MONOGRAFÍA

I.- INTRODUCCIÓN

El sector de hidrocarburos es uno de los sectores más dinámicos en Bolivia por su participación en el PIB, exportaciones, inversiones y recaudaciones fiscales.

En los últimos años, el sector ha atravesado una serie de reformas, a partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, el Decreto Supremo 28701, de Nacionalización, y la suscripción de los nuevos Contratos de Operación.  El nuevo marco normativo permite que el Estado tome el control de toda la cadena de producción de hidrocarburos y se generen más recursos para el Estado por concepto de regalías, impuestos y participaciones.  

I.- OBJETIVO

1. Explicar los principios que rigen el proceso de separación. 2. Identificar los factores que afectan la separación 3. Identificar los tipos de separadores gas-petróleo.

TRATAMIENTO DE PETROLEO

1. Explicar el concepto de emulsión y su formación. 2. Identificar los distintos tipos de emulsiones. 3. Identificar los agentes emulsificantes. 4. Identificar y describir los factores que afectan la estabilidad

de las emulsiones. 5. Describir el funcionamiento de las Instalaciones de

tratamiento de crudo.

TRATAMIENTO DE GAS.

Objetivos:

1. Identificar y clasificar los componentes del gas acompañante.

2. Describir los métodos de tratamiento de gas (húmedo y seco)

3. Identificar y describir los equipos para el tratamiento de gas (compresores, unidades de adsorción y regeneración de aminas, unidades de refrigeración, torres estabilizadoras, flares, etc.)

1.- SISTEMA GENERAL DE RECOLECCIÓN DE CRUDO Y GAS

Una vez perforado el pozo según la planificación realizada para lograr extraer el petróleo contenido en las capas productoras, es necesario poder realizar un conjunto de operaciones para poner a producir el mismo. Entre las actividades fundamentales que se van generando a través de los procesos son:

Recolectar las producciones de los pozos en instalaciones de grupo (Centros Colectores, tanques individuales).

Separación de petróleo y gas. Tratamiento crudo y gas. Tratamiento residuales

Estaciones de Recolección

Estaciones de flujo.

Una estación de flujo es donde se realiza el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo.

Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías. Las tuberías de sección circular son las más frecuentes.

Componentes Básicos en una Estación de Flujo

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son:

Múltiples o recolectores de entrada. Líneas de flujo. Separadores de petróleo y gas. Calentadores y/o calderas. Tanques. Bombas.

Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y

funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.

2.- FUNDAMENTOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDOS

Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas.

Estos fluidos pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y tratamiento del aceite y gas.

La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención de productos estabilizados

Funciones que debe cumplir un separador

1. Hacer Una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla.

2. Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y liquida, la función del separador Sera: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas liquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase liquida.

3. Liberal parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la liquida

4. Descargar por separado la fase liquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separaci6n sea de Una baja eficiencia.

Para que un separador pueda cumplir con sus funciones debe satisfacer lo siguiente:

Controlar la energía del fluido al entrar al separador Las tasas de flujo deben responder a ciertos rasgos de

volumen La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas

debe ser minimizada La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben

ser eliminadas Las salidas de los fluidos deben estar previstas de los

controles de presión Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista

la remoción de estas fases El separador debe tener válvulas de alivio El recipiente debe estar provisto de manómetros,

termómetros, controles de nivel, etc. El separador debe tener bocas de visitas

Clases de Separadores

Existen dos clases generales de separadores: de dos y tres fases, pudiendo encontrarse de diferentes diseños:

Horizontales Verticales Esféricos

El separador de tipo esférico, es el menos utilizado, ya que los dos restantes son más favorables en la separación que éste excepto en la facilidad de instalación; además, los esféricos tienen aplicación limitada por su baja capacidad de manejo de fluido.

Comparación entre tipos de separadores

Como puede apreciarse, el separador horizontal resulta en resumen más favorable que el vertical, pero la selección del equipo depende de todas las variables que intervienen en el proceso y principalmente de los requerimientos del proceso.

Clasificación de los Separadores

Se clasifican en función de:

Número de fases a separar

Separadores Bifásicos. Separadores Trifásicos. Separadores Tetrafásicos

Forma Geométrica

Separadores Verticales Separadores Horizontales Separadores Esférico.

Ubicación

Separadores de Entrada, Separadores en Serie, Paralelo Separadores Tipo Filtro, Tipo Tanque de venteo (Flash), Tipo

Centrífugo, Separadores Tipo Depuradores Separadores de goteo en línea Torre de Destilación

Presión de Operación

Separadores de alta, media y baja presión

Secciones de un Separador

a) Sección de separación primaria b) Sección de separación secundaria c) Sección de extracción de niebla d) Sección de almacenamiento de líquido

Sección de separación primaria

La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido.

Sección de separación secundaria

En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido.

La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.

Sección de extracción de niebla.- En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de liquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del se parador. En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.

El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, está constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.

Sección de almacenamiento de líquidos.- En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal. Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga.

La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador. Aparte de las 4 secciones antes descritas, el separador debe tener dispositivos de seguridad tales como: una válvula de seguridad, un tubo desviador de seguridad y controles de contra presión adecuados.

Accesorios Internos de un Separador

Deflectores

Se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento o de dirección del flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases.

Distribuidores de entrada

Tienen ranuras ú orificios, por los cuales salen las dos fases a una baja velocidad. Ayudan a distribución pareja de las fases del área disponible de flujo, que favorece a la separación de las mismas.

Ciclones

La separación mecánica se efectúa por la fuerza centrifuga que actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de alimentación.

Eliminador de niebla tipo malla

Retienen las partículas líquidas hasta que adquieren un tamaño suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensión superficial como la acción de arrastre producida por el gas.

Eliminador de niebla tipo aleta

Consisten en un laberinto formado por láminas de metal colocadas paralelamente, con unas series de bolsillos recolectores de líquido.

Eliminador de niebla tipo Ciclón

Producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular de movimiento de la corriente bifásica.

Rompe vórtices

Es bueno incluirlos en los separadores para prevenir que se desarrolle un vórtice cuando la válvula control de líquidos está abierta.

Ayuda a prevenir que el gas sea nuevamente arrastrado.

Placas rompe espumas

Consiste en una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo, colocadas en la zona de retención de líquidos de los separadores horizontales.

Estas placas evitan que las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsen y produzcan la agitación necesaria para formar la espuma.

Rompe olas

Para evitar la propagación de las ondulaciones y los cambios de nivel en dirección longitudinal que son producidos por la entrada súbita de tapones de líquido dentro del separador.

Tuberías internas

Pueden ser adecuadas tanto para los separadores verticales y horizontales. Para eliminar las impurezas que se depositan en el equipo durante su operación o para desplazar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente.

Accesorios externos de un separador

Válvulas

Válvula de venteo o seguridad: La válvula de alivio está ubicada en la parte superior del separador. Su salida es conectada a la línea de salida de gas, aguas abajo del la válvula de control automático. Cuando la válvula de venteo se abre, el gas es venteado.

3.- TRATAMIENTO DE CRUDO E INYECCIÓN DE QUÍMICOS

La formación de la emulsión

Se llama emulsión a una mezcla mecánica de dos líquidos no miscibles, uno de los cuales se encuentra disperso en el volumen del otro en forma de gotas de diferentes dimensiones.

Los emulsionantes son sustancias que facilitan la formación de emulsiones, las cuales pueden ser de dos tipos:

Hidrófilos: solubles en agua y facilitan la formación de emulsiones petróleo en agua. A éstas pertenecen las sales de sodio de los ácidos nafténicos, sulfúricos, etc.

Hidrófobos: solubles en petróleo y facilitan la formación de emulsiones agua en petróleo. A éstas pertenecen las sales alcano-térreas de los ácidos orgánicos, parafinas, lacas, resinas, gomas y asfalténicos

Estas sustancias son adsorbidas en la superficie de separación del agua y el petróleo formando una película resistente y protectora, obstaculizando de esta forma la coalescencia del agua dispersa.

Los tiempos de Retención para la Resolución

El tiempo operativamente conocido como "tiempo de retención, decantación o residencia y demulsificación" puede requerir desde segundos hasta horas y aun días.

Existe un "tiempo teórico" que se obtiene de dividir la capacidad del tanque de tratamiento por el caudal y existe también un "tiempo real o efectivo". Esto se debe a que la emulsión (o cualquier otro fluido) sigue un camino de menor resistencia al flujo lo cual resulta en una modificación del tiempo de residencia "teórico". La diferencia entre ambos tiempos depende del diseño interior del equipo de tratamiento, si este es deficiente mayor será la diferencia.

Esta variable es la única que el operador de la PTC no puede controlar. El factor de cortocircuito es la corrección a los cálculos por este efecto.

Instalaciones para el tratamiento de crudo

Existen diversos métodos para deshidratar crudos, los mas empleados son los dinámicos entre los que se encuentran:• Tanques lavadores (wash tanks).

• Calentadores - tratadores (heaters - treaters).• Separadores de agua libre (free water knockout).• Separadores electrostáticos (electric traters).

Una instalación de tratamiento comienza con la separación de los fluidos provenientes del pozo en tres componentes, típicamente llamadas "fases" (petróleo, gas y agua) y sigue con el procesamiento de las tres fases para ponerlas "en especificación" de venta (gas y petróleo) o de reuso (agua).

La primer instalación es el separador donde el gas es "flasheado" de los líquidos (crudo y agua) y separado de los líquidos dependiendo de la presión de los fluidos puede ser conveniente emplear "separación en cascada" para lograr un petróleo estabilizado optimo (velocidad o presión de vapor en especificación).

Los separadores pueden ser verticales u horizontales y bifásicos o trifásico (en producción usualmente son verticales y bifásicos). El gas separado sigue desde el separador a proceso (estabilización con ajuste de punto de rocío, deshidratación y/o remoción de gases ácidos).

Tratamiento de la emulsión

Definición

Una emulsión consiste en una mezcla de por lo menos dos líquidos inmiscibles en condiciones normales, uno de los dos líquidos se encuentra disperso en forma de pequeñas gotas dentro del otro líquido.

El líquido disperso en forma de gotas se denomina fase interna ódispersa y el líquido que rodea a las gotas dispersas se denomina

faseexterna ó continúa. Para la formación de una emulsión estable se requiere  de trescondiciones mínimas, a saber:

1. Los líquidos inmiscibles entre sí.2. Presencia de agentes emulsificantes ó surfactantes.3. Elementos que confieran a los líquidos fuerte agitación ó

energía de mezclado

El agua y el petróleo no se mezclan espontáneamente, se requiere del agente emulsificante y de la energía de mezcla necesaria para que se forme una emulsión

Tratadores eléctricos

En el año 1908, una tubería para petróleo crudo de $us 4.000.000 cercana a la U. de California se hizo inoperable por la emulsificación de agua en el petróleo. En esa época el Dr. Cottrel se encontraba desarrollando en la universidad su proceso de precipitación eléctrica de aerosoles (gotas muy finamente dispersas en un gas) con lo que participó del estudio del problema.

Resolvió la emulsión aplicando un campo de alto voltaje y esa solución técnica se generalizo.

Aunque puede existir cierto predominio de tamaño de gota en una emulsión (distribución gaussiana) el mismo no es uniforme. Entre las simplificaciones que aceptamos al plantear la ecuación de Stokes, existen dos que vale considerar acontinuación:

1) Se aplica a partículas de forma esférica.2) El ejemplo que citamos en tabla Nº2 asumió que

sedimentaba un solo tamaño de gota en el tanque.

Una más ajustada aproximación para de agua dispersas en petróleo fue propuesta por Rybczynski - Hadamard:

Aunque es infrecuente, si μw >> μo la ecuación se transforma en la ecuación de Stokes.En la mayoría de los casos, μo >> μw y v puede ser 50 % mayor que para una partícula esférica.

Tratadores por el método químico

El tratamiento de las emulsiones con químicos es un arte más que una ciencia. Ello se debe a que su acción se ejerce en la interfase gota de agua - petróleo y esta tiene características únicas en cada sistema a tratar.

El desemulsionante debe desintegrar la interfase para que se libere la gota de agua a la coalescencia.

La interfase puede estar compuesta por muchas especies: asfaltenos, parafinas, finos de la formación, incrustaciones y productos de corrosión, otros químicos detratamiento, etc.

Tanto como existe una viscosidad de la fase continua petróleo, existe una viscosidad de la interfase y aunque usualmente la primera no tiene propiedades viscoelásticas, las mismas son frecuentes en la interfase w/o.

Cuando el pH de agua es bajo y existen asfaltenos en el crudo (es de color negro), la interfase w/o se hace rígida y más difícil de penetrar.

Cuando el petróleo se encuentra a una temperatura por debajo de su punto de enturbiamiento existen parafinas insolubles en el seno del mismo que aumentan la viscosidad de la fase continua y por ende la barrera que debe atravesar el químico para llegar a la gota.

Un desemulsionante es un surfactante (surface activity agent) que actúa modificando las propiedades, para este caso de la interface

agua - petróleo. Para ello debe llegar a la interface, toda barrera de difusión que frene el transporte a esa interface hace más lento el proceso.

Una emulsión de un petróleo con alto contenido de asfáltenos y agua muy salina, es más tenaz (difícil de resolver) que otra de petróleo para finoso o con agua de baja salinidad. Existen asociaciones de cargas eléctricas entre agua y petróleo en las interfaces que dificultan el tratamiento.

El desempeño de un desemulsionante químico es, por lo antes citado sensible al tipo de crudo, naturaleza química del agua, pH de la fase acuosa y, obviamente, temperatura de tratamiento.

Tratadores por el método térmico

Tratadores Térmicos El tratador tipo presurizado incorpora 3 unidades principales: Sección de separación petróleo-gas Sección de calentamiento Sección de deshidratación

Procedimiento en el Tratador Térmico

Diseño del Tratador - Tamaño: 

Diseño del Tratador - Tamaño Puntos básicos para la determinación de su tamaño: Determinar el tipo de emulsión del pozo productor. Emulsión suelta (500 bpd) y emulsión apretada (150 bpd). Determinar si hay producción de agua libre en el pozo. Determinar las características físicas del aceite, agua y gas. Determinar el tiempo de estadía en el laboratorio. Determinar la temperatura de tratamiento (120ºF a 160ºF) Determinar la capacidad de la caja de fuego.

Tratadores por el método gravitacional

Aprovecha la gravedad diferencial. El agua (o la salmuera) tiene una gravedad específica mayor que el petróleo, y por lo tanto se precipita al fondo del tanque que contiene a los dos.

Este principio es un componente básico de todos los procedimientos de tratamiento. El asentamiento gravitacional será solamente efectivo después que la emulsión ha sido rota por algún otro tipo de tratamiento. Si las películas protectoras y las cargas eléctricas que estabilizan los glóbulos no son primeramente

neutralizadas, cualquier asentamiento que ocurra será a un ritmo bastante lento para ser económicamente factible. La emulsión debe ser previamente calentada.

4.- TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Los Tanques de Almacenamiento son estructuras de diversos materiales, por lo general de forma cilíndrica, que son usadas para guardar y preservar líquidos o gases a presión ambiente, por lo que en ciertos medios técnicos se les da el calificativo de Tanques de Almacenamiento Atmosféricos.

Los tanques de almacenamiento suelen ser usados para almacenar líquidos, y son ampliamente utilizados en las industrias de gases, del petróleo, y química, y principalmente su uso más notable es el dado en las refinerías por sus requerimientos para el proceso de almacenamiento, sea temporal o prolongado; de los productos y subproductos que se obtienen de sus actividades.

Almacenamiento de Petróleo

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

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

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

Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.

Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son los únicos aprobados actualmente por aduana.

Tipos de Tanques de Almacenamiento para Hidrocarburos

Tanques verticales – techo fijo o flotante •

Boca de sondeo: para la medicion manual de nivel y temperatura, y para la extracción de muestras.

PAT: en función del diámetro del tanque, existe un mínimo fijado por la norma. • Pasos de hombre: son bocas de aprox. 600 mm de diámetro para el ingreso al interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma en función del diámetro del tanque.

Bocas de limpieza: se colocan cuando se considera necesario. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aprox dependiendo del diámetro del tanque y de la altura de la primer virola.

Base de hormigón: se construye un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosión de la chapa.

Techo flotante interno Tanques verticales

Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son:

Es un techo autoportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana.

Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una

grúa, evitando trabajos riesgosos en altura.

Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan VPV, sino que se practican ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

Almacenamiento de Líquidos

Tanques atmosféricos.

Se empleas aquí el término de "tanque atmosférico" para cualquier depósito diseñado para su utilización dentro de más o menos vanos centenares de pascales (unas cuantas libras por fi cuadrado) de presión atmosférica. Pueden estar abiertos a la atmósfera o cerrados. Por lo común, se obtiene el costo mínimo en una forma cilíndrica vertical y un fondo relativamente plano al nivel del terreno.

Tanques elevados.

Estos pueden proporcionar un flujo grande cuando se requiere, pero las capacidades de bombeo no tienen que ser de más de flujo promedio. En esa forma, es posible ahorrar en inversiones de bombas y tuberías. También proporcionan flujo después que fallan las bombas, lo que constituye una consideración importante en los sistemas contra incendios

Tanques abiertos.

Estos se pueden utilizar para almacenar materiales que no se vean dañados por el agua, el clima o la contaminación atmosférica. De otro modo, se necesitará un tejado, ya sea fijo o flotante. Los tejados fijos suelen ser escalonados o de cúpula.

Los tanques grandes tienen tejados escalonados con soportes intermedios. Puesto que las presiones son desdeñables, las principales cargas de diseño son la nieve y el viento, con frecuencia se pueden encontrar los valores que se requieren en los códigos locales de la construcción. Almacenamiento de Gases

Recipientes para gases. El gas se almacena a veces en recipientes dilatables ya sea de tipo de sello seco o sello líquido. Los recipientes de sello líquido son muy conocidos.

Tienen un recipiente cilíndrico cerrado en la parte superior y un volumen que varia mediante su ascenso y descenso en un depósito anular, con sello lleno de agua. El tanque sellado se puede escalonar en diversas alturas (hasta cinco). Se han construido tanques sellados en tamaños de hasta 280,000m3

Almacenamiento en recipientes a presión, botellas y líneas de tuberías La distinción entre recipientes a presión, botellas y tuberías es arbitraria. Todos ellos se pueden utilizar para el almacenamiento de gases a presión de almacenamiento suele ser casi siempre una instalación permanente.

El almacenamiento de gas a presión no sólo reduce su volumen, sino que en muchos casos, lo licúa a la temperatura ambiente. Algunos de los gases que se encuentran en esta categoría son cl dióxido de carbono, varios gases del petróleo, el cloro, el amoniaco, el dióxido de azufre y algunos tipos de freón. Los tanques a presión se instalan con frecuencia en forma subterránea.

Almacenamiento Criogénico y a bajas temperaturas

Éste tipo se emplea para gases que se licúan a presión a la temperatura atmosférica. En el almacenamiento criogénico, el gas está a la presión atmosférica o cerca de ella y permanece líquido debido a la baja temperatura. También puede funcionar un sistema con una combinación de presión y temperatura reducida.

El término "criogénia" se refiere por lo común a temperaturas por debajo de -101 C0 (-1500F). No obstante, algunos gases se licúan entre -1010C (-1500F) y la temperatura ambiente. El principio es el mismo; pero las temperaturas criogénicas crean diferentes problemas con los materiales de construcción y aislamiento.

5.- FUNDAMENTOS DE BOMBAS

Las bombas se incluyen en un sistema de tuberías para convertir energía mecánica (suministrada por un mecanismo impulsor) en energía hidráulica.

Esta energía adicional permite transmitir un fluido de un lugar a otro cuando no es factible que fluya por gravedad, elevarlo a cierta altura sobre la bomba o recircularlo en un sistema cerrado. En general, el efecto de una bomba en un sistema es incrementar la energía total en una cantidad H, como se muestra en la figura.

Definición

Es un dispositivo capaz de elevar la presión de un fluido para su desplazamiento.

Clasificación

Tipos de bombas

Todos los tipos de bombas pueden ser clasificados en dos categorías principales: las bombas rotodinámicas y las bombas de desplazamiento positivo.

1. Bombas rotodinámicas

Constan de un elemento rotor o rodete el cual imparte velocidad al fluido generando presión. Pueden ser centrífugas, de flujo axial, de flujo mixto y multietapas.

1.1. Bombas centrífugas

Llamadas así dado que la cabeza de presión es generada por acción centrífuga. El rodete está formado por una serie de aspas curvas ubicadas en ambos lados de los platos. El rodete gira dentro de la voluta como se muestra en la figura 4. El flujo entra a la bomba a través del centro u ojo del rodete y el fluido gana energía a medida que las paletas del rodete lo transportan hacia afuera en dirección radial. La voluta generalmente tiene forma de caracol para generar un incremento gradual en el área de flujo de tal manera que la energía cinética a la salida del rodete se convierte en cabeza de presión a la salida.

Figura 4. Bomba centrífuga.

1.2. Bombas multietapas

Son el resultado de colocar varias bombas centrífugas idénticas en serie. Cada rodete imparte la misma cabeza al líquido y la cabeza total generada es proporcional al número de rodetes. Se utiliza un montaje vertical para bombear agua de pozos profundos.

1.3. Bombas de flujo axial

El líquido entra en dirección axial y la fuerza centrífuga no juega ningún papel en la generación de la cabeza. El movimiento helicoidal impartido por el rodete al fluido es contrarrestado por los álabes fijos y la descarga se encuentra nuevamente en la dirección axial.

El ángulo de inclinación de las aspas tiene gran influencia sobre la cantidad descargada: a menor ángulo, menor cantidad para una velocidad dada.

Las bombas de flujo axial generalmente se ubican suspendidas sobre el pozo de succión con la campana de succión y el rodete sumergidos.

El rotor tiene la forma de un propulsor de barco.

Figura 5. Bomba de flujo axial.

1.4. Bombas de flujo mezclado

Este tipo de bombas ha sido desarrollado para realizar actividades que se encuentran entre el alcance de las bombas centrífugas y el de las de flujo axial; por consiguiente, el flujo es en parte radial y en parte axial.

Para evitar problemas de cavitación con las bombas de flujo axial y de flujo mezclado se deben tomar muchas precauciones en el

diseño del pozo de succión y en la localización del rodete con respecto al nivel del agua. La apariencia de una bomba de flujo mezclado es muy similar a la de una bomba axial.

2. Bombas de desplazamiento positivo

Funcionan como el resultado de cambios volumétricos en la bomba.

Los ejemplos más comunes de este tipo de bomba son las bombas de pistón en las cuales el pistón desplaza un volumen dado de fluido con cada golpe. En la actualidad estas bombas son poco utilizadas por las desventajas que presentan frente a las bombas rotodinámicas, como se muestra en la tabla.

Tabla. Comparación entre bombas de desplazamiento positivo y rotodinámicas

6.- MEDICIÓN Y FISCALIZACIÓN DE CRUDO

El Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero (CNMCH) es el único ente oficial de YPFB Corporación facultada para realizar actividades de medición, verificación, calibración, contrastación, ajuste, análisis, reportes estadísticos, adquisición de datos, conciliación de volúmenes y monitoreo de volumen y calidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos en toda la cadena hidrocarburífera.

El Centro Nacional de Medición y Control Hidrocarburífero funciona actualmente en instalaciones de la Vicepresidencia Nacional de Administración Contratos y Fiscalización con sede en Villa Montes, Tarija desde donde opera con modernos equipos, técnicos especializados y laboratorios científicos.

Fiscalización

Los volúmenes y la calidad de los hidrocarburos producidos por el Titular serán medidos y determinados en cada campo productor en el Punto de Fiscalización, conforme se establece en los Artículos 18 y 138 de la Ley.

El Punto de Fiscalización de la producción de Hidrocarburos será establecido por YPFB mediante su Vicepresidencia de Administración y Fiscalización en coordinación con el Titular conforme a contrato y a lo dispuesto en el presente Reglamento.

Los puntos existentes de fiscalización de la producción de hidrocarburos a la fecha de vigencia del presente Reglamento, continuarán siendo utilizados para la fiscalización de la producción y se los denominará Punto de Fiscalización conforme a la Ley.

En Punto de Fiscalización deberá determinarse:

Para el Petróleo: volumen y densidad; Para el Gas Natural: volumen (en condiciones estándar) y

poder calorífico; Para el GLP: unidad másica (tonelada métrica). Para la Gasolina Natural: volumen y densidad.

El Punto de Fiscalización para campos con facilidades de extracción de la producción, es la salida de la planta ubicada antes del Sistema de ductos del Transportador y deberá cumplir con los requerimientos de adecuación del gas para la comercialización, de acuerdo a contratos de venta, y aquellos que exija el transportador.

En los campos donde no existan facilidades de extracción de GLP y/o gasolina natural, el Punto de Fiscalización de la Producción es el definido en el Artículo 138 de la Ley.

Objetivo

Con el objetivo de fiscalizar y evaluar la gestión empresarial operativa y estratégica de las empresas subsidiarias de YPFB Corporación, el presidente ejecutivo de la estatal petrolera.

La nueva gerencia de YPFB, constituida a través de la Resolución No. 66/2011 en  agosto, tiene entre sus atribuciones el cumplimiento de las políticas y directrices del nuevo Consejo de

Administración de Empresas Subsidiarias (CAES) y asegurar que éstas sean implementadas y ejecutadas por las subsidiarias de la estatal petrolera.

El CAES, creado por Resolución 67/2011, es el órgano de decisión superior para las empresas subsidiarias de YFPB, que define las políticas y estrategias, además cumple funciones normativas de fiscalización y dirección empresarial.

Alcance

Las empresas en todo el mundo invierten cientos millones de dólares (en medición) para no peder billones de dólares en este negocio. La medición es el resultado final del negocio de los hidrocarburos, el flujo de las moléculas de hidrocarburos son dólares por lo que hay realizar una medición transparente y confiable. El Centro es de gran importancia. En Bolivia, se van a invertir $us 5.000 millones hasta 2015, nuestro trabajo se traduce básicamente en la medición, calibración, análisis y monitoreo de volumen y calidad en producción, transporte y comercialización interna y externa de gas natural y líquidos

Condiciones Generales

Se realizará una evaluación periódica y de manera integral de todo el proceso de gerenciamiento de las empresas subsidiarias”, puntualizó el nuevo Gerente Nacional de Empresas Subsidiarias al asumir sus nuevas funciones

7.- TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

Aunque como gases naturales pueden clasificarse todos los presentes en el globo terrestre, el término se aplica hoy en sentido estricto a las mezclas de gases combustibles que se encuentran en el subsuelo, donde en ocasiones, se hallan asociados al crudo. Al gas extraído junto con el petróleo se le llama gas asociado, siendo su contenido más alto en hidrocarburos pesados.

El principal constituyente del gas natural es el metano, que representa generalmente entre el 70 y 95 % del volumen total de la mezcla. Los otros hidrocarburos que suelen estar presentes son: etano, propano y butano. Además, se encuentran el nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, así como los gases inertes helio y argón.

Gas Natural (definición)

El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos.

Composición Típica

Todo lo que se pueda hablar del gas natural

De los componentes de los gases naturales, el sulfuro de hidrógeno es el más indeseable, ya que es tóxico y corrosivo y al ser quemado, se obtienen productos de combustión que contienen óxido de azufre, que es corrosivo y perjudicial.

Es necesario recordar que el metano y el etano son los componentes deseados para usar el gas como combustible. Los componentes más pesados son indeseables y pueden ser separados como GLP. El uso del gas natural está extendido en el mundo por su fácil manejo, su bajo costo y sobre todo por su gran poder calórico que lo convierte en el subproducto más importante de la explotación petrolera.

El gas natural se puede encontrar en forma "asociado", cuando en el yacimiento aparece acompañado de petróleo, o gas natural "no asociado" cuando está acompañado únicamente por pequeñas cantidades de otros hidrocarburos o gases. 

El gas natural producido durante la extracción del crudo, contiene pequeñas cantidades de hidrocarburos pesados y cuando son separados como líquidos llamados condensados. El gas natural que contiene condensados se llama gas húmedo y gas seco se llama al que no contiene condensados.

8.- FUNDAMENTOS DE LA COMPRESIÓN DEL GAS NATURAL

La compresión se refiere al aumento de energía que se logra en un fluido gaseoso por medio de un trabajo que se efectúa sobre él, los fluidos que más comúnmente se comprimen son: el aire, gas natural, componentes separados del gas natural y gases comerciales con propósitos industriales.

El gas natural se somete a un proceso de compresión para elevar su nivel energético, los compresores tienen como función principal aumentar la presión del gas, por lo cual el compresor somete el gas a un trabajo de tal manera que se incremente la energía total del mismo, este incremento se manifiesta por aumentos de presión y temperatura.

El proceso de compresión del gas natural se puede representar a través de un proceso termodinámico; en donde el gas con una presión P1, se comprime y posteriormente se descarga a los niveles de presión P2 superiores requeridos. 

Compresor (definición)

Son equipos que incrementan la presión de un gas, un vapor o una mezcla de gases y vapores. La presión del fluido se eleva reduciendo el volumen específico del mismo durante su paso a través del compresor. Se emplean principalmente para refrigeración, acondicionamiento de aire, calefacción, transporte por tuberías, almacenamiento de gas natural, craqueo catalítico, polimerización y en muchos procesos químicos.

Tipos de Compresores y sus Características

Compresores de desplazamiento positivo Rotatorios Compresores centrífugos Compresores Reciprocantes

Es un compresor de desplazamiento positivo, en el que la compresión se obtiene por desplazamiento de un pistón moviéndose lineal y secuencialmente de atrás hacia adelante dentro de un cilindro; reduciendo de esta forma, el volumen de la cámara (cilindro) donde se deposita el gas; este efecto, origina el incremento en la presión hasta alcanzar la presión de descarga, desplazando el fluido a través de la válvula de salida del cilindro.

El cilindro, está provisto de válvulas que operan automáticamente por diferenciales de presión, como válvulas de retención para admitir y descargar gas.

La válvula de admisión, abre cuando el movimiento del pistón ha reducido la presión por debajo de la presión de entrada en la línea. La válvula de descarga, se cierra cuando la presión en el cilindro no excede la presión de la línea de descarga, previniendo de esta manera el flujo reverso.

Características del compresor reciprocante

Características técnicas

a) La Potencia o capacidad determinada en caballos de fuerza (Hp) o Kilowatios hora (Kw/h) y determina la cantidad de trabajo por unidad de tiempo que puede desarrollar el compresor. En refrigeración esta medida por lo general se especifica en British Thermal Unit por hora (Btu/h) o Kilo

calorías hora que a la cantidad de calor que el compresor es capaces equivale de remover en una hora.

b) La Tensión de trabajo o diferencia de potencial de corriente alterna medida en voltios (VAC) cuando el compresor funciona movido por una motor eléctrico, y puede ser desde monofásico a 110V o 220 V hasta trifásico a 360V, 400V, 460V o 575V; esta es suministrada como un servicio público o generada localmente.

c) La Frecuencia (Hz) es la variación por segundo de la polaridad de la corriente estandarizada en 50 Hz para Europa y otras zonas industrializadas y 60 Hz para gran parte de Latinoamérica incluida Colombia.

La Intensidad de la corriente o el consumo de energía eléctrica medida en Amperios (A) el cual se encuentra en proporción directa con la capacidad de trabajo eléctrico del motor y su medida es uno de los parámetros de puesta a punto del sistema, es decir de las condiciones de trabajo del equipo.

a) El Coeficiente de Operación (COP) corresponde a la relación entre el efecto refrigerante neto o calor que absorbe el refrigerante del producto y el proceso de compresión o calor que absorbe el refrigerante en el compresor, esta medida determina la eficiencia neta del trabajo del compresor que debe ser un valor mayor a 3 para que el efecto de evaporación sea mayor que el efecto de la compresión y se dé el efecto refrigerante en el equipo.

b) Rendimiento Energético (EER) es la relación entre la Potencia mecánica del compresor y la potencia eléctrica dada en Btu/Wattios hora, indica la cantidad de calor transformado por energía eléctrica consumida.

a) Cilindro

Es el recinto por donde se desplaza un pistón. Su nombre proviene de su forma, aproximadamente un cilindro geométrico.

Los cilindros para compresores usados en el proceso industrial son separables desde el armazón. Un requerimiento de API 618 es que los cilindros deben estar equipados con camisas reemplazables.

El propósito de las camisas es proveer una superficie renovada. Esto salva el costo de un cilindro completo antes de que se perfore por desgaste o ralladuras. Los cilindros son fabricados de una selección de materiales para particulares presiones y gases. Generalmente estas son fabricadas de fundición de hierro.

b) Pistón

El pistón es una de las partes más simples, pero tiene la principal función de todas las partes del compresor, que es trasladar la energía desde el cigüeñal hacia el gas que se encuentra en los cilindros.

El pistón posee rines de aceite y de presión. Este tipo de pistón es flotante. La designación y materiales usados para los pistones varían con la marca, el tipo, y aplicación del compresor. Estos son designados acorde al diámetro del cilindro, presión de descarga, velocidad de rotación del compresor, capacidad del compresor y requerimiento de carga del pistón.

c) Anillos del pistón

En los compresores reciprocantes se emplean anillos de compresión, anillos de aceite y anillos montantes. Los anillos de compresión se utilizan en todos los casos, mientras que el empleo de los anillos de lubricación y de los montantes dependerá del tipo de compresor y su servicio.

d) Empaquetadura del vástago del pistón

Los compresores que poseen pistones de doble acción, que son impulsados por medio de una cruceta al vástago del pistón, necesitan de un sellado en lado cigüeñal para evitar fugas de presión del gas hacia el espaciador por eso se necesita una empaquetadura.En las empaquetaduras se emplean los mismos materiales que en los anillos de pistón. La empaquetadura metálica puede permitir un desgaste del vástago de 0.15% en el diámetro de la misma. El vástago debe estar endurecida a Rockwell C 40 y esmerilada.

e) Cruceta

La cruceta es un embolo rígido que transmite el empuje de la biela hacia el pistón.

Esta se utiliza en compresores con pistones horizontales debido a que el peso del pistón provocaría un gran desgaste en la parte inferior de la camisa si se uniera directamente a la biela. Las crucetas se diseñan con perno flotante o perno fijo.

f) Biela

La biela esta sujetada al cigüeñal y a la cruceta, esta transmite el movimiento alternativo desde el cigüeñal al pistón.

La biela es normalmente construida de aleaciones de acero y debe tener una dura y pulida superficie particular, donde está en contacto con la empaquetadura en los cilindros de doble acción.

g) Cigüeñal

Se encuentra instalado dentro de la montura y es el elemento que transmite la potencia del motor hacia las bielas.

h) Cojinetes

La mayoría de los compresores utilizan cojinetes hidrodinámicos, el aceite entra al cojinete a través de los agujeros de suministro, que van perforados estratégicamente a lo largo de la circunferencia del cojinete que suministran y distribuyen formando una película de aceite en el contacto entre las partes móviles y estacionarias.

i) Válvulas

Permiten la entrada y salida de gas al cilindro; en caso de cilindros de doble acción, existen válvulas de succión a ambos lados del cilindro, mientras que en cilindros de simple acción sólo se encuentran en un solo lado. Las válvulas pueden ser de placa, lengüeta y la más aplicada para gas natural la de discos concéntricos.

9.- SISTEMA DE TRANSPORTE POR DUCTOS

El transporte por ductos es el transporte de mercancías a través de una tubería.

Más comúnmente, los líquidos y gases son enviados, pero existen tubos neumáticos que utilizan aire comprimido los cuales pueden transportar cápsulas sólidas.

En cuanto a los gases y líquidos, sustancias químicamente estables se pueden enviar a través de un sistema de ductos. Por lo tanto las tuberías para aguas residuales, lodo, agua, o incluso de cerveza existen, pero sin duda los más valiosos son los destinados al transporte de petróleo crudo y productos refinados de petróleo como combustibles: el petróleo (oleoducto), el gas natural (red de

gas), y los biocombustibles. Este tipo de transporte es mucho más veloz (de 1 a 6 metros por segundo). Sin embargo, en la mayoría de los casos, todavía se utilizan barcos petroleros para este fin, por sus altos costos de construcción y tecnificación.

Los principales sistemas de ductos son: gasoductos, poliductos y oleoductos.

Gasoductos

Son sistemas que sirven para transportar los hidrocarburos en estado gaseoso, generalmente sus diámetros son grandes. Los gasoductos tienen carácter nacional e internacional. A nivel nacional el gas se usa para consumo domestico, como fuente de energía en fabricas metalúrgicas, fabricas de cemento etc. Es decir, para la industria. En un gasoducto tenemos las estaciones de compresión formado por los grupos compresores como la parte fundamental de esta instalación.

Son conducciones de acero o polietileno, que sirven para transportar gases combustibles a gran escala, por las que circulan a alta presión. Los gasoductos son tubos inmensos empleados para transportar gas natural. Los gasoductos pueden transportar combustible desde los pozos de producción hasta las refinerías y luego a terminales de almacenamiento y distribución. Muchos gasoductos son subterráneos.

Oleoductos

Son sistemas que sirven para transportar petróleo desde los campos petroleros hasta las refinerías y centros de comercialización. Generalmente sus diámetros son grandes comparados con los de los poliductos. En ciertas ocasiones, los oleoductos transportan el petróleo de un país a otro.

En un oleoducto se tienen se tienen las estaciones de bombeo formadas por los grupos de motobombas, como la parte fundamental de esta instalación.

Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo, sus derivados y biobutanol, a grandes distancias. La excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le denominan gasoductos a sus tuberías por estar en estado gaseoso a temperatura ambiente.

10.- CONCLUSIONES

Comprendimos la modalidad de transporte por ductos mediante la identificación y comparación de las características principales con respecto a las modalidades de transporte tradicionales.

Comprendí el concepto de emulsión, su formación y los distintos tipos de emulsiones.