de bridas pequeñas y paredes delgadas, si se las compara con los equipos de carcasa y tubos convencionales.

b) Intercambiadores de superficie extendidas

En los tubos lisos, usualmente, la relación entre la superficie externa y la interna se encuentra en el rango de 1.1 a 1.5 dependiendo, por supuesto del diámetro y espesor de pared. Aquellos tubos con una mayor relación de superficies, en el rango de 3 a 40, se les conoce como tubos de superficie extendida; y por antonomasia, los intercambiadores construidos con este tipo de tubos se les denominan intercambiadores de superficie extendida.

c) Intercambiadores de placas

Desde 1930 los intercambiadores de placa han sido usados en la industria química y de alimentos. Actualmente su uso se ha extendido considerablemente hacia la industria petrolera, especialmente cuando se requiere un sistema de intercambio de calor compacto flexible en rangos de temperatura por debajo de 250 ºC (482ºF) y 2533kPa. (368Psig).En estas unidades, la superficie de transferencia de calor es construida de planchas de metal en lugar de tubos. Estas planchas pueden ser de superficie lisa, corrugada o canalizada. Dependiendo del tipo de superficie de la plancha y de la configuración de la unidad, se conocen cuatro tipos de intercambiadores placas:-Intercambiadores de placas en espiral (Spiral Plate)-Intercambiadores de placas con empacadura (Plate-and-Frame Exchanger) -Intercambiadores de placas con aletas (Plate-and-Fin Exchanger) -Intercambiadores de laminas repujadas (Patterned Plates)

d) Intercambiadores de Vaporización

Los equipos de vaporización más comúnmente usados se pueden clasificar en 4 tipos genéricos, dependiendo de su función:

1.- Rehervidores: su función es la vaporización en un 30% a un 80% del liquido alimentado, proveniente de una torre de fraccionamiento

2.-Enfriadores: Operan análogamente al rehervidor, pero no están necesariamente asociados a una torre de fraccionamiento3.-Precalentadores: Se usan generalmente para vaporizar parcialmente la alimentación a una torre de fraccionamiento4.-recuperadores de calor

BOMBAS

Los siguientes aspectos del diseño de servicio tienen la mayor influencia en la selección del tipo de bomba más económica, usualmente en este orden:

- Caudal de flujo- Requerimientos de cabezal- Requerimientos de mantenimiento, confiabilidad- Viscosidad a temperatura de bombeo y ambiente- Requerimientos de control de flujo

La selección del estilo particular de construcción, dentro de un tipo general, esta influencia principalmente por:

- Presión de descarga- NPSH disponible- Temperatura del fluido

Restricciones de instalación y oportunidades, tales como limitaciones de espacio, montaje en línea, montaje directo de la bomba en un recipiente de proceso, etc.

TIPOS DE BOMBAS

a) Bombas Centrifugas

Generación de Presión: Las bombas centrifugas comprenden una clase muy amplia de bombas en las que la generación de presión se logra con la conversión del cabezal de velocidad en cabezal estático. El movimiento rotativo de uno o más impulsores comunica energía al fluido en la forma de un incremento de velocidad que se convierte en cabezal estático útil en la sección de difusión del cuerpo. No hay válvulas en las bombas de tipo centrífugo, el flujo es uniforme y libre de pulsaciones de baja frecuencia. Como este tipo de bomba opera convirtiendo el cabezal de velocidad en cabezal estático, una bomba que opera a velocidad fija desarrollara el mismo cabezal teórico en metros (pies) de fluido bombeado, independientemente de su densidad. Sin embargo, la presión en kPa (psi) (correspondiente al cabezal desarrollado) depende de la densidad del fluido.

b) Bombas de Flujo de Axial

Las bombas de flujo axial se aplican para caudales muy altos, y bajos cabezales en servicios con agua y substancias químicas. Algunos servicios típicos con agua son: irrigación, control de inundación, bombas/turbinas para bombeo a almacenaje en plantas de generación de potencia, y bombas de circulación para condensadores barométricos, etc. Algunos servicios típicos de plantas químicas son el de circulación para el reactor de propileno, y los servicios de circulación asociados con evaporadores y cristalizadores en la producción de sulfato de amonio, acido fosfórico, potasio, soda caustica y productos de azúcar.

c) Bombas Reciprocantes

Las bombas de tipo reciprocante son especificadas con poca frecuencia en los diseños nuevos. Se prefiere el uso de bombas centrífugas y deberían usarse excepto en las pocas

situaciones donde sea necesario otro tipo. Circunstancias especiales pueden favorecer las bombas reciprocantes incluyen las siguientes:

1) Fluidos de alta viscosidad2) Capacidades relativamente bajas (de 0.2 a 1.3 dm^3/s (3 a 20 gpm)) a cabezales

altos3) Servicios intermitentes, como bombeo externo o separador de lodo y residuo, donde

se debe manejar un rango de fluidos, los costos de equipos son favorables, y hay disponible un NPSH suficiente

4) Servicio de lodo y suspensiones5) Servicios de bombeo con un rango amplio de presiones de descarga o caudales de

flujo

d) Bombas rotativas

La bombas rotativas, como clase, normalmente se refieren a las bombas de desplazamiento positivo con elementos de bombeo rotativos tales como engranajes, tornillos. Álabes y lóbulos. Solo los tipos de engranaje y de tornillo se usan en un número significativo de servicios de refinería

TURBINAS

Turbina es el nombre genérico que se da a la mayoría de las turbomáquinas motoras. Éstas son máquinas de fluido, a través de las cuales pasa un fluido en forma continua y este le entrega su energía a través de un rodete con paletas o álabes. Las turbinas constan de una o dos ruedas con paletas, denominadas rotor y estator, siendo la primera la que, impulsada por el fluido, arrastra el eje en el que se obtiene el movimiento de rotación.

El término turbina suele aplicarse también, por ser el componente principal, al conjunto de varias turbinas conectadas a un generador para la obtención de energía eléctrica.

TIPOS DE TURBINAS

Las turbinas, por ser turbomáquinas, pueden clasificarse de acuerdo a los criterios expuestos en aquel artículo. Pero en el lenguaje común de las turbinas suele hablarse de dos subgrupos principales:

a) Turbinas hidráulicas

Rotor de una turbina Pelton, ésta es una turbina hidráulica de acción de admisión parcial.

Son aquéllas cuyo fluido de trabajo no sufre un cambio de densidad considerable a través de su paso por el rodete o por el estator; éstas son generalmente las turbinas de agua, que son las más comunes, pero igual se pueden modelar como turbinas hidráulicas a los molinos de viento o aerogeneradores.

Dentro de este género suele hablarse de:

- Turbinas de acción: Son aquellas en que el fluido no sufre ningún cambio de presión a través de su paso por el rodete. La presión que el fluido tiene a la entrada en la turbina se reduce hasta la presión atmosférica en la corona directriz, manteniéndose constante en todo el rodete. Su principal característica es que carecen de tubería de aspiración. La principal turbina de acción es la Pelton, cuyo flujo es tangencial. Se caracterizan por tener un número específico de revoluciones bajo (ns<=30). El distribuidor en estas turbinas se denomina inyector.

- Turbinas de reacción: Son aquellas en que el fluido sí sufre un cambio de presión considerable a través de su paso por el rodete. El fluido entra en el rodete con una presión superior a la atmosférica y a la salida de éste presenta una depresión. Se caracterizan por presentar una tubería de aspiración, la cual une la salida del rodete con la zona de descarga de fluido. Estas turbinas se pueden dividir atendiendo a la configuración de los álabes. Así, exiten las turbinas de álabes fijos (Francis->Flujo diagonal; Hélice->Flujo radial) y turbinas con álabes orientables (Deriaz->Flujo

diagonal; Kaplan->Flujo radial). El empleo de álabes orientables permite obtener rendimientos hidráulicos mayores.

b) Turbinas eólicas

Una turbina eólica es un mecanismo que transforma la energía del viento en otra forma de energía útil como mecánica o eléctrica. La energía cinética del viento es transformada en energía mecánica por medio de la rotación de un eje. Esta energía mecánica puede ser aprovechada para moler, como ocurría en los antiguos molinos de viento, o para bombear agua, como en el caso del molino multipala. La energía mecánica puede ser transformada en eléctrica mediante un generador eléctrico (un alternador o un dinamo). La energía eléctrica generada se puede almacenar en baterías o utilizarse directamente.

c) Turbina Submarina

Una Turbina Submarina es un dispositivo mecánico que convierte la energía de las Corrientes Submarinas en energía eléctrica. Consiste en aprovechar la energía cinética de las Corrientes Submarinas, fijando al fondo submarino turbinas montadas sobre torres prefabricadas para que puedan rotar en busca de las corrientes submarinas, ya que la velocidad de las corrientes submarinas varía a lo largo de un año se han de ubicar en los lugares más propicios en donde la velocidad de las corrientes varían entre 3 km/h y 10 km/h para implantar Centrales turbínicas preferentemente en profundidades lo más someras posibles y que no dañen ningún ecosistema submarino. Las turbinas tendrían una malla de protección que impediría la absorción de animales acuáticos.

d) Turbina de gas

Una turbina de gas, es una turbomáquina motora, cuyo fluido de trabajo es un gas. Como la compresibilidad de los gases no puede ser despreciada, las turbinas a gas son turbomáquinas térmicas. Comúnmente se habla de las turbinas a gas por separado de las turbinas ya que, aunque funcionan con sustancias en estado gaseoso, sus características de diseño son diferentes, y, cuando en estos términos se habla de gases, no se espera un posible cambio de fase, en cambio cuando se habla de vapores sí.

Esquema de un ciclo Brayton.C representa al compresor, B al quemador y T a la turbina.

Las turbinas de gas son usadas en los ciclos de potencia como el ciclo Brayton y en algunos ciclos de refrigeración .

7.- COMPRESORES

TIPOS DE COMPRESORES

a) Compresores Centrífugos

Aunque los compresores centrífugos ocasionalmente compiten con los compresores axiales y rotatorios, como también con los reciprocantes, los incentivos para la selección de este tipo de compresor puede ser usualmente relacionada a su principal o más frecuente competidor: el compresor reciprocante. Las principales ventajas con respecto a los reciprocantes pueden ser sintetizadas como sigue:

Ventajas:

1) Continuos y largos tiempo de funcionamiento (típicamente 3 años) son los posibles con una alta confiabilidad, eliminando la necesidad de multiples compresores y la instalación de equipos de reserva

2) Por las mismas condiciones de operación, los costos del equipo son bajos dado los altos flujos manejados

3) Los compresores centrífugos son pequeños y livianos con respecto a su capacidad de flujo, por lo que requieren poca área para su instalación

4) Los costos de instalación son bajos debido a su pequeño tamaño, ausencia de fuerzas recíprocas y porque generalmente se requiere la instalación de una sola unidad

b) Compresores Axiales

Los compresores axiales compiten directamente con los centrífugos en el rango de 24 a 90 m^3/s real (50000 a 190000 pie^3/min real). Usualmente, es necesario una comparación económica especifica en dicho rango, por debajo de 33 m^3/s real (70000 pie^3/min real), el axial es más atractivo desde el punto de vista económico y de experiencia de diseño. Los resultados tienden a depender de las circunstancias específicas del caso, más que de comparaciones generalizadas de los dos tipos de equipo. La siguiente lista de ventajas y desventajas generales pretende servir de guía para el estudio de cada caso:

1) Capacidades muy altas de flujo por cada compresor: de 140 a 190 m^3/s real (300000 a 40000 pie^3/min real). Por encima de los 61 m^3/s real (130000 pie^3/min real) mas diseños de compresores axiales que centrífugos están disponibles

2) La eficiencia puede ser hasta 10% mayor que la de los centrífugos, resultando en menor consumo energético, al igual que el motor o turbina y un sistema de suministro de servicios más pequeños

3) Menor tamaño físico y menor peso que los centrífugos, permitiendo menores costos de instalación; por ejemplo, menor tamaño del resguardo del techado, grúas más pequeñas, menos espacio requerido, fundaciones menores, menores esfuerzos de manejo e instalación, etc.

4) Si se mueve con una turbina de gas o vapor, la mayor velocidad usualmente permite acoplamiento directo (sin caja reductora) y diseños eficientes de turbina

c) Compresores Reciprocantes

Los compresores reciprocantes compiten con el resto de los compresores excepto con los compresores centrífugos y axiales a flujos muy grandes. Sus principales ventajas son las siguientes:

Ventajas:

1) Disponible para capacidades por debajo del rango de flujo económico de los compresores centrífugos

2) Son económicos para altos cabezales típicos de gases de servicio de bajo peso molecular

3) Disponibles para altas presiones; casi siempre son usados para presiones de descarga por encima de 25000 Kpá. (3500 psig)

4) Son mucho menos sensitivos a la composición de los gases y a sus propiedades cambiantes que los compresores dinámicos

HORNOS (CALENTADORES)

TIPOS DE HORNOS

HORNOS DE PROCESOS (Convencional)

Estos hornos proveen el calor, el cual es usado en los equipos aguas abajo del horno. Ejemplos típicos son hornos de columnas de destilación, precalentadores de reactores

(hidrotratamiento y termoreactores) y regervidores. Los sistemas de calentamiento indirecto, tales como sistemas de aceite caliente o sistemas “Dowtherm”, también usan hornos de procesos

*DEFINICIONES

Arco del Horno

Es la porción mas elevada (usalmente plana) del horno, soportada desde arriba

Cabezal

Es la unión que conecta dos tubos en un serpentín. Estrictamente hablando, es el cabezal removible tipo tapón donde se fijan los tubos bien sea enroscados o soldados. Comúnmente, el cabezal se refiere a tubos doblados en forma de U.

Caja

Los quemadores y los tubos están encerrados en una caja la cual consiste de una estructura, recubriendo refractario y soporte de tubo.

Caja de Cabezal

Es el comportamiento ubicado al final de la sección de convenccion, donde están localizados los cabezales. En esta caja colectora no hay flujo de gases de combustión, debido a que se encuentra separada del horno por una plancha aislante. Las cajas colectoras pueden ser usadas algunas veces en la sección de radiación

Cámara de combustión

Es un término usado para describir la estructura que circunda los serpentines radiantes y dentro de la cual se localizan los quemadores

Cámara de convección

Es la parte del horno que consiste de un banco de tubos, el cual recibe calor de los gases de escape calientes, principalmente por convección

HORNOS PIROLISIS

Este tipo de hornos proveen calor para que una reacción química se lleve a cabo dentro de los tubos del horno. Los de craqueo térmico con vapor y los reformadores con vapor son los dos principales ejemplos. Sin embargo, estos hornos de pirolisis operan normalmente a altas temperaturas y tienen muchas consideraciones especiales. Algunos hornos, tales como los utilizados en las plantas reductoras de viscosidad y de craqueo térmico, son considerados hornos de procesos, aun cuando existen reacciones químicas dentro de los tubos. Sus temperaturas son bajas, comparadas con las temperaturas de los hornos de pirolisis; y aparte de los cálculos de craqueo, el diseño de este tipo de horno es muy similar al diseño de hornos de procesos.

TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

ANTECEDENTES

El almacenamiento de los combustibles en forma correcta ayuda a que las pérdidas puedan ser reducidas, aunque no eliminadas, por las características propias de los productos del petróleo.

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que:

- Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de consumo.

- Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por oleoducto o a destilación.

- Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.- Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son

los únicos aprobados actualmente por aduana.

Una de las pérdidas que tienen mayor peso son las que se producen por variación de temperatura; la pintura de los tanques tiene una gran influencia para estas variaciones.

También se abordan aspectos de suma importancia a tener en cuenta para operar con los tanques de petróleo, debido a que estos alcanzan alturas significativas, están expuestos a los rayos de las tormentas eléctricas y producto de su contenido (combustible), son flamables y pueden ocasionar accidentes. Sin embargo, hay un número definido de normas de seguridad las cuales deberán ser seguidas estrictamente para evitar lesiones serias o la muerte, así como también daños a la propiedad y pérdida de producción.

*PREVENCIÓN CONTRA EL SOBRELLENADO

Cada Tanque de almacenamiento enterrado regulado debe estar equipado con un dispositivo para la prevención del sobrellenado que permita que el tanque no se llenará más del 90% o el 95% de capacidad

*MEDICION AUTOMATICA DEL TANQUE

Los sistemas de medición de tanques automáticos varían desde lo más básico a lo sumamente complejo, destacando opciones como alarmas de nivel alto y bajo, supervisión intersticial, detección de fugas automáticas, módems para transmisión de información remota, y muchos otros.Para la medición de tanques automáticos para ser aceptado como un método de detección de fugas, la exigencia más importante es la prueba de detección de fugas mensual. Esta prueba puede ser realizada a mano, cerrando el sistema durante aproximadamente cuatro a seis horas. Durante ese tiempo, ningún producto puede entrar o dejar el tanque mientras progresa la prueba. Al final de la prueba el equipo proveerá al operador de resultados. Esta prueba también puede ser realizada automáticamente sin tener de necesidad de cerrar el sistema completamente.Debemos estar seguros de que el fabricante tiene la certificación de terceros sobre todos los equipos de detección de fugas.

*PREPARATIVOS DE INSTALACIÓN

A continuación y en los siguientes posts os iré describiendo los procedimientos para la instalación de tanques de almacenamiento desde la evaluación previa, la instalación y relleno, la protección catódica, la tubería y la recuperación de vapores e instalación eléctrica. En general, se refiere a la instalación de nuevos tanques, pero también puede utilizarse para desarrollar planes para

mejorar los ya instalados. También incluye un debate sobre los tipos de tanques y tuberías. El material de instalación se trata detalladamente debido a que los procedimientos incorrectos son responsables de casi el 30% de escapes de productos de los sistemas de tanques enterradosLos sistemas sólo deben ser instalados por una persona o contratista calificado con un mínimo de 2 años de experiencia en el campo del montaje e instalación. La mayoría de tanques ya instalados son tanques de acero protegidos o plástico reforzado con fibra de vidrio y cuentan con una o dos paredes. Las pautas deberán ser establecidas para los lugares sensibles con alto riesgo ambiental, que requerirán el uso de sistemas de tanques enterrados de doble pared o de contención secundaria.

10.- VALVULAS

Una válvula se puede definir como un aparato mecánico con el cual se puede iniciar, detener o regular la circulación (paso) de líquidos o gases mediante una pieza movible que abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos.Las válvulas son unos de los instrumentos de control más esenciales en la industria. Debido a su diseño y materiales, las válvulas pueden abrir y cerrar, conectar y desconectar, regular, modular o aislar una enorme serie de líquidos y gases, desde los más simples hasta los más corrosivos o tóxicos. Sus tamaños van desde una fracción de pulgada hasta 30 ft (9 m) o más de diámetro. Pueden trabajar con presiones que van desde el vació hasta más de 20000 lb/in² (140 Mpa) y temperaturas desde las criogénicas hasta 1500 °F (815 °C). En algunas instalaciones se requiere un sellado absoluto; en otras, las fugas o escurrimientos no tienen importancia.

CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS

a) Válvulas industriales o Válvula de asiento o Válvula de camisa

o Válvula hidráulica, caso particular de válvulas industriales.

o Llave o válvula de paso, caso de válvulas en instalaciones de edificios residenciales.

o Válvula de alivio de presión, para casos de bloqueo (shutt off, en inglés) o de expansión térmica.

o Válvula antirretorno, usada para evitar que un fluido se mueva en sentido no deseado a lo largo de una tubería.

o Válvula rotatoria, usada en los instrumentos de viento-metal.

b) Válvula de control.

• La válvula automática de control generalmente constituye el último elemento en un lazo de control instalado en la línea de proceso y se comporta como un orificio cuya

sección de paso varia continuamente con la finalidad de controlar un caudal en una forma determinada.

c) Válvulas de compuerta.

• La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con un disco vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento (fig. 1-1).

Figura 1-1 Válvula de compuerta.

Aplicaciones: Servicio general, aceites y petróleo, gas, aire, pastas semilíquidas, líquidos espesos, vapor, gases y líquidos no condensables, líquidos corrosivos.

d) Válvulas de globo

Una válvula de globo es de vueltas múltiples, en la cual el cierre se logra por medio de un disco o tapón que sierra o corta el paso del fluido en un asiento que suele estar paralelo con la circulación en la tubería (fig. 1-3).

Figura 1-3 Válvula de globo.

Recomendada para:

• Estrangulación o regulación de circulación. • Para accionamiento frecuente. • Para corte positivo de gases o aire. • Cuando es aceptable cierta resistencia a la circulación.

Aplicaciones: Servicio general, líquidos, vapores, gases, corrosivos, pastas semilíquidas.

e) Válvulas de bola

Las válvulas de bola son de ¼ de vuelta, en las cuales una bola taladrada gira entre asientos elásticos, lo cual permite la circulación directa en la posición abierta y corta el paso cuando se gira la bola 90° y cierra el conducto (fig. 1-4).

Figura 1-4 Válvula de bola.

Recomendada para:

• Para servicio de conducción y corte, sin estrangulación. • Cuando se requiere apertura rápida. • Para temperaturas moderadas. • Cuando se necesita resistencia mínima a la circulación.

Aplicaciones: Servicio general, altas temperaturas, pastas semilíquidas.

f) Válvulas de diafragma

Las válvulas de diafragma son de vueltas múltiples y efectúan el cierre por medio de un diafragma flexible sujeto a un compresor. Cuando el vástago de la válvula hace descender el compresor, el diafragma produce sellamiento y corta la circulación (fig. 1-6).

Figura 1-6 Válvula de diafragma.

Recomendada para:

• Servicio con apertura total o cierre total. • Para servicio de estrangulación. • Para servicio con bajas presiones de operación.

Aplicaciones: Fluidos corrosivos, materiales pegajosos o viscosos, pastas semilíquidas fibrosas, lodos, alimentos, productos farmacéuticos

g) Válvulas de desahogo (alivio)

Una válvula de desahogo (fig. 1-9) es de acción automática para tener regulación automática de la presión. El uso principal de esta válvula es para servicio no comprimible y se abre con lentitud conforme aumenta la presión, para regularla.La válvula de seguridad es similar a la válvula de desahogo y se abre con rapidez con un "salto" para descargar la presión excesiva ocasionada por gases o líquidos comprimibles.El tamaño de las válvulas de desahogo es muy importante y se determina mediante formulas especificas.

Figura 1-9 Válvula de desahogo (alivio).

Recomendada para:

- Sistemas en donde se necesita una gama predeterminada de presiones.

Aplicaciones: Agua caliente, vapor de agua, gases, vapores.

En los reactores de flujo pistón isotérmicos la temperatura no varía con la posición en el reactor. Además varía con el tiempo por tratarse de un reactor de flujo pistón en estado estacionario. La velocidad de reacción será sólo función de la conversión (o de la concentración) En realidad los reactores de flujo en pistón son reactores tubulares que tienen la paticularidad de que en ellos se supone que no existe retromezcla (backmixing)y que cada porción de corriente de entrada que ingresa no se mezcla para nada con su inmedita posterior, la composición de cada diferencial de volumen va variando respecto a la longitud del reactor.