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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS DE LA PLANTA DE PDVSA EN EL DISTRITO CABRUTICA Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar el Grado Académico de MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS Autor: Ing. Jorge Kewin Gambús Ordaz Tutor: MSc. Jorge Barrientos Maracaibo, julio de 2011
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE GAS
DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA DE COMPRESIÓN DE GAS DE LA PLANTA DE PDVSA EN EL DISTRITO CABRUTICA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar el Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE GAS
Autor: Ing. Jorge Kewin Gambús Ordaz
Tutor: MSc. Jorge Barrientos
Maracaibo, julio de 2011
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Gambús Ordaz, Jorge Kewin. Diagnóstico del sistema de compresión de
gas de la planta de PDVSA en el distrito Cabrutica (2011). Trabajo de
Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 92pp. Tutor: MSc. Jorge Barrientos.
RESUMEN
En la planta de tratamiento de crudo extrapesado de PDVSA Distrito Cabrutica, ubicada en la región de Zuata del Bloque Junín, en la Faja
Petrolífera del Orinoco, Estado Anzoátegui, se procesa la mezcla de crudo extrapesado de 8º API extraído de los pozos de esta área. El gas asociado es
tratado, comprimido y empleando para la generación eléctrica que autosustenta las operaciones de este campo. El 25 de diciembre de 2007
ocurrió una falla catastrófica en uno de estos compresores, afectando
directamente los compromisos de producción. Este trabajo de investigación se enfoca hacia la determinación de las causas operacionales que afectan el
rendimiento de los compresores. Para lograr esto, se identificaron a todos los equipos de esta línea como medulares, se realizaron los cálculos de
capacidades, se evaluaron cronológicamente las cromatografías del gas, se analizaron los registros de mantenimiento y se entrevistó al personal de
planta y mantenimiento en sitio. Finalmente, se identificó la causa de los problemas de vibración de los compresores como un tema estructural
inducido por la instalación artesanal de un soporte en los extremos de las extensiones del frame, limitando la libre expansión-contracción térmica del
material que se logra al dejar operando este componente en voladizo.
Palabras clave: sistema de compresión, línea de gas de alta presión, hornos,
separadores, compresores, turbogeneradores a gas.
E-mail del autor: [email protected]
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Gambús Ordaz, Jorge Kewin. Diagnosis of the gas compression system
for the PDVSA’s plant at Cabrutica’s District (2011). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado.
Maracaibo, Venezuela. 92pp. Tutor: MSc. Jorge Barrientos
ABSTRACT
In the extra-heavy crude oil treatment plant of PDVSA at Cabrutica’s District,
located in the Zuata Region of the Junín Block, in the Orinoco’s Oil Belt at east Venezuela, Anzoátegui State; it is processed oily mixture based on
extra-heavy crude oil of 8 API that is produced from wells of this field. The
associated gas from this mixture is separated, treated, compressed and then used for electricity generation, in order to self-sustain the operation of this
oil field. On December 25th of 2007, a catastrophic failure occurred with one of the two compression lines, which directly affected the production
commitments. This research focuses on determining the causes that affected the operational performance of the compressors. To achieve this,
components of this line were identified as a core, their capacities were calculated, gas chromatography records were chronologically evaluated,
maintenance records were analyzed, and plant and maintenance representatives were interviewed on site. Finally, the cause of the
compressors vibration problems was identified as a structural issue induced by the informal installation of a handcrafted support at the end of the
extension frames, this condition limited the free thermal expansion-contraction of these parts, what only can be damped by operating over
hanged.
Key words: compression system, high pressure gas line, heaters, separators,
compressors, gas turbines generators.
Author’s e-mail: [email protected]
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DEDICATORIA
A TODOS mis SERES
QUERIDOS, por brindarme su
apoyo incondicional en todas
las metas que me propongo
en la vida
Jorge K. Gambús O.
5
AGRADECIMIENTO
A Dios, por haberme dado salud y energías para poder cumplir con mis
metas.
A la Ilustre Universidad del Zulia, por ser uno de los pilares en mi
formación profesional.
A Petróleos de Venezuela S. A, PDVSA, por brindarme la oportunidad
de tener una tan valiosa experiencia.
Al profesor Jorge Barrientos por las acertadas orientaciones en la
elaboración del trabajo de investigación.
A mis SERES QUERIDOS, los más importantes, quienes me han
respaldado en todo momento y siempre están conmigo.
A todas aquellas personas que me apoyaron, de una u otra forma, en
la realización de este proyecto, prestándome un poquito de su tiempo,
de sus conocimientos y experiencias.
A todos “Muchas Gracias”.
Jorge K. Gambús O.
6
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN…………………………………………………………………………………………….. 3
ABSTRACT……………………………………………………………………………………………. 4
DEDICATORIA……………………………………………………………………………………… 5
AGRADECIMIENTOS…………………………………………………………………….……… 6
TABLA DE CONTENIDO……………………………………………………………………….. 7
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………………………… 9
LISTA DE TABLAS……………………………………………………………………………….. 10
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………….. 11
CAPÍTULO I: FORMULACIÓN DEL PROBLEMA…………………………….……… 12
1.1. Planteamiento del Problema…………………………………………….………. 12
1.2. Objetivos………………………………………………………………………….……….. 15
1.2.1. Objetivo General…………………………………………………….……. 15
1.2.2. Objetivos Específicos …………………………………………………… 15
1.3. Justificación……..………………………………………………………………………… 16
1.4. Delimitación ……………………………………………………………………………… 17
1.5. Alcance………….………………………………………………………………………….. 17
CAPÍTULO II: MARCO TEORICO…………………………………………………….…… 18
2.1. Antecedentes de la investigación …….………………………………….…. 18
2.2. Bases teóricas…..………………………………………………………………………. 21
2.2.1. Gas ideal y gas real…..……………………………………………….. 21
2.2.2 Proceso de compresión …………………………………………….... 22
2.2.3 Tipo de compresores ….……………………………………………. 23
2.2.3.1 Compresor alternativo o reciprocante……………. 23
2.2.3.2 Compresor rotativo o centrífugo ……………………… 24
2.2.4. Separadores ………………………………………………………………… 31
2.2.4.1 Separadores horizontales …………………………….. 33
2.2.5. Intercambiador de calor……………………………………………….. 35
2.2.5.1 Clasificación según el servicio ………………………. 36
2.2.5.2 Clasificación según configuración …………………. 39
2.2.6. Mecanismo de transferencia de energía .……………………. 42
7
2.2.6.1 Conducción………………..………………………………… 43
2.2.6.2 Convección …………………………………………………… 48
2.2.6.3 Condensación ………….….…………………………….. 51
2.2.6.4 Vaporización ………………………………………………… 54
2.2.7. Cromatografía ………………………………………………………………. 56
2.2.7.1 Cromatografía de gases ………………………………… 57
2.2.7.2 Cromatografía liquida ………………………………….. 59
2.2.8. Petróleo extrapesado……………………………..……………………. 62
2.2.9. Simuladores de prceso ……………………………………………….. 63
2.2.9.1 Simulador de proceso HYSYS (versión 2006)... 63
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO……………………………………………. 65
3.1. Tipo de Investigación……………………………………………………………….. 65
3.2. Diseño de la investigación ………………………………………………………. 66
3.3. Data de Estudio…………………………………………………………………………. 67
3.4. Procedimiento de la investigación ………………………………..……….. 68
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS…………………………………… 72
CONCLUSIONES………………………………………………………....................... 87
RECOMENDACIONES………………………………………………………………………….. 89
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………………………….. 90
8
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1 Compresor alternativo ……………………………………………… 27
2 Compresor rotativo …………………………………………………… 30
3 Separador horizontal ………………………………………………. 33
4 Separador vertical ……………………………………………………. 35
5 Conductividad térmica …………………………………………….. 44
6 Transferencia de calor por convección forzada ……. 49
7 Condensación tipo película …………………………………….. 52
8 Condensación por gotas …………………………………………. 52
9 Condensación homogénea ……………………………………. 53
10 Condensación de líquidos inmisables ……………………. 54
11 Procesos de cromatografía …………………………………….. 57
12 Cromatografía de gases ………………………………………… 58
13 Diagrama de fases a partir de composición del gas año
2006 ………………………………………………………………………….. 77
14 Diagrama de fases a partir de composición del gas año
2007 ………………………………………………………………………….. 78
15 Diagrama de fases a partir de composición del gas año
2008 ………………………………………………………………………….. 78
16 Diagrama de fases 2006 …………………………………………. 80
17 Diagrama de fases 2007 …………………………………………. 81
18 Esquema Run out vertical ……………………………………. 86
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LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Composición de gases de entrada al sistema de
compresión de la planta PDVSA cabrutica ………………
68
2 Datos del compresor dela planta PDVSA cabrutica,
trenes A y B ……………………………………………………………………
68
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INTRODUCCION
El procesamiento del gas natural involucra problemas de diversa
complejidad. Los cuales han motivado a realizar varios estudios de carácter
teórico y experimental . Todo esto se debe a la complejidad de la alta gama
de composiciones y condiciones físicas del fluido presente en los
procesamientos, lo que a menudo, no permite generalizar el estudio e
interpretación de los fenómenos termodinámicos involucrados.
La Ingeniería de Gas, ha ido adaptándose a los avances de las ciencias
fundamentales mediante el diseño de nuevos métodos o en su defecto la
validación de los ya existentes, con el propósito, de modelar fenómenos
presentes en la naturaleza. Hoy en día es un desafío para los ingenieros
aplicar los conceptos teóricos a un plano de carácter más práctico. Esto se
puede lograr mediante el diseño o formulación de herramientas teóricas o
semiteóricas y métodos numéricos capaces de trabajar bajo ciertas
condiciones.
En este sentido, el objeto del presente estudio fue determinar las causas
operacionales que afectan el rendimiento de los compresores que
suministran gas a los turbogeneradores de electricidad de la planta de
PDVSA en el Distrito Cabrutica, a través del análisis de los procesos en la
línea de gas de alta presión.
Se incluyen consideraciones especiales en los equipos principales como
los compresores, separadores e intercambiadores de calor de la planta,
entre otros. Adicionalmente, se discuten aspectos relacionados a la
composición cronológica del gas asociado y se indican el tipo de
mantenimiento que llevaban los compresores de la misma; para finalizar con
las causas que afectaron el rendimiento de estos compresores.
11
CAPITULO I
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
1.1. Planteamiento del problema. En el proceso de producción de petróleo se obtiene adicionalmente gas
como producto derivado, el cual también es llamado “gas asociado”.
Tradicionalmente parte de este gas ha sido utilizado para sostener algunos
procesos a nivel de superficie, necesarios para llevar el petróleo a los
parámetros de calidad exigidos para su comercialización; como ejemplo de
estos procesos se puede mencionar: gas como combustible para
calentadores (hornos), gas de manta para los tanques de almacenamiento de
crudo muerto, gas para generación de potencia eléctrica, entre otros. El gas
que no pueda ser aprovechado de este modo es considerado como
excedente, y es venteado o quemado mediante mechurrios.
La intención de generar potencia eléctrica en el lugar donde el petróleo es
explotado está referida principalmente a las áreas remotas, donde los costos
de distribución y mantenimiento de una red confiable de electricidad para
sustentar los procesos serían excesivos al compararlos con la generación in
situ.
Los equipos mayormente utilizados para el aprovechamiento del gas en la
generación de electricidad son motogeneradores y turbogeneradores. En tal
sentido, se requiere que el gas reciba previamente ciertos tratamientos, los
cuales serán ajustados dependiendo de las características del mismo y los
volúmenes que sean requeridos.
Entre las características deseables para el empleo del gas asociado
prevalecen: que sea seco, pobre, y con alto poder calorífico; sin embargo, en
12
la práctica la primera de estas no se obtiene sin al menos la presencia de
equipos de separación de condensados.
En general, en las plantas de procesamiento de crudo el mismo debe ser
desgasificado, deshidratado, y su presión disminuida a valores cercanos a la
atmosférica para almacenarlos en tanques previo a su transporte y
despacho. El gas derivado del crudo desde los procesos de desgasificación es
la fuente de energía que sería tratada antes de su empleo como combustible
para a generación eléctrica.
En la planta de tratamiento de crudo ubicada en la región de Zuata,
bloque Junín, de la Faja Petrolífera del Orinoco, perteneciente a la empresa
PDVSA, Distrito Cabrutica, se procesa la mezcla de crudo extrapesado de 8º
API extraído de los pozos con Nafta de 50º API combinados desde las
facilidades de superficie para luego almacenarlo en tanques y bombearlo
hasta el Complejo Refinador José Antonio Anzoátegui con calidad de 17º API
y 1,5% BSW. La generación de potencia eléctrica se realiza a través de
cuatro turbogeneradores con capacidad para generar 14,5 MW cada uno, con
una filosofía de operación de tres operativos, despachando en operación
normal 21 MW (7 MW por cada uno), y uno inactivo de respaldo.
En esta planta, el diseño original contempla el uso de dos compresores
reciprocantes de una sola etapa, dispuestos en paralelo, ambos activos (uno
en servicio mientras el otro funciona como respaldo), y con capacidad para
manejar 09 MMpcnd cada uno. La intención es que los mismos incrementen
la presión de un volumen de gas de 08 MMpcnd desde 150 Lpcm hasta 300
Lpcm para alimentar los turbogeneradores.
Si bien desde sus inicios en servicio estos equipos no presentaron
mayores paradas que las programadas por el monitoreo preventivo de los
parámetros operacionales y perfiles de vibración, se estima que desde finales
13
del año 2006 y de manera progresiva se ha visto afectado negativamente el
rendimiento de los mismos, por cuanto los especialistas de mantenimiento,
han interpretado la indeseable presencia de líquido en estos equipos
diseñados para incrementar la presión de gases.
Paradas con mayor frecuencia han sido realizadas desde entonces en
estos equipos para la revisión exhaustiva de los componentes internos, a
bien tratar de descartar problemas mecánicos, pero no se han encontrado
daños relevantes que infieran una falla atribuible al equipo. Esto ha
conllevado a incrementar la indisponibilidad y disminuir la confiabilidad de
estos equipos.
La madrugada del 25 de diciembre de 2007, ocurrió una falla catastrófica
que ocasionó la ruptura de la cámara de compresión con la mayoría de sus
accesorios, y consecuente e inmediata indisponibilidad de uno de los
compresores, dejando las operaciones limitadas a sólo un compresor en
servicio sin respaldo mientras se diligenciara la procura de algunos de estos
componentes. No fue sino hasta mayo de 2008 cuando se logró colocar de
nuevo en servicio esta unidad; sin embargo, los problemas operacionales en
ambos compresores persisten afectando el rendimiento y confiabilidad de los
mismos, y el sostenimiento de las operaciones de explotación de 120 Mbpd
de crudo extrapesado de 8 ºAPI.
La intención de esta investigación es determinar y sugerir soluciones a las
causas vinculadas con los problemas operacionales que presentan estos
compresores, habiéndose convertido en equipos críticos para sostener la
operación del campo, por su función de suministro de gas combustible a los
turbogeneradores de electricidad, y prolongados tiempos de espera para la
procura y el despacho de repuestos por parte del fabricante (extranjero);
además de representar un elemento de alto riesgo a la seguridad de los
14
trabajadores, en caso que se repita una falla catastrófica durante el
monitoreo de rutina con personal en sitio.
1.2. Objetivos.
1.2.1. Objetivo general. Determinar las causas operacionales que afectan el rendimiento de los
compresores que suministran gas a los turbogeneradores de electricidad de
la planta de PDVSA en el Distrito Cabrutica, a través del análisis de los
procesos en la línea de gas de alta presión.
1.2.2. Objetivos específicos.
Identificar los equipos instalados en la línea de proceso de gas de alta
presión con sus capacidades y parámetros de diseño.
Calcular las capacidades operacionales en base a los parámetros actuales
del proceso.
Analizar cronológicamente la composición del gas asociado en base a los
registros de ensayos cromatográficos realizados.
Analizar los registros de monitoreo y mantenimiento de los compresores
reciprocantes que alimentan a los turbogeneradores.
Establecer las causas operacionales y/o de diseño que pudieran afectar el
rendimiento de los compresores.
15
1.3. Justificación.
La prolongada operación ineficiente de los dos compresores reciprocantes
en la línea de gas de alta presión que alimenta a los turbogeneradores de
electricidad en la planta de tratamiento de crudo de PDVSA Distrito
Cabrutica, en el estado Anzoátegui, ha ocasionado el deterioro severo en uno
de los compresores producto de una falla catastrófica, incrementando los
costos vinculados a la reparación mayor del mismo, y los costos asociados al
mantenimiento de ambos equipos por paradas programadas con mayor
frecuencia.
Las causas que han estado afectando el rendimiento de estos compresores
desde hace más de un año no han sido determinadas de manera integral;
por consiguiente, el aporte de esta investigación además de tener impacto
técnico con la intención del analizar los procesos y equipos que involucran el
tratamiento del gas asociado en superficie, tendrá su efecto económico, por
cuanto de ser aplicadas las recomendaciones que se planteen se mejoraría el
rendimiento de estos equipos, disminuyendo los costos por mantenimiento
de rutina y mayor, mejorando la confiabilidad de la generación eléctrica
necesaria para el sostenimiento de las operaciones; y más aún,
disminuyendo los riesgos a la seguridad del personal que labora en el sitio.
El aporte educativo bajo la filosofía de lección aprendida que esta
investigación tendría sobre el personal relativamente joven responsable por
la operación de estas instalaciones sería altamente efectivo, luego de
aplicarse y cumplirse los resultados esperados, más allá del desarrollo
profesional de su autor.
16
1.4. Delimitación.
Esta investigación se llevará a cabo en la empresa Petróleos de Venezuela
S.A. (PDVSA), División Faja, Distrito Cabrutica, ubicada en la región de Zuata
de la Faja Petrolífera del Orinoco. En la misma se analizará los procesos de la
línea de gas de alta presión para determinar la causa de los problemas de
vibración durante la operación de los compresores que suministran gas a los
turbogeneradores de electricidad de la planta, proporcionando a su vez
recomendaciones para mejorar la operatividad de los mismos. El tiempo
estimado para completar este análisis se estableció en 6 meses.
1.5. Alcance.
Este trabajo está dirigido a diagnosticar las causas de los problemas
durante la operación de los compresores que suministran gas a los
turbogeneradores de electricidad de la planta, proporcionando a su vez
recomendaciones para mejorar la operatividad de los mismos.
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CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. Antecedentes de la investigación
Carrasqueño R., Nelson J.. “Revisión de las condiciones operacionales y
de diseño de la planta compresora de gas Ceutagas I, Extensión, Lago”.
Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, División de Postgrado 1989.
Esta investigación fue realizada debido al incremento en la frecuencia de
fallas de los equipos turbocompresores que operan en la planta de gas
Ceutagas I del lago de Maracaibo por problemas de vibración. El objetivo de
esta investigación consiste en evaluar, desde las estaciones de flujo hasta la
descarga de la planta compresora, los sistemas de producción, depuración y
transporte con la finalidad de efectuar comparaciones entre las tasas de flujo
máximas permitida a las condiciones operacionales que en el momento
podían ser manejadas, con respecto a las que realmente se manejaron. En
esta investigación se obtuvo como resultado la utilización de dos sistemas de
depuración operando sobre su máxima tasa de flujo permitida, lo que
conlleva a una mayor velocidad de la partícula, desfavoreciendo el proceso
de separación vapor-líquido.
Reaño B., José A.. “Análisis de los problemas ocasionados por la
condensación de líquidos en el sistema de distribución de gas en Lagocinco”.
Maracaibo (Venezuela), Octubre 1999. 190 pp. La necesidad de esta
investigación surge por problemas de condensación de líquido en el sistema
de distribución de gas de la U. E. Lagocinco-PDVSA. El gas de esta planta es
empleado principalmente para la inyección en pozos productores por
levantamiento artificial por gas. El estudio se realizó sobre la base de datos
suministrados por el equipo de cabezal de pozo WHM (Well Head Monitor),
18
temperatura del agua en el lago a diversas profundidades, datos de la red de
distribución de gas y el análisis cromatográfico de la composición del gas.
Con los datos suministrados se efectuaron varias simulaciones de la red,
envolventes de presión vs temperatura del gas, y del proceso de expansión
del gas en el pozo, comprobando y cuantificando el problema de formación
de hidratos. Se realizó el estudio técnico económico de tres opciones que
permitirían la solución del problema mencionado: 01. La inyección de
inhibidores de hidratos, 02. El precalentamiento del gas, y 03. La
deshidratación del gas, resultando como más favorable la deshidratación del
gas, por cuanto, además de prevenir la formación de hidratos, mantiene las
tuberías y equipos libres de agua (secos), previniendo de este modo la
corrosión.
Noriega R., Carmen E.. “Determinación Cuantitativa Del Arrastre De
Líquido Presente En El Gas De Salida De Las Estaciones De Flujo 5-9 Y 6-9
De La Unidad De Explotación Lagomedio”. Universidad del Zulia – División de
Estudios para Graduados – PDVSA. Maracaibo, Junio de 2002. Problemas de
altos contenidos de líquidos en la líneas de gas de salida de las estaciones de
flujo que conforman la unidad de explotación Lagomedio, incluidas las
estaciones de flujo 5-9 y 6-9 han motivado el desarrollo de esta
investigación; en la cual se incluyen, la evaluación hidráulica y
termodinámica de cada una de las estaciones, así como la instalación un
sistema de medición de arrastre de líquido desarrollado por INTEVEP.
Softwares de simulación computacional fueron utilizados para el cálculo del
valor de arrastre y la curva de calibración característica del crudo o mezcla
de crudos arrastrados, los resultados obtenidos demuestran la no presencia
de arrastre de líquidos en las estaciones objeto de estudio para las
condiciones actuales; sin embargo, existen condiciones que pueden
ocasionar la misma, como lo son altas velocidades de flujo encontradas en
los separadores de alta y la tendencia considerable del crudo a la formación
de espuma.
19
Frank Howard, Jr. and David Gallagher. “Field Application Note
Reciprocating Compressors”. En este artículo se resalta la importancia en
número y versatilidad de los equipos reciprocantes sobre los centrífugos,
siendo los costos por mantenimiento de los primeros cerca de 3,5 veces
superiores a los de los equipos centrífugos. Se sugieren aspectos básicos
para el monitoreo en operación de los compresores reciprocantes, como son:
1. Vibración de la estructura, 2. Desalineación de la barra (biela), 3.
Excentricidad en la carrera, 4. Vibración de la cruceta, 5. Vibración en el
cojinete principal, y 6. Temperatura de las válvulas. Además se incluye una
lista de verificación donde se identifican los componentes e instrumentación
mínima que debe ser instalada en estos equipos para el monitoreo de
vibración en línea.
Setterlund, Richard B. “Oil Change Causes Wet CO2 Corrosion”. Revista
Material Performance, Febrero 1999. pag 70. En este artículo queda como
evidencia que el empleo de dos tipos diferentes de lubricantes en una misma
máquina implican funciones diferentes de acuerdo a las condiciones de
operación de a cada etapa, y que por consiguiente, cualquier cambio por
mínimo que sea puede conllevar a consecuencias inesperadas (incluso
catastóficas). Algunos tipos de lubricantes sintéticos pueden absorber
humedad dentro de los equipos, y con esto, se pueden presentar problemas
de lubricación, corrosión y desgaste acelerado.
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2.2. Bases Teóricas
2.2.1 Gas ideal y gas real.
En determinadas condiciones de presión y temperatura, P y T, un mol de
cualquier gas ocupará un mismo volumen V. Por lo tanto, para un peso
molecular de gas, se puede escribir:
R
T
VP
(1)
Donde R es la constante para todos los gases, por mol de gas. “n” moles
de un gas,
TRnVP (2)
Y ya que “n” es el peso total del gas (W), si se divide por el peso
Molecular ( M ) las dos ecuaciones anteriores son forma de los gases ideales.
Entonces se denomina gas perfecto o ideal, aquel que obedece
exactamente las leyes de Boyle, Charles, etc., en cualquier circunstancia. En
realidad no existen gases ideales, pero en ciertas condiciones de
temperatura y presión, los gases tienden a un comportamiento ideal.
Como se dijo anteriormente las ecuaciones arriba desarrolladas aplican
para gases ideales y se cumplen solo para temperaturas y presiones
relativamente bajas. Para altas presiones y temperaturas son modificadas
tales ecuaciones introduciendo un factor de corrección Z, denominado factor
de compresibilidad del gas. Este valor por definición, es la razón del volumen
que realmente ocupa un gas a determinada presión y temperatura, con
21
respecto al volumen que ocuparía ese mismo gas si se comporta como ideal,
así:
ºV
VrZ
(3)
Donde:
Vr: Volumen actual o real de “n” moles de gas a P y T
Vº: Volumen Ideal de “n” moles de gas a P y T
Entonces se puede decir, que teniendo en cuenta la definición de gas
ideal, que un gas real es aquel donde sus moléculas tienen un volumen el
cual se puede y debe considerar. Existen campos de fuerzas entre las
moléculas, de atracción y repulsión. Los choques que existen entre las
moléculas son inelásticos y debido a la existencia de volumen en las
moléculas y la interacción entre ellas, éstas se ven afectadas por la presencia
de las otras moléculas.
2.2.2. Proceso de compresión
Un compresor es una máquina de fluido que está construida para
aumentar la presión y desplazar cierto tipo de fluidos llamados compresibles,
tal como lo son los gases y los vapores. Esto se realiza a través de un
intercambio de energía entre la máquina y el fluido en el cual el trabajo
ejercido por el compresor es transferido a la sustancia que pasa por él
convirtiéndose en energía de flujo, aumentando su presión y energía
cinética impulsándola a fluir.
22
Al igual que las bombas, los compresores también desplazan fluidos, pero
a diferencia de las primeras que son máquinas hidráulicas, éstos son
máquinas térmicas, ya que su fluido de trabajo es compresible, sufre un
cambio apreciable de densidad y, generalmente, también de temperatura; a
diferencia de los ventiladores y los sopladores, los cuales impulsan fluidos
compresibles, pero no aumentan su presión, densidad o temperatura de
manera considerable.
Los compresores son ampliamente utilizados en la actualidad en campos
de la ingeniería y hacen posible nuestro modo de vida por razones como:
Son parte importantísima de muchos sistemas de refrigeración y se
encuentran en cada refrigerador casero, y en infinidad de sistemas de
aire acondicionado.
Se encuentran en sistemas de generación de energía eléctrica, tal
como lo es el Ciclo Brayton.
Se encuentran en el interior muchos "motores de avión", como lo son
los turborreactores y hacen posible su funcionamiento.
Se pueden comprimir gases para la red de alimentación de sistemas
neumáticos, los cuales mueven fábricas completas.
2.2.3. Tipos de Compresores
2.2.3.1. Compresor Alternativo o Reciprocantes
Los compresores alternativos funcionan con el principio adiabático
mediante el cual se introduce el gas en el cilindro por las válvulas de
entrada, se retiene y comprime en el cilindro y sale por las válvulas de
descarga, en contra de la presión de descarga. Estos compresores rara vez
se emplean como unidades individuales, salvo que el proceso requiera
23
funcionamiento intermitente. Los compresores alternativos tienen piezas en
contacto, como los anillos de los pistones con las paredes del cilindro,
resortes y placas o discos de válvulas que se acoplan con sus asientos y
entre la empaquetadura y la biela. Todas estas partes están sujetas a
desgaste por fricción.
Los compresores alternativos deben tener, de preferencia motores de
baja velocidad, de acoplamiento directo, en especial si son de más de 300
HP; suelen ser de velocidad constante. El control de la velocidad se logra
mediante válvulas descargadoras, y estas deben ser del tipo de abatimiento
de la placa de válvula o del tipo de descargador con tapón o macho. Los
descargadores que levantan toda la válvula de su asiento pueden crear
problemas de sellamiento. La descarga puede ser automática o manual. Los
pasos normales de descarga son 0-100%, 0-50-100%, o- 25-60-75-100% y
se pueden obtener pasos intermedios con cajas de espacio muerto o botellas
de despejo; pero, no se deben utilizar estas cajas si puede ocurrir
polimerización, salvo que se tomen las precauciones adecuadas.
Los compresores alternativos de embolo se clasifican:
Según la fase de compresión en
Monofásico o de simple efecto, cuando el pistón realiza una sola fase
de compresión (la acción de compresión la ejecuta una sola cara del
pistón).
Bifásico, de doble efecto o reciprocante cuando el pistón realiza doble
compresión (la acción de compresión la realizan ambas caras del
pistón).
Según las etapas de compresión se clasifican en:
24
Compresores de una etapa cuando el compresor realiza el proceso de
compresión en una sola etapa.
Compresores de varias etapas cuando el proceso de compresión se
realiza en mas de una etapa por ejemplo una etapa de baja presión y
una etapa de alta presión.
Según la disposición de los cilindros se clasifican en:
Verticales -Horizontales
Los compresores alternativos abarcan desde una capacidad muy pequeña
hasta unos 3.000 PCMS. Para equipo de procesos, por lo general, no se
utilizan mucho los tamaños grandes y se prefieren los centrífugos. Si hay alta
presión y un gasto más bien bajo, se necesitan los alternativos. El número de
etapas o cilindros se debe seleccionar con relación a las temperaturas de
descarga, tamaño disponible para los cilindros y carga en el cuerpo o biela
del compresor.
Los tamaños más bien pequeños, hasta de unos 100 HP, pueden tener
cilindros de acción sencilla, enfriamiento con aire, y se puede permitir que
los vapores del aceite en el depósito (cárter) se mezclen con el aire o gas
comprimidos. Estos tipos sólo son deseables en diseños especiales
modificados.
Los tipos pequeños para procesos, de un cilindro y 25 o 200 HP, tienen
enfriamiento por agua, pistón de doble acción, prensaestopas separado que
permite fugas controladas y pueden ser del tipo no lubricado, en el cual el
lubricante no toca el aire o gas comprimido. Se utilizan para aire para
instrumentos o en aplicaciones pequeñas para gas de proceso. Los
compresores más grandes para aire o gas son de dos o más cilindros. En casi
todas las instalaciones, los cilindros se disponen en forma horizontal y en
25
serie, de modo que presenten dos o más etapas de compresión. El número
de etapas de compresión depende, en gran parte de la elevación de
temperatura en una etapa, que suele estar limitada a unos 250'F; De la
carga en el cuerpo o biela que se puede manejar y, de vez en cuando, de¡
aumento total en la presión en una etapa, respecto de¡ diseño de las válvulas
de¡ compresor, que suelen ser para menos de 1.000 psi.
La relación o razón total de compresión se determina para tener una idea
inicial aproximada del número de etapas. Si la relación es muy alta, entre
3.0 y 3.5 para una sola etapa, entonces la raíz cuadrada de la relación total
será igual a la relación por etapa para las dos etapas, a la raíz cúbica para
tres etapas, etc. Las presiones interetapas y la relación por etapa reales se
modificarán después de tener en cuenta las caídas de presión en
interenfriadores, tubería entre etapas, separadores y amortiguadores de
pulsaciones, si se utilizan.
Los compresores de émbolo comprimen gases y vapores en un cilindro a
través de un émbolo de movimientos rectilíneo y se utilizan para el
accionamiento de herramientas neumáticas (6 a 7 kg/cm2), instalaciones
frigoríficas de amoníaco (hasta 12 kg/cm2), abastecimiento de gas a
distancia (hasta 40 kg/cm2), licuación del aire (hasta 200 kg/cm2),
locomotoras de aire comprimido (hasta 225kg/cm2) e hidrogenación y
síntesis a presión (hasta más de 1000 kg/cm2).
26
Figura Nº 1. Compresor Alternativo o Reciprocantes
2.2.3.2. Compresores rotativos o centrífugos
Los compresores centrífugos impulsan y comprimen los gases mediante
ruedas de paletas. Los ventiladores son compresores centrífugos de baja
presión con una rueda de paletas de poca velocidad periférica (de 10 a 500
mm de columna de agua; tipos especiales hasta 1000 mm). Las máquinas
soplantes rotativas son compresores centrífugos de gran velocidad tangencial
(120 a 300 m/seg.) y una relación de presiones por escalón p2/p1 = 1,1 a
1,7. Montando en serie hasta 12 ó 13 rotores en una caja puede alcanzarse
una presión final de » 12kg/cm2, comprimiendo aire con refrigeración
repetida.
27
Compresores de paletas deslizantes
Este tipo de compresores consiste basicamente de una cavidad cilindrica
dentro de la cual esta ubicado en forma excentrica un rotor con ranuras
profundas, unas paletas rectangulares se deslizan libremente dentro de las
ranuras de forma que al girar el rotor la fuerza centrifuga empuja las paletas
contra la pared del cilindro. El gas al entrar, es atrapado en los espacios que
forman las paletas y la pared de la cavidad cilindrica es comprimidad al
disminuir el volumen de estos espacios durante la rotacion.
Compresores de pistón liquido
El compresor rotatorio de piston de liquido es una maquina con rotor de
aletas multiple girando en una caja que no es redonda. La caja se llena, en
parte de agua y a medida que el rotor da vueltas, lleva el liquido con las
paletas formando una serie de bolsas. Como el liquido, alternamente sale y
vuelve a las bolsas entre las paletas(dos veces por cada revolucion). A
medida que el liquido sale de la bolsa la paleta se llena de aire. Cuando el
liquido vuelve a la bolsa, el aire se comprime.
Compresores de lóbulos (Roots)
Se conocen como compresores de doble rotor o de doble impulsor
aquellos que trabajan con dos rotores acoplados, montados sobre ejes
paralelos, para una misma etapa de compresión. Una máquina de este tipo
muy difundida es el compresor de lóbulos mayor conocida como "Roots", de
gran ampliación como sobre alimentador de los motores diese¡ o sopladores
de gases a presión moderada. Los rotores, por lo general, de dos o tres
lóbulos están conectados mediante engranajes exteriores. El gas que entra al
soplador queda atrapado entre los lóbulos y la carcaza; con el movimiento de
los rotores de la máquina, por donde sale, no pudieron regresarse debido al
28
estrecho juego existente entre los lóbulos que se desplazan por el lado
interno.
Compresores de tornillo
La compresión por rotores paralelos puede producirse también en el
sentido axial con el uso de lóbulos en espira a la manera de un tornillo sin
fin. Acoplando dos rotores de este tipo, uno convexo y otro cóncavo, y
haciéndolos girar en sentidos opuestos se logra desplazar el gas,
paralelamente a los dos ejes, entre los lobulos y la carcaza.
Las revoluciones sucesivas de los lobulos reducen progresivamente el
volumen de gas atrapado y por consiguiente su presion, el gas asi
comprimido es forzado axialmente por la rotacion de los lobulos helicoidales
hasta 1ª descarga.
Principio de funcionamiento
Los compresores rotativos pertenecen a la clase de maquinas
volumétricas; por su principio de funcionamiento son análogos a las bombas
rotativas. Los mas difundidos son los compresores rotativos de placas;
últimamente hallan aplicación los cornpresores helicoidales.
Al girar el rotor, situado excéntricarnente en el cuerpo, las placas forman
espacios cerrados, que trasladan el gas de la cavidad de aspiración a al
cavidad de impulsión. Con esto se efectúa la compresión del gas. Tal
esquema del compresor, teniendo buen equilibrio de las masas en
movimiento, permito comunicar al rotor la alta frecuencia de rotación y unir
la rnaquina directamente con motor eléctrico.
29
Al funcionar el compresor de placas se desprende una gran cantidad de
calor a causa de la presión mayores de 1,5 el cuerpo del compresor se
fabrica con enfriamiento por agua.
Los compresores de placas pueden utilizarse para aspirar gases y vapores
de los espacios con presión menor que la atmosférica. En tales casos el
compresor es una bomba de vacío. El vacío creado por las bombas de vacío
de placas alcanza el95%.
Figura Nº 2. Compresor rotativo
30
Al calentar un cuerpo, evidentemente se está gastando energía. Las
partículas que constituyen el cuerpo incrementan su actividad aumentando
su movimiento, con lo cual aumenta la energía de cada una de ellas y, por
tanto, la energía interna del cuerpo. Se sabe, que al poner en contacto dos
cuerpos, uno caliente y otro frío, el primero se enfría y el segundo se
calienta. Esta transferencia de energía desde el primer cuerpo hasta el
segundo se lleva a cabo de la manera siguiente: las partículas del cuerpo
más caliente, que se mueven más rápidamente por tener más energía,
chocan con las partículas del segundo que se encuentran en la zona de
contacto, aumentando su movimiento y, por tanto su energía. El movimiento
de éstas partículas se transmite rápidamente a las restantes del cuerpo,
aumentando la energía contenida en él a costa de la energía que pierde en
los choques las partículas del primer cuerpo. La energía que se transfiere de
un cuerpo a otro se denomina calor. No es correcto afirmar que el calor se
encuentra almacenado en los cuerpos, lo que está almacenado en ellos es la
energía, es decir, calor es la energía que se transfiere de un cuerpo a otro o
de un sistema a otro. Los cambios en el proceso de transferencia de energía
se llevan a cabo en una dirección, desde el que suministra dicha energía
hasta el que la recibe.
2.2.4. Separadores
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la
mayoría de las unidades utilizadas en Campos petrolíferos son diseños
convencionales, construidos en configuraciones horizontales o verticales. Los
separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos
verticales, pero tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no
entran fácilmente en las plataformas petrolíferas.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de
compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor
31
diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta
Reducciones continúas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento.
Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la
corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas
lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física
de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el
procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y
de gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente,
para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de
separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en
cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede
embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la
corriente total de líquidos y de tres fases si también separan la corriente
líquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este artículo discute
los Separadores de dos fases. Adicionalmente, discute los requerimientos de
un buen diseño de separación y cómo los varios dispositivos mecánicos
toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente producida para lograr la
separación adecuada.
Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas
cuando la relación de la tasa de gas a Líquido es muy alto. Algunos
operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo
directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma
configuración y sus tamaños son Escogidos de acuerdo a los mismos
procedimientos.
32
2.2.4.1. Separadores horizontales.
El fluido entra en el separador (Fig. 1) y se contacta con un desviador
de ingreso, causando un cambio repentino en el impulso y la separación
bruta inicial de líquido y vapor. La gravedad causa que gotas de líquido
caigan de la corriente de gas al fondo del recipiente de recolección. Esta
sección de recolección de líquido provee el tiempo de retención necesario
para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al espacio de
vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar
los sobrepesos intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente
mediante una válvula de descarga de líquidos, que es regulada por un
controlador de nivel.
Figura Nº 3. Separador horizontal.
La figura 3 es un esquema de un separador vertical. En esta
configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. A igual que
con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la separación bruta
inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección de líquidos en
el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido llega al
equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del
flujo de líquidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador
de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma forma como
en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego
arriba hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las
gotas de líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo
de gas. El gas pasa por la sección de fundición / extractor de neblina antes
de salir del recipiente. La presión y el nivel son mantenidos de la misma
forma que en el separador horizontal.
33
Figura Nº 4. Separador Vertical
Los separadores horizontales normalmente son más eficientes en el
manejo de grandes volúmenes de gas que los tipos verticales porque las
gotas líquidas caen de manera perpendicular al flujo de gas en la sección de
asentamiento de gravedad, y se asientan más fácilmente de la fase de gas
continua. Además, debido a que el área de interfaz es más grande en un
separador horizontal, es más fácil que las burbujas de gas, que salen de la
solución cuando el líquido se aproxima al equilibrio, alcancen el espacio de
vapor. In términos de un proceso de separación de gas – líquidos, los
separadores horizontales serían preferidos. Sin embargo, tienen desventajas
que podrían llevar a la preferencia de un separador vertical en ciertas
situaciones:
• Los separadores horizontales no manejan los sólidos tan bien como los
separadores verticales. La sección de disposición de líquidos en un separador
vertical puede ser colocada en el centro del cabezal en el fondo para que los
sólidos, que de otras formas se acumularían en el separador, puedan pasar
al próximo recipiente en el proceso. Como un alternativo, se puede colocar
un desagüe en esta locación para la disposición periódica de los sólidos,
mientras el líquido sale del recipiente en una elevación un poco más alta. Es
necesario colocar varios desagües por el largo de un recipiente horizontal y
debido a que los sólidos tienen un ángulo de repose de 45º a 60º, se debe
dejar poco espacio entre los intervalos de los desagües. Es caro tratar de
alargar la distancia entre los desagües, proveyendo chorros de arena para
convertir los sólidos en líquidos mientras los desagües están en operación,
esta táctica no ha tenido mucho éxito en el campo.
34
• Los recipientes horizontales requieren de más área plano que los
recipientes verticales equivalentes. Aunque esto no sea muy importante en
las locaciones terrestres, puede ser muy importante costa fuera.
• Los recipientes horizontales tienen menos capacidad de oleada líquida.
Para un dado cambio en la elevación de la superficie del líquido, típicamente
hay un incremento mayor en el volumen del líquido para un separador
horizontal que para un separador vertical cuando ambos tienen el tamaño
adecuado a la misma tasa de flujo. Sin embargo, la geometría del recipiente
horizontal requiere que el dispositivo de cierre de alto nivel esté localizado
cerca del nivel normal de operación. En un recipiente vertical, el cierre puede
ser colocado más alto, permitiendo más tiempo para que el controlador de
nivel y la válvula de descarga reaccionen a la oleada. Adicionalmente, las
oleadas en recipientes horizontales pueden crean olas internas que activen el
dispositivo de cierre.
• Puede ser difícil mantener algunas válvulas de alivio y algunos de los
controles sin escaleras y plataformas especiales.
2.2.5. Intercambiador de Calor
Un intercambiador de calor es un dispositivo diseñado para transferir
calor de un fluido a otro, sea que estos estén separados por una barrera o
que se encuentren en contacto. Son parte esencial de los dispositivos de
refrigeración, acondicionamiento de aire, producción de energía y
procesamiento químico.
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 fluido caliente hacia el frío
35
a través de una pared de separación, la cual se le 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 en los
procesos industriales son las siguientes:
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 del
área de transferencia de calor.
b. Evaporación: una de las corrientes involucradas en el intercambio de
calor cambia de fase líquida a vapor.
c. Condensación: una de las corrientes involucradas en el intercambio de
calor cambia de fase vapor a fase líquida.
2.2.5.1. Clasificación de intercambiadores de calor según el servicio:
a) Refrigerador
Es una unidad que utiliza un refrigerante para enfriar un fluido, hasta
una temperatura menor que la obtenida si se utilizara aire o agua como
medio de enfriamiento.
36
b) Condensador
El término “condensador de superficie” se refiere específicamente a
aquellas unidades de carcaza y tubos que se utilizan para la condensación
del vapor de desecho, proveniente de las máquinas y de las turbinas a vapor.
Un “condensador de contacto directo” es una unidad en la cual el vapor es
condensado mediante contacto directo con gotas de agua. El condensador es
una unidad, en la cual los vapores de proceso se convierten total o
parcialmente en líquidos. Generalmente, se utiliza agua o aire como medio
de enfriamiento.
c) Enfriador
Es una unidad en la cual una corriente de proceso intercambia calor con
agua o aire, sin que ocurra cambio de fase.
d) Calentador
Es un intercambiador de calor que aumenta la entalpía de una corriente,
sin que normalmente ocurra un cambio de fase. Como fuente de calor se
utiliza una corriente de servicio, que puede ser vapor de agua, aceite caliente
o vapores de fluidos químicos, como el conocido bajo el nombre de
“Downtherm” y líquidos químicos, como el “Humbletherm”. En algunos casos
se utiliza como corriente de servicio una corriente de proceso de entalpía
alta, por ejemplo la descarga de un reactor operado a temperaturas altas.
37
d) Rehervidor
Es un vaporizador que provee el calor latente de vaporización al fondo
(generalmente) de una torre fraccionadora. Hay dos tipos generales de
rehervidores:
Los que envían dos fases a la torre para separar el vapor del líquido y
los que retornan vapor solamente. Los primeros pueden operar mediante
circulación natural (comúnmente llamados termosifones) o circulación
forzada.
Los termosifones son los tipos de rehervidores más comunes. Los
termosifones horizontales, donde la vaporización ocurre en el lado de la
carcaza son los más usados en la industria petrolera. En los tipos verticales,
la vaporización ocurre en el lado de los tubos y se utilizan preferiblemente en
las industrias químicas. En un termosifón se debe proveer suficiente cabezal
de líquido, a fin de mantener la circulación natural del líquido a vaporizar.
Los rehervidores de circulación forzada requieren de una bomba para
impulsar el líquido a vaporizar a través del intercambiador. Este tipo de
rehervidor no se utiliza frecuentemente, debido a los costos adicionales del
bombeo de la alimentación al rehervidor; sin embargo, en algunos casos
puede requerirse para vencer limitaciones del cabezal hidrostático y los
problemas de circulación.
Los rehervidores que retornan solamente vapor a la torre se denominan
rehervidores de marmita (Kettle Reboilers). La mejor manera de describir la
operación de estos rehervidores es comparándola con una paila u olla
hirviendo.
38
2.2.5.2. Clasificación de intercambiadores de calor según
configuración:
Existen varios tipos de intercambiadores de calor en la actualidad,
estos son los más utilizados a nivel industrial:
a. Intercambiadores tipo carcaza y tubo
El tipo de intercambiador que se utiliza comúnmente en las refinerías.
No es costoso y es fácil de limpiar, se encuentra disponible en diferentes
tamaños y puede ser diseñado para presiones desde moderadas a altas, sin
que varíe sustancialmente el costo. Este intercambiador consiste de un haz
de tubos paralelos encerrados en un estuche cilíndrico llamado carcaza.
Hay dos tipos básicos de intercambiadores de carcaza y tubos:
El primero es de cabezal fijo. Este intercambiador tiene ambos extremos
del cabezal de tubos sujetos a la carcaza. En este tipo de construcción se
requiere utilizar una junta de expansión o de empaques, debido a la
expansión diferencial de la carcaza y los tubos. Esta expansión se debe a la
operación del equipo a diferentes temperaturas.
El segundo tipo de intercambiadores de carcaza y tubo, tiene un solo
extremo del cabezal de tubos sujeto a un extremo del canal. Los problemas
de expansión diferencial se pueden evitar utilizando un cabezal de tubos
flotante que se mueve libremente o tubos en forma de U en el otro extremo
del canal. El haz de tubos de este tipo de intercambiador puede removerse
para mantenimiento y para la limpieza mecánica de la carcaza.
39
b. Enfriadores de aire
Un enfriador de aire consiste en uno o más ventiladores y uno o más
haces de transferencia de calor montado en una estructura. Los haces están
constituidos por tubos con aletas. La selección entre enfriadores de aire o
intercambiadores convencionales de tubos y carcaza, depende del balance
económico, el cual debe considerar en la inversión inicial, los costos de las
facilidades requeridas dentro y fuera del área, para la instalación de los
equipos, los costos de operación de los mismos y la disponibilidad de otro
medio enfriante.
En general, los enfriadores de aire se deben utilizar en aquellas
localidades que requieran de una torre de enfriamiento para el agua, donde
las leyes de contaminación ambiental establezcan requisitos estrictos para
los efluentes de agua, donde la expansión de los sistemas de agua de
enfriamiento sea necesaria, donde la naturaleza del medio enfriante cause
taponamientos frecuentes o problemas de corrosión. Los enfriadores de aire
se utilizan con frecuencia en combinación con los de agua, cuando se
requiere remover gran cantidad de calor. En este caso los enfriadores de aire
remueven primero la mayor parte del calor y el enfriamiento final se
consigue con los de agua.
Los enfriadores de aire, también pueden utilizarse como enfriadores de
emergencia en caso de requerirse un bombeo rápido de una corriente de
proceso. Estas unidades aún con el ventilador apagado, son capaces de
remover por convección natural entre 15 y 35% del calor de diseño,
dependiendo del rango de temperatura de la corriente de proceso entrando
al enfriador.
40
Los enfriadores de aire ocupan un área relativamente grande. Por lo
tanto, estas unidades se instalan normalmente encima de los tendidos de
líneas y de los equipos de proceso.
c. Intercambiadores de doble tubo
Los intercambiadores comerciales de doble tubo están constituidos por
uno o más tubos, encerrados dentro de otro tubo en forma de U u “horquilla”
que hace el papel de carcaza. Aunque algunas secciones de los
intercambiadores de doble tubo tienen tubos lisos, la mayoría tienen aletas
longitudinales en la superficie externa de los tubos.
Las secciones de doble tubo permiten un flujo en contracorriente y
corriente, verdadero, lo que 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, debido a que
estas unidades son de diámetros relativamente pequeños. Esto permite el
uso de bridas pequeñas y paredes delgadas, si se compara con los equipos
de carcaza y tubos convencionales. Las secciones de doble tubo han sido
diseñados para presiones de hasta 16.500 kPa man. (2400 psig), en el lado
de la carcaza y 103.400 kPa man. (15.000 psig), en el lado de los tubos.
Los intercambiadores de doble tubo simple se encuentran disponibles en
el mercado en diferentes tamaños. El diámetro nominal de la carcaza oscila
entre 50 y 100 mm (2 a 4 pulg.) y el de los tubos internos entre 20 y 65 mm
(3/4-2 ½ pulg). Estos intercambiadores pueden ser justificados
económicamente cuando la superficie equivalente de la carcaza y el tubo
interno que se requiere, sea menor de 30 metros cuadrados (300 pie2).
41
Los intercambiadores de doble tubo múltiples contienen hasta 64 tubos
dentro del tubo exterior o carcaza. Los tubos internos, pueden ser lisos o con
aletas, se encuentran disponibles en diámetros externos entre 15.875 mm y
22.225 mm (5/8 a 7/8 pulg.). Sin embargo, en aquellas secciones que
contengan más de 19 tubos, se utilizan generalmente tubos lisos. Los
tamaños nominales de la carcaza varían entre 100 mm y 400 mm (4 y 16
pulg.) de diámetro nominal.
d. Intercambiadores de superficie extendida
Estos intercambiadores de superficie extendida se caracterizan por estar
constituidos de tubos con aletas transversales, tipo helicoidal o longitudinal.
Este tipo de superficie se emplea cuando en las propiedades de transferencia
de calor de un fluido existe una resistencia alta para el flujo de calor,
mientras que las propiedades del otro fluido permiten una resistencia baja. El
fluido con la resistencia alta al flujo de calor circula en contacto con la
superficie de las aletas.
2.2.6. Mecanismos de transferencia de calor
Al calentar un cuerpo, evidentemente se está gastando energía. Las
partículas que constituyen el cuerpo incrementan su actividad aumentando
su movimiento, con lo cual aumenta la energía de cada una de ellas y, por
tanto, la energía interna del cuerpo. Se sabe, que al poner en contacto dos
cuerpos, uno caliente y otro frío, el primero se enfría y el segundo se
calienta. Esta transferencia de energía desde el primer cuerpo hasta el
segundo se lleva a cabo de la manera siguiente: las partículas del cuerpo
más caliente, que se mueven más rápidamente por tener más energía,
chocan con las partículas del segundo que se encuentran en la zona de
contacto, aumentando su movimiento y, por tanto su energía. El movimiento
42
de éstas partículas se transmite rápidamente a las restantes del cuerpo,
aumentando la energía contenida en él a costa de la energía que pierde en
los choques las partículas del primer cuerpo. La energía que se transfiere de
un cuerpo a otro se denomina calor. No es correcto afirmar que el calor se
encuentra almacenado en los cuerpos, lo que está almacenado en ellos es la
energía, es decir, calor es la energía que se transfiere de un cuerpo a otro o
de un sistema a otro. Los cambios en el proceso de transferencia de energía
se llevan a cabo en una dirección, desde el que suministra dicha energía
hasta el que la recibe.
La transferencia de energía, como se definió previamente, es una
interacción entre fluidos o materiales a consecuencia de un gradiente de
temperaturas entre ellos.
Esta interacción ocurre mediante tres mecanismos diferentes, a saber:
conducción, radiación y convección. Estrictamente hablando, solamente los
dos primeros mecanismos pueden clasificar como operaciones de
transferencia de energia, porque dependen solamente de la existencia de un
gradiente de temperatura. A diferencia de ellos, el mecanismo de convección
está fuertemente influenciado por el patrón de flujo (dinámica de fluido);
pero tiene asociado un intercambio de energía desde las zonas de alta hacia
baja temperatura.
2.2.6.1. Conducción
Kern (1999:152), define el término de conducción como el flujo de calor
a través de medios sólidos por la vibración interna de las moléculas de los
electrones libres y por choques entre ellas.Las moléculas y los electrones
libres de la fracción de un sistema con alta temperatura vibran con más
43
intensidad que las de otras regiones del mismo sistema, o de otros sistemas
en contacto con temperaturas más bajas.
Las moléculas con una velocidad más alta chocan con las menos
excitadas y transfieren parte de su energía a las moléculas con menos
energía en las regiones más frías del sistema. Las moléculas que absorben
el excedente de energía también adquirirán una mayor velocidad vibratoria y
generarán más calor.
La conducción térmica está determinada por la ley de Fourier, Establece
que la tasa de transferencia de calor por conducción en una dirección dada,
es proporcional al área normal a la dirección del flujo de calor y al gradiente
de temperatura en esa dirección.
Ley de Fourier: x
TA
Q
t
x
.
Donde Qx es la tasa de flujo de calor que atraviesa el área A (figura 2:
20) en la dirección x, la constante de proporcionalidad λ se llama
conductividad térmica, T es la temperatura y t el tiempo.
Figura Nº 5 Conductividad térmica, Fuente: Kern, Donald (1999)
44
Este mecanismo puede ocurrir en sólidos, líquidos o gases. El flujo de
calor por conducción es proporcional al gradiente de temperatura.
Radiación
Es la transferencia de calor de un cuerpo a otro mediante el movimiento
de ondas electromagnéticas a través del espacio, inclusive cuando exista
vacío entre ellos. La radiación puede ocurrir a través de gases, líquidos o
sólidos; pero debido a la mayor capacidad de absorción de energía de los
medios densos, la radiación del calor es más eficiente a través de los gases.
Teorema de Kirchhoff
El estudio de las propiedades emisoras y absorbentes de los cuerpos
materiales llevó a Gustavo Kirchhoff a establecer un teorema muy
importante que ha recibido su nombre, el teorema de Kirchhoff.
Se le llamará capacidad radiante (o emisora) de un cuerpo cualquiera a la
magnitud E(v) igual a la energía emitida por cm2 de superficie del cuerpo por
unidad de tiempo con una frecuencia entre v y v + dv por unidad de
intervalo de frecuencias. Por otra parte, se le llamará capacidad absorbente
A (v) de un cuerpo la fracción de toda la energía luminosa en el intervalo
entre v y v + dv que incide en 1 cm2 y que es absorbida dentro del cuerpo
por unidad de intervalo de frecuencias.
El teorema de Kirchhoff establece que la razón de las capacidades
radiante y absorbente E(v)/A(v) es una función universal de la frecuencia y
de la temperatura del cuerpo que no depende ni de la naturaleza y
propiedades de los cuerpos, ni de sus dimensiones geométricas, es decir,
45
Ahora bien, resulta que la función universal está ligada por una
simple relación con la densidad de energía de la radiación de equilibrio :
Donde c es la velocidad de la luz. Así, pues, el teorema de Kirchhoff se
puede escribir de la forma
Dado que la capacidad absorbente de un cuerpo puede hallarse si
demasiada dificultad a partir de la medición de los coeficientes de absorción
y de consideraciones geométricas, hallar la forma de la función
presentaba gran interés. De la formula de Kirchhoff se deduce que tiene
particular importancia un cuerpo en el que la capacidad absorbente sea
igual a la unidad. Este cuerpo absorbe toda la energía electromagnética que
incide sobre él, cualquiera que sea la frecuencia. Este cuerpo se llamó cuerpo
negro absoluto.
Para el cuerpo negro absoluto se tiene que:
Esta fórmula demuestra que el cuerpo absolutamente negro tiene una
capacidad emisora mayor que la de todos los demás cuerpos. Su capacidad
radiante es una función universal de la frecuencia v y de la temperatura T.
Midiéndola, es posible determinar experimentalmente la forma de la función.
46
Por descontado que no todos los cuerpos que existen en la naturaleza son
absolutamente negros. Cualquiera que sea la naturaleza de la superficie del
cuerpo, una cierta parte de la energía luminosa que incide sobre él es
reflejada. Sin embargo, la cavidad cerrada, llena de radiación, que se ha
considerado antes es un cuerpo absolutamente negro.
En efecto, toda la radiación emitida por las paredes de la cavidad es
absorbida por ellas mismas. Si en la cavidad se practica una pequeña
abertura, estudiando la distribución de la energía luminosa que sale por ella
es posible hallar experimentalmente la función . El tamaño de la
abertura debe ser suficientemente pequeño para que la pérdida de energía a
través de ella no conduzca a una desviación apreciable respecto del estado
de equilibrio.
Ley de Stefan-Boltzmann
El segundo efecto es que la cantidad total de energía que el objeto emite
aumenta con la temperatura, lo cual se describe por la ley de Stefan-
Boltzmann, la cual se escribe de la siguiente forma:
P =
Teniendo en cuenta que I = P /A es la intensidad de la radiación sobre la
superficie del objeto y que la emisividad e = 1, para un cuerpo negro, la ley
de Stefan-Boltzmann se puede escribir en la forma:
Donde es la constante de Stefan-Boltzmann cuyo valor determinado
experimentalmente es de .
Como consecuencia de la ley de Stefan-Boltzmann se demostró que un
cuerpo caliente debe irradiar calor de acuerdo con la siguiente ecuación:
47
Las temperaturas involucradas son absolutas, siendo la temperatura
del objeto caliente y la del medio que lo rodea. Para diferencias de
temperatura muy pequeñas la ley de Stefan-Boltzmann se puede reducir a la
ley de enfriamiento de Newton.
La radiación es un término que se aplica genéricamente a toda clase de
fenómenos relacionados con ondas electromagnéticas. Algunos fenómenos
de la radiación pueden describirse mediante la teoría de ondas, pero la única
explicación general satisfactoria de la radiación electromagnética es la teoría
cuántica.
hcalwattsjTeAH //... 4
Donde h es el flujo de calor (J/s), A es el la superficie que emite o recibe,
e es el poder emisor; numero no dimensional que esta entre 0 y 1 y σ es la
constante de radiación (σ = 5,6699.10-8.W/m ².K4)
Albert Einstein sugirió que la radiación presenta a veces un
comportamiento cuantiado, en el efecto fotoeléctrico la radiación se
comporta como minúsculos proyectiles llamados fotones y no como ondas.
2.2.6.2. Convección
Es el flujo de calor mediante corrientes dentro de un fluido (líquido o
gaseoso). La convección es el desplazamiento de masas de algún líquido o
gas. Cuando una masa de un fluido se calienta al estar en contacto con una
superficie caliente, sus moléculas se separan y se dispersan, causando que la
masa del fluido llegue a ser menos densa.
48
Cuando llega a ser menos denso se desplazará hacia arriba u
horizontalmente hacia una región fría, mientras que las masas menos
calientes, pero más densas, del fluido descenderán o se moverán en un
sentido opuesto al del movimiento de la masa más caliente (el volumen de
fluido menos caliente es desplazado por el volumen más caliente).
Mediante este mecanismo los volúmenes más calientes transfieren calor a
los volúmenes menos calientes de ese fluido (un líquido o un gas).
Existen dos mecanismos de transferencia de calor por convección,
denominados convección forzada y convección natural. En la convección
forzada, el movimiento del fluido es debido a fuerzas externas, tal como
bombeo; mientras que en la convección natural el movimiento es inducido
por la diferencia de densidades resultante de la diferencia de temperatura en
el fluido.
Convección Forzada
La convección forzada se logra sometiendo el fluido a un gradiente de
presiones, con lo que se fuerza su movimiento de acuerdo a las leyes de la
hidrodinámica; una fuerza externa como lo es una bomba, un ventilador u
otro dispositivo mecánico.
Figura 6. Transferencia de calor por convección forzada, Fuente: Kern,
Donald (1999)
49
Convección Libre
En la transferencia de calor libre o natural en la cual un fluido es más
caliente o más frío y en contacto con una superficie sólida, causa una
circulación debido a las diferencias de densidades que resultan del gradiente
de temperaturas en el fluido.
La transferencia de calor por convección se modela con la Ley del
Enfriamiento de Newton:
21 TTAhQ
Ley de Newton
La diferencia entre estas ecuaciones reside, básicamente, en el
coeficiente de transferencia. Así, el coeficiente por conducción, denominado
conductividad térmica, es una propiedad del medio de transferencia y puede
ser medido directamente y el coeficiente por radiación depende de una
propiedad de la superficie radiante, llamada emisividad, la cual es medida
directamente.
Pero el coeficiente por convección es un parámetro empírico, obtenido
experimentalmente, pero no medido directamente, por lo que el cálculo de la
transferencia de calor por convección es mas empírico que para los otros dos
mecanismos, existiendo una gran dependencia de datos experimentales y
sus correlaciones. Adicionalmente, este coeficiente incorpora elementos de
dinámica de fluidos.
Generalmente, en cualquier proceso de transferencia de calor se
encuentran presente, simultáneamente, varios de estos mecanismos; por
ejemplo la transferencia de calor por convección incorpora calor por
conducción en el fluido; de hecho, si el fluido fuese no conductor no se daría
50
la convección, pues el movimiento sirve para poner en contacto las partes
fría y calientes.
2.2.6.3. Condensación
Condensación, una de las operaciones de transferencia de calor más
importantes, es un proceso convectivo, mediante el cual el vapor es
convertido en liquido cuando el vapor saturado entra en contacto con una
superficie a temperatura más baja.
Este proceso ocurre en una gran variedad de aplicaciones y equipos (por
ejemplo: sobre/dentro de tubos verticales/horizontales). El condensado se
forma sobre la superficie fría y, bajo el efecto de la fuerza de gravedad fluye
hacia abajo, sobre dicha superficie, en diferentes maneras, las cuales se
describen a continuación:
Si el líquido condensado humedece la superficie formando una película
continua de líquido, sobre la superficie, el proceso se denomina
Condensación tipo película. La película actúa como un material aislante de la
superficie y representa una resistencia o barrera a la transferencia de calor.
Este tipo de condensación es la que usualmente se asume en el diseño de
condensadores.
Si por el contrario el líquido condensado no humedece la superficie, se
forman gotas de líquido las cuales crecen lo suficiente para moverse al azar
sobre la superficie por efecto de la gravedad. Este proceso se denomina
Condensación por gota.
51
Figura 7. Condensación Tipo Película. Fuente: PDVSA-MDP-05-e-01
En este proceso, porciones de superficie están directamente expuestas al
vapor, no existiendo resistencia al flujo de calor, por lo que se experimenta
ratas de transferencia de calor más elevadas que en la condensación tipo
película. Por esta razón, la condensación por gotas podría ser preferida a la
tipo película; pero es una opción impráctica dada la dificultad de mantenerla
en el tiempo.
Figura 8. Condensación por Gotas. Fuente: PDVSA-MDP-05-e-01
La mayoría de las superficies tienden a la formación de película después
de ser expuestas al vapor condensado durante un largo período de tiempo.
Se ha intentado fomentar la condensación por gotas mediante el uso de
aditivos al vapor y tratamiento de la superficie (por ejemplo, revestimiento),
52
sin éxito, debido al incremento de costos operacionales, a su inefectividad en
el tiempo y al ensuciamiento de la superficie, entre otros.
Si las gotas de condensado se forman en la masa de la corriente de
vapor, en lugar de sobre la superficie, el proceso se denomina Condensación
homogénea (Figura 6: 35). Esta situación puede ocurrir en condensadores
parciales o en corrientes de vapor con gases incondensables, cuando el vapor
o la mezcla gas-vapor es enfriado por debajo del punto de rocío.
Este tipo de condensación puede resultar en la formación de una niebla de
gotas de liquido en el vapor, las cuales por ser muy pequeñas son difíciles de
separar por métodos convencionales y pueden ser arrastradas en el venteo
de condensador, presentando posibles problemas de contaminación
ambiental.
Figura 9. Condensación Homogénea. Fuente: PDVSA-MDP-05-e-01
Cuando el vapor condensa produciendo dos fases liquidas (por ejemplo,
una mezcla de vapores de agua e hidrocarburos), el proceso se conoce como
Condensación de líquidos inmiscible. En estos casos, el patrón de
condensación es variable. Un enfoque conservador supone la presencia de
53
dos películas de condensado y el calor se transfiere a través de ambas
películas en serie.
Otro enfoque supone condensación tipo película para una de las fases,
mientras que la otra forma gotas sobre la superficie de la película.
Figura 10. Condensación de Líquidos Inmiscibles. Fuente: PDVSA-MDP-05-e-01
2.2.6.4. Vaporización
La vaporización puede ser definida como la adición de calor a una masa
líquida, en tal magnitud, que ocurre la generación de vapor. Es un proceso
convectivo que involucra cambio de fase de líquido a vapor.
La vaporización ocurre cuando una superficie es expuesta a un líquido y
mantenida a la temperatura de saturación de ese líquido, dependiendo el
flujo de calor de la diferencia de temperatura entre la superficie y la
condición de saturación.
54
Si la superficie está sumergida en una piscina estática de líquido, al
proceso se le denomina Piscina de vaporización (Pool Boiling). Inicialmente
no se forman burbujas o gotas de vapor y la transferencia de calor se da por
convección natural. En el área cerca de superficie caliente, el líquido absorbe
un pequeño sobrecalentamiento y es subsecuentemente evaporado en la
medida que se mueve hacia la superficie del líquido.
Seguidamente, comienzan a formarse burbujas en la superficie de
transferencia, las cuales inicialmente desaparecen por condensación en la
masa de líquido, al desprenderse de la superficie. A medida que la diferencia
de temperatura se incrementa, crece el número de burbujas y solo alguna de
ellas desaparecen en la superficie del líquido.
Este régimen se le denomina vaporización por nucleación. Eventualmente
las burbujas se forman tan rápidamente y alcanzan a ser tan numerosas que
se aglutinan, formando una película continua de vapor sobre la superficie
caliente, y finalmente el vapor es descargado desde la película, en forma de
burbujas regularmente espaciadas.
Este régimen se denomina vaporización por película, donde la
transferencia de calor es por conducción y convección a través de la película
y, a medida que la temperatura de la superficie se incrementa, por
significativa radiación; siendo la transferencia de calor menos eficiente.
Si la temperatura del líquido es menor que su temperatura de saturación,
el proceso se llama vaporización subenfriada o local. Si el líquido es
mantenido a su temperatura de saturación, al proceso se le conoce como
vaporización saturada. En este último caso, las burbujas formadas se
desprenden hacia el centro de la masa liquida.
55
Estos dos últimos modos de vaporización se encuentran presente cuando
la vaporización ocurre en tubos verticales y se le conoce como vaporización
convectiva forzada.
2.2.7. Cromatografía
La cromatografía es un método físico de separación para la
caracterización de mezclas complejas, la cual tiene aplicación en todas las
ramas de la ciencia y la física. Es un conjunto de técnicas basadas en el
principio de retención selectiva, cuyo objetivo es separar los distintos
componentes de una mezcla, permitiendo identificar y determinar las
cantidades de dichos componentes.
Las técnicas cromatografías son muy variadas, pero en todas ellas hay
una fase móvil que consiste en un fluido (gas, líquido o fluido supercrítico)
que arrastra a la muestra a través de una fase estacionaria que se trata de
un sólido o un líquido fijado en un sólido. Los componentes de la mezcla
interaccionan en distinta forma con la fase estacionaria. De este modo, los
componentes atraviesan la fase estacionaria a distintas velocidades y se van
separando. Después de que los componentes hayan pasado por la fase
estacionaria, separándose, pasan por un detector que genera una señal que
puede depender de la concentración y del tipo de compuesto.
Diferencias sutiles en el coeficiente de partición de los compuestos da
como resultado una retención diferencial sobre la fase estacionaria y por
tanto una separación efectiva en función de los tiempos de retención de cada
componente de la mezcla.
La cromatografía puede cumplir dos funciones básicas que no se
excluyen mutuamente:
Separar los componentes de la mezcla, para obtenerlos más puros y
que puedan ser usados posteriormente (etapa final de muchas
síntesis).
56
Medir la proporción de los componentes de la mezcla (finalidad
analítica). En este caso, las cantidades de material empleadas son
pequeñas.
Figura 11. Proceso de Cromatografía.
2.2.7.1. Cromatografía de gases
La cromatografía de gases es una técnica cromatográfica en la que la
muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna
cromatográfica. La elusión se produce por el flujo de una fase móvil de gas
inerte. A diferencia de los otros tipos de cromatografía, la fase móvil no
interactúa con las moléculas del analito; su única función es la de transportar
el analito a través de la columna.
Existen dos tipos de cromatografía de gases (GC): la cromatografía gas-
sólido (GSC) y la cromatografía gas-líquido (GLC), siendo esta última la que
se utiliza más ampliamente, y que se puede llamar simplemente
cromatografía de gases (GC). En la GSC la fase estacionaria es sólida y la
57
retención de los analitos en ella se produce mediante el proceso de
adsorción. Precisamente este proceso de adsorción, que no es lineal, es el
que ha provocado que este tipo de cromatografía tenga aplicación limitada,
ya que la retención del analito sobre la superficie es semipermanente y se
obtienen picos de elusión con colas. Su única aplicación es la separación de
especies gaseosas de bajo peso molecular. La GLC utiliza como fase
estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas sobre la superficie de un
sólido inerte.
La GC se lleva a cabo en un cromatógrafo de gases. Éste consta de
diversos componentes como el gas portador, el sistema de inyección de
muestra, la columna (generalmente dentro de un horno), y el detector.
Figura 12. Cromatografía de Gases
58
2.2.7.2. Cromatografía líquida
La Cromatografía líquida, también conocida como Cromatografía de
líquidos, es una técnica de separación y no debe confundirse con una técnica
cuantitativa o cualitativa de análisis. Es una de las técnicas analíticas
ampliamente utilizada, la cual permite separar físicamente los distintos
componentes de una solución por la absorción selectiva de los constituyentes
de una mezcla. En toda cromatografía existe un contacto entre dos fases,
una fija que suele llamarse fase estacionaria, y una móvil (fase móvil) que
fluye permanente durante el análisis, y que en este caso es un líquido o
mezcla de varios líquidos. La fase estacionaria por su parte puede ser
alúmina, sílice o resinas de intercambio iónico que se encuentran disponibles
en el mercado. Los intercambiadores iónicos son matrices sólidas que
contienen sitios activos (también llamados grupos ionogénicos) con carga
electrostática (positiva o negativa). De esta forma, la muestra queda
retenida sobre el soporte sólido por afinidad electrostática. Dependiendo de
la relación carga/tamaño unos constituyentes de la mezcla serán retenidos
con mayor fuerza sobre el soporte sólido que otros, lo que provocará su
separación. Las sustancias que permanecen más tiempo libre en la fase
móvil, avanzan más rápidamente con el fluir de la misma y las que quedan
más unidas a la fase estacionaria o retenidas avanzan menos y por tanto
tardarán más en salir o fluir. Éste es el principio fundamental de la
cromatografía. Un ejemplo notable es la cromatografía de intercambio iónico.
Las columnas más utilizadas son las de sílice.
59
Métodos de cromatografía líquida
Método Abrevi
atura Mecanismo predominante
Líquido, sólido o
de adsorción LSC Adsorción sobre la superficie
Líquido LLC Reparto entre fases líquidas, una móvil y
la otra estacionaria.
Fase enlazada BPC Reparto y / o adsorción entre las fases
móvil y enlazada.
Pares de iones IPC Separación de pares de iones entre las
fases móvil y enlazada.
Intercambio
iónico IEC
Uso de la carga por adsorción sobre un
sitio iónico fijo por medio de intercambio de
cationes o de aniones.
Exclusión
estérica EC
Aprovechamiento del tamaño de las
moléculas por su difusión dentro de poros de
tamaño adecuado.
Afinidad --
Uso de la estructura de ligantes
inmovilizados para unir bioselectivamente la
proteína deseada.
Selección de un método de cromatografía líquida
El conocimiento de la estructura molecular de los componentes de la
muestra puede ser muy útil en la selección de un método de cromatografía
líquida. Una guía muy general para la selección de un método se da a
continuación.
60
La cromatografía de adsorción opera mejor en la separación por clases
de compuestos o para la separación de compuestos isoméricos. La técnica de
cromatografía líquido – líquido es mejor para la separación de homólogos.
Los grupos funcionales que son capaces de formar enlaces de hidrógeno
fuertes se retienen mucho en cromatografía de adsorción, sin embargo la
CLL(Líquido – líquido) proporciona una alternativa para la separación de
estos compuestos, estas serán las muestras que tienen polaridad media y
son solubles en disoluciones orgánicas débilmente polares, en general en CLL
se logra emparejando la polaridad de la fase estacionaria con la de la
muestra y utilizando una fase móvil con una polaridad marcadamente
diferente.
La más utilizada es la de fase enlazada, BPC, Reparto y/o adsorción
entre las fases móvil y enlazada, y en especial la fase reversa (especialmente
la C18) pues permite separar tanto compuestos con cierta apolaridad como
compuestos iónicos mediante el uso de la técnica de supresión de la
ionización o de la cromatografía de par iónico dependiendo del pH de máxima
estabilidad de la columna.
Los grupos iónicos y los ionizables sugieren el uso de la cromatografía
de intercambio iónico o de pares de iones cuando la muestra es soluble en
agua y los pesos moleculares son menores de 2000 daltons.
Cuando se sabe o se sospecha que el peso molecular excede de 2000
daltons para alguno o todos los componentes de la muestra, entonces es
indicado el uso de cromatografía de exclusión (permeación en gel). Este
método se basa en la actitud de los sustratos de porosidad controlada para
clasificar y separar muestras de mezclas de acuerdo al tamaño y forma
molecular.
61
Un procedimiento cromatográfico adicional depende de la estructura de
los solutos considerada como un todo y no como función de grupos
funcionales específicos o de la carga y el tamaño.
La cromatografía de afinidad utiliza especies bioquímicas inmovilizadas
como fase estacionaria para separar uno o algunos solutos de entre cientos
de ellos que no se retienen. Las separaciones explotan el enlace de cerradura
y llave que prevalecen en los sistemas biológicos.
2.2.8. Petróleo Extrapesado
Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo
que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su
densidad o peso específico es superior a la del petróleo crudo ligero. Crudo
pesado se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice
API inferior a 20º lo que significa que su densidad es superior a 0.933. Este
resultado del petróleo crudo pesado es una degradación por estar expuesto a
las bacterias, el agua o el aire, como consecuencia, la pérdida de sus
fracciones más ligeras, dejando atrás sus fracciones más pesadas.
Las propiedades físicas que distinguen a los crudos pesados de los ligeros
incluyen una mayor viscosidad y densidad, así como lacomposición de peso
molecular. El petróleo extra pesado de la región del Orinoco tiene una
viscosidad de más de 10.000 centipoise (10 Pa·s) y 10 ° en el índice API. Por
lo general, se añaden diluyente a distancias regulares de un gasoducto de
petróleo pesado a fin de facilitar su circulación.
62
2.2.9. Simuladores de procesos
Un simulador de procesos es un paquete de computación sumamente
completo y avanzado, con el cual se representan los modelos matemáticos
que permiten reproducir las operaciones unitarias de un proceso dado,
basándose en las ecuaciones de balances de masa y energía, los principios
de termodinámica y fenómenos de transporte, además de incluir el
comportamiento de los controladores discretos y continuos del proceso a
simular. Los simuladores de procesos utilizan software especializado, los
cuales, mediante ecuaciones de estado, modelos matemáticos y las
diferentes ecuaciones de diseño aplicables para cada operación unitaria,
calculan las diversas variables operacionales de cada una de ellas.
Los paquetes de simulación de procesos tienen por lo general la misma
estructura básica, cambian en la manera de introducir los datos, algunas
ecuaciones de estado y métodos termodinámicos usados, la disponibilidad de
datos experimentales en biblioteca interna, el número y tipos de
componentes, la precisión y rapidez en los cálculos y la presencia o ausencia
de una operación unitaria.
Entre los simuladores más comunes se encuentran ASPEN Techology Inc.,
Chemcad III de la Chemstations Inc., HYSYS de la Hyprotech y el PRO/II de
la compañía Simulation Sciences Inc.
2.2.9.1 Simulador de procesos HYSYS (versión 2006)
Hysys es un sistema de simulación para modelar los procesos en estado
estacionario para muchas aplicaciones, y en algunos casos en estado
dinámico. Es especialmente útil en aplicaciones relacionadas con la industria
química, del petróleo y del gas. La operación de las diferentes unidades a
63
simular está representada por módulos de cálculo que se resuelven de modo
secuencial, mediante un algoritmo iterativo determinado.
Este programa permite realizar la evaluación rápida de procesos y plantas
complicados. Posee la opción de seleccionar el sistema de unidades
64
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
En este capítulo se describe de manera detallada el procedimiento
metodológico empleado durante la realización de la investigación a fin de
lograr los objetivos planteados. Para ello se estudiaron los parámetros
principales de la planta de compresión de gas y de la línea de alta presión.
Para iniciar el estudio, se recopiló la mayor información disponible
contenida en trabajos realizados con anterioridad dentro de PDVSA, y
también se obtuvo material publicado a través de Internet.
3.1. Tipo de investigación
De acuerdo al planteamiento del problema y a la información general de
este trabajo de grado, se encuentra clasificado dentro de:
Investigación documental
Permite el conocimiento previo y soportes documentales o bibliográficos,
para lo cual fue de básica importancia la revisión de tesis, libros, manuales y
el uso de medios electrónicos como el internet, para poder cumplir con los
objetivos propuestos en dicha investigación.
Investigación predictiva
Permite predecir el comportamiento de un sistema de compresión
reciprocante al introducir datos de condiciones de temperatura y presión así
como la composición del gas natural, a la presentación de un programa
65
computarizado, el mismo muestra el comportamiento en cada punto del
sistema de la etapa, utilizando para ello softwares de simulación de
procesos.
3.2. Diseño de investigación
El diseño de la investigación se define como No Experimental del tipo
Transeccional o Transversal Descriptivo. No Experimental, debido a que se
analiza el comportamiento del proceso, seleccionando y procesando los datos
históricos de las variables de estudio para la generación de los modelos
válidos que describan las características dinámicas del sistema, apoyado
mediante simulaciones para sustentar el escenario operacional del sistema
de alta presión y trenes de compresión de la Planta Compresora Cabrutica.
Ahora bien, es del tipo Transeccional o Transversal Descriptivo, debido a que
“los datos se recolectan en un solo momento, en un tiempo único con el
objetivo de indagar la incidencia y los valores en que se manifiestan una o
más variables o ubica, categorizar y proporcionar una visión de una
situación”. Hernández R., Fernández, C, Baptista, P (1991)
De igual manera, el diseño de la investigación también abarca una
investigación de campo y documental, lo cual se explica cómo sigue.
La investigación se considera de campo pues los datos para el estudio se
tomaron directamente del proceso de separación y distribución la planta
compresora y el sistema de alta presión; así como de las hojas de
especificación de cada uno de los equipos involucrados en el proceso; según
Ander – EGG, E. (“Técnicas de Investigación Social”, 1983) se define la
investigación de campo como aquella en la que la estrategia utilizada por el
investigador se basa en los métodos que permiten recoger los datos en
forma directa de la realidad donde se presenta.
66
La investigación es documental debido a que para establecer las bases
científicas del proceso fue necesario el estudio de conceptos y teorías
descritas en la literatura especializada en la materia; tal como lo plantea el
siguiente concepto “se entiende por investigación documental, el estudio de
un problema con el propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su
naturaleza, con apoyo principalmente en fuentes bibliográficas y
documentales” (Ander – EGG, E, 1983).
3.3. Data de estudio
Para realizar el estudio se tomó los registros disponibles de gas natural y
condiciones de entrada y descarga del sistema de compresión de la Planta
compresora de PDVSA en el Distrito Cabrutica, Edo. Anzoátegui. Para esto se
utilizó información proveniente directamente del campo, esto a la salida del
separador principal de la Estación de Flujo, donde llega la producción de los
pozos que se encuentran dentro de la poligonal del mencionado distrito.
La composición del gas y las condiciones de entrada a la planta
compresora son las siguientes:
67
Tabla 1. Composición de gas de entrada al sistema de compresión de la
planta PDVSA Cabrutica.
Sulfuro de Hidrogeno (ppm) 2
Composición del Gas %Mol
Metano (C1) 93,66
Etano (C2) 0,20
Propano (C3) 0,78
Iso-Butano (i-C4) 0,03
n-Butano (n-C4) 0,03
Iso-Pentano (i-C5) 0,12
n-Pentano (n-C5) 0,17
Metil-Ciclopentano 0,06
Hexanos (C6) 0,22
Ciclohexano 0,04
Heptanos (C7) 0,11
Metil-Ciclohexano 0,03
Tolueno 0,04
Octanos (C8) 0,04
Nonanos (C9) 0,01
Nitrógeno (N2) 0,09
Dióxido de Carbono (CO2) 4,37
Sulfuro de Hidrogeno (H2S) 0,00
Σ(Total) 100
Tabla 2. Datos del compresor de la planta PDVSA Cabrutica, trenes A y B.
Compresor
Temp.de
Succión (ºF)
Presión de
Succión (psig)
Temp.de
Descarga (ºF)
Presión de
Descarga (psig)
Flujo (MMPCND)
A y B 115 148 215 302 9 (c/u)
3.4. Procedimiento de la investigación
El desarrollo de la investigación consta de tres etapas estructuradas: la
problemática (Estudio del Problema), variables del proceso (Levantamiento)
y evaluación de los trenes de compresión y el sistema de alta presión con la
68
herramienta de simuladores comerciales (Evaluación). Cada una de estas
etapas serán detalladas a continuación y muestran el esquema de trabajo
con que se abordó el problema
Etapa I. Estudio del Problema
Se busca diagnosticar las posibles causas que afectan el rendimiento de
los compresores reciprocantes, esto incluye el estudio de los equipos de
transferencia de calor, utilizados para enfriar la corriente saliente de los
trenes de compresión, así como los sistemas de transmisión del gas utilizado
como succión y descarga dentro del proceso. Para ello se utilizó una serie de
herramientas, como la revisión de los procedimientos operacionales de la
planta compresora Cabrutica, con el fin de obtener información detallada del
sistema de compresión que opera en estas instalaciones, y de los diferentes
equipos que participan en este proceso, de igual manera se realizaron visitas
al área del proceso y entrevistas con los operadores de la planta, para
complementar la información recopilada sobre la estructura y funcionamiento
del proceso sujeto a estudio.
Etapa II. Levantamiento
Se procedió a la búsqueda de las especificaciones de los compresores
sujetos a evaluación, para determinar las características más importantes a
la hora de realizar un diagnostico, de este modo se obtuvieron los siguientes
parámetros: Potencia de los Compresores, Temperatura y presión de diseño,
y Caudal Manejable por Diseño.
69
De la misma manera se obtuvo las composiciones y caudales de cada una
de las corrientes provenientes de la estación de flujo principal, donde ocurre
la separación principal del líquido y gas, cuyo comportamiento fue estudiado
mediante el uso de simuladores computacionales.
Etapa III. Evaluación
Se destinó a la realización de las simulaciones computacionales; esto se
logró en dos fases, en la primera se utilizó como herramienta el simulador
Aspen Hysys 2006, con el cual se elaboró la simulación del sistema de
compresión existente en la planta, y en la segunda, se utilizó el simulador
Pipephase 9.1, donde se estudió el sistema de distribución de succión y
descarga del gas destinado a la compresión y posterior uso como gas para la
generación eléctrica.
Se destinó a la realización de las simulaciones computacionales, esto se
logró en dos fases, en la primera se utilizó como herramienta el simulador
Aspen Hysys 2006, con el cual se elaboró la simulación del sistema de
compresión existente en la planta y se obtuvó condiciones de operaciónes
actuales de los equipos que intervienen en el proceso, permitiendo realizar
una comparación rápida acerca de las condiciones de diseño actuales y de
allí generar algún diagnóstico de falla del sistema. En la segunda fase se
utilizó el simulador Pipephase 9.1, donde se estudió el sistema de
distribución de succión y descarga del gas destinado a la compresión y
posterior uso como gas para la generación eléctrica. En esta simulación lo
que se busca determinar es la evaluación de las caídas de presión y
temperatura durante la distribución del fluido tanto en la entrada de los
trenes de compresión así como a la salida de los mismo; de igual forma se
evaluó la velocidad del fluido para corroborar que se encuentra dentro de los
parámetros establecidos según norma, para la realización de estas
simulaciones se utilizó como paquete termodinámico Peng-Robinsón.
70
En esta etapa de la investigación se utilizó la información recopilada en
las 2 anteriores, los equipos que intervienen en el proceso objeto de estudio,
las diferentes características del fluido que interviene en el mismo,
condiciones del mismo fluido, así como las características por diseño de los
equipos más relevantes y de mayor peso durante el proceso en estudio.
71
CAPITULO IV
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
Este capítulo comprende el análisis y la discusión de los resultados
obtenidos del presente trabajo de investigación, donde el objetivo central es
determinar las causas operacionales que afectan el rendimiento de los
compresores que suministran gas a los turbogeneradores de electricidad de
la planta de PDVSA en el Distrito Cabrutica, con la finalidad de mejorar el
proceso y evitar la ocurrencia de fallas catastróficas.
Al momento de identificar los equipos que intervienen en el proceso de
gas de alta presión, se pudo identificar a los mismos como elementos
medulares para la sostenibilidad no solamente de la producción del campo
PDVSA Cabrutica, sino también del funcionamiento de sus instalaciones, pues
de la operación adecuada de esta línea, se garantía el suministro de gas
combustible para los turbogeneradores de electricidad, la cual se utiliza en
todas las actividades de esta locación remota; además, algunos de los
equipos de esta línea no tienen la flexibilidad de respaldo en operación, un
ejemplo de esto último lo representa el primer equipo que interviene en los
procesos de esta línea de gas de alta presión, y este es el separador de alta
presión (V-201), el cual recibe la mezcla: petróleo extrapesado, gas, agua y
sedimentos proveniente de los pozos, y realiza la separación de los fluidos
según su estado físico.
El separador de alta presión (V-201) fue diseñado para manejar un
flujo de 43 MMPCND de gas, y 182000 BPD de líquido (Ver Anexo “Plano 1”),
así mismo la presión y temperatura de diseño son 230 psi y 230 °F
respectivamente.
72
Una vez separado el gas del crudo, el gas pasa por un Fin-Fan Cooler
(E-700), el cual utiliza el aire como medio de enfriamiento; tiene una
capacidad calorífica por diseño instalada de 1.91 MMBTU/Hr, una presión de
diseño de 250 Psig y la temperatura de diseño es de 230 °F (Ver Anexo
“Plano 1”). Luego que la temperatura del gas ha sido disminuida, este pasa a
un depurador de alta presión (V-700) cuya función es eliminar cualquier
traza de líquido, para entonces introducir el gas depurado al sistema de
compresión; este depurador está diseñado para manejar 43 MMPCND de gas,
bajo una presión de 230 Psig y una temperatura de 230 °F (Ver Anexo
“Plano 1”).
Luego de haberse depurado el gas, este es enviado al tren de
compresión para a llevarlo a las condiciones de uso requeridas en la
generación eléctrica; para lograr esto, se cuenta con un arreglo en paralelo
de dos (2) patines de compresión que consisten de un (1) compresor
reciprocante cada uno, de una sola etapa, con una capacidad de 9 MMPCND
de gas, una presión de diseño de 350 Psig y una potencia de 450 HP. Cabe
destacar que cada tren de compresión además de contar con el compresor
reciprocante, está compuesto por un enfriador fin-fan-cooler en la descarga
con capacidad calorífica de 1.06 MMBTU/Hr, presión de diseño de 645 Psig y
Temperatura de 350 °F, y un depurador de succión, con capacidad para 9
MMPCND de gas, una presión de diseño de 250 Psig y diseñado para operar a
una temperatura de 230 °F (Ver Anexo “Plano 2” y “Plano 3”).
Finalmente el gas es enviado hasta los turbogeneradores donde
inicialmente la temperatura del gas es controlada por un intercambiador de
calor con resistencias eléctricas, a bien mantener la temperatura del gas
constante a pesar de las diferencias que pudieran existir con el entorno, y
luego pasa por un último depurador de entrada antes de ingresar a la
cámara de combustión de la turbina; sin embargo, estos elementos no son
73
detallados por ser accesorios del patín de generación eléctrica, no
considerados como elementos de estudio en esta investigación.
Para llevar a cabo el cálculo de las capacidades operacionales en base a
los parámetros operaciones actuales, se utilizó el simulador de procesos
Aspen Hysys 2006, en primera parte, para lo cual se utilizó como data la
cromatografía más reciente (julio de 2008), así como los parámetros de los
equipos que intervienen en el proceso, recopilados durante la etapa de
investigación (Ver Anexos Electrónicos en CD Adjunto “TAGS TESIS”).
En lo referente al paquete comercial Aspen Hysys 2006, debe señalarse
que Hysys es una herramienta utilizada en la simulación de procesos tanto
en estado estático como dinámico, el diseño, optimización y planificación de
negocios para la producción de petróleo y gas, procesamiento de gas y las
industrias de refinación de petróleo. HYSYS se basa en tecnologías, con más
de 25 años de experiencia en el suministro de herramientas de simulación
para procesos de petróleo y gas y las industrias petroquímicas.
En él se ofrece una intuitiva e interactiva solución del proceso que
permite a los ingenieros crear modelos de estado estable para el diseño de
plantas, la solución de problemas, mejora operativa, la planificación
empresarial y gestión de activos. Hysys ha sido desarrollado como un
sistema de solución, que permite ver y simular un proceso desde diferentes
perspectivas, que inicia automáticamente los cálculos al momento de
suministrarle nueva información, y permite un acceso no restringido a la
información siempre que el ingeniero-operador lo desee. (Process
Engineering Solutions, Aspen Hysys).
Al momento de realizar la simulación del proceso objeto de estudio, se
obtuvo como resultado que las capacidades actuales de operación de la
74
mayoría de los equipos se encuentran dentro del rango permitido por las
condiciones establecidas por el fabricante como condiciones de diseño.
Para el caso del separador principal, los valores de presión de entrada
y salida obtenidos de la simulación están en el orden de las 170 y 160 lpcm
respectivamente, siendo los valores registrados operacionalmente de 160 y
150 lpcm. De este modo, los valores de presión resultan muy inferiores a los
que pueden ser soportados por este envase, el cual fue diseñado para operar
hasta 230 lpcm. Análogamente, los parámetros de temperatura de operación
(159 F), capacidad de gas (17.9 MMpcnd) y capacidad de líquido (170 Mbpd),
resultaron menores a los que por diseño puede soportar este equipo (230 F,
43 MMpcnd y 182 Mbpd, respectivamente).
Con respecto al intercambiador de calor de aire forzado, los valores de
temperatura de entrada y salida obtenidos de la simulación, que resultan
similares a los operacionales, están en el orden de 160 F y 90 F
respectivamente, siendo la temperatura máxima que por diseño puede
operar este equipo de 230 F. Análogamente, los parámetros de presión de
operación (153 Lpcm), y capacidad calorífica (1.15 MMBUT/h), resultaron
inferiores a los que por diseño puede soportar este equipo (250 Lpcm y 1.91
MMBTU/h, respectivamente).
Al evaluar los compresores reciprocantes, los resultados de la
simulación muestran una capacidad en unidades equivalentes al sistema
imperial de 3.9 MMpcnd, siendo esto suficiente dado que la capacidad de
diseño de 9 MMpcnd, además, la temperatura de operación de acuerdo al
diseño puede alcanzar hasta los 350 F a nivel del cilindro de descarga, siendo
la temperatura de operación calculada a partir del simulador de sólo 140 F;
la presión tampoco resulta un punto de atención, dado que habiendo sido
diseñado este compresor para operar con una presión de descarga de hasta
350 Lpcm, el valor operacional calculado para esta no supera las 150 Lpcm.
75
Bajo el mismo punto, la segunda parte del cálculo de las capacidades
operacionales, bajo las condiciones más recientes (2008), se llevó a cabo con
el software PIPEPHASE TACITE w/NETOPT Versión 9.1 el cual es un
simulador de redes de flujo de fluido multifásico en estado estable y con
cambios de condiciones en el tiempo (transientes), empleado principalmente
por las industrias de producción y transporte de petróleo y gas. Con este
simulador se calculó el sistema de transferencia de gas de alta presión,
tomando en cuenta accesorios ubicados en el mismo, con el fin de obtener
algún indicio de condensación o acumulación de líquido en algún tramo del
sistema; sin embargo, los resultados obtenidos arrojaron que durante la
transferencia del gas de alta presión hasta los trenes de compresión no
existe ningún arrastre de líquido ni acumulación de condensados por lo que
se descarta esta como posible causa de las fallas de los compresores el
arrastre de líquido o condensación del fluido.
Al momento de llevar a cabo el análisis cronológico de las
composiciones del gas asociado al proceso, se tomó como base los análisis
cromatográficos realizados por la empresa Corelab para diciembre de 2006,
agosto 2007 y julio de 2008, a muestras obtenidas de la salida (toma
superior) del depurador de alta presión V-700, punto considerado de
fiscalización ante el Ministerio de Energía y Petróleo (Ver Anexos
“Cromatografía 2006”, “Cromatografía 2007” y “Cromatografía 2008”); es
importante destacar que desde el punto de muestreo de gas hasta la succión
del compresor, donde se sospechaba por parte del personal de
mantenimiento que existiera presencia de líquido, no se encontró
condensación alguna; pues al abrir el proceso en la succión del compresor,
no se encontró signo de condensación o corrosión.
De una primera revisión se pudo constatar que con el paso del tiempo
la riqueza del gas se fue aumentando, lo cual podría convertirse en un
problema de vibración para un equipo reciprocante a la hora de someter el
76
fluido a los procesos de compresión y enfriamiento, y a partir de esta
indisponibilidad, crear inconvenientes a los equipos involucrados en el
sistema de generación eléctrica.
Sobre la base de los análisis cromatográficos antes mencionados, y con
la ayuda del software Aspen Hysys 2006, Envelope Utility, se procedió a la
realización del diagrama de fases correspondiente a cada una de las
cromatografías, con lo cual se busca establecer semejanzas y diferencias
entre cada una de las composiciones y analizar si afectan de alguna manera
la eficiencia del proceso en los puntos de operación registrados por los
transmisores automáticos (Anexo Disco Compacto “TAGS TESIS”).
Figura 13. Diagrama de fases a partir de composición del gas año 2006
77
Figura 14. Diagrama de fases a partir de composición del gas año 2007
Figura 15. Diagrama de fases a partir de composición del gas año 2008
78
Como se puede observar en las tres graficas existen diferencias de
forma que parten de las composiciones de cada fluido, el diagrama de 2006
se muestra más achatado que los de 2007 y 2008, siendo las diferencias más
marcadas entre 2006 y 2007, pero no tanto entre 2007 y 2008; así por
ejemplo, se observa que mientras el punto cricondentérmico en 2006 estaba
en 112 °F a 650 Psig, para 2007 este era de 96 °F a 580 Psig, y 90 °F a 580
Psig para 2008, respectivamente. Es importante destacar que al ubicar en
cada una de las tres graficas el punto de operación de los compresores
donde las condiciones son las más cercanas posible a la condensación (en la
sección de succión), este se encuentra fuera de la campana (hacia la
derecha), por lo que fácilmente identifica una fase gaseosa, lo que significa
que este punto se encuentra dentro del rango permitido para llevar a cabo
un proceso eficiente y sin la generación de mayores inconvenientes en
cuanto a la condensación y arrastre de liquido se refiere.
Los resultados de los diagramas de fase anteriores para los años 2006
y 2008 fueron graficados en Excel para identificar el punto de operación más
cercano a la condensación (Ver Anexos “Curvas_2006-2008”), representado
por la succión de los compresores; pero para hacer la comparación más
justa, fueron seleccionadas las condiciones de presión y temperatura en la
succión para el mes y hora en la cual ocurrió la falla del equipo (diciembre,
02:30 AM). A continuación se incrustan los diagramas resultantes:
79
Figura 16. Diagrama de fases 2006
80
Figura 17. Diagrama de fases 2007
De lo anterior se demuestra que, a pesar que las composiciones del
gas como fluido de trabajo han ido variando en el tiempo, las condiciones de
operación del mismo permanecen dentro de la fase gaseosa, lo que es
termodinámicamente adecuado para que en la línea de gas de alta presión
de PDVSA Cabrutica se pueda cumplir eficientemente el proceso de
compresión del gas para generación eléctrica.
Por otro lado, visto a través del formato Excel, se observa más
achatado el diagrama de fases del año 2008 con respecto al año 2006, lo que
81
resulta lógico si la presencia de condensados se incrementa en la mezcla
multicomponentes como ha ocurrido.
En cuanto a establecer las causas operacionales y/o de diseño que
pudieran afectar el rendimiento de los compresores, con todos los resultados
obtenidos anteriormente y basándose en la teoría investigada, se pudiera
decir que, con respecto al diseño de los equipos que intervienen en el
proceso de gas de alta presión en PDVSA Distrito Cabrutica, no hay ningún
indicio o evidencia que señale que estos equipos se encuentren trabajando
en condiciones termodinámicas críticas que pudieran inducir una falla; si bien
es importante mencionar que al momento de evaluar el depurador V-700 se
identificó que se encuentra trabajando con una capacidad superior (55.9
MMPCND) con respecto a su capacidad de diseño (43 MMPCND), siempre al
momento del diseño de cualquier equipo o sistema, se toma en consideración
un margen de seguridad que permita cumplir el servicio en condiciones de
operación superiores; además, en la evaluación realizada con la ayuda de
simuladores de procesos se pudo constatar que a pesar que se encuentra
trabajando en condiciones superiores a las de diseño, el desempeño del V-
700 no ha traído consecuencias ni al sistema ni al proceso.
Situación análoga se presenta con el enfriador E-700, el cual está
operando con una mayor capacidad calorífica, pero esto es motivado porque
el fluido de trabajo ha ido variando su composición con el pasar del tiempo,
algo que es sumamente en normal en cuanto a explotación de yacimientos
de hidrocarburos se refiere, por lo tanto el equipo se ha tenido que ir
adaptando a los cambios composicionales del fluido y a pesar de su
incremento en la capacidad calorífica, el equipo no ha generado ningún
inconveniente para el sistema de gas de alta presión.
Al momento de evaluar las condiciones operacionales actuales del
proceso, con la ayuda de simuladores de procesos, se pudo notar que en
82
ningún punto del sistema o del proceso se generó algún tipo de
condensación, con lo cual generaría ciertos problemas a los trenes de
compresión, por lo tanto al momento de comenzar a establecer las causas
que estarían afectando el rendimiento de los compresores, se puede
determinar que la condensación del gas no es uno de los factores que
afectan el rendimiento de los mismos, así mismo se puede descartar que las
condiciones actuales de operación no contribuyen a una pérdida de eficiencia
de los compresores ni del proceso en general, lo cual lleva este problema
hacia la parte mecánica de los compresores, en este punto se pudo verificar
con información obtenida en el campo no llevada en registros (entrevista con
el personal de mantenimiento), a pesar de seguir un plan de mantenimiento
preventivo soportado en los anexos.
Al analizar los planes de mantenimientos requeridos y empleados como
registros de monitoreo, tanto para los compresores de gas como el
depurador V-700 de la línea de alta presión de gas para generación eléctrica,
se identifica un excelente nivel de detalle sobre todo en los mantenimientos
semestrales y anuales, para cada una actividades y áreas del mantenimiento
involucradas (eléctrico, mecánico, instrumentación y preventivo). Se
observan dentro los planes de mantenimiento la inclusión de dibujos e
ilustraciones esquemáticas que ayudan a los operadores de la actividad a
visualizar el trabajo antes de tomar una sola herramienta; con esto, se
refuerza la seguridad y eficiencia en los trabajos, dado que son identificadas
por el operador las herramientas que pudiera necesitar, definir la
metodología de trabajo e identificar los riesgos que puedan estar
involucrados antes de iniciar las tareas.
En estos planes e ilustraciones, son incluso identificadas algunas de las
tolerancias de aceptación de mayor importancia a ser consideradas en los
casos de mediciones de desgastes.
83
Sin embargo, con todo lo anterior no se encontró ninguna evidencia de
desviación con respecto a la calidad y cumplimiento de los mantenimientos
periódicos (Ver Anexos “MTTO_ COMPRESOR DE GAS_A-702A _semanal” ,
“MTTO_COMPRESOR DE GAS_A-702A_mensual”, “MTTO_ COMPRESOR DE
GAS_A-702A _semestral”, “MTTO_ COMPRESOR DE GAS_A-702A _anual”,
“MTTO_DEPURADOR_V-700_semanal”, “MTTO_DEPURADOR_V-
700_mensual”, “MTTO_DEPURADOR_V-700_trimestral”,
“MTTO_DEPURADOR_V-700_semestral”, “MTTO_DEPURADOR_V-700_anual”
“MTTO_FAN COOLER_E-700_semanal”, “MTTO_FAN COOLER_E-
700_mensual”, “MTTO_FAN COOLER_E-700_trimestral”, “MTTO_FAN
COOLER_E-700_semestral”, “MTTO_FAN COOLER_E-700_anual”).
Se visitó el sitio y entrevistó (entrevista no estructurada) al personal
tanto de la planta como de mantenimiento del campo operacional PDVSA
Distrito Cabrutica, ubicado en las cercanías del pueblo San Diego de
Cabrutica al sur del estado Anzoátegui, en la Faja Petrolífera del Orinoco de
Venezuela. Los niveles profesionales entrevistados verbalmente fueron
operadores y supervisores.
Del resultado de estas entrevistas fue posible identificar la existencia
de una adecuación artesanal realizada a las extensiones del frame de ambos
compresores, entre agosto y septiembre del año 2007. Tal adecuación
consiste de la instalación de un soporte en el extremo más externo de las
extensiones del frame, justo por debajo de la tapa del cilindro, la justificación
de este accesorio adicional, según comentaron los operadores, era tratar de
disminuir la frecuencia de alineación del frame con el motor, dado que se
estaban haciendo trimestralmente en lugar de semestral o anualmente como
se estilaba en años precedentes, estas alineaciones se realizaban como
medida para solucionar recurrentes paradas (1 a la semana) operacionales
que el sensor de vibración ubicado en el frame comenzaba a mostrar en
ambos compresores; aunque este sensor no cuenta con transmisor para
84
monitorear esta señal vía remota desde la sala de control, si obedecía a un
lazo de control de parada de emergencia por alta vibración.
De lo anterior, solo se encontró comentarios en los reportes de cambio
de guardia de sala de control de planta que identificaban “parada de
emergencia del compresor A (o del compresor B) por alarma de alta
vibración”, siendo las horas de la madrugada coincidentes con estos eventos.
Es decir, las modificaciones realizadas sobre la estructura de ambos
compresores no quedaron registradas en ninguno de los planes de
mantenimiento, y sin ningún responsable a nivel supervisorio, pues estaba
siendo monitoreado y evaluados los resultados de esta una prueba temporal.
La vibración del frame representa el parámetro de vibración de mayor
importancia para un programa de monitoreo exitoso. Cuando se emplea
adecuadamente, el monitoreo de la vibración del frame prevendrá la
ocurrencia de una falla catastrófica, dado que en el caso de una falla, los
daños de un compresor reciprocante se pueden reducir.
La teoría sobre compresores reciprocantes de pistones opuestos tanto
de una sola como de múltiples etapas de compresión, deja conocer que las
extensiones del frame siempre deben estar libremente en voladizo, esto con
el fin de permitir que la extensión del frame (donde se desplaza el pistón)
pueda compensar uniformemente y sin ninguna restricción el efecto del
crecimiento de la máquina por temperatura. Obviamente, esta condición
debe ser monitoreada a través de las mediciones del Run Out.
El Run Out de la barra corredera, es una medición del movimiento
dinámico real que esta barra recorre hacia delante y hacia atrás en su
carrera dentro del émbolo. Otro término también empleado para esta
medición es la Deflexión de la Barra Corredera.
85
El método empleado para realizar esta medición consiste del empleo de
un comparador montado sobre el émbolo y tocando la superficie de la barra,
mientras esta es movida en su ciclo completo a lo largo de su carrera. Las
lecturas son tomadas tanto en la dirección horizontal como en la dirección
vertical, siendo mayores las tolerancias permitidas en la dirección vertical
que en la horizontal, debido a los efectos de la gravedad y la elongación del
émbolo (extensión del frame) por efecto térmicos (la siguiente figura
esquematiza el Run Out vertical).
Figura 18. Esquema del runo ut vertical
La instalación de un soporte en el extremo de la extensión del frame
limita la libre expansión-contracción térmica del material, induciendo la
fatiga en el material por repetición de ciclos de contracción y expansión.
Aunado a esto, dentro del material recolectado se incluyen fotografías del
evento de falla ocurrida el 25 de diciembre de 2007, en las mismas es
posible identificar la realidad del mencionado soporte instalado, así como la
evidencia de las conocidas marcas de playa en los pernos fracturados que
unen las tapas a los émbolos-extensiones del frame. Las marcas de playa en
la sección transversal de los pernos fallados son evidencia irrefutable de de
una típica falla por fatiga, lo que demuestra existía un problema de
distribución de esfuerzos, que indujeron repetidos ciclos de sobresfuerzo y
subesfuerzo.
86
CONCLUSIONES
Al momento de identificar los equipos que intervienen en el proceso de
gas de alta presión, se pudo identificar a los mismos como elementos
medulares para la sostenibilidad no solamente de la producción del campo
PDVSA Cabrutica, sino también del funcionamiento de sus instalaciones, pues
de la operación adecuada de esta línea, se garantía el suministro de gas
combustible para los turbogeneradores que sustentan la electricidad de esta
locación remota.
El cálculo de las capacidades operacionales de los equipos que
constituyen el proceso de compresión de gas para la generación eléctrica del
campo PDVSA Cabrutica, se realizó empleando el simulador de procesos
Aspen Hysys 2006, pero adicionalmente fue empleado el simulador
PIPEPHASE Versión 9.1 para evaluar las condiciones operacionales del
transporte de gas a través de la línea de alta presión, los resultados en
ambos casos ubican a los diferentes equipos de este sistema operando
dentro de parámetros satisfactorios.
Lo anterior también se complementa cuando al realizar la evaluación
de las cromatografías recolectadas para los años 2006, 2007 y 2008, y
siendo además dibujados los respectivos diagramas de fase y ubicados los
puntos de mayor cercanía a la línea de condensación; es decir, los
parámetros de succión del compresor, se demuestra estar en presencia de
fase 100% gaseosa, por lo que un problema de vibración inducida al
compresor por presencia de líquidos en la succión, o dicho de otro modo,
condiciones operaciones no deseadas queda descartado.
Al analizar los planes de mantenimientos aplicados a los equipos de la línea
de alta presión de gas para generación eléctrica de PDVSA Cabrutica, se
identifica un excelente nivel de detalle, sobre todo en los mantenimientos
87
semestrales y anuales para cada una actividades y áreas del mantenimiento
involucradas. Presentados de esta manera, los planes de mantenimiento
ayudan a los operadores a visualizar el trabajo antes comenzar la actividad;
con esto, se refuerza la seguridad y eficiencia en los trabajos, sin embargo
no resultan efectivos para trazabilidad si los registros no son completados
con todos los detalles que estos formatos exigen. Esto fue el resultado de la
revisión de los registros de mantenimiento, en los cuales no se identificó
ningún problema mecánico en los compresores.
Finalmente, buscar la determinación de un diagnóstico adecuado, se
visitó el sitio y entrevistó (entrevista no estructurada) al personal tanto de la
planta como de mantenimiento del campo operacional PDVSA Distrito
Cabrutica, el resultado de esta entrevista logró identificar la causa de los
problemas de vibración de los compresores como un problema estructural
inducido por la instalación artesanal de un soporte en los extremos de las
extensiones del frame, limitando la libre expansión-contracción térmica del
material que se logra al operar en voladizo, induciendo la fatiga en el
material (principalmente en los pernos de sujeción de las tapas del émbolo)
por repetición de ciclos de contracción y expansión, hasta ocasionar la falla
por fatiga que resultó en el catastrófico desprendimiento y ruptura de la
carcasa del émbolo en uno de los compresores de la línea de gas de alta
presión para la generación eléctrica la madrugada del 25 de diciembre de
2007, lo que resultó con el diferimiento de 60,000 barriles de crudo
extrapesado 8 API como regalo de Navidad y 12,000 para el siguiente día.
88
RECOMENDACIONES
Como acciones correctivas se sugiere en el menor tiempo posible la
planificación de la parada alternada de estos compresores para la
remoción de los soportes instalados inapropiadamente, así como la
evaluación de la condición de anclaje de las fundaciones (grating) sobre
las cuales se encuentra soportado el frame, garantizando la correcta
alineación con el arreglo de transmisión de potencia desde el motor hacia
los émbolos.
El personal de mantenimiento debe llenar todos los registros que le son
requeridos en los planes de mantenimiento preventivo. Si bien cuentan
con un excelente sistema de planificación del mantenimiento, existen
mucho registros que pudieron haber sido claves para el cierre temprano
de esta investigación, por la trazabilidad de las operaciones que estos
pueden permitir; sin embargo, el no completarlos convierte a esta
poderosa herramienta en un inútil instrumento para hacer seguimiento a
la efectividades de los cambios.
Continuar con las prácticas mensuales de ensayos de cromatografía del
gas, incorporando la salida del separador de alta presión V-201, aunque
con frecuencia semestral pues se entiende que este no representa un
punto de fiscalización para el MPPEP; esto permitirá a futuro realizar un
mejor cálculo en la capacidad del intercambiador E-700 para las
condiciones operacionales del momento.
89
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