Monografia de Tecnologia I

1

TECNOLOGIA DEL GAS NATURAL I

MONOGRAFIA COMPLETAPERSONAL

Estudiante : Ruddy Beymar Alegre

Carrera : Ingenieria Petrolera

Semestre: 7mo Semestre

Codigo : S2465-1

Docente : Ing. Orlando Melgar

Quevedo

2 TECNOLOGIA DEL GAS NATURAL I

Santa Cruz – Bolivia27 de Noviembre de 2012

TECNOLOGIA DEL GAS NATURAL I 3

INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN BOLIVIA

1.1 Reservas y Producción de Petróleo y Gas natural1.1.1Concepto de reserva

1.1.2 Clasificación de reservas.1.1.2.1 Reserva "In-Situ"1.1.2.2 Reserva Probada

Clase I(Cl - I)Clase I (Cl - II)

1.1.2.3 Reserva ProbableClase III(Cl - III)

1.1.2.4 Reserva Remanente

1.2 Concepto de Cantidad Recuperable

1.3 Síntesis Histórica 1.3.1 Reservas de Petróleo Crudo y Condensado1.3.2 Reservas de Gas Natural1.3.3 Reservas de Gas Natural al 1ro. de enero de 2005

1.4. Producción de Petróleo Crudo Condensado y Gas Natural1.3.1 Producción de Petróleo Crudo.1.3.2 Producción Neta de Gas Natural

1.5 Campos productores y empresas productoras en Bolivia1.6 Características del gas natural, composición 1.7 Derivados del gas natural: gasolina natural, GLP, GNV, GNL1.7 Usos y aplicaciones del gas natural

CAPÍTULO Nº 2

SISTEMAS DE ACONDICIONAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL


2.1 Generalidades de los sistemas2.2 Restricciones de los sistemas2.3 Los sistemas básicos modulares

2.3.1 Módulo de Reservorio2.3.2Módulo de Separación2.3.3Módulo de Acondicionamiento

2.3.4 Módulo de Procesamiento (Recuperación de líquidos: Gasolina natural, GLP)

2.3.4.1 Fraccionamiento2.3.4.2 Absorción2.3.4.3 Adsorción2.3.4.4 Refrigeración2.3.4.5 Procesos de turbo expansión (turbo expansores)

2.3.4.6 Recuperación de Azufre2.3.4.7 Licuefacción2.3.4.8 Procesos de manufactura

(petroquímica básica)2.4. Especificaciones de productos y términos de referencia

para el acondicionamiento, procesamiento y comercialización

2.4.1 Términos contractuales 2.4.2 Calidad y cantidad de gas2.4.3 Valor calórico del gas2.4.4 Presiones y temperaturas de entrega de gas

2.4.5 Términos contractuales para líquidos del gas natural Gasolina natural, condensados y GLP.

2.4.6 Resumen de las especificaciones de líquidos: Propano, Butano, Mezclas de ambos (GLP)

2.4.7 Almacenamiento de líquidos – Pérdidas por evaporación de productos volátiles (gasolina natural)

2.5 Especificaciones de los equipos y recipientes de proceso

2.5.1 Códigos de fabricación2.5.2 Cuerpo de recipientes2.5.3 Cabezales de recipientes2.5.4 Bridas y conexiones


2.5.5 Peso y espesores de las planchas de recipientes2.5.6 Configuración de los recipientes2.5.7 Equipos de separación Vapor – Líquido, Líquido

– Líquido, tipos, componentes2.5.8 Equipos de absorción y fraccionamiento2.5.9 Torres empacadas.

CAPÍTULO Nº 3

CONCEPTOS BÁSICOS DE TERMODINÁMICA APLICADOS AL GAS NATURAL

3.1 Principios del balance termodinámico en los proceso del gas natural

3.2 Principios de balance másico 3.3 Principios de balance energético3.4 Aplicaciones específicas3.5 El segundo principio de la termodinámica – entropía3.6 Relación entre las propiedades termodinámicas y

las variables de Presión – Volumen – Temperatura3.7 Combustión3.8 Unidades termodinámicas.

CAPITULO No. 4

COMPORTAMIENTO CUALITATIVO DE FASES

4.1 Comportamiento cualitativo de fases4.2 Regla de las fases o de gibs4.3 Sistemas de un solo componente, diagrama P-T de

una sustancia pura


4.4 Sistema de multicomponentes, diagrama de fases P-Tde multicomponentes.4.4.1 Condiciones del punto de equilibrio cricondentherm4.4.2 Condiciones del punto de equilibrio cricondenbar4.4.3 Región Retrógrada4.4.4 Efecto de la composición

4.5 Aplicaciones4.5.1 Comportamiento de los reservorios4.5.2 Bombeo de líquidos4.5.3 Operaciones de dos fases4.5.4 Procesos de refrigeración4.5.5 Predicciones de la fase envolvente

4.6 Comportamiento de los sistemas de dos fases vapor – líquido

4.6.1 Relaciones de equilibrio, la Constante de equilibrio K

4.6.2 Concepto de la presión parcial4.6.3 Valor de la constante de equilibrio K derivado

de la fugacidad4.6.4 Determinación y usos de la Presión de

Convergencia4.6.5 Predicción de los valores de K para fracciones

pesadas4.6.6 Tablas para la constante de equilibrio K4.6.7 Aplicaciones de los valores de la constante de

equilibrio K4.6.7.1 Determinación del punto de burbuja4.6.7.2 Determinación del punto de rocío4.6.7.3 Cálculos flash para el equilibrio4.6.7.4 Determinación de fases y etapas de separación4.6.7.5 Algunos cálculos de conversión de balances másicos4.6.7.6 Análisis de flujos mixtos4.6.7.7 Exactitud de los cálculos de equilibrio


4.7 Propiedades físicas de los hidrocarburos4.7.1 Ecuaciones de estado

Ecuación de Van der Wals, Ecuación de Benedict –Web-Rubin, Ecuación de Redlich-Kwong, R-KEcuación de Peng Robinson, PREcuación de WohlEcuación de Hall y YarboroughEcuación de Beattie BridgemanEcuación de Starling

4.8 Determinación del factor de compresibilidad z, concepto delos estados correspondientes4.8.1Método de Standing y Katz4.8.2Método de Refracción molecular de Eykman4.8.3Método de Pitzer – Factor acentrico4.8.4Método de Yarborough – Hall, Y-H4.8.5Método de Carlile – Gillett, CG4.8.6Correlación de Katz y regla de Kay4.8.7Aplicaciones a los gases ácidos

4.9Mezcla de gases4.10 Densidad de sistemas de hidrocarburos en

estado líquido4.11 Mezclas de sistemas de hidrocarburos gas –

líquido4.12 Contenido líquido de un gas4.13 Valor calórico de los gases4.14 Aplicaciones:

4.14.1 Cálculo de reservas de yacimientos de gas seco4.14.2 Cálculo de gradientes en un pozo de gas seco4.14.3 Presión de fondo en un pozo de gas cerrado

CAPITULO No. 5

FLUJO DE GAS EN TUBERÍAS


5.1 Introducción5.2 Fundamentos del flujo de gas

5.2.1 Tipos de regímenes de flujo de fases simples y número de Reynolds

5.2.2 Rugosidad en cañerías5.2.3 Factores de fricción5.2-4 Flujo laminar en fase simple5.2.5 Flujo turbulento parcial y total en fase simple5.2.6 Velocidad admisible de flujo en cañerías5.2.7 Presión de trabajo admisible en cañerías

5.3 Flujo horizontal5.4 Ecuación no iterativa para flujo horizontal del gas5.5 Ecuación de Weymouth5.6 Ecuación de Panhandie5.7 Ecuación modificada de Panhandie5.8 Ecuación de Clinedinst5.11 Flujo de gas vertical e inclinado en fase simple

5.11.1 Presión estática de Bottom – Hole5.11.2 Método de temperatura promedio y factor Z5.11.3 Método de Sukkar - Cornell5.11.4 Método de Cullender- Smith5.11.5 Presión de flujo de Bottom -Hole(FBHP)5.11.6 Método de temperatura y factor Z

5.12 Flujo anular de gas5.13 Flujo de gas sobre terreno montañoso

5.13.1 Corrección estática5.13.2 Corrección de flujo método general

5.14 Restricciones al flujo de gas5.14.1 Flujo subcrítico5.14.2 Flujo critico

Medición de flujo de gas

5.1 Introducción5.2 Fundamentos de la medición5.3 Atributos de los aparatos de flujo

5.3.1 Precisión5.3.2 Rango de medición


5.3.3 Alineamiento5.4 Clases de medidores de gas y Selección de medidores5.5 Métodos de medición

5.5.1 Método del diferencial depresión5.5.2 Método del orificio5.5.3 Venturimetro5.5.4 Toberas5.5.5 Tubo de pitot

5.6 Prueba de pozo por orificio5.7 Prueba de flujo crítico5.8 Métodos de desplazamiento

5.8.1 Turbinas5.8.2 Codo (Centrífuga)5.8.3 Fotómetro5.8.4 Flujo metro de vértice - vació5.8.5 Ultrasónico

5.9 MEDIDORES DE GASMEDICIÓN POR PLACA DE ORIFICIO5.9.1 Sistemas de medición por orificio , Tipos de

orificios5.9.2 Ubicación de los placas de orificio de medición5.9.3 Tamaño y ubicación del orificio

5.10 Medidas de presión y registro5.11 Cálculos de medición5.12 Factores que intervienen en la medición

5.12.1 Factor de orificio básico (Fb)5.12.2Factordeexpanión (Y)5.12.3 Factor de presión base (Fpb)5.12.4 Factor temperatura base (Ftb)5.12.5 Factor de temperatura fluyente (Ftf)5.12.6 Factor de gravedad específica(Fg)5.12.7 Factor de supercompresibilidad (Fpv)5.12.8 Factor manométrico (Fm)5.12.9 Factor de ubicación de manómetro (Fl)

5.13 Selección de orificios5.14 Factores que afectan la exactitud del orificio5.15 Problemas comunes a la medición


5.15.1 Formación de hidratos5.15.2 Vibración de flujo5.15.3 Bloqueamiento5.15.4 Gas-ácido

5.16 Otros tipos de medición

CAPITULO No. 6

TANSPORTE Y ACUMULACIÓN DE GAS

6.1 Introducción6.2 Sistemas de acumulación6.3 Caudal uniforme en un sistema de oleoducto simple6.4 Oleoductos en serie6.5 Oleoductos en paralelo6.6 Oleoductos en bucle6.7 Ecuaciones de oleoductos comúnmente usadas6.8 Caudal uniforme en red de oleoductos

6.8.1 Sistema de bucles cerrado6.8.2 Sistema de bucle simple

6.9 Flujo no uniforme en oleoductos6.9.1 Relaciones fundamentales6.9.2 Condiciones iniciales y limites6.9.3 Soluciones numéricas6.9.4 Método explícito de diferencias finitas6-9.5 Método implícito de diferencias finitas6.9.6 Método de las características

6.10 Flujo momentáneo6.10.1 Algunas soluciones aproximadas6.10.2 Descarga y purga6.10.3 Presión fluctuante al cierre de válvula6.10.4 Prueba de presión6.10.5 Manejo de la variable consumo -demanda en

caso de régimen constante de inyección6.10.6 Manejo de la variable consumo -demanda en

caso de régimen variable de inyección6.11 Flujo no uniforme en sistemas de oleoductos

6.11.1 Análisis simplificado para optimización del diámetro de cañerías


6.11.2 Análisis incluyendo costo de capital y tasas corporativas

6.12 Sistemas de Control y Regulación, sus principios6.12.1 Controladores de presión y temperatura6.12.2 Gravitómetros6.12.3 Reguladores de presión

CAPÍTULO No. 7

TRANSFERENCIA DE CALOR

7.1 Principios de transferencia de calor

7.1.1 Ecuaciones básicas

7.1.2 Transferencia de calor por Conducción

7.1.3 Transferencia de calor por Convección

7.1.4 Transferencia de calor por Radiación

7.1.5 Cálculo de la Temperatura Media Logarítmica TML

7.1.6 Flujo de calor

7.1.7 Calculo de las variables de transferencia de calor

7.1.8 Coeficientes peliculares

7.2 Equipos de transferencia de calor

7.2.1 Intercambiadores de calor

7.2.2 Condensadores

7.2.3 Evaporadores

7.2.4 enfriadores de aire


CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN A LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL EN BOLIVIA

1.1. Reservas y producción de petróleo y gas natural

1.1.1. Concepto de Reservas

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. En consecuencia, el concepto de reservas constituye tan sólo la parte recuperable y explotable de los recursos petroleros en un tiempo determinado.Por tanto, es importante aclarar que algunas de las partes no recuperables del volumen original de hidrocarburos pueden ser consideradas como reservas, dependiendo de las condiciones económicas, tecnológicas, o de otra índole, que lleguen a convertirlas en volúmenes recuperables.

1.1.2. Clasificación de las Reservas

1.1.2.1. Reservas “IN-SITU”


Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento de: El volumen de la roca productora. La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible. La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua. La profundidad, presion y temperatura de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

1.1.2.2. Reservas Probadas

Las reservas probadas, o reservas 1P se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.Dentro de las reservas probadas existen dos tipos:1)Las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de

los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.

2)Las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.

1.1.2.3. Reservas Probables

Las reservas probables se constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o


mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.

1.1.2.4. Reservas remanentes

Las reservas posibles, se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.

1.2. Concepto de cantidad recuperable

La inversión de un proyecto depende de la cantidad de hidrocarburo que se va a recuperar, para esto existen varios métodos para calcular la cantidad recuperable de hidrocarburo y son:

Método Volumétrico Cálculo por curvas de comportamiento de producción Cálculo por balance de materiales

1.3. Síntesis Histórica

1.3.1. Reservas de Petróleo Crudo y Condensado

Petróleo - reservas comprobadas: 465 millones de barriles (1 enero, 2010)


AñoPetróleo - reservas comprobadas

Posición

Cambio Porcentual

Fecha de la Información

2003

458.800.000 46Enero 2002 est.

2004

458.800.000 46 0,00 % 1 Enero 2002

2005

458.800.000 47 0,00 % 1 Enero 2002

2006

458.800.000 49 0,00 % 1 Enero 2002

2007

458.800.000 49 0,00 % 1 Enero 2002

2008

465.000.000 45 1,35 %1 Enero 2008 est.

2009

465.000.000 47 0,00 %1 Enero 2008 est.

2010

465.000.000 47 0,00 %1 Enero 2010 est.

2011

465.000.000 47 0,00 %1 Enero 2010 est.


Definición: Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de petróleo crudo en barriles. Reservas comprobadas son las cantidades de petróleo que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

1.3.2. Reservas de Gas Natural

Gas natural-reservas comprobadas: 750,4 miles de millones de metros cúbicos.

Año

Gas natural - reservas comprobadas

Posición

Cambio Porcentual


2003

727.200.000.000 27 Enero 2002 est.

2004

727.200.000.000 27 0,00 % 1 Enero 2002

2005

727.200.000.000 27 0,00 % 1 Enero 2002


2006

679.600.000.000 30 -6,55 % 1 Enero 2002

2007

679.600.000.000 30 0,00 %1 Enero 2005 est.

2008

750.400.000.000 29 10,42 %1 Enero 2008 est.

2009

750.400.000.000 29 0,00 %1 Enero 2008 est.

2010

750.400.000.000 29 0,00 %1 Enero 2010 est.

2011

750.400.000.000 29 0,00 %1 Enero 2010 est.

Definición: Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de gas natural en metros cúbicos. Reservas comprobadas son las cantidades de gas natural que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

1.3.3. Reservas de Gas Natural al 1ro. de enero de 2005

Reservas de Gas Natural (en trillones de pies cúbicos)

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Probadas P1

18.3 23.8 27.4 28.7 27.6 26.7

Probables P2

13.9 23 24.9 26.2 24.7 22

P1+ P2 32.2 46.8 52.3 54.9 52.3 48.7Posibles P3 17.6 23.2 24.9 24.2 24.1 15.2

1.4. Producción de Petróleo Crudo Condensado y Gas Natural


1.4.1Producción de Petróleo Crudo.

Petróleo - producción: 47,050 barriles/día (2010)

AñoPetróleo - producción

Posición

Cambio Porcentual


2003

44.340 57 2001 est.

2004

44.340 57 0,00 % 2001 est.

2005

39.000 61 -12,04 % 2004 est.

2006

42.000 62 7,69 % 2005 est.

2007

42.000 63 0,00 % 2005 est.

2008

61.790 58 47,12 % 2007 est.

2009

61.790 58 0,00 % 2007 est.

2010

47.050 64 -23,85 % 2009 est.


2011

47.050 65 0,00 % 2010 est.

Definición: Esta cifra es la cantidad total de petróleo producido en barriles por día. La discrepancia entre la cantidad de petróleo producido y / o importado y la cantidad consumida y / o exportada se debe a la omisión de cambios en el inventario, ganancias de refinería, y otros factores de complicación.

1.4.2Producción Neta de Gas Natural

Gas natural – producción: 14,2 miles de millones de metros cúbicos (2008)

AñoGas natural - producción

Posición

Cambio Porcentual


2004

4.050.000.000 46 2001 est.

2005

8.440.000.000 38 108,40 % 2004 est.


2006

6.720.000.000 42 -20,38 % 2003 est.

2007

10.050.000.000

36 49,55 % 2004 est.

2008

14.700.000.000

33 46,27 % 2007 est.

2009

14.700.000.000

34 0,00 % 2007 est.

2010

14.200.000.000

34 -3,40 % 2008 est.

2011

14.200.000.000

34 0,00 % 2008 est.

Definición: Esta cifra es el total de gas natural producido en metros cúbicos. La discrepancia entre la cantidad de gas natural producida y / o importada y la cantidad consumida y / o exportada se debe a la omisión de la variación de las reservas de inventario y otros factores de complicación.

1.5 Campos productores y empresas productoras en Bolivia


1.6. Características del gas natural

Se denomina gas natural a una mezcla de gases, cuyos componentes principales son hidrocarburos gaseosos.

Básicamente es un combustible de origen fósil que procede de la descomposición de materia orgánica.

No existe una teoría rigurosa sobre su formación pero se puede asegurar que proviene de un proceso análogo al de la formación del petróleo.

El gas natural se encuentra en la naturaleza en las llamadas “bolsas de gas “, bajo tierra, cubiertas por capas impermeables que impiden su salida al exterior.

El gas natural se puede encontrar acompañando al crudo en pozos petrolíferos (gas natural asociado) o bien en yacimientos exclusivos de gas natural (gas natural no asociado).


Está constituido principalmente por metano en proporciones que generalmente oscilan entre el 80% y el 90% del volumen, y aún más; el resto son hidrocarburos de orden superior, parafínicos en su casi totalidad con algunos isoparafínicos. Contiene también vapor de agua en proporciones variables de saturación y aún agua condensada y puede contener anhídrido carbónico, nitrógeno, hidrógeno sulfurado, helio, etc.El gas natural no contiene olefínicos, hidrocarburos éstos que se originan en procesos de destilación destructiva o reforming.

El poder calórico del gas natural es variable de acuerdo a su composición, estando comprendido generalmente entre 9.000 y 9.500 cal/m3, a menos que se trate de un gas con importante contenido de inertes o por el contrario de hidrocarburos pesados, siendo así de menor o mayor poder calórico respectivamente.

La densidad, medida respecto de la del aire tomada como unidad, oscila comúnmente entre 0,6 y 0,7 según sea el contenido de hidrocarburos condensables (propano y superiores), pudiendo aún ser mayor si fuese muy rico en estos últimos.

No tiene color ni olor, aunque para su detección, se incorpora un componente químico (mercaptano) que le proporciona un olor característico.

Según sea el contenido de gasolina se lo denomina gas rico o gas seco. Como zona límite entre ambos categorías puede establecerse una banda comprendida entre 10 y 20 litros de gasolina por cada 1.000 m3 de gas.

En caso de contener, el gas natural, anhídrido carbónico en proporciones tales que hagan que el poder calórico esté por debajo de los valores que especifiquen los contratos de venta, debe someterse a procesos de extracción del mismo, así como también del hidrógeno sulfurado u otros compuestos de azufre que lo hacen sumamente corrosivo y además inaceptable para ciertos usos industriales.

COMPOSICION DEL GAS NATURAL


Composición químicaRango (en %)Metano CH4………………………… 91-95Etano C2H6………………………… 2-6Propano C3H8…………………....... 0-2Butano C4H10…………………….... 0-1,5Pentano y superiores C5H12……... 0-1Dióxido de Carbono CO2…………. 0-2Nitrógeno N…………………………. 0-1

El poder calorífico del gas natural es variable de acuerdo a su composición, estando comprendido generalmente entre 9.000 y 9.500 Kcal/m3. Menos si es un gas con importante contenido de inertes o mayor si contiene muchos hidrocarburos pesados. La densidad, medida respecto la del aire tomado como unidad, oscila comúnmente entre 0,6 y 0,7 según sea el contenido de hidrocarburos condensables (propano y superiores).

1.7. Derivados del gas natural:

Gasolina Natural.-Gasolina que se encuentra en forma de rocío en el gas natural y que al igual que los condensados se recuperan del gas natural por enfriamiento o compresión. Es un líquido similar a la gasolina pero más ligero, volátil e inestable, debido a su menor peso molecular y a que contiene disueltos vapores de pentanos, butanos y propano; es además de bajo octano, por lo cual generalmente se somete a los procesos de fraccionamiento, reformación o isomerización, antes de mezclarse como componente de las gasolinas.


GLP.-

El gas licuado a presión (GLP) es la mezcla de gases condensables presentes el gas natural o disueltos en el petróleo.

Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo, sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica (FCC, por sus siglas en inglés Fluid Catalytic Cracking).

UsosLos usos principales del GLP son los siguientes: Obtención de olefinas, utilizadas para la producción de

numerosos productos, entre ellos, la mayoría de los plásticos. Combustible para automóviles, una de cuyas variantes es el

autogas. Combustible de refinería. Combustible doméstico (mediante garrafas o redes de

distribución).

GNV

Se denomina gas natural vehicular (GNV por sus siglas en español o NGV por sus siglas en inglés), al gas natural usado

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_ingl%C3%A9s

http://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_espa%C3%B1ol

http://es.wikipedia.org/wiki/Idioma_ingl%C3%A9s

http://es.wikipedia.org/wiki/Catalizador

http://es.wikipedia.org/wiki/Destilaci%C3%B3n_fraccionada

http://es.wikipedia.org/wiki/Destilaci%C3%B3n_fraccionada

http://es.wikipedia.org/wiki/Butano

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Temperatura

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Disoluci%C3%B3n


http://es.wikipedia.org/wiki/Condensaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas


como combustible vehicular. Muchas veces se usa el término gas natural vehicular como sinónimo de gas natural comprimido. Sin embargo, el GNV puede ser también gas natural licuado, que también es usado como combustible vehicular, aunque en muchísima menor medida.

GNL

El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -162 °C donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado.

Razones Para Licuar El Gas Natural

El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos pero, para grandes distancias, resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demanda de gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta su mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo.

USOS DEL GAS NATURAL

Uso doméstico: en el hogar se utiliza principalmente para la cocción de alimentos (estufas y hornos), servicio de agua caliente y calefacción. Adicionalmente se usa para el funcionamiento de

http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidrocarburo

http://es.wikipedia.org/wiki/Buque

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoducto

http://es.wikipedia.org/wiki/Gasoducto


http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural_licuado

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural_comprimido

http://es.wikipedia.org/wiki/Sin%C3%B3nimo

http://es.wikipedia.org/wiki/Veh%C3%ADculo

http://es.wikipedia.org/wiki/Combustible


artefactos como lavadoras y secadoras de ropa, equipos de refrigeración, neveras incineradores de basuras, etc.

Uso comercial: Se entiende como comercial el consumo citado para uso domiciliario pero referido a las colectividades (hospitales, colegios, hoteles, restaurantes, etc.)Uso industrial: El empleo del gas como elemento productor de calor ha permitido el desarrollo de muchos sectores de la industria debido principalmente a su capacidad de regulación, ausencia de cenizas y de azufre, etc.Los principales sectores industriales donde la utilización del gas es importante son: cerámica, vidrio, porcelana, cementos, textil, papel y la industria química.Utilización del gas en la producción de vapor

1.8. Aplicaciones del gas natural


CAPITULO 2

SISTEMAS DE ACONDICIONAMIENTO Y PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL

2.1. Generalidades de los sistemas Tratamiento

El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos.

Transporte y almacenamiento

Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión.Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energía pues el sistema es fijo y subterráneo.

El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dioxido de carbono, los comp onentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y terminales de regasificación.


Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico (spot).

2.2.Restricciones de los sistemas

La Cantidad y el análisis de los fluidos de ingreso La demanda del mercado (cantidad y precio) para los

productos procesados en el sistema. Las condiciones legales o cuasi legales impuestas para evitar

la quema de gas, la suscripción de contratos y convenios, así como los aspectos de política energética nacional, etc.

Factores de conservación del medio ambiente, tales como calidad de la mano de obra disponible, clima, costumbre locales, densidad de población, disponibilidad de servicios, etc.

El nivel de tolerancia al riesgo, técnico, político y económico. La cantidad y calidad de los datos disponibles.

2.3. Los sistemas básicos modulares 2.3.1. Módulo de Reservorio

En este módulo se calculan las reservas para los siguientes propósitos: Para estimar la cantidad y el valor básico de las reservas sean

éstas probadas y/o probables y determinar a su vez el valor de la Compañía

Para fines de aplicación de impuestos y regalías a las zonas productoras.

Como base para el planeamiento y desarrollo de los proyectos de perforación y producción, destinados a definir políticas de


Refinación, transporte, comercialización y distribución de hidrocarburos, facilidades y servicios.

Como una guía para ajustar los sistemas actuales de operación de los procesos.

La dificultad del cálculo de las reservas dependerá de las características de las fases de los fluidos en el reservorio, de la energía aprovechable y el carácter físico de la matriz que contienen los fluidos.

2.3.2. Módulo de Separación

En este módulo se efectúan cálculos de vaporización Flash para lograr la separación de ambos efluentes, líquido y vapor.

Si la principal corriente efluente es petróleo crudo conteniendo un % razonable de moléculas de hidrocarburos pesados (mayores que el octano), el cálculo se complica.

Los cambios en las condiciones de presión y temperatura modificarán la performance de los módulos subsecuentes.

2.3.3. Módulo de Acondicionamiento

Este módulo puede existir en uno o más puntos del sistema. Cuando el gas es comercializado, se deben conocer algunas de las siguientes restricciones o especificaciones: Contenido de agua (algunas veces expresado como el punto

de rocío de agua). Máximo punto de rocío de hidrocarburo. Contenido de azufre. Valor calórico especificado. Contenido de sólidos. Efluentes libres de líquido. Cantidades establecidas en contrato de venta Contenido de agua en la entrada de la corriente de gas (se

asume que el gas esta saturado con vapor de agua, hecho que no siempre es deseable).

2.3.5Módulo de Procesamiento (Recuperación de líquidos: Gasolina natural, GLP)


Existen varias alternativas: la Licuefacción total; y la licuefacción parcial,

La licuefacción total o parcial, siempre implica control de presión, temperatura y composición del sistema,

El diseño consiste en establecer condiciones de operación a un nivel adecuado, y la suficiente área de transferencia de masa entre las fases

Las herramientas básicas para este cálculo son los principios de comportamiento de fases, los cálculos flash, los balances de masa y energía y las consideraciones de transferencia de masa.

La presión es mantenida por control directo, la temperatura es controlada (algunas veces en forma indirecta) por adición o disminución de calor.

El control de la concentración, implica el uso de una superficie absorbente o el contacto de la corriente de gas con una cantidad y tipo de líquido que promueva la condensación (adsorción)

2.3.4.1. Fraccionamiento o recuperación de licuables o condensados

Permite separar todos los hidrocarburos líquidos del gas natural que consiste en varias etapas de separación que se logran a través de la destilación En la primera columna se separa el etano, en la segunda el gas licuado (propano y butano), y en caso necesario, en la columna despropanizadora se puede separar también el propano y butano y finalmente la nafta (pentanos, hexanos más pesados). El etano se comercializa con Pemex Petroquímica como carga de las plantas de etileno, el gas licuado se almacena y distribuye para su consumo nacional y la nafta se comercializa con Pemex Refinación, además de su exportación.2.3.4.2. Absorción

Consiste en separar el agua del gas mediante un proceso de absorción (Liquido-Gas). Los componentes de GLP se absorben físicamente en una corriente de hidrocarburo liviano y


posteriormente recuperado por destilación este se refrigera para mejorar su eficiencia.

La absorción de licuables se realiza en trenes absorbedores, utilizando un aceite absorbente de elevado peso molecular, el cual después de la sección de absorción donde se obtiene el gas natural, pasa a un reabsorbedor donde se produce gas combustible por la parte superior y el aceite con los líquidos absorbidos por la parte inferior, posteriormente pasan a una sección de vaporización y finalmente a la sección de destilación donde se separan los hidrocarburos ligeros obteniéndose al final una corriente líquida de etano mas pesados, similar a las de las plantas criogénicas, la cual pasa a la sección de fraccionamiento.

2.3.4.3. Adsorción

Dependiendo de la temperatura de absorción, este proceso consiste en tratar hidrocarburos líquidos con un peso molecular de 100 a 180.

El gas está en contacto con este líquido. La eficiencia de la condensación depende de la presión y

temperatura de contacto, las cantidades relativas de gas y la absorción de líquido, la cantidad de contacto proporcionada entre el gas y el líquido y el conocimiento del comportamiento de fases de los componentes individuales.

La absorción puede ser utilizada conjuntamente con la refrigeración para obtener alta eficiencia de recuperación a costos razonables.

2.3.4.4. Refrigeración

Este proceso consiste meramente en reducir la temperatura para promover la condensación, de varias maneras: Refrigeración por compresión. Absorción por refrigeración. Expansión a través de una turbina. Expansión a través de una válvula.


En cada uno de los 4 procesos, se debe considerar el módulo de recuperación de líquidos, ya sea en forma independiente o en combinación con cada uno de los cuatro procesos.

2.3.4.5. Recuperación de Azufre

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S.- Corrosión por presencia de H2S y CO2.- En la combustión se puede formar SO2 que es también

altamente tóxico y corrosivo.- Disminución del poder calorífico del gas.- Promoción de la formación de hidratos.- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es

necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de

carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un



sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 gPeso molecular del H2S = 34.ppm (V) = %(V)*104Granos/100PCN = (5.1)Miligramos/m³ = (5.2)

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas

1. Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

2. Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

3. Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de


calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

4. Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

5. Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

2.3.4.6. Licuefacción

Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros materiales y componentes que deben ser eliminados antes de que pueda ser licuado para su uso:

• Helio por su valor económico y por los problemas que podría producir durante el licuado;

• Azufre, corrosivo a equipos, dióxido de carbono que se solidifica en las condiciones de licuefacción, y mercurio, que puede depositarse en instrumentos y falsificar las mediciones;

• Agua, que al enfriar el gas se congelaría formando hielo o bien hidratos que provocarían bloqueos en el equipo si no se eliminaran;


• Hidrocarburos pesados, llamados condensado, que pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.

El GNL producido debe ser usado en procesos de combustión y por lo tanto hay que extraer algunos hidrocarburos para controlar su poder calorífico y el índice de Wobbe. Dependiendo del mercado final, la remoción de etano, propano y otros hidrocarburos debe estar controlada mediante una unidad de remoción de líquidos que puede estar integrada en el proceso de licuefacción. El gas natural está compuesto principalmente por metano y para poder ser licuado, deben sacarse los elementos que podrían solidificarse durante el proceso de licuefacción (agua y dióxido de carbono) y luego, se debe someter a enfriamiento a una temperatura de -161º C. Gracias a la licuefacción del gas natural, el volumen se reduce 600 veces. Es decir que gracias al proceso señalado, se puede transportar una gran cantidad del producto en barcos especiales, para luego en su destino final, efectuar el proceso inverso que lo llevará de líquido a gas. Con ello se obtiene un volumen 600 veces mayor al que se transportó en los barcos y que es en definitiva, el que puede distribuirse por cañerías a los diferentes centros de consumo. 2.4 Especificaciones de productos y términos de referencia para el

acondicionamiento, procesamiento y comercialización 2.4.1 Términos contractuales

La comercialización del gas natural implica que este reúna unas características especiales que lo hacen apto para su transporte y consumo, tanto industrial como doméstico. Estas características están reguladas en el contrato que se establece en la venta del gas.

Los principales parámetros que exigirá el comprador respecto del gas que le están suministrando serán:


• El poder calorífico que este posee.• La presión de suministro.• La humedad del gas.• Temperatura del gas.• La cantidad de sólidos que arrastra.• La no presencia de elementos indeseables como el anhídrido

carbónico o el sulfuro de hidrógeno. 2.4.2. Calidad y cantidad de gas

Cantidad. En todos los contratos, debe existir el compromiso tanto del vendedor como del comprador de suministra y comprar un volumen convenido de gas, de tal manera que ambas partes planifiquen sus operaciones a fin de evitar problemas posteriores, garantizando el proceso de compra-venta, generalmente en estos casos se conviene en fijar volúmenes mínimos y máximos. Calidad de suministro. El contrato de compra y venta de gas natural, debe contener cláusulas que exija el cumplimiento de las siguientes especificaciones para garantizar su calidad: 1. Valor calórico. Este puede ser expresado con un poder calorífico bruto, o neto o poder calorífico superior e inferior por unidad de peso o volumen de gas natural, o en termias (Kilocalorías). Cuando el gas contiene elementos no combustibles como el Nitrógeno y el anhídrido carbónico, pueden aplicarse algunos términos o factores para limitar esta cantidad en adición al poder calorífico. 2. Contenido de azufre. Esta exigencia en la especificación limita el contenido de compuestos de azufre, para prevenir la corrosión y el olor cuando se quema el gas. 3. Máxima temperatura. Se debe especificar una temperatura máxima de entrega, en el lugar de suministro. A menudo 15 C (60 F). 4. Contenido de agua (punto de roció). Esta especificación debe ser establecida como la masa de agua por unidad de volumen de


gas o como el máximo punto de rocío permitido a una presión especificada. 5. Punto de roció de hidrocarburo. En muchos contratos se especifica que el gas natural debe estar libre de líquidos, sólidos, polvo, gomas y constituyentes para formación de gomas. Sin embargo, se debe especificar el contenido de hidrocarburos condensables a través de la fijación del Punto de Rocío de Hidrocarburo máximo permitido a una determinada presión específica. 6. El gas natural debe ser producido en su estado natural de pozos gasíferos en forma de gas libre o de pozos petroleros en forma de gas asociado o deberá ser procesado adecuadamente para su venta utilización correcta. el procesamiento del gas natural, no debe alterar sustancialmente el contenido de hidrocarburos, salvo cuando se lo utiliza como materia prima. El Poder Calorífico Bruto, es el calor producido por la combustión del gas con una cantidad teórica de aire si el agua formada por la combustión es enfriada a la temperatura de referencia y luego condensada. El Poder Calorífico Neto es la cantidad comparable cuando el agua formada permanece en el estado de vapor. El valor calórico puede ser expresado en muchas unidades de

energía por ejemplo: 1 BTU = 1.055 KJ = 0.252 Kcal1 Kcal = 4.19 KJ = 3.97 BTU1 KJ = 0.239 Kcal= 0.948 BTUComúnmente se utiliza la Thermia que es equivalente a 105.500 KJ = 25.189 Kcal = 100.000 BTU Los principales factores que afectan a las especificaciones de los hidrocarburos líquidos pueden ser como sigue: • Todos los productos líquidos son producidos de un

fraccionamiento de separadores de una mezcla de componentes de diferentes presiones de vapor y sus


propiedades físicas. Estos son comúnmente conocidos como líquidos del gas natural o gasolina natural.

La comercialización de la gasolina natural normalmente, debe estar dentro los limites de las siguientes especificaciones: Presión de vapor: debe estar entre 10-35 PSI. Porcentaje de evaporación a 60 'C (140 °F). Punto final, que no es mayor a 190'C (375°F) Corrosión, no es corrosiva según pruebas especificadas Prueba doctor, es negativa. Color, no es más de 25 (Saybolt) Contenido de agua, debe ser especificado. Especificación de Líquidos.- Las especificaciones que se señalaran a continuación, son características que se utilizan a menudo para los diferentes productos líquidos: l) Propano comercial.- La composición del propano y/o propileno

debe ser del 95% a una presión de vapor que no exceda los 14.5 bares (210 psi) y a una temperatura de 38 °C (100'F), y con pruebas satisfactorias de sulfuro, residuos, sequedad y compuestos corrosivos.

2) Butano comercial- Este es un compuesto predominantemente de butano y/o butilenos y tiene una presión de vapor verdadero no mayor a 4,5 bar (70 psi) y 38°C (100°F).

3) Mezcla de Propano y butano. - Según la "especificación estándar el GLP no debería tener alta presión de vapor verdadero que el propano a 38°C (100°F) y debería pasar el 95% el punto de ebullición para el butano, pero la presión de vapor del producto a comercializar debería exceder rara vez el 8.5 bar (125 psi) y a 38°C (100'F).

4) Propano HD-5.- Este es un grado especial de propano para motor fuel y otros usos que no debería tener una presión de vapor mas que 13.5 bar. (200 psi) a 38°C (100°F).

5) Etano comercial. - Esto en primer lugar son cargas químicas para la manufactura de plásticos y materiales asociados. Las


especificaciones vanan pero usualmente son rigurosos con los contaminantes que pueden afectar al proceso.

6) Mezclas di-ctanizados .- Un incremento de las tuberías de línea puede - contaminar el propano, butano y gasolina natural.

Para una mejor información se adjunta a esta descripción la tabla de las especificaciones de los derivados de los hidrocarburos. Calidad del suministro.- Por lo general, el contrato de compra-venta de gas natural debe establecer cláusulas que exijan el cumplimiento de ciertas especificaciones técnicas del producto (Normas ASTM), para garantizar su calidad de acuerdo a exigencias de las partes intervinientes, los cuales son los siguientes:

2.4.3. Valor calórico del gas

Definimos el poder calorífico como la energía que se desprende en la combustión completa de la unidad de masa o de volumen del combustible. Aquí convendría diferenciar los conceptos de poder calorífico superior e inferior.

Poder calorífico inferior (PCI), se denomina así al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone en estado de vapor con los demás productos de la combustión. Poder calorífico superior (PCS), se denomina así al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone líquida (condensada) en los productos de combustión. En los contratos de compra de gas suelen definir el poder calorífico inferior del gas que suele situarse en 950 Btu/scf. Dado que el nitrógeno no tiene un considerable poder calorífico, en algunos casos, cuando el gas no alcanza las mínimas exigencias en cuanto al poder calorífico, se procederá a la retirada de este nitrógeno del caudal de gas, este proceso se realizará mediante plantas de baja temperatura o con membranas permeables.


Por tanto la diferencia entre PCS y PCI es igual por definición al calor de condensación del vapor de agua resultante de la combustión del combustible. La relación PCI/PCS depende de la proporción de los elementos carbono e hidrogeno presentes en gas combustible. Para los gases combustibles más usuales el valor de PCI/PCS ronda el valor de 0,9.

Generalmente el valor del gas depende de su poder calorífico, de todas formas si existiera un mercado para el etano, propano, butano, etc., puede ser rentable comprimir estos componentes del gas aunque rebajemos su poder calorífico. En algunos casos, cuando el gas es suministrado como combustible residencial, los contratos de venta pueden pedir restringir los contenidos de componentes altos del Btu, por lo que habrá que tratar este gas para minimizar su contenido.

El gran número de combustibles gaseosos de origen diverso y distintas categorías ha hecho que se clasifiquen en diferentes categorías. La norma española UNE 60.002 clasifica los gases combustibles según un parámetro, llamado índice de Wobbe, que resulta del cociente entre el poder calorífico superior y la raíz cuadrada de la densidad relativa del gas.Los combustibles gaseosos se clasifican según este parámetro en:

Primera familia:

Pertenecen a esta familia el gas manufacturado, el gas de coquería y el gas mezcla de hidrocarburo aire de bajo índice de wobbe (aire metanado o propano)Segunda familia:

Pertenecen a esta familia los gases naturales y las mezclas hidrocarburo aire de alto índice de wobbe (aire propanado).

Tercera familia:

Pertenecen a esta familia los GLP, gases licuados del petróleo (Propano y butano comerciales).


2.6 Especificaciones de los equipos y recipientes de procesoLos recipientes de procesos en las plantas químicas son de dos

tipos: Aquellas sin componentes interno, llamadas tanques (tanks) o

depósitos (drums), cuya función principal es el almacenamiento inicial, intermedio o final de los fluidos del proceso o la separación de dos fases liquido – vapor o liquido – liquido.

Aquellas con componentes internos, son las carcasas de los intercambiadores de calor, reactores, mezcladoras, columnas de separación y otros.

2.6.1 Códigos de fabricación

2.6.2 Cuerpo de recipientes


Los recipientes de proceso consisten fundamentalmente en una carcasa cilíndrica con unos cabezales soldados o atornillados. Si son de diámetro < 24 in. La carcasa es de tubería standard.

2.6.3 Cabezales de recipientes

Los cabezales pueden tener distintas configuraciones y sus dimensiones a través de formulas simplificadas son:


2.6.5 Bridas y conexiones

Brida es el elemento que une dos componentes de un sistema de tuberías, permitiendo ser desmontado sin operaciones destructivas, gracias a una circunferencia de agujeros a través de los cuales se montan pernos de unión.

2.6.6 Torres empacadas

Las torres empacadas, o torres de relleno, utilizadas para el contacto continuo del líquido y del gas tanto en el flujo a contracorriente como a corriente paralela, son columnas verticales que se han llenado con empaque o con dispositivos de superficie grande. El líquido se distribuye sobre éstos y escurre hacia abajo, a través del lecho empacado, de tal forma que expone una gran superficie al contacto con el gas.


CAPÍTULO Nº 3

CONCEPTOS BÁSICOS DE TERMODINÁMICA APLICADOS AL GAS NATURAL3.1 Principios del balance termodinámico en los proceso del gas naturalLos principios de conservación de Masa y Energía establecen que ni la una ni la otra pueden ser creadas o destruidas, pero si pueden ser modificadas en sus formas. Estos principios constituyen la base para la Formulación de Modelos Matemáticos que representen al proceso que desea reproducirse. Se estudia la transformación de la energía de una forma a otra. Muchas conclusiones importantes pueden ser derivadas desde las dos leyes fundamentales de la termodinámica.El balance de energía (primera ley) y la segunda ley que establece que en un proceso que involucra transferencia de calor, parte de la energía puede ser únicamente transferida de una región de temperatura alta hacia una región de temperatura baja.El análisis termodinámico de un proceso conduce a conclusiones concernientes con la factibilidad y eficiencia de los diversos pasos que integran un proceso.La termodinámica también permite determinar la composición de fases en equilibrio y para predecir la distribución de especies químicas en reacción que alcanzan el estado de equilibrio.


La cinética predice la rapidez con la cual un compesto químico reacciona. Datos sobre rapidez de reacción son necesarios para el diseño de reactores químicos industriales.3.2 Principios de balance másico

Ingreso de Masa = Salida de Masa + Acumulación de Masa

3.3 Principios de balance energético

El principio de balance de materiales o primera ley de la termodinámica nos dice que todo lo que entra en un sistema debe ser igual a todo lo que sale del mismo, entonces podemos mostrarlo en la siguiente ecuación de energía:

La transferencias de energías pueden ser de 5 tipos: energía cinética, energía potencial, energía interna, trabajo y calor. La energía producida dentro del sistema será a causa de una reacción química, o causada por un campo magnético. Es decir, que la variación de energía interna del sistema es independiente del proceso que haya sufrido. En forma de ecuación y teniendo en cuenta el criterio de signos termodinámico esta ley queda de la forma: ΔU = Q - W

3.4 Aplicaciones específicas

Sistemas cerrados

Un sistema cerrado es uno que no tiene intercambio de masa con el resto del universo termodinámico. También es conocido como masa de control. El sistema cerrado puede tener interacciones de

http://es.wikipedia.org/wiki/Masa_de_control

http://es.wikipedia.org/wiki/Criterio_de_signos_termodin%C3%A1mico


trabajo y calor con sus alrededores, así como puede realizar trabajo a través de su fronteraSistemas abiertos

Un sistema abierto es aquel que tiene entrada y/o salida de masa, así como interacciones de trabajo y calor con sus alrededores, también puede realizar trabajo de frontera.

Sistemas abiertos en estado estacionario

El balance de energía se simplifica considerablemente para sistemas en estado estacionario (también conocido como estado estable). En estado estacionario se tiene ΔEsistema = 0

3.5 El segundo principio de la termodinámica – entropía

Este segundo principio nos dice que la cantidad de entropía del universo tiende a incrementarse en el tiempo. Este principio nos señala que la materia y la energía no se pueden crear ni destruir, si se transforman. Además esta ley nos indica el sentido de dicha transformación.Tomando en cuenta que la entropía solo puede darse para estados en equilibrio, por lo tanto parámetros como la temperatura, presión y volumen, deberán ser definidos únicamente para estados en equilibrio. Entonces podríamos decir que en un estado de equilibrio, los valores que toman los parámetros característicos de un sistema termodinámico cerrado son tales que maximizan el valor de una cierta magnitud que está en función de dichos parámetros, llamada entropía.[

3.6 Relación entre las propiedades termodinámicas y las variables de Presión – Volumen – Temperatura

La termodinámica nos dice tenemos 2 tipos de variables:

Extensivas: que dependen de la cantidad de materia, ej. el volumen.

http://es.wikipedia.org/wiki/Segundo_principio_de_la_termodin%C3%A1mica#cite_note-1

http://es.wikipedia.org/wiki/Entrop%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Tiempo

http://es.wikipedia.org/wiki/Universo

http://es.wikipedia.org/wiki/Entrop%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Trabajo_(f%C3%ADsica)

http://es.wikipedia.org/wiki/Trabajo_(f%C3%ADsica)


Intensivas: que son independientes de la cantidad de materia, ej. P, T. Cualquier sistema o materia cuenta tanto con variables intensivas porque son propias del sistema en sí, y con variables extensivas, según las cuales puede cambiar el estado de un sistema. De acuerdo a esto tendremos:

Homogéneos: las propiedades termodinámicas tiene los mismos valores en todos los puntos del sistema. El sistema está constituido por una sola fase.

Heterogéneos: las propiedades termodinámicas no son las mismas en todos los puntos del sistema. El sistema está constituidos por varias fases,

3.7 Combustión

Se entiende por combustión a toda reacción química que va acompañada de gran desprendimiento de calor; puede ser sumamente lenta, de tal manera que el fenómeno no vaya acompañado de una elevación de temperatura sensible a nuestros sentidos, como sucede en la oxidación del hierro en el aire húmedo, fenómeno conocido como combustión lenta, o con desprendimiento de calor muy rápido, como la detonación. En toda combustión, el elemento que arde se denomina combustible y el que produce la combustión, comburente. Una combustión es la reacción del oxígeno con diversas sustancias, en general el carbono y el hidrógeno. En la mayoría de los casos el portador del oxígeno es el aire; el nitrógeno (salvo en la gene- ración de los NOx) y los demás componentes del aire no reaccionan con el combustible, por lo que en muchos cálculos no se tienen en cuenta.

3.8 Unidades termodinámicas.

Algunas unidades son mostradas a continuación

Magnitud Nombre Símbolo

Volumen metro cúbico

m3


Masa kilogramo

kg

Tiempo segundo s

Presión pascal Pa

Temperatura termodinámica

kelvin K

Cantidad de sustancia mol mol

Entropía joule por kelvin

J/K

Presión y tensión bar bar

Energía electronvolt

eV


CAPITULO No. 4

COMPORTAMIENTO CUALITATIVO DE FASES

4.1 Comportamiento cualitativo de fases

La mejor forma de estudiar el comportamiento cualitativo de sistemas de hidrocarburos es a través de diagramas de fases. Por medio de estos diagramas, puede conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura, es decir, si existe 1, 2 o 3 fases (gas, liquido, sólido) en equilibrio a las condiciones impuestas.Aunque sabemos que en los yacimientos no existen sistemas de un solo componente sino una mezcla de ella, es conveniente comenzar por entender el comportamiento de los componentes puros. Esto ayuda a comprender las propiedades de sistemas de una sola fase y más complejos (hidrocarburos), tal como ocurren en los yacimientos.

4.2 Regla de las fases o de gibs

Mediante una regla sencilla que Gibbs dedujo originalmente, puede predecirse información útil en lo que respecta a los equilibrios de fases:f = c – p + 2 donde c es el número de componentes y p es el número de fases presente en un sistema. El número de grados de libertad (f) proporciona el número de variables (presión, temperatura y composición) que debe fijarse para describir completamente al sistema. Por ejemplo, en un gas puro, se tiene un solo componente y una sola fase, de modo que f = 2. Esto significa que para describir completamente al sistema, sólo tienen que conocerse dos de las tres variables P, V y T. La tercera variable puede calcularse a partir de las ecuaciones de estado.Si se considera el diagrama de fases del agua, en la región de la fase pura (sólido, líquido o gas), de nuevo se tienen dos grados de libertad, lo cual significa que la presión puede variarse independientemente de la temperatura. Sin embargo, a lo largo de las fronteras sólido-líquido, líquido-vapor o sólido-vapor, f= 1,


en consecuencia, para cada valor de presión, sólo puede haber un valor específico de temperatura.Por último, el punto triple, tiene 3 fases y el resultado de la ecuación es cero, es decir, el sistema está fijado totalmente y no es posible variación alguna.A diferencia de lo anterior, cuando existe más de un componente, por ejemplo, una solución binaria y las fases líquido-vapor están en equilibrio, la regla de las fases queda de la siguiente forma: f = 4-2 = 2. Como la temperatura es fija, cualquiera de una de las variables presión, fracción molar en el líquido o fracción molar en el gas es suficiente para describir el sistema.

4.3 Sistemas de un solo componente, diagrama P-T de una sustancia pura

Un sistema compuesto por un solo componente (una sustancia pura) puede presentarse como vapor, líquido o sólido, dependiendo de las condiciones depresión y temperatura. La figura ilustra un diagrama típico de presión-temperatura, P-T, para un sistema de hidrocarburos de un solo componente. A la izquierda de la línea DHF, el sistema es sólido y a la derecha de la línea FHC, el sistema es todo gas o vapor. En la parte comprendida por DHC, el sistema es todo líquido. A las condiciones de presión y temperatura que caen exactamente sobre las líneas, ocurren sistemas de equilibrio. Por ejemplo, los puntos de línea FH representan condiciones de sistemas sólido-gas (vapor) en equilibrio; los puntos sobre la línea DH representan condiciones cíe sistemas sólido-líquido en equilibrio y finalmente, los puntos sobre la línea HC representan condiciones del sistemas líquido-gas (vapor) en equilibrio. A estas condiciones de equilibrio, existen dos fases en el sistema. El punto C es el punto crítico. Por encima de la presión y temperatura críticas solo existe una fase y en esta zona se habla de un "fluido". Tal como antes se menciono, las propiedades intensivas del vapor y líquido son idénticas en este punto.


El punto H es conocido como punto triple, el cual indica la presión y temperatura a la que las tres fases: sólido, líquido y vapor, coexisten bajo condiciones de equilibrio.Aplicando la Regla de Fases de Gibbs a sistemas de un solo componente. C = 1 y por tanto F + P = 3. A lo largo de la línea HC se presentan dos fases en equilibrio o sea P = 2 y por lo tanto F = 1, es decir, el sistema tiene un grado de libertad, la varianza es igual a uno y se dice que es univariante. Para determinar el estado del sistema, es suficiente especificar bien sea presión o temperatura. Al mismo tiempo todas las propiedades intensivas, tanto del líquido como del vapor, pueden ser definidas. En el punto "h", sólo existe una fase o sea P = I y por tanto F = 2, es decir, el sistema tiene dos grados de libertad, la varianza es igual a dos y se dice que es bivariante. En este caso, se requiere tanto la presión como la temperatura para fijar el estado del sistema y determinar las propiedades intensivas. En el punto triple, existen tres fases en equilibrio y por tanto F = O. En este caso, el sistema tiene cero grados de libertad, la varianza es igual a cero y se dice que es invariante ya que todas las propiedades intensivas están debidas.En resumen, para un sistema de un sólo componente, cuando existe sólo una fase, el sistema es bivariante; cuando existen dos fases en equilibrio, el sistema es univariante y cuando existen tres fases en equilibrio el sistema es invariante.


4.4 Sistema de multicomponentes, diagrama de fases P-Tde multicomponentes.

En estos sistemas se adiciona la composición al diagrama de fases para una sustancia pura la envolvente de fases en una superficie paralela plana, paralela al eje de la temperatura en el diagrama P-T, para sistemas multicomponentes esta envolvente de fases no es plana y tiene espesor el cual se refleja como una función de la composición.

4.4.1 Condiciones del punto de equilibrio cricondentermico

Es el punto de temperatura máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de composición presión-temperatura, de fluidos de yacimientos, es decir, sistemas de hidrocarburos complejos. Temperatura máxima a la cual dos fases pueden existir, (máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases), temperatura 250°F y la presión a 1700psia.

CARACTERISTICAS:

• Envolvente de fases

• Composición definida

• Criconderbar (N)

• Cricondentermica (M)

• Punto crítico (C)

• Región Retrograda


4.4.2 Condiciones del punto de equilibrio cricondenbar

Presión máxima a la cual las fases liquido y vapor pueden coexistir. Para componentes puros, el cricondembárico es igual a la presión crítica del componente.

4.4.3 Región Retrógrada Cualquier región, en el diagrama presión-temperatura de un sistema, donde se produce condensación o vaporización en sentido inverso a lo que normalmente ocurre, es decir, donde existe comportamiento retrógrado. Área dentro de la envolvente de fase donde ocurre condensación de liquido por una disminución en la presión o un incremento en la temperatura (contrario al comportamiento normal).


4.4.4. Efecto de la composición

- Dos de las líneas son las curvas de presión de vapor de los componentes puros (c1, c3) que terminan en sus puntos críticos.

- La línea punteada representa la tangente a todas las envolventes de fase posible en el punto critico.

- Se observa que al variar la composición cambia la forma y localización del la envolvente.

- La localización critica muestra que la posición del punto critico depende de la composición.

- La precisión en la predicción de liquido a recuperar depende de la calidad obtenida para los datos de las fases.

- La predicción precisa del punto de rocío y burbuja pede ser critico para el diseño y operación.

4.5 Aplicaciones

4.5.1 Comportamiento de los reservorios

Zona l. Si la temperatura del yacimiento está por encima del punto cricondertémico (T= 300F y P= 3700 Ipca) punto (A). Aquí se puede asegurar, que el punto representa un yacimiento de gas (Gas Seco o Gas Húmedo)

Zona ll. La (T) se encuentra entre el punto cricondetérmico y la crítica, si la (P) tiene un valor que solo exista una sola fase en el yacimiento. En este caso la fase gaseosa. Si estas condiciones se cumplen en el punto (B), en donde la temperatura tiene un valor de 180 F, y la presión sea 3300 Ipca. A medida que Ia presión disminuya, debido a la producción, la composición del fluido producido tendrá igual composición, que la composición del fluido producido en el punto (B) y permanecerá constante hasta que se alcance la presión del punto de rocío (B1).

Zona lll. Aquí (T= 75F y (P=3000 Ipca) punto (D). Aquí el fluido se encuentra en la fase líquida. Estos yacimientos se denominan. Yacimientos Su saturados, en vista que existe deficiencia de gas.


4.5.2 Bombeo de líquidos

Cuando se realiza la aplicación del comportamiento cualitativo de fases Una variante también muy utilizada consiste en bombas de líquidos, generalmente petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos profundos o dirigidos, en cual se tiene que idéntica en estado de flujo que va por la bomba a través del bombeo de líquidos

4.5.3 Operaciones de dos fases

Una de las operaciones de dos fases mas realizadas es la separación de la parte liquida con la fase gaseosa, es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.

http://www.monografias.com/trabajos14/manufact-esbelta/manufact-esbelta.shtml

http://www.monografias.com/trabajos10/macroecon/macroecon.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/bombas/bombas.shtml


4.5.4 Procesos de refrigeraciónLa refrigeración es el proceso que consiste en el mantenimiento y supervisión de la temperatura (a un valor menor a la del medio ambiente) de un objeto o espacio. La reducción de temperatura se realiza extrayendo energía del cuerpo, generalmente reduciendo su energía térmica, lo que contribuye a reducir la temperatura de este cuerpo. La gama de aparatos de refrigeración para la enseñanza y software de ordenador de la empresa ha sido diseñada para enseñar a los estudiantes los principios básicos de la refrigeración, para así asegurarse de que la próxima generación de ingenieros sea capaz de comprender y contribuir a los cambios fundamentales que están ahora dándose lugar en la industria de la refrigeración.4.5.5 Predicciones de la fase envolvente

De las líneas son las curvas de presión de vapor de los componentes puros que terminan en sus puntos críticos la línea punteada representa la tangente a todas envolventes de fase posible en el punto crítico (localización critica) se observa que al variar la composición cambia la forma y localización de la envolvente la localización crítica muestra que laposición del punto crítico depende de la composición la precisión en la predicción de liquido a recuperar depende de la calidad obtenida para los datos de las fases

4.6 Comportamiento de los sistemas de dos fases vapor – líquido

Las curvas binodales pueden interceptar a la curva del punto de burbuja. Cuando esto sucede, se da origen al fenómeno de equilibrio vapor/líquido/líquido. Un sistema binario, que consiste en dos fases líquidas y una fase de vapor en equilibrio, tiene ( de acuerdo con la regla de las fases) sólo un grado de libertad. Para una presión dada, la temperatura y las composiciones de las tres fases son fijas. En un diagrama de temperatura/composición, los puntos que representan los estados de las tres fases en equilibrio caen en una línea horizontal en T”

4.6.1 Relaciones de equilibrio, la Constante de equilibrio K


http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_t%C3%A9rmica


Se define la constante de equilibrio K como el producto de las concentraciones en el equilibrio de los productos elevadas a sus respectivos coeficientes estequiométricos, dividido por el producto de las concentraciones de los reactivos en el equilibrio elevadas a sus respectivos coeficientes estequiométricos, para cada temperatura.4.6.2 Concepto de la presión parcial

La presión parcial de un gas, en atmósferas, en una mezcla o solución sería aproximadamente la presión de dicho gas si se eliminaran repentinamente todos los demás componentes de la mezcla o solución y sin que hubiese variación de temperatura. La presión parcial de un gas en una mezcla es la medida de la actividad termodinámica de las moléculas de dicho gas y, por lo tanto, es proporcional a la temperatura y concentración del mismo.

4.6.4 Determinación y usos de la Presión de Convergencia

La presión de convergencia Pk, puede definirse como la presión a la cual todos los valores de K aparentemente convergen a la unidad (1.0) a la temperatura del sistema, en otras palabras es la presión para un sistema a una temperatura dada, cuando ya no es posible la separación del vapor y liquido.Los métodos más exactos para la determinación de la presión de convergencia requieren un proceso de tanteo, donde esta presión se supone y luego se calcula. Cuando el valor supuesto y el calculado coinciden dentro de una aproximación normal, el último valor calculado se toma como la presión de convergencia del sistema.

4.6.5 Predicción de los valores de K para fracciones pesadas

Existen varios métodos para conocer los valores de K para fracciones pesadas a continuación nombrare algunos de ellos:

http://es.wikipedia.org/wiki/Concentraci%C3%B3n


http://es.wikipedia.org/wiki/Mol%C3%A9cula

http://es.wikipedia.org/wiki/Termodin%C3%A1mica


http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Presi%C3%B3n_atmosf%C3%A9rica

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas


Del análisis de laboratorio, a la fracción más pesada generalmente se obtiene la gravedad y el peso molecular, con estos valores se pueden interpolar en las curvas de constantes de equilibrio entre las cuales se encuentre el peso molecular de las fracciones más pesadas.

El método de Winn no solo es aplicable para obtener las constantes de equilibrio.

4.6.5 Tablas para la constante de equilibrio K

A continuación observaremos algunas de las tablas más importantes y que son utilizadas por GPSA para el cálculo de la constante de equilibrio K.


4.6.7 Aplicaciones de los valores de la constante de equilibrio K

La constante de equilibrio K es aplicable para la determinación de: Determinación del punto de burbuja Determinación del punto de rocío Cálculos flash para el equilibrio Determinación de fases y etapas de separación Algunos cálculos de conversión de balances másicos Análisis de flujos mixtos Exactitud de los cálculos de equilibrio

4.6.7.1 Determinación del punto de burbuja

Para determinar el punto de burbujeo depende de las condiciones que uno tenga, si se conoce la composición y se conoce la temperatura a la cual se desea la presión de burbujeo se supone la presión.A continuación se determinan los valores de la constante de equilibrio a las condiciones de presión supuesta y


temperatura conocida, se multiplica cada valor de Z = X por el valor correspondiente de K.

Si la sumatoria de los productos es igual a la unidad o se encuentra dentro de los límites de error permisibles, el valor supuesto de la presión de burbuja es correcto de lo contrario se vuelve a estimar una presión y se prosigue con el procedimiento mencionado.

4.6.7.2. Determinación del punto de rocío

Para determinar el punto de rocío se realizara el mismo procedimiento para el cálculo del punto de burbuja donde Z = Y, con la diferencia que se utilizara la siguiente ecuación.

Si la sumatoria de la división entre Y vs K es igual a la unidad o cercano el valor supuesto de la presión de rocío es correcto

4.6.7.3 Cálculos flash para el equilibrio

Para la determinación de fases se utiliza el método por tanteo, donde se supone un valor de V y se hace la adición indicada por la siguiente ecuación con los valores de Z y K dados.

Si la sumatoria da igual a la unidad el valor de V es el correcto y son las fracciones molares de los componentes de la fase liquida, si no es igual a la unidad se repite el procedimiento anterior.


El valor de V varia con respecto a la constante K dependiendo de esta constante el valor de V debe disminuirse o aumentarse.

Una vez calculado el valor de X se calcula el valor de Y utilizando la siguiente ecuación:

4.6.7.4 Determinación de fases y etapas de separación

Antes de realizar un cálculo de fases es conveniente saber si las condiciones de separación del sistema corresponden a la región de dos fases, si el sistema está en el punto de burbuja, de rocío o si está en la región de una sola fase.Los siguientes pasos ayudan a determinar lo anteriormente

mencionado:

a)Si Σz/ΣK y ΣzK son mayores que la unidad, el sistema está en dos fases.

b) Si ΣzK es menor que la unidad, el sistema es todo líquido.c)Si Σz/ΣK es menor que la unidad, el sistema es todo vapor.d) Σz/ΣK y ΣzK ambos no pueden ser menor que la unidad.

4.6.7.5 Algunos cálculos de conversión de balances másicos

Algunos cálculos de conversión de balance másico la constante K puede ser utilizada para la determinación de las fracciones tanto de gas (Y) como de liquido (L).

Reemplazando:


4.6.7.6 Análisis de flujos mixtos

El medidor de flujo multifásico está diseñado para medir la tasa de flujo volumétrico total de petróleo, agua y gas de un pozo produciendo a condiciones de línea. Esas tasas de flujo son convertidas a condiciones estándar con un paquete PVT (incluido en la corriente del software).Dos mediciones básicas son hechas en la sección de medición: Una sección Venturi, la cual mide el producto de la tasa de flujo másico total la tasa de flujo volumétrica total. Un densitómetro nuclear de rayo Gamma, que provee la densidad y composición de la mezcla (que es la fracción de cada componente) en la garganta del Venturi.

Principio Operativo del Medidor de Flujo Multifásico Los regimenes de flujos están a menudo imposibles de identificar, particularmente porque aparecen como combinaciones de los patrones de flujo identificados. Las dificultades para manejar variaciones en regimenes de flujo son los parámetros más importantes que influencian el funcionamiento de los medidores multifásicos. Se usa entonces un mezclador de flujo que acondiciona el flujo en un régimen de flujo conocido al nivel de la sección de medición. De esta manera, el diseño del medidor es independiente de los patrones de flujo variados, como aparece en líneas de flujo multifásico.

4.7 Propiedades físicas de los hidrocarburos

4.7.1.1 Ecuaciones de estado

En física y química, una ecuación de estado es una ecuación constitutiva para sistemas hidrostáticos que describe el estado de agregación de la materia como una relación matemática entre la temperatura, la presión, el volumen, la densidad, la energía interna y posiblemente otras funciones de estado asociadas con la materia.


Las ecuaciones de estado son útiles para describir las propiedades de los fluidos, mezclas, sólidos o incluso del interior de las estrellas. Cada substancia o sistema hidrostático tiene una ecuación de estado característica dependiente de los niveles de energía moleculares y sus energías relativas, tal como se deduce de la mecánica estadística.

El uso más importante de una ecuación de estado es para predecir el estado de gases y líquidos. Una de las ecuaciones de estado más simples para este propósito es la ecuación de estado del gas ideal, que es aproximable al comportamiento de los gases a bajas presiones y temperaturas mayores a la temperatura crítica. Sin embargo, esta ecuación pierde mucha exactitud a altas presiones y bajas temperaturas, y no es capaz de predecir la condensación de gas en líquido. Por ello, existe una serie de ecuaciones de estado más precisas para gases y líquidos. Entre las ecuaciones de estado más empleadas sobresalen las ecuaciones cúbicas de estado. De ellas, las más conocidas y utilizadas son la ecuación de Peng-Robinson (PR) y la ecuación de Redlich-Kwong-Soave (RKS).

Hasta ahora no se ha encontrado ninguna ecuación de estado que prediga correctamente el comportamiento de todas las sustancias en todas las condiciones.Además de predecir el comportamiento de gases y líquidos, también hay ecuaciones de estado que predicen el volumen de los sólidos, incluyendo la transición de los sólidos entre los diferentes estados cristalinos.

Modelo matemático de estado más usado

Analizando el comportamiento de los gases que se puede observar en los diagramas PVT o PV, se han propuesto muchos modelos matemáticos distintos que


se aproximan a dicho comportamiento. Sin embargo, estos modelos no pueden predecir el comportamiento real de los gases para todo el amplio espectro de presiones y temperaturas, sino que sirven para distintos rangos y distintas sustancias. Es por eso que, según las condiciones con las cuales se esté trabajando, conviene usar uno u otro modelo matemático.

En las siguientes ecuaciones las variables están definidas como aparece a continuación; se puede usar cualquier sistema de unidades aunque se prefieren las unidades del Sistema Internacional de Unidades:

P = Presión (atmósferas)V = Volumenn = Número de molesν = V/n = Volumen molar, el volumen de un gmol de gas o líquidoT = Temperatura (K)R = constante de los gases (8,314472 J/mol·K) o (0,0821 atm·L/gmol·K) Modelo matemático ideal - ley del gas

La ecuación de los gases ideales realiza las siguientes aproximaciones:

1. Considera que las moléculas del gas son puntuales, es decir que no ocupan volumen.

2. Considera despreciables a las fuerzas de atracción-repulsión entre las moléculas.

Tomando las aproximaciones anteriores, la ley de los gases ideales puede escribirse

ν es el volumen específico, que se define como el volumen total sobre la masa (con unidades en gramos, kilogramos, libras, etc.) o como el volumen total sobre


la cantidad de materia (medida en gramos moles, libras moles, etc.). El primero se denomina volumen específico másico y el segundo volumen específico molar. Para la expresión anterior se utiliza el volumen específico molar. Si se quiere expresar en función del volumen total, se tiene: PV = nRTAdemás, puede expresarse de este modo

donde ρ es la densidad, γ el índice adiabático y u la energía interna. Esta expresión está en función de magnitudes intensivas y es útil para simular las ecuaciones de Euler dado que expresa la relación entre la energía interna y otras formas de energía (como la cinética), permitiendo así simulaciones que obedecen a la Primera Ley. El factor de compresibilidad z

Si bien hay muchos modelos matemáticos distintos, todos de pueden generalizar mediante la siguiente expresión:

z es lo que se denomina factor de compresibilidad, que representa cuán alejado estamos del modelo ideal de los gases. Si z vale 1, entonces el modelo ideal es aplicable. Sin embargo, los valores de z pueden variar entre 0 y 1, e incluso puede tomar valores mayores a 1. La desviación z se puede calcular con cualquiera de los modelos matemáticos. De la ecuación anterior sale que

Si se resuelve lo anterior para los distintos modelos, se puede hallar z. Según qué modelo estemos usando, el z expresará la desviación de ese modelo respecto al


modelo ideal. Si estamos trabajando a cierta presión y temperatura, tendremos cierto valor de volumen específico. Si tenemos una medición experimental del volumen específico, podemos expresar

donde νi es el volumen específico molar ideal y νr el volumen específico molar real (medido). La expresión anterior sirve también para hallar z usando el volumen específico calculado con el modelo ideal y el calculado con otro de los modelos matemáticos.

Ecuación de Van der Wals La ecuación de Van der Waals es una ecuación que generaliza la ecuación de los gases ideales, haciendo entrar en consideración tanto el volumen finito de las moléculas de gas como otros efectos que afectan al término de presiones. Tiene la forma:

Nótese que ν es el volumen molar. En esta expresión, a, b y R son constantes que dependen de la sustancia en cuestión. Pueden calcularse a partir de las propiedades críticas de este modo: De la gráfica Pv, podemos observar que el punto crítico (para cada compuesto) presenta las siguientes características:1. Es un máximo, ya que es el punto mayor de la campana, por lo que la derivada primera en ese punto, al tratarse de un extremo, debe ser cero.

2. Es un punto de inflexión de la isoterma crítica, ya que en ese punto dicha isoterma cambia de concavidad,


por lo que la derivada segunda en ese punto debe ser cero.

De las dos condiciones de arriba, y como el punto crítico pertenece tanto a la campana como a la isoterma crítica, podemos sacar dos ecuaciones:

Ambas evaluadas en el punto crítico, o sea usando valores de temperatura, presión y volumen específico críticos. De esta forma podemos despejas a y b de las ecuaciones, ya que tenemos 2 ecuaciones y 2 incógnitas (conocemos las propiedades críticas de los compuestos). Si resolvemos, nos queda lo siguiente:

Si además usamos la siguiente ecuación, que es válida en utilizando las propiedades críticas para hallar el z crítico, cuyo valor coincide para la misma familia de gases,

Si reemplazamos el volumen crítico por la relación de arriba, llegamos a las ecuaciones de a y b:


La ecuación de Van Der Waals fue una de las primeras que describía el comportamiento de los gases visiblemente mejor que la ley del gas ideal. En esta ecuación a se denomina el parámetro de atracción y b el parámetro de repulsión o el volumen molar efectivo. Mientras que la ecuación es muy superior a la ley del gas ideal y predice la formación de una fase líquida, sólo concuerda con los datos experimentales en las condiciones en las que el líquido se forma. Mientras que la ecuación de Van Der Waals se suele apuntar en los libros de texto y en la documentación por razones históricas, hoy en día está obsoleta. Otras ecuaciones modernas sólo un poco más difíciles son mucho más precisas.

Ecuación de Redlich-Kwong, R-K

Donde:

R= constante de los gases (8.31451 J/mol·K) Introducida en 1949, la ecuación de Redlich-Kwong fue una mejora considerable sobre las otras ecuaciones de la época. Aún goza de bastante interés debido a su


expresión relativamente simple. Aunque es mejor que la ecuación de Van der Waals, no da buenos resultados sobre la fase líquida y por ello no puede usarse para calcular precisamente los equilibrios líquido-vapor. Sin embargo, puede usarse conjuntamente con expresiones concretas para la fase líquida en tal caso. La ecuación de Redlich-Kwong es adecuada para calcular las propiedades de la fase gaseosa cuando el cociente entre la presión y la presión crítica es menor que la mitad del cociente entre la temperatura y la temperatura crítica.

Ecuación de Peng Robinson, PR

R = constante de los gases (8,31451 J/mol·K)

Donde ω es el factor acéntrico del compuesto.

La ecuación de Peng-Robinson fue desarrollada en 1976 para cumplir los siguientes objetivos:1. Los parámetros habían de poder ser expresados en función de las propiedades críticas y el factor acéntrico.


2. El modelo debía ser razonablemente preciso cerca del punto crítico, particularmente para cálculos del factor de compresibilidad y la densidad líquida.3. Las reglas de mezclado no debían emplear más que un parámetro sobre las interacciones binarias, que debía ser independiente de la presión, temperatura y composición.4. La ecuación debía ser aplicable a todos los cálculos de todas las propiedades de los fluidos en procesos naturales de gases.

Generalmente la ecuación de Peng-Robinson da unos resultados similares a la de Soave, aunque es bastante mejor para predecir las densidades de muchos compuestos en fase líquida, especialmente los apolares.

Ecuación De Peng Robinson, Pr

La ecuación de Peng-Robinson cumple los siguientes objetivos:

Los parámetros habían de poder ser expresados en función de las propiedades críticas y el factor acéntrico.

El modelo debía ser razonablemente preciso cerca del punto crítico, particularmente para cálculos del factor de compresibilidad y la densidad líquida.

Las reglas de mezclado no debían emplear más que un parámetro sobre las interacciones binarias, que debía ser independiente de la presión, temperatura y composición.

La ecuación debía ser aplicable a todos los cálculos de todas las propiedades de los fluidos en procesos naturales de gases.

Generalmente la ecuación de Peng-Robinson da unos resultados similares a la de Soave, aunque es bastante


mejor para predecir las densidades de muchos compuestos en fase líquida, especialmente los apolares. R = constante de los gases (8,31451 J/mol·K)

R = constante de los gases (8,31451 J/mol·K)

Donde ω es el factor acéntrico del compuesto.

Ecuación De Wohl

Esta ecuación contiene tres constantes, también obtenidas a partir de las propiedades críticas (presión, temperatura, volumen. La ecuación es:

p= RTV−b

− aT V (V−b )

+ c

T2V 3


Donde:

a=6 PcTcVc2

b=Ve4

C=4 pC Tc2Vc3

RTcPeVc

=154

Ecuación De Hall Y Yarborough

En una forma muy practica, un tipo de ecuación de estado de esferas duras, para su uso en la industria del gas natural.

Z= PρRT

=1+ y+ y2− y3

(1− y )3

(14,76−9,76 t+4,58 t 2 )ty+(90,7−242,2 t+42 ,4 t 2) ty(1,18+2,82 t)

b PcRT C

=2,45e(−1,2 (1−1)2 )97

y=b ρ498

Donde: b= constantes de Vander Waals, Ec.55, pie3/lbmol,


t=1/Tg=Tc/T=T%/T, inverso de la temperatura reducida.Si b de la Ec.97 se sustituye en la Ec.98, y se despeja densidad , se obtiene:

Reemplazando densidad en la ec.96, primera igualdad, tenemos :

sustituir la ec.100 en la ec.96 y multiplicamos por y, llegamos a:

Ecuación De Beattie Bridgeman


En ella Z=PV/RT, de donde:

En esta ecuación ,A0,B0,a,b y c son constantes para cada componente puro. En el caso de mezclas, se has desarrrolado diferentes reglas de combinación para determinar las constantes respectivas.

Ecuación De Starling

Es una ecuación similar a la de BWR, Igualmente , la presión (P) esta expresada en función de la densidad molar, la temperatura absoluta y una serie de constantes . en este caso, son once constantes, en lugar de ocho, las que contiene la ecuación de BWR. Ellas


son:A0,B0,CO,E0,a,b,c,d,α y γ . La ecuación es la siguiente:

La anterior ecuación es usada para el cálculo de las propiedades termodinámicas de hidrocarburos (entalpia, entropía, fugocidad, densidad, etc.) y constantes de equilibrio

4.8 Determinación del factor de compresibilidad z, concepto delos estados correspondientes

4.8.1 Método de Standing y Katz

Este método es el más popular para calcular el factor de compresibilidad de gases dulces y que contengan pequeñas cantidades de gases no hidrocarburos. Se basa en la Figura 1,5, donde Z está representada gráficamente en función de la presión y la temperatura reducida o más comúnmente seudorreducidas.

Los valores de Psc y Tsc se calculan por la regla de kay y se modifican por medio de ajuste, (Fsk) calculando con:

donde:


A= fracción molar (CO2+H2S) ., y B= fracción molar de H2SLa ec.111 se representa gráficamente en la fig.No. 1-6 La temperatura y la presión pseudorreducida se ajustan en la forma siguiente:

Modificar la solución seria:

b) de la fig.No. 1-5: Z=0,667

Si se utiliza el método de standing-katz sin modificar el valor de Z,(Tsc= 610/494,27=1,23 y Psr=3.000,0/815,48=3,68) , de la fig.No. 1-5, seria 0,60.


4.8.2 Método de Refracción molecular de Eykman

La ecuación de refracción molecular de Eykman es:

La tabla No 1-5 , presenta los valores de EMR para la mayoría de los componentes del gas natural. Para hidrocarburos parafinicos normales se ha encontrado que:

Esta ecuación presenta una correlación bastante exacta y puede usarse para determinar el EMR de la fracción más pesada de un sistema, a partir de su peso molecular. En caso de conocerse la densidad de la fracción más pesada, puede emplearse otra figura para determinar el EMR.


4.8.3 Método de Pitzer – Factor acéntrico

En este caso, el factor de compresibilidad se calcula con la ecuación:

donde Zº y Z‘ son funciones de la presion y la temperatura reducidas, Pr y Tr, del sistema y pueden obtenerse de tablas. W es el denominado factor acéntrico de Pitzer.El factor acentrico de Pitzer esta definido por:

donde Prº = presion de vapor reducida = Pº/Pc, para una temperatura reducida, Tr = T/Tc = 0,7.El factor acentrico de cualquier sistema puede considerarse como una medida de la desviacion del comportamiento de un fluido simple, o sea, la desviacion del sistema del principio de estado correspondientes. Para un fluido simple, el factor acentrico w = 0.El metodo de Pitzer para determinar Z, aunque es muy exacto en la forma descrita, no es muy apropiado para su uso con computadores, debido a la dificultad para programar los valores de Zº y Z’.


4.8.4 Método de Yarborough – Hall, Y-H

Este método se basa en la solución de las Ecs. 100 y 101.

La solución de la Ec. 97

Permite determinar un valor de ‘ y ‘; luego este valor se reemplaza en la Ec. 100 y se determina el valor de Z.Como en el caso anterior, para la solución de la Ec. 101 se emplea el método de Newton Raphson.

4.8.5 Método de Carlile – Gillett, CG

Los valores de Z del grafico de Standing Katz pueden expresarse como una serie de polimonios en funcion de presion seudorreducida, Psr y con polimonios a temperatura seudocriticas Tsr constantes. Tales polimonios poseen diferentes grado, no mayor de 8, y tienen la siguiente forma:


para Tsr = constante y donde n<= 8. Los coeficientes An se determinan para 17 diferentes isotermas. Ademas, a altas presiones seudocriticas, las isotermas presentan una porcion lineal, en la cual se usan 17 ecuaciones lineales.

4.8.6 Correlación de Katz y regla de Kay

Cada mezcla de gases tendra su propia temperatura y presion criticas verdaderas y para conocerlas habria que determinarlas experimentalmente. Sin embargo, con el fin de estudiar el comportamiento de las mezclas, Kay ha introducido el conceptonde temperatura seudocritica y presion seudocritica o temperatura critca promedio molar y presion critica promedio molar. En forma similar al caso de peso molecular aparente, si en una mezcla gaseosa de n coponentes, yi es la fraccion molar del componente i de presion critica Pci y temperatura critica Tci, luego,

Las Ec.. 40 y 41 para determinar propiedades seudocriticas de mezclas no han dado resultados satisfactorios, especialmente cuando la mezcla contiene moleculas o componentes no similares.

4.8.7 Aplicaciones a los gases ácidos

El metodo de Standing y Katz para gases dulces ha sido modificado con el fin de aplicarlo a gases agrios (gases que contienen H2S y/o CO2), Whichert y Aziz utilizaron rangos de temperatura entre 40 ºF y 300 ºF, presiones


variables entre 0 y 7000 lpcm, y gases acidos (CO2 y H2S) con una concentracion del 80 % o menos. Los valores de Psc y Tsc se calculan por la regla de Kay y se modifican por medio de un factor de ajuste (Fsk), calculado con:

Donde: A= fracción molar de (CO2+H2S), yB= fracción molar de H2S

La temperatura y la presion seudorreducidas se calculan de la forma siguiente:

Con estos valores, se calcula la presion y la temperatura seudorreducidas. El factor Z se determina luego con la fig. 1-5.

4.9 Mezcla de gases

A veces es necesario mezclar hidrocarburos, por ejemplo: diferentes gases que convergen por diversas lineas de conduccion a una sola. Si se conocen las cantidades de cada gas y su composicion, se puede determinar la composicion de la mezcla resultante. En general, el metodo consiste en calcular la proporcion en que se mezclan con base molar. Con la composicion se obtiene la cantidad mezclada de cada gas y se suman estos resultados; esta sumatoria se convierte en fraccion molar para obtener la composicion de la mezcla.


4.10 Densidad de sistemas de hidrocarburos en estado líquido

La densidad de un sistema de hidricarburos, en estado liquido y bajo condiciones normales, se determina facilmente en el laboratorio con un pignometro o areometro. Sin embargo, muchas veces se dispone de un analisis u otras propiedades de mezclas de hidrocarburos y se desea conocer la densidad que tendra tal sistema a determinadas condiciones de presion y temperatura.Existen varios metodos para determinar la densidad de los hidrocarburos liquidos. Algunos de los principales son los siguientes:

Metodo de la Refraccion Molecular de Eykman Metodo grafico de la GPSA Metodo de Standing Katz

4.11 Mezclas de sistemas de hidrocarburos gas – líquido

A veces es necesario conocer la composicion resultante al mezclar gases y liquidos, de composiciones conocidas, en determinadas proporciones y a ciertas condiciones de presion y temperatura. Por ejemplo: en operaciones de levantamiento artificial, el gas se inyecta al pozo y se mezcla con el petroleo (liquido) que produce el pozo. Algunas veces se requiere de la composicion de la mezcla resultante, conociendo el gas inyectado por unidad de liquido producido por el pozo. Tambien se presenta este problema en operaciones de reciclo de gas, etc.Para calcular la composicion de una mezcla de gas y liquido se calcula la proporcion en la cual se deben mezclar y luego se procede en forma similar a realizar la combinacion de los hidrocarburos, como se ha visto antes. Para calcular los moles


de un determinado volumen de liquido, es necesario conocer la densidad del liquido a las condiciones de la mezcla.


4.12 Valor calórico de los gases

4.13Aplicaciones

4.13.1 Cálculo de gradientes en un pozo de gas seco

Los moles de gas en un pie cubico de espacio poroso en el yacimiento son p/zRT . El peso molecular de un gas es 28.97 x GE lb po mol. Por consiguiente , el contenido de libras po pie cubico, es deci, la densidad del gas en el yacimiento es :

ρ = 28,97 x≥x P

Z RT


El gradiente del fluido del yacimiento en libras por pie pulgada por pie se obtiene dividiendo la densidad, en libras por pie cubico, por 144 pulg²/pie² , convirtiendo la ecuación en :

Gradiente del gas = 0,01875 x≥x p

z xT

4.13.2 Presión de fondo en un pozo de gas cerrado

Cuando se perfora un pozo la presión del fluido de perforación, se ejerce sobre los costados del pozo y la mayor presión hidrostática se presenta en el fondo del agujero. Sin embargo la presión requerida al circula el lodo por el espacio anular también actuar sobre las paredes del agujero. Esta presión pocas veces excede los 14 kg/ cm² ( 200 lb / pulg ² ) pero otras presiones adicionales se originaran por la contrapresión del lado del espacio anular o por el movimiento de tubería causada por sondeo o pistoneo.Por lo que la presión total en el fondo de un pozo de acuerdo al evento puede llegar a ser la suma de los cuatro concepto siguientes:

Pf = Ph + ( PCTP O PCTR ) + Friccion + ( ó ) – PISTONEO / SONDEO

DONDEPf = Presion de fondo en el pozo ( Kg/cm² o lb/ pulg² )Ph = Presion hidrostática de los fluidos en el pozo ( Kg/cm² o lb/pulg² )PCTP = Presion de cierre supeficial en T.P. ( Kg/cm² o lb/pulg²)PCTR = Presion de cierre supeficial en T.R. ( Kg/cm² o lb/pulg²)FRICCION = Perdida de presión por friccion en el

espacio anular ( Kg/cm² o lb/pulg²)


PISTONEO/SONDEO = Variaciones de presión por movimiento de tubería, al meter o sacar (Kg/cm² o lb/pulg²)

CAPITULO No. 5

FLUJO DE GAS EN TUBERÍAS

5.1 Introducción

La determinación exacta de la pérdida de presión de un fluido compresible que circula por una tubería requiere un conocimiento de la relación entre presión y volumen específico; esto no es fácil de determinar para cada problema particular. Los casos extremos b considerados normalmente son el flujo adiabático (P’VV, = constante) y el flujo isotérmico (P’V, = constante). El flujo adiabático se supone que ocurre en tuberías cortas y bien aisladas. Esto es debido a que no se transfiere calor desde o hacia la tubería, excepto la pequeña cantidad de calor que se produce por fricción que se añade al flujo.

El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante se considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson’ demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy cerca del flujo isotérmico para presiones muy altas.


Como la relación entre presión y volumen puede adoptar cualquier otra forma (P’r<: = constante)Llamado flujo poli trópico, la información específica en cada caso es prácticamente imposible.

La densidad de los gases y de los vapores varía considerablemente con la presión; por lo tanto, si la caída de presión entre P1, y P2 en la figura 1-6 es grande, la densidad y la velocidad cambian de manera significativa.

5.2 Fundamentos del flujo de gas

5.2.1 Tipos de regímenes de flujo de fases simples y número de Reynolds

Las investigaciones de Osborne Reynolds han demostrado que el régimen de flujo en tuberías, es decir, si es laminar o turbulento, depende del diámetro de la tubería, de la densidad y la viscosidad del fluido y de la velocidad del flujo. El valor numérico de una combinación adimensional de estas cuatro variables, conocido como el número de Reynolds, puede considerarse como la relación de las fuerzas dinámicas de la masa del fluido respecto a los esfuerzos de deformación ocasionados por la viscosidad. El número de Reynolds es:

Para estudios técnicos, el régimen de flujo en tuberías se considera como laminar si el número de Reynolds es menor que 2 000 y turbulento si el número de Reynolds es superior a 4 000. Entre estos dos valores está la zona denominada “crítica” donde el régimen de flujo es impredecible, pudiendo ser laminar, turbulento o de transición, dependiendo de muchas condiciones con posibilidad de variación. La experimentación cuidadosa ha determinado que la zona laminar puede acabar en números de Reynolds tan bajos como 1 200 o extenderse hasta los 40 000, pero estas condiciones no se presentan en la práctica.

5.2.2 Rugosidad en cañerías


Cuando el flujo es turbulento (R, > 4000) el factor de fricción depende no sólo del número de Reynolds, sino también de la rugosidad relativa de las paredes de la tubería, E/d, es decir, la rugosidad de las paredes de la tubería (E) comparada con el diámetro de la tubería (d). Para tuberías muy lisas, como las de latón extruido o vidrio, el factor de fricción disminuye más rápidamente con el aumento del número de Reynolds, que para tuberías con paredes más rugosas.

Como el tipo de la superficie interna de la tubería comercial es prácticamente independiente delDiámetro, la rugosidad de las paredes tiene mayor efecto en el factor de fricción para diámetros pequeños. En consecuencia las tuberías de pequeño diámetro se acercan a la condición de gran rugosidad y en general tienen mayores factores de fricción que tuberías del mismo material pero de mayores diámetros.

La información más útil y universalmente aceptada sobre factores de fricción que se utiliza en la fórmula de Darcy, la presentó L.F. Moody. El profesor Moody mejoró la información en comparación con los conocidos diagramas de factores de fricción, de Pigott y Kemler, 25,26 incorporando investigaciones más recientes y aportaciones de muchos científicos de gran nivel.


5.2.3 Factores de fricción

Los factores de la fricción, de acuerdo con el diagramade Moody, l8 se utilizan normalmente con la fórmula simplificada para flujo compresible. Sin embargo, si los mismos factores de fricción de lasFórmulas de Weymouth o Panhandle) se usan en la formula simplificada, se obtienen resultados idénticos.

El factor de fricción de Weymouthz4 se define como:

Éste coincide con el factor de fricción de Moody para flujo completamente turbulento para tuberías de 20 pulgadas de


diámetro interior. Sin embargo, los factores de fricción de Weymouth son mayores que los de Moody para pasos inferiores a 20 pulgadas y más pequeños para pasos superiores a 20 pulgadas.

El factor de fricción de Panhandle3 se define como:

En la escala de flujos a que se limita la fórmula de Panhandle, se tienen factores de fricción inferiores a los obtenidos a partir de los datos de Moody así como para la fórmula de friccion de Weymouth. En consecuencia, los caudales obtenidos por la fórmula de Panhandle son normalmente mayores que los obtenidos por la fórmula simplificada para flujo compresible,con los factores de fricción de Moody o la formula de Weymouth.

5.2-4 Flujo laminar en fase simple

En las instalaciones de tuberías, el flujo cambia de régimen laminar a turbulento dentro de límites del número de Reynolds de 2000 a 4000. El numero de Reynolds critico inferior es 2000, que se reconoce por lo general como el límite superior al aplicar la ley de Poiseulle para flujo laminar en tuberías rectas

El flujo laminar con numero de Reynolds superior a 2000 es inestable , y la zona critica y límite inferior de la zona de transición, mezcla turbulenta y movimiento laminar, pueden alteernarse de modo imprevisto.


5.2.5 Flujo turbulento parcial y total en fase simple

La caída de presión en líquidos que fluyen puede calcularse a partir de la fórmula de Darcy o de los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas.

Cuando el gasto o caudal está dado en kilogramos por hora o en libras por hora (W), utilícense las siguientes ecuaciones para convertir a litros por minuto o galones por minuto (Q) o a metros cúbicos por segundo (q).

5.2.6 Velocidad admisible de flujo en cañerías

La velocidad media de fluidos compresibles en tuberías puede calcularse mediante las fórmulas dadas a continuación o utilizando los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas respectivas.


5.2.7 Presión de trabajo admisible en cañerías

La caída de presión debida al flujo de fluidos compresibles puede calcularse a partir de la fórmula de Darcy o de los nomogramas de las páginas siguientes. Los nomogramas son una solución gráfica de las fórmulas correspondientes.

Cuando el gasto o caudal está expresado en metros cúbicos/hora (pies cúbicos/hora) en condiciones normales (q’d, úsense las siguientes ecuaciones o los nomogramas de la páginaB-2, para convertirlos a kilogramos/hora (libras/hora).

5.3 Flujo horizontal

Entonces, la fórmula para la descarga en una tubería horizontal puede escribirse de la siguiente manera:


Esta es equivalente a la ecuación para flujo totalmente isotérmico, si la tubería es larga y también para tuberías más cortas cuando la relación entre la pérdida de presión y la presión inicial es pequeña. Como los problemas de flujo de gas se expresan normalmente en términos de metros.


5.4 Ecuación no iterativa para flujo horizontal del gas

Otras fórmulas usadas comúnmente para el flujo de fluidos compresibles en tuberías largas y q no son iterativas:

5.5 Ecuación de Weymouth

5.6 Ecuación de Panhandie

Para tuberías de gas natural entre 6 y 24 pulgadas de diámetro y números de Reynolds entre 5 x 106 a 14 x 106 y S, = 0.6:

5.7 Ecuación modificada de Panhandie


5.8 Ecuación de Clinedinst

Considerando la ecuación

Considerando flujo horizontal y que la temperatura T se representa por el valor correspondiente a la temperatura promedio, la ecuación se transforma en:

La ecuación es conocida como la ecuación de Clinedinst para un flujo de gas a través de una tubería horizontal, en la solución de esta ecuación se requiere del conocimiento del perfil de temperatura a lo largo de la tubería y proceder a dividir la tubería en un número determinado de tramos y luego obtener el valor de la integral mediante técnicas de integración numéricas.

5.11 Flujo de gas vertical e inclinado en fase simple

La pérdida de presión debida al flujo es la misma en una tubería inclinada, vertical u horizontal. Sin embargo, la diferencia de presión debida a la diferencia de altura debe considerarse en los cálculos de caída de presión

La ecuación general de la pérdida de presión, conocida como la fórmula de Darcy y que se expresa en metros de fluido, es: h, =


fLv2/D 2g,,. Esta ecuación también puede escribirse para obtener la pérdida de presión en newtons por m* (pascals) sustituyendo las unidades correspondientes de la manera siguiente:


5.11.1 Presión estática de Bottom – Hole

La presión diferencial estática se mide mediante un manómetro conectado a anillos piezométricos situados en la entrada y a la salida de la posición de prueba 1 en el tramo angular o de la posición de prueba 2 en el tramo recto. El anillo piezométrico de salida para el tramo angular sirve como entrada para el tramo recto. La pérdida de presión para la tubería, medida entre los anillos piezométricos, se resta de la pérdida de presión del conjunto válvula y tubería hallándose la pérdida de presión debida sólo a la válvula.

5.11.2 Método de temperatura promedio y factor Z

El flujo isotérmico o flujo a temperatura constante considera que ocurre muy a menudo, en parte por conveniencia, o más bien, porque se acerca más a la realidad de lo que sucede en las tuberías. El caso extremo de flujo isotérmico sucede en las tuberías de gas natural. Dodge y Thompson’ demuestran que el flujo de gas en tuberías aisladas está muy alto.

Como la relación entre presión y volumen puede adoptar cualquier otra forma (P’r<: = constante) Llamado flujo poli trópico, la informaci0n específica en cada caso es prácticamente imposible.


5.11.3 Método de Sukkar – Cornell

Considerando la condición estática en el flujo de un gas B=0 sobre la ecuación

El lado izquierdo se ha resuelto para varios valores de presione y temperaturas seudo reducidas.

5.11.4 Método de Cullender- Smith

Para la condición estática en el flujo de un gas F=0 sobre la ecuación:

Luego, para flujo ascendente:

5.11.5 Presión de flujo de Bottom -Hole(FBHP)

El cálculo de la presión fluyente en el fondo de un pozo si se conocen ó han sido medidas las propiedades en el cabezal de un pozo, involucra un proceso para determinar el incremento de la presión ejercida por el peso de la columna de gas (ubicada entre el cabezal y el fondo del pozo), el cambio de la energía cinética y las pérdidas de la energía debido a la fricción.


Usando la ecuación fundamenta para el flujo de gas

Despreciando el efecto de la energía cinética

Esta ecuación representa la ecuación fundamental para determinar la presión bajo condiciones fluyentes.

5.11.6 Método de temperatura y factor Z

Considerando en las ecuaciones, la temperatura y el facto de compresibilidad evaluado a las condiciones promedio son representativas del comportamiento del fluido en el flujo de gas a través de una tubería, así como también la presión en el término correspondiente a la energía cinética, se tiene¨:

Desarrollando y combinándola con la ecuación fundamental del flujo de ga


5.12 Flujo anular de gas

Un régimen en el que el líquido fluye más claro en el centro de la tubería y el fluido contenido es el más pesado en una película delgada sobre la pared del tubo. El líquido más ligero puede ser una niebla o una emulsión. Flujo anular se produce a altas velocidades del líquido encendedor, y se observa tanto en pozos verticales y horizontales. A medida que aumenta la velocidad, la película puede desaparecer, como el flujo de vapor o el flujo de emulsión. Cuando la interfaz entre los fluidos es irregular, el término de flujo ondulado anular puede ser usado.

5.13 Flujo de gas sobre terreno montañoso

En terreno sinuoso o montañoso se deberá evitar pérdidas de presión originadas por aire atrapado en la línea. Esta situación se puede presentar cuando existe aire en el sistema que se acumula en las partes altas de la tubería. Esto reduce el área hidráulica de la tubería y restringe el flujo. Venteos como son los tubos “cuello de ganso” y las válvulas de expulsión de aire se pueden instalar para evitar el aire atrapado. Si la tubería tiene puntos más altos de los venteos de los extremos de la línea es posible que sea necesario la instalación de válvulas de admisión de aire para prevenir el vacío, que podría colapsarla, producir un sifón o para poder drenarla.

5.13.1 Corrección estática

La velocidad en una tubería se obtiene mediante la presión o altura estática, y el descenso de la altura estática o pérdida de presión debida a la velocidad es:


Que se define como “altura de velocidad”. El flujo por una válvula o accesorio en una línea de tubería causa también una reducción de la altura estática, que puede expresarse en función de la altura de velocidad. El coeficiente de resistencia K en la ecuación,

se define como la pérdida de altura de velocidad para una válvula o accesorio. Está siempre asociado con el diámetro al cual se refiere la velocidad. En la mayor parte de las válvulas o accesorios las pérdidas por fricción (punto 1 de los mencionados), a lo largo de la longitud real de flujo, son mínimas comparadas con las debidas a uno o más de los otros tres puntos mencionados.

5.13.2 Corrección de flujo método general

Todos los nomogramas (graficos seguidod e tablas) para la solución de los problemas de pérdidade presión están basados en la fórmula de Darcy, ya que es una formula general aplicada a todos los fluidos y puede aplicarse a todos los tipos de tubería mediante el uso del diagrama del factor defricción de Moody. La fórmula de Darcy proporciona también medios de resolución de problemas de descarga en válvulas y accesorios basados en la longitud equivalente o coeficiente de resistencia. Los nomogramas proporcionan soluciones simples, rápidas, prácticas y razonablemente exactas a las fórmulas de flujo; los puntos decimales están situados exactamente.

La exactitud de un nomograma está limitada por el espacio disponible de la página, longitud de las escalas, número de unidades dadas en cada escala y el ángulo con el que la línea’ proyectante cruza la escala. Siempre que la solución de un problema escape del alcance de un nomograma la solución de la formula debe obtenerse mediante cálculo.

5.14 Restricciones al flujo de gas


Cuando se trabaja con fluidos compresibles como aire, vapor de agua, etc., deben tenerse en cuenta las siguientes restricciones dependiendo del flujo a utilizar, subcrítico o critico, con la fórmula de D a r c y :

5.14.1 Flujo subcrítico

Si la pérdida de presión calculada (P, - PJ es menor que el 10% de la presión de entrada P,, se obtiene una exactitud razonable si el volumen específico que se introduce en la fórmula se basa en las condiciones de entrada o en las condiciones de salida, cualesquiera que sean conocidas.

5.14.2 Flujo critico

Si la caída de presión calculada (P, - PJ es mayor que un 10% pero menor que un 40% de la presión de entrada P,, la ecuación de Darcy puede aplicarse con razonable precisión utilizando el volumen específico basado en una media de las condiciones de entrada y de salida; de otra forma se puede utilizar el método de Panhandle.

Para pérdidas de presión mayores, como las que se encuentran a menudo en tuberías largas, deben utilizarse los métodos de Clinedinst.


Medición de flujo de gas

5.1 Introducción

El flujo de gas del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rigen por las relaciones de los parámetros presión, volumen y temperatura (PVT). Es muy importante mantener estas relaciones con valores adecuados en el yacimiento y en el pozo, de manera, que en ninguno de los sitios haya condensación de líquidos, de tal forma que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquido. Si el gas contiene agua, deberá de ser deshidratado, si contiene gases ácidos deberá de ser endulzado. Todos estos procesamientos deben de ser amortizados mediante al rentabilidad de las operaciones y comercialización del producto hacia los mercados.

La mecánica de fluidos es una de las tres partes en las que se divide la mecánica y esta se subdivide además en otras dos que son la mecánica de fluidos compresibles y la de los incompresibles Existen muchos conceptos que son necesarios en el estudio de la hidráulica tales como densidad, peso especifico, gasto o caudal, conductos a presión, conductos a superficie libre, etc .El caudal se define como el volumen que sale de una tubería o canal entre el tiempo que se tardo en salir ese volumen de fluido

Los estados de agregación de la materia son tres: sólido, líquido y gaseoso. El estado sólido puede definirse como aquel en que los cuerpos poseen volumen definido y forma propia a cierta temperatura y presión. Mientras que estado liquido posee un volumen definido pero no forma propia, ahora el gas carece de ambas. Los líquidos y los gases se denominan fluidos. No siempre las distinciones entre los estados son tan claras, por ejemplo un líquido en su punto crítico es indiferenciable. Las sustancias como el asfalto o el vidrio, aunque exhiben muchas propiedades de los sólidos, bajo ciertas condiciones de


temperatura se hacen plásticas y presentan características no propias de los sólidos. Por esa razón se considera que dichas sustancias son líquidos sobreenfriados con una viscosidad muy elevada

Los fluidos tienen ciertas propiedades que son de gran importancia tener muy claras, como los son por ejemplo líquidos y Compresibilidad desde el punto de vista teórico un líquido se considera como una continuación de la fase gaseosa en una región de volúmenes pequeños y atracciones moleculares muy grandes. Las fuerzas cohesivas en un líquido deben ser más fuertes que las del gas incluso a presiones muy altas, porque son suficientes para mantener las moléculas a un volumen definido. Un fluido como los gases pueden llegar a comprimirse por eso se les ha llamado también fluidos compresibles pero un liquido no es tan sencillo y eso les ha dado el nombre de fluidos incompresibles, aunque con una fuerza descomunal se ha llegado a lograr comprimir un fluido como el agua pero esto aun es muy insuficiente como para cambiar la idea de incompresibilidad.

La presión de Vaporización Si un liquido como el agua se coloca en un tubo vació, que se sella después se evaporara en parte y ejercerá una presión, análoga a la de un gas y si la temperatura es constante se establece un equilibrio entre las fases líquida y vapor. La presión de vaporización establecida es característica de cada líquido es constante a cualquier a temperatura dada; se le conoce como la presión saturada de vapor del liquido que se incrementa continuamente con la temperatura. La presión de vapor es un parámetro, que representa las propiedades coligativas de la materia, y se puede determinar en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas.

5.2 Fundamentos de la medición

A todo lo largo de la operación de producción, separación y acondicionamiento, tratamiento y transmisión de gas, serán recibido y enviados caudales de gas, que deben de ser medidos


con un determinado grado de exactitud, de tal forma que sea posible cuantificar el flujo en distintos sitios. En vista de lo difícil que es medir el volumen de un gas, además de su dependencia de la presión y temperatura. Luego para tener un punto de referencia común, el volumen de gas medido a cualquier presión y temperatura sea convertida a una presión y temperatura base. En el sistema Británico de Unidades por lo general se acostumbra a expresa este volumen base en millones de pies cúbicos normales de gas por día (MMPCND), que vendría a representar el caudal de gas en condiciones normales de gas transportado a la presión de 14,7 (lpca) y temperatura de 520 R. En este sistema

el caudal de gas se expresa de la siguiente forma (ϑ b ). Este caudal puede ser fácilmente convertido a condiciones de operación a través de los factores de conversión, con lo cual se hacen mucho más fáciles los cálculos de los parámetros, que se utilizan en la ingeniería de gas e ingeniería en general, aunque con el uso de computadora facilita más el cálculo.

Por ejemplo, si se disponen de 120 MMPCND, el cual tiene una gravedad especifica al aire de 0,67¿Cual sería el caudal volumétrico del gas en (lb/s) a una presión de 950 lpca y temperatura de 140F?.

Solución con el valor de la gravedad específica(γG ) en forma gráfica o través de correlaciones matemáticas se obtienen la temperatura y presión seudocríticas. En este caso en forma

gráfica y se obtiene que:(PSC=665 lpca ) y (T SC=365 R ), luego:

T SR=1 ,64 ; PSR=1 ,43 ;Z=0,90 ; lo que indica que :ρG=3 ,18 ( lbPC )

1,2x 108(PCN ) x ( lbmol )x 28 ,97 x0 ,67 (lb )x (PC )x (día)(día) x379 ,6(PCN ) x( lbmol )x 3 ,18 (lb )x 86400(s )

=22 ,33( PCs )=( pie3s )5.3 Atributos de los aparatos de flujo

5.3.1 Precisión


La exactitud de mayor uso es (0,5 a 1%) para propósitos de confiabilidad, (1,0 a 2,0%) para propósitos de control. La Exactitud de un Medidor de Flujo: La exactitud, por ejemplo es la relación entre la tasa de flujo real y la tasa de flujo medida, pueden utilizarse ciertos procedimientos de prueba de medidores, para determinar la cantidad de error cometido en la exactitud. La precisión es la cantidad de veces que se repite una medición, correcta o incorrecta. Un instrumento, por ejemplo puede ser muy preciso y además muy inexacto.

5.3.2 Rango de medición

5.3.3 Alineamiento

5.4 Clases de medidores de gas y Selección de medidoresSelección de los Medidores. Con el objetivo de tener una alta exactitud en la

medición de los fluidos manejados, con lo cual se logra consistencia en el control de las operaciones, la selección del medidor adecuado para un determinado servicio requiere de la aplicación de una serie de criterios que facilitan la selección del dispositivo idóneo al más bajo costo. Los criterios de selección a tomar en cuenta son:

a.- Tipo de Fluidos a medir en el mundo petróleo los fluidos a manejar son (petróleo, gas, vapor de agua)

b.- Propósito de la medición, dentro de los propósitos se tiene (control de flujo, distribución de volúmenes, control de inventarios; venta de productos y obtención de datos para ingeniería de procesos).

c.- Exactitud Requerida. La exactitud de mayor uso es (0,5 a 1%) para propósitos de confiabilidad, (1,0 a 2,0%) para propósitos de control.


d.- Volumen a manejar. Este es un parámetro de gran importancia, para definir el tipo de medidor a utilizar, el tipo de medidor a utilizar estará relacionado con la precisión y exactitud de la medición, parámetros de gran importancia para cuantificar la eficiencia de un proceso de medición.

e.- Costo Relativo, aquí lo de mayor importancia a tomar en cuenta son los costos de instalación inicial, y los costos de mantenimiento.

f.- Facilidades de Mantenimiento y Calibración. Lo de mayor importancia a tener en cuenta son Los Requerimientos de herramientas y/o equipos especiales; y; entrenamiento requerido por el personal, y

g.- Limitaciones Físicas de la Instalación. A tomar en cuenta los siguientes aspectos; Requerimiento de espacio para tuberías; disponibilidad de energía eléctrica y Clasificación de áreas peligrosas. Todo estos parámetros hay que tomarlos bien en cuenta, ya que influyen en la eficiencia de la medición obtenida con este tipo de medidor..

Clasificación de los Medidores de Flujo: La principal clasificación da origen a:

Medidores de Cantidad. A este grupo pertenecen los medidores (Diafragma; Desplazamiento Positivo y Rotatorios). Estos medidores están diseñados para medir el flujo total que pasa a través del mismo. Una unidad de medición separa momentáneamente el flujo en segmentos. Los segmentos son contados y los resultados son transferidos al contador o cualquier sistema totalizador a través de un tren de engranaje. Los medidores de cantidad. son medidores de desplazamiento positivo Están diseñados para medir el flujo total que pasa a través de mismo. La principal ventaja es que se realiza la lectura directa del volumen total de caudal, sin necesidad de alimentación externa de potencia de ninguna especie, la desventaja es que para que el proceso sea de alta eficiencia y preciso, los fluidos a medir tienen que ser limpios


Los medidores de cantidad están diseñados para medir el flujo total que pasa a través del mismo. Una unidad de medición separa en forma momentánea al flujo en segmentos que son contactos. Los resultados son transferidos al contactor o cualquier totalizador, a través de un tren de engranajes Entre los Medidores de Cantidad se tiene a los Medidores de Diafragma, Medidores de Desplazamiento Positivo y Medidores Rotatorios.

a.- Medidores de Cantidad de Desplazamiento Positivo. Estos medidores se encuentran en muy variados diseños, opera básicamente dividiendo el flujo en volúmenes conocidos y contando la cantidad de dichos volúmenes procesados para obtener el volumen total. Al igual que los medidores de turbina, estos medidores giran por la acción del fluido en circulación y su funcionamiento se ve beneficiado por fluidos limpios y lubricantes

Los medidores de desplazamiento positivo son esencialmente instrumentos de cantidad de flujo. Se utilizan frecuentemente para medida de líquidos en procesos discontinuos. Para procesos continuos se prefieren los instrumentos de caudal. El instrumento de desplazamiento positivo, toma una cantidad o porción definida del flujo, y la conduce a través de un medidor, luego produce con la siguiente torsión y así sucesivamente. Contando las porciones pasadas por el medidor se obtiene la cantidad total pasada por este. La exactitud de los medidores de desplazamiento positivo es alta, generalmente entre 0,1 y 1 %. Estos medidores son el fundamento o la base de muchos elementos de control .Este medidor es un instrumento sensible al flujo. El medidor responde a las variaciones en el valor del flujo y responde, también a señales mecánicas correspondientes a la rotación del eje. Estos Medidores se aplican, donde haya una flujo grande, y se requiera una respuesta directa al valor de la variación del flujo y donde la acción mecánica sea necesaria. La precisión y exactitud de estos medidores esta condicionada a una serie de factores y/o procesos, que vienen a determinar su precisión y exactitud, que es de gran importancia en los procesos industriales.


b.- Medidores de Flujo Este tipo de medidores es uno de los más utilizados en la industria petrolera, en la medición de flujo de fluidos. Los medidores de flujo se dividen en Medidores Diferenciales, y Medidores no Diferenciales. Entre los medidores diferenciales se encuentran los Medidores Tipo Pitox; Toberas, Tubo Venturi ;Tubo Vertien y Orificio, el cual se divide en Excéntrico, Concéntrico y Segmentado. Los medidores no diferenciales, Rotámetros, Turbinas, Magnéticos y Sónicos

Medidores de Flujo Diferencial El medidor diferencial de presión se identifica, por las características de su elemento primario, el cual crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido. Esta diferencia es medida por el Elemento Secundario. Los Medidores de Presión Diferencial, por su fabricación sencilla, su facilidad de instalación y su precio accesible, tienen un uso muy extendido en la industria petrolera. Básicamente consisten en un elemento primario, que genera la presión diferencial, y un elemento secundario, capaz de medir dicha presión y mostrarla o registrarla en un cuadrante.

La operación de los medidores de flujo diferencial parte de la propiedad que tienen los fluidos de sufrir una caída o disminución de presión cuando, en una tubería, se les hace circular a través de una restricción. Tal caída o disminución se debe a la ley de la conservación de la energía, según la cual esta última no puede ser creada o destruida. La explicación sencilla de esto es que para conservar el equilibrio de energía de un fluido que circula en una tubería es necesario que la velocidad del mismo se incrementa cuando la presión disminuye y viceversa. Así, cuando la corriente del fluido encuentra una restricción en su camino, la velocidad se incrementa. De esta manera, para conservar el equilibrio en la energía, la presión disminuye.

5.5 Métodos de medición

5.5.1 Método del diferencial depresiónEn la línea del flujo, la presión antes de la restricción es mayor que la generada después. La diferencia entre estas presiones es lo


que se denomina presión diferencial. El elemento de medición primario más sencillo se conoce como Placa de Orificio. Se trata de una placa metálica circular con un orificio por lo regular en su centro, que se coloca en una brida montada en forma conveniente en la tubería donde circula el fluido. El tamaño del orificio es importante, ya que determina el grado de restricción que habrá en la línea. Un orificio grande presentara una restricción baja y, en consecuencia, una presión diferencial de baja magnitud. Por otro lado, un orificio chico presenta una gran restricción y una presión diferencial elevada.

La Presión Diferencial:(PD ): La Presión Diferencial, que viene a ser la diferencia entre dos presiones. Por ejemplo la presión diferencial a través de una placa de orificio instalada en un tubo medidor, es la diferencia de la presión aguas-arriba (se refiere a una zona ubicada antes de un punto de referencia tomando como base el sentido del flujo) y aguas- abajo (se refiere a una zona ubicada después de un punto de referencia, tomando como base el sentido del flujo) de la Placa de Orificio. La presión diferencial desarrollada entre ambos extremos del orificio siempre es proporcional a la velocidad del fluido que circula a través del mismo.

Una velocidad elevada produce una diferencia de presión alta. De la misma manera, una velocidad baja produce una presión diferencial baja. Otro de los factores que influyen en la magnitud de la presión diferencial desarrollada es el diámetro del orificio. Bajo condiciones de operación equivalentes, un orificio de diámetro pequeño produce una presión diferencial elevada y uno de diámetro grande produce una presión diferencial pequeña.

5.5.2 Método del orificio

Magnitud de la Presión Diferencial en un Medidor Placa de Orificio: En cualquier caso, la presión diferencial producida a través de una placa de orificio es de pequeña magnitud, de tal manera que para medirla se utilizan escalas graduadas en pulgadas de agua. Una presión de una pulgada de agua es aquella capaz de elevar una columna de agua a una altura de una pulgada. Los instrumentos


medidores y registradores utilizados en estas aplicaciones utilizan elementos de fuelles o diafragmas calibrados en estas unidades. Para calcular en forma adecuada el diámetro del orificio de la placa, el conocimiento y la experiencia del ingeniero de proceso son fundamentales. Los cálculos se realizan en función de las condiciones normales de operación, determinadas por el rango de valores de presión, temperatura y velocidad de flujo a las que usualmente operará la aplicación de flujo en particular.

En los campos petroleros No es raro encontrar instaladas Medidores Placas de Orificio que están sobre o subdimensionadas. En cualquiera de los dos casos, provoca una baja precisión y exactitud en la medición. En el primer caso, la presión diferencial producida cuando las condiciones de operación son normales es muy pequeña. Esto provoca que el medidor que registra la presión diferencial opere casi en la parte inferior de su escala y las fluctuaciones en el flujo medido estén muy atenuadas .Bajo estas condiciones, la sintonización de un control de flujo es muy complicada y la estabilidad difícilmente es óptima. La magnitud de la presión diferencial desarrollada a través del orificio no sólo depende del diámetro del mismo, sino de algunas características físicas inherentes al fluido o a las condiciones de operación. Entre las primeras, las más importantes son la densidad y la viscosidad; entre las segundas, la temperatura y la presión. También se debe considerar si el fluido es un líquido, un gas o un vapor, y cada uno de ellos tiene un comportamiento muy particular.

Tipos de Medidores de Orificio El medidor sé orificio se puede localizar el orificio de tal manera que permita medir fluidos con contaminantes sólidos, aguas aceitosas y vapor húmedo. En la industria se pueden encontrar medidores de orificio, tales como:

a.- Medidor de Orificio Abierto En este caso el gas fluye directamente a la atmósfera. La medición esta fundamentada en el principio de que la velocidad del sonido es la máxima a la cual un efecto de presión puede ser propagado a través del gas. Una vez que esta velocidad ha sido alcanzada, no debieran de haber mayores incrementos en la presión diferencias, o simplemente no


aumentará la presión directamente en el orificio, es decir que siempre se va a obtener una (P2) igual a la presión atmosférica independiente de la presión de flujo. Cuando se mide gas bajo estas condiciones la tasa de flujo de gas es una función de la presión aguas arriba, de la gravedad del gas y de la temperatura. Cuando el medidor es de orificio abierto segmentado. En este caso el segmento puede ser colocado en el tope o en el fondo de la línea dependiendo del servicio para el cual se requiera.

b.- Tipo Cerrado En el sistema cerrado, la placa de orificio va colocada en la línea de flujo y la presión aguas debajo de la placa es mayor que la presión atmosférica. . Los valores que tenga la presión, en este caso dependerá del Sistema de Unidades, donde se este trabajando En el medidor de orificio cerrado al hacer fluir el gas a través de un pequeño orificio se incrementa considerablemente su velocidad produciéndose una caída de presión. En el sistema abierto, la placa aguas abajo es la presión atmosférica En este caso el gas se ventea a la atmósfera. A estos medidores pertenecen:

1.- Tipo de Tubería: Las tomas de presión van colocadas sobre la tubería a 2,5 D aguas arriba y a 8 D aguas abajo. Este fue el primer tipo de medidor que se utilizó, pero ha caído en desuso porque la caída de presión es pequeña, luego no tiene un papel de importancia, en el proceso

2.- Tipo Brida o Flanche: Las tomas de presión son realizadas a 1 pulgada a cada lado de la placa. En este caso es necesario cortar el flujo de gas para poder reemplazar o revisar la placa. Además como la placa de orificio va instalada entre dos bridas y estas se ajustan con pernos en forma manual, para que cierre bien.

c.- Medidores de Orifico Tipo. Las ventajas de estos medidores son:

1.-Pueden manejar sólidos en suspensión

2.- Se encuentran disponibles en números materiales


3.-Pueden manejar líquidos, gases y vapor de agua,

4.- Pueden manejar fluidos erosivos.

Mientras que las principales desventajas son:

1.- Tienen alto costo

2.- Solo son eficientes en tuberías de bajo tamaño

3.- No se pueden utilizar en fluidos viscosos

4.- Son de bajo rango de fluido

5.5.3 Venturimetro

Este es un medido tipo boquilla, existen varias configuraciones disponibles de Tubos Venturi. Aunque el más común es el Tipo Herchel. Estos medidores pueden manejar sólidos en suspensión y fluidos viscosos. Sin embargo, estos medidores son de ato costo y normalmente no están disponibles para tuberías menores de seis (6) pulgadas de diámetro El Tubo "Venturi" es el elemento primario del instrumento de flujo colocado en la línea para medir una presión diferencial relacionada al flujo. Este medidor puede usarse un tubo en donde la aplicación lo justifique. En vez de agujeros roscados únicos en puntos apropiados del Tubo "Venturi", pueden suministrarse anillos Piezometricos. Un anillo piezometrico es un colector que circunda el tubo con varias aberturas estáticas de presión hacia adentro del tubo. La conexión de presión al medidor esta conectada a este colector. Con esta disposición si un agujero llega a taparse, la exactitud de la medición no queda afectada.

El Tubo "Venturi" se usa en donde es importante la recuperación de presión, puesto que esta recuperación del cuello Venturi es mucho más elevada que para otros elementos primarios, especialmente en comparación con los de placas de


orificio. Otras ventajas del Tubo Venturi son su coeficiente excepcionalmente uniforme con flujos viscosos, y el hecho de que no separa ni deposita material en suspensión. El tubo del medidor esta colocado en la línea de tubería tal como un tubo ordinario, el cono menor formando el extremo de entrada o de flujo de arriba. El tubo mismo esta hecho de varias secciones, variando el número de ellas según el tamaño del tubo. Cada secci6n tiene una muesca en la orilla de la brida para permitir un alineamiento exacto. El tubo puede instalarse en cualquier posición: horizontal, vertical o inclinada.

Tal, como se señalo antes el Tubo Ventura, es un tipo espacial de boquilla, seguido de un cono que se ensancha gradualmente. Este accesorio evita en gran parte la pérdida de energía cinética debido al rozamiento. El medidor tipo Tuvo Ventura, es en principio un medidor de área constante y de caída de presión variable. En la figura 3 se representa en forma esquemática un Medidor Tipo Tubo Ventura


Figura 3 Medidor Tubo Venturi

El Tubo "Venturi" debe introducirse en un tramo recto de la línea de tubería y tan lejano, hacia abajo como sea posible, de cualesquier origen de trastorno en el flujo, tal como reductores, válvulas, y grupos de conexiones En tuberías horizontales e inclinadas, las conexiones de presión para la tubería desde el Tubo "Venturi" al instrumento, deben hacerse tal como lo estiman las reglas establecidos para tal fin En tubos verticales, las conexiones de presión pueden hacerse a cualquier lado del tubo. El medidor tipo tubo Ventura Se recomienda principalmente donde se requiere la máxima exactitud en la medición de fluidos altamente viscosos y cuando las circunstancias obligan a mantener una mínima caída de presión tanto que justifiquen el alto costo que significa la inversión original.

El tubo venturi es particularmente recomendable cuando el fluido contiene grandes cantidades de sólidos en suspensión o corrientes de flujo sucias puesto que la entrada lisa permite que el material extraño sea arrastrado y no acumularse como pasaría en una placa de orificio.


Los requerimientos de la tubería son similares a los de la placa de orificio. Con el fin de reducir las pérdidas de carga causadas por una tobera, puede acoplarse a continuación de la tobera una sección divergente similar a la utilizada para un tubo Venturi, resultando una combinación que se denomina venturi - tobera.La principal ventaja de un medidor Tipo Tubo Ventura es su resistencia a la contaminación por sedimentos o por el propio fluido que circula a través de él. Además, opera a un rango de velocidad de flujo más alto que la placa de orificio. La desventaja es que tiene un costo considerablemente más elevado y que sus características de operación no pueden modificarse en campo. Los proveedores de estos medidores suministran el Tubo Venturi con unas dimensiones y rango de operación calculados para unas condiciones de operación específicas. En términos, generales se puede señalar que. Muchos de los equipos utilizados para medición de la tasa de flujo pueden operar por largos periodos de tiempo, sin mayores dificultades, pero hay que tener en cuenta que deben ser removidos ocasionalmente para su verificación, reparación, calibración. A estos medidores pertenecen:

En términos generales, se puede indicar que el medidor diferencial de presión, se identifica, por la característica de su elemento primario, ya que crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido Muy diversos tipos de elementos primarios han sido usado para


producir la diferencia de presión, pero los más comunes son: la Placa de orificio, la Boquilla de Tobera, El Tubo Ventura y El tubo PitotEl Tubo Medidor Tipo Venturi Este medidor es otro popular dispositivo que opera bajo el principio de presión diferencial a través de una restricción( se entiende por Tubo Medidor al tramo de una tubería que requiere una distancia mínima entre la placa de orificio y el accesorio más próximo tanto aguas-arriba como aguas abajo, distancias que deben de estar representadas en los esquemas de instalación con las letras A y A’, para las correspondientes aguas-arribas incluyendo enderezadores de flujo B y B’ para al distancia aguas- abajo

Ventaja de Un Medidor Tipo Tubo Venturi o Ventura: La principal ventaja de un medidor Tipo Tubo Ventura es su resistencia a la contaminación por sedimentos o por el propio fluido que circula a través de él. Además, opera a un rango de velocidad de flujo más alto que la placa de orificio. La desventaja es que tiene un costo considerablemente más elevado y que sus características de operación no pueden modificarse en campo. Los proveedores de estos medidores suministran el Tubo Venturi con unas dimensiones y rango de operación calculados para unas condiciones de operación específicas. En términos, generales se puede señalar que. Muchos de los equipos utilizados para medición de la tasa de flujo pueden operar por largos periodos de tiempo, sin mayores dificultades, pero hay que tener en cuenta que deben ser removidos ocasionalmente para su verificación, reparación, calibración. A estos medidores pertenecen:

En términos generales, se puede indicar que el medidor diferencial de presión, se identifica, por la característica de su elemento primario, ya que crea una diferencia o caída de presión que depende de la velocidad y densidad del fluido Muy diversos tipos de elementos primarios han sido usado para producir la diferencia de presión, pero los más comunes son: la Placa de orificio, la Boquilla de Tobera, El Tubo Ventura y El tubo Pitot


5.5.4 Toberas

La tobera de flujo consiste de una restricción con una sección de contorno elíptica que están gente a la sección de garganta cilíndrica. Se utiliza para aplicaciones típicas de altatemperatura, alta velocidad y fluidos con números de Reynolds de 50,000 y mayores. Sus características son:

Se utiliza en presión diferencial bajaNo se puede remover fácilmente para reemplazarse.Utilizada para servicio de vapor.No recomendado para fluidos con un gran porcentaje de

sólidos

5.5.5 Tubo de pitot

En la práctica se emplea un diseño con dos tubos concéntricos, uno interior que actúa como el tubo Pitot y el exterior como un medio de medir la presión estática. Los tubos de Pitot son instrumentos sencillos, económicos, con una caída depresión baja y disponibles en un amplio margen de tamaños. Si se utilizan adecuadamente pueden conseguirse precisiones moderadas y, aunque su uso habitual sea para la medida de la velocidad del aire, se usan también, con la ayuda de una técnica de integración, para indicar el caudal total en grandes conductos y, prácticamente, con cualquier fluido .Probablemente la principal desventaja sea su dificultad


para medir bajas velocidades del aire. Para líquidos quizás el principal problema sea la rotura de las onda .En el tubo pitot sencillo, la colocación es muy crítica. Si el flujo esta en el extremo inferior del perfil turbulento, la diferencia en velocidad que atraviesa el lujo requerirá que se inserte el flujo donde se pueda determinar que velocidad se esta midiendo.

5.6 Equipos e instalación de orificios de medición En este punto se tiene:

a.- Carrera de medición, el cual debe contener: Un plato de orificio, un porta placa, una tubería acondiciona para ser instalada aguas arriba, y venas enderezadoras. El diámetro a utilizar en este medidor depende del volumen de fluido a manejar. Para una alta eficiencia del instrumento es necesario especificar en forma precisa el rango de presión diferencial del instrumento que será utilizado en la medición. El tamaño requerido para general la presión diferencial óptima, tiene que ser determinado, con el tamaño se procede a seleccionar el diámetro de la carrera de medición.

b.- Medidores de Placa de Orificio Este es uno de los medidores de mayor utilidad para las mediciones de la tasa de flujo. Los medidores de placa de orificio son de alta sensibilidad y de gran precisión. Por, lo general la placa va instalada dentro de una caja aguas arriba de la brida. Tiene la ventaja con respecto al tipo de brida que la placa queda muy centrada en la tubería y el cambio o inspección de la placa es más sencillo. Existen dos tipos de placa de orificio

1.- Medidor Placa de orificio tipo Paleta. Este tipo de medidor se utiliza para colocarlo entre dos bridas. En la paleta se estampa información pertinente a la placa, como el diámetro nominal y clasificación de presión de la brida, por ejemplo, además del diámetro del orificio y el material de fabricación. En estos medidores se acostumbra a identificar la cara aguas arriba. Esto se realiza, con el objetivo que la placa quede bien centrada dentro de las bridas. El diámetro externo del medidor varía de acuerdo al


diámetro interno nominal de las bridas. La correcta instalación de la placa conlleva a una medida precisa y exacta.

2.- Medidor Placa de orificio tipo Placa Universal. Este tipo de medidor se emplea en cajas porta orificios o en sujetadores de placa. Todas las placas son iguales para el mismo diámetro nominal y todas las especificaciones de presión. Cuando estos medidores se emplean con cajas de porta orificio es indispensable conocer el diámetro interno de la tubería, en vista que el sello que se emplea en estas cajas alrededor de la placa universal varía de acuerdo a dicho diámetro, con el objetivo de poder ajustarse al mismo.

Ventajas de la medición del flujo con medidores Caja de Orificio son:

1.- Mayor tolerancia a las impurezas presentes en el gas natural

2.- Cuando un bache de líquido contenido en el gas natural pasa por el punto de medición de una caja de orificio, se puede continuar prestando el servicio con un mantenimiento a bajo costo de las partes y equipos de la medición propios.

3.-Al efectuar el análisis de la presión diferencial y estática, por parte de los operadores de campo se realiza el diagnóstico oportuno de la presencia de líquidos en el gas natural a objeto de poder en vigencia las aletas respectivas. Cuando la plumilla indicadora de la presión diferencial presenta oscilaciones continuas, ello advierte sobre la presencia de líquidos en la corriente de gas natural e indica que aguas arriba de la corriente medidora el sistema de separación es deficiente, por lo cual se deben implantar los correctivos del caso.

4.- Utiliza equipos simples y económicos.

5.- Los equipos no necesitan instalaciones cerradas, ya que se pueden instalar directamente en los campos petroleros a la intemperie.


6.- Los equipos son de fácil ejecución de mantenimiento, dado que presentan dos cámaras o compartimentos para el reemplazo del orificio, por necesidades de incremento de flujo y/o disminución del mismo, y adicionalmente el reemplazo de partes asociados a los elementos secundarios.

7.- En Venezuela, por ejemplo, en caso de los convenios operacionales, con el gas recibido del gasoducto Anaco- Puerto Ordaz y los equipos contratados para la compresión del gas se han utilizado la siguiente modalidad: instalación de doble caja de registro, es decir una por cada participante del negocio luego se cotejan las lecturas del disco al final de cada periodo, si existente diferencia se organiza el grupo de auditoria y se realiza la calibración del instrumento, para que las partes queden conformes.

8.- Los equipos utilizan partes intercambiables entre las cajas de orificio.

9.- Luego de salir fuera de servicio una caja de orificio, puede ser utilizada en otro sistema similar.

10.- El sistema de orificios es de fácil interpretación por parte de operadores, supervisores etc., en relación con las variables de los procesos

Las desventajas son:

1.- El instrumento tiene una precisión entre 1 y 2%, la cual se considera baja.2.- Es fácil que el equipo pierda la calibración, esto ocurre inclusive con el cambio de la carta, lo cual se realiza semanalmente.

3.- En los últimos tiempos los instrumentos asociados a la caja de orificio (secundarios), son hurtados con facilidad.


4.- Los equipos pueden ser manipulados con facilidad y el registrador puede quedar fuera de servicio.

5.- Se requiere del cambio oportuno de las plumillas del registrador.6.- En los puntos de medición alejados de los centros operacionales se requiere el reemplazo del reloj mecánico (rotación al resorte del reloj) por uno de reloj con batería a prueba de explosión.

7.- Dado que, por lo general, no tienen incorporado un medidor de temperatura la misma se realiza con un promedio lo cual incrementa el porcentaje de error en la medición.

8.- En las paradas de emergencia no programadas de las plantas compresoras del Distrito San Tomé; por ejemplo, al ocurrir el cierre abrupto (violento) de las válvulas actuadoras y, al empezar él venteo de gas, se genera gran velocidad del fluido con lo cual se ocasiona dobladura de los orificios y, en algunos casos, la placa sale del porta orificio y se aloja en una sección donde existen cambios de dirección de la tubería que finalmente produce restricción. La misma es solventada una vez que se secciona la tubería y se procede a retirar el orificio. El sitio exacto del orificio se detecta por los cambios de temperatura en la tubería.

Experiencias de mediciones de gas con Medidores de Caja de Orificio Para que la medición del caudal de gas sea precisa y exacta, se deben de tener una serie de cuidados, como por ejemplo que la soldadura de la tubería y la caja de orificio no sean del mismo espesor, esto provocara que quede una sección libre, la cual puede generar turbulencia, y como consecuencia hace que el flujo en la caja de orificio no sea laminar, y desde luego habrán errores en la medición. Esta anomalía se corrige estandarizando los espesores de acuerdo a la presión que ejerce el flujo sobre la tubería. También es común encontrar instalados en el tubo medidor punto de toma y/o cambios de dirección para cualquier servicio, relativamente cerca de la caja de orificio, sin respetar la normativa que establece las longitudes requeridas aguas arriba y aguas debajo de la placa.


Esta norma se hace con el objetivo de evitar la turbulencia que distorsiona los parámetros de medición. También se debe tener sumo cuidado, que al instalar las bridas de la caja de orificio, queden alineadas con las de la tubería, para evitar errores en la medición. Cuando se note el pase de un bache de líquido por una caja de orificio, será necesario realizar un mantenimiento a la caja de orificio, con el objetivo de evitar problemas operaciones, en este caso lo más lógico es retirar el instrumento de medición.

Condiciones para la Utilización de un Medidor Placa de Orificio: La medición del volumen de caudal de gas, con los medidores de placa de orificio es de gran precisión. Además existe una gran cantidad de normar que regular su funcionamiento. Estas normar fijan las dimensiones y tolerancias, que harán que el funcionamiento del medidor sea preciso y exacto. Una de las normas, es la Norma AGA Reporte N0 3 que se utiliza en los Estados Unidos, y la norma establece:

a.- La superficie agua arriba de la placa será plana, y al ser instalada quedara perpendicular al eje del tubo. La desviación máxima de la curvatura a lo largo de todo el diámetro será de 0,0254(cm) por centímetro de la altura circunferencial Una dimensión igual o menor que (D-d)/2 será considerada como plana. La tolerancia permisible de desviación se determinará, según las tolerancias indicadas, para tal proceso.

b.- El borde circunferencial del orificio en el lado aguas arriba de la placa será cuadrado, puntiagudo y bien definido sin contornos redondeados o biselados, de modo que no permita el paso de un haz de luz al ser inspeccionado con un verificador de borde de orificio. Debe ser mantenido en estas condiciones, mientras que permanezca en servicio. También la placa se mantendrá limpia en todo tiempo y libre de acumulaciones de suciedad, líquidos y otros materiales extraños, al proceso de medición.

c.- El orificio de la placa se deberá perforar en el centro de la misma y una vez instalada, este orificio deberá de quedar


concéntrico con respecto al diámetro interno del tubo medidor. La concentricidad debe tener una tolerancia máxima de 3% con respecto al diámetro interior del tubo medidor. Esta tolerancia se hace más crítica en los medidores con tubo medidor de bajo diámetro con relación () alto y cuando el desplazamiento esta hacia las conexiones de presión.

d.- El diámetro medido del orificio debe ser lo más cercano al utilizado por él cálculo del factor básico de orificio; debe ser medido en por lo menos tres diámetros diferentes y uniformemente espaciados. Ningún diámetro utilizado para el cálculo del factor básico de orificio ni de otro diámetro medido en una magnitud superior a las tolerancias ilustradas en el Cuadro 1, la cual fue realizada a una temperatura de referencia de 68 F.

Cuadro 1 Tolerancia práctica para Diámetros de Orificio (d)

Diámetro de orificio en pulgadas

Tolerancia pulgada/ pulgada de día

0,250 0,00030,375 0,00040,500 0,00050,625 0,00050,750 0,00050,875 0,00051,000 0,0005>1,000 0,0005

e.- Para efecto de diseño se recomienda que la razón ()(d/D) esté limitada en la siguiente forma: Para medidores con conexiones tipo brida:

0,15<<0,700,20<<0,67

f.- La placa de orificio debe ser de metal resistente a la corrosión Existen límites en cuanto al espesor del plato a lo largo de la circunferencia del orificio. La norma AGA No 3 establece que el espesor no debe de exceder de 1/50 del diámetro de la tubería o


1/8 del diámetro del orificio. Es decir, que platos para diámetros nominales de tuberías menores a 6 pulgadas deben de tener un espesor menor de 1/8 pulgadas. La verdad es que el espesor de plato más pequeño que utiliza la industria es de 1/8 pulgadas. Para espesores menores se acostumbra a hacerles un bisel de 45 grados a lo largo de la circunferencia del orificio en su cara posterior o aguas abajo, hasta lograr el espesor adecuado con respecto a la cara anterior del plato. En orificio más utilizados en los medidores placa de orificio son los concéntricos con bordes afilados.

Mantenimiento de los Medidores Placa de Orificio: Los medidores Placa de Orificio, deben de mantenerse limpio, libre de cualquier impureza. Esta será la única forma de mantener y garantizar la precisión de la medición. El usuario establecerá el programa de mantenimiento adecuado. Además el medido debe ser constantemente revisado, sobre todo en torno a: Diámetro del orificio, filo de la cara aguas –arriba; espesor de la placa, curvatura de la placa; centralización respecto del tubo medidor, suciedad de la placa o presencia de cualquier impureza.

Los Medidores Placa de orificio, y los Tubo Pitot y Tuvo Ventura. Los medidores tipo Tubo Ventura y Tubo Pitor medidores producen una pérdida de carga permanente bastante menor que la que produciría una placa de orificio. En todo caso en algunos casos se puede utilizar para le medición de la presión diferencial dos medidores tipo fuelle o dos diafragmas en oposición, con los cual se da origen a la siguiente ecuación, ecuación

5.7 Otros Medidores Utilizados en la determinación del Caudal de Gas

a.-Medidores de Área Fija. Estos medidores se fundamentan en la pérdida de presión del fluido al pasar por un estrechamiento. Su velocidad disminuye mientras el fluido pasa por el medidor, es fluido es recuperado parcialmente cuando la tubería recupere también su diámetro original


b.- Medidores de Área Variable. El ejemplo más representativo de este medidor es el Rotámetro; el Rotámetro es un instrumento de medición de fluidos en estado líquido o gaseoso. Consta principalmente de un tubo graduado de sección cónica. Dentro del tubo se encuentra el elemento de medición denominado flotador, el cual genera una caída de presión constante al paso del líquido entre la pared del tubo y el diámetro del flotador. La posición de este medidor debe de ser vertical y con el flujo hacia arriba., si todas las normas se cumplen en forma correcta, la medición será de alta precisión y exactitud.

c.- Medidores de Canal Abierto. Este tipo de medidores son utilizados cuando se quieren medir fluidos sucios. Los medidores constan principalmente de una sección de retención o estrangulamiento del fluido que puede ser un desnivel o unFigura 5 Medidor Ultrasónico


corte del canal. También existen los Medidores Eléctricos y Magnéticos. Dentro de este grupo de medidores se tiene los siguientes: Medidor de Turbina, Medidores Magnéticos y medidores denominados Swirl Meter.

d.- Medidores de Masa de Flujo Los medidores de masa de flujo son diferentes de los demás en que miden directamente el peso del flujo y no su volumen. El medidor de masa de flujo mide flujos gaseosos o líquidos, por ejemplo, expresándolos directamente en libras y, por tanto no le afectan las variaciones de presión, temperatura ni densidad del fluido. La unidad completa incluye cuatro componentes básicos: el elemento sensible a la velocidad del flujo, el mecanismo del giroscopio integrador, el registrador ciclométrico y el accionador de contactos. Entre los Medidores de Masa de Flujo se encuentra:

e.- Medidores Coriolis En lugar de medir la velocidad del fluido que circula en una tubería se puede optar por medir la cantidad de masa por unidad de tiempo. Esto se puede expresar en gramos o kilogramos por segundo. Los dispositivos basados en flujo másico se han popularizado debido a que son casi inmunes a los cambios en las características de operación (densidad, viscosidad, presión, temperatura).Se han empleado diferentes técnicas para medir la masa del fluido que circula por una tubería. Algunas de ellas lo calculan de manera inferencial, esto es, indirectamente, mediante el uso de variables asociadas a la masa, como la densidad y la velocidad. La tecnología de medición ha evolucionado a un punto tal que ya se puede medir la masa del fluido de manera directa. Recientemente se introdujo al mercado un tipo de dispositivo capaz de medir la masa en forma directa, para lo cual utiliza como principio de operación el efecto Coriolis. Este efecto consiste en una fuerza que se desarrolla sobre un objeto cuando éste se desplaza en forma transversal sobre una superficie giratoria. Es la razón de que un proyectil de largo alcance lanzado en el hemisferio norte tienda a desviarse hacia la derecha. Este mismo proyectil disparado en el hemisferio sur tendría una desviación hacia la izquierda.


El Efecto Coriolis de los Medidores: El efecto Coriolis se presenta en el fluido que circula dentro del tubo con una intensidad proporcional a la velocidad, la masa y la frecuencia de oscilación aplicada. Entre mayor sea la cantidad de materia que circule por el tubo, el efecto es más intenso. La fuerza provocada por este efecto produce un desfasamiento en la frecuencia de oscilación proporcional a la cantidad de masa de fluido que pasa en un momento dado. Este desfasamiento se traduce mecánicamente en una alteración de la magnitud de oscilación del tubo, la cual es proporcional a la cantidad de fluido que pasa por el tubo y se mide con un detector de movimiento apropiado. Para completar el arreglo se agrega un segundo tubo de referencia en el que no circula ningún fluido, sino que se encuentra lleno de algún compuesto de referencia. El propósito del mismo es compensar por algunas diferencias mecánicas producidas por factores externos, tales como temperatura ambiental y variaciones en la frecuencia de oscilación del generador. Finalmente, la salida del detector de movimiento se alimenta a algún circuito electrónico que acondiciona la señal para representarla en una escala graduada en unidades de masa. los ruidos propios del proceso.

f.- Medidores de Gasto. Existe una gran variedad de métodos para la medición de gastos de fluidos (líquidos y gases) a través de tuberías. El gasto se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

ϑ=K √ΔP (5)

Donde:(ϑ )= Caudal o gasto; (K)= constante y (ΔP )= diferencia de presión

g.- Medidores Multifásicos Este es un medidor que puede medir en forma directa los caudales de gas, petróleo y agua, sin previa separación de las fases. Esto significa que las mediciones multifásicas son mediciones continuas en línea de la tasa de petróleo, agua y gas de un pozo sin previa separación de las fases. Este nuevo método representa un significativo ahorro, incremento de la calidad y disponibilidad de los datos,


permitiendo un rápido análisis de tendencia del comportamiento del pozo e inmediato diagnóstico, ya que posee la capacidad de monitorear el pozo en tiempo real y continuamente desde una localización remota.Además, se debe de tener en cuenta que a medida que los campos de petróleo y gas se incrementan los cortes de agua puede afectar el comportamiento del pozo. Estos incrementos, combinados con cambiantes parámetros de flujo, pueden crear cuellos de botella en las facilidades de producción en superficie, causando reducciones en la tasa total de hidrocarburos disponibles, desde luego un diagnóstico de producción rápido y preciso permite tomar decisiones tempranas para cualquier incremento o reducción de producción de los pozos o para un plan de intervención. En el pasado estos diagnósticos involucraban movilizaciones incómodas de unidades móviles de pruebas de pozos o instalaciones de facilidades de largo e intensivo mantenimiento en las plataformas o en las estaciones, actualmente se pueden emplear medidores multifásicos, con lo cual se alivia el trabajo y se disminuye el desplazamiento de gente y equipos. En la figura 6 se presenta una de la última generación de medidores de flujo multifásico.

Figura 6 Medidor de Flujo Multifásico


Los medidores multifásico proporcionan buen rendimiento mejorando métodos de pruebas tradicionales. Los beneficios incluyen respuestas dinámicas superiores a fluctuaciones de flujos, alta precisión en la tasa de medición e incomparable resolución y reproductibilidad. Una excepcional repuesta dinámica origina pruebas más rápidas y más eficientes y provee nueva información valiosa para diagnóstico y optimización del rendimiento de los pozos. Estos medidores son independientes de la eficiencia de la separación e insensible a píldoras, espumas y emulsiones .El medidor de flujo multifásico no requiere procesos de control porque ellos son insensibles a cambios en la tasa de flujo, fase capturada y régimen de presión. El corazón de la sección de medición de un medidor multifásicos es un Medidor de Flujo Venturi con partes no móviles, y puede estar montado en un patín portátil para instalaciones temporales, así como el probador de pozos móvil, o instalado como un dispositivo de monitoreo permanente para tierra o aplicaciones en el mar. La tasa de flujo de masa es medida en forma poco Convencional usando sensores de presión absoluta y diferencial, con ello facilitan el cálculo y la medición

En los medidores Multifásicos las fases son detectadas a una alta velocidad, por un detector de rayos gamma espectral de doble energía (herramienta de registro de densidad). Este detector puede procesar un millón de puntos por segundo, luego el medidor permite un cálculo completo de caudales de agua, petróleo y gas en forma rápida y precisa. El medidor de flujo incorpora un dispositivo llamado “T ciega” en la línea de flujo aguas arriba de la unidad de medición que actúa como un filtro, impone una predecible forma de flujo hacia la corriente del flujo. Esta “T” remueve las anomalías del flujo impuestas por las condiciones de los conductos de superficie y elimina la alta frecuencia de los flujos inestables en la garganta del Medidor de Flujo Venturi. La confiabilidad y precisión de estos medidores de flujo han sido verificadas durante extensivas pruebas de campo a través de cinco continentes, por lo que se puede asegura la precisión y exactitud de las mediciones La unidad de medición multifásica puede ser instalada para aceptar los fluidos directamente desde


las líneas de flujo y luego ser regresadas después de la medición. La pérdida de presión usualmente es de 3 a 30 lpcm.

5.8 Métodos de desplazamiento

5.8.1 TurbinasEstos medidores Consisten en una turbina instalada dentro de la tubería, su rotación se produce gracias a que el fluido en circulación, tiene una velocidad angular que es proporcional al caudal Las paletas inducen pulsos de corriente de frecuencia proporcional al caudal al pasar frente a una bobina devanada alrededor de un imán permanente, Cada pulso representa un volumen discreto y la cantidad de pulsos integrada en un periodo de tiempo, representa el volumen total medido.

Se puede escribir, también que los Medidores Tipo Turbina son medidores transductor que detecta la velocidad del fluido, utilizando un tubo de flujo con una turbina de paletas suspendidas axialmente, en la dirección del flujo. Cuando el líquido choca contra las paletas aguas arriba se produce un área de baja presión en el lado aguas abajo. El diferencial de presión, produce el movimiento de las paletas hacia el área de baja presión. La tasa de rotación del rotor es directamente proporcional a la tasa de flujo a través del tubo. Su ventaja se relaciona con la alta capacidad de caudal y máxima exactitud en la medición. La desventaja es que requiere de alimentación eléctrica para realizar la lectura, y la calibración varía con la viscosidad del fluido, lo cual dificultad algunas veces la operación de medición, y con ello la utilidad del equipo de medición.

5.8.2 Medidor de Orificio Tipo Brida

a.- En la construcción del enderezador, la dimensión transversal máxima de cualquier conducto a través de las mismas no deberá exceder de una cuarta parte del diámetro interno del tubo. Del mismo modo, el área de sección transversal no excederá de un (10/16) del área de sección transversal del tubo concentración. La


longitud de las aspas deben ser los menos 10 veces la dimensión interna.

b.- El enderezador puede estar hecho de tubo de peso normal o tubo de pared delgada, ya sea soldado conjunta y adecuadamente a los tubos medidores. O montado en dos anillos terminales que no interfieran con su montura en la tubería.

c.- Se pueden utilizar tuberías cuadradas, hexagonales o de otra configuración en la fabricación de estos enderezadores. No es necesario que los conductos del enderezador sean del mismo tamaño pero su disposición debe ser simétrica.

d.- Los enderezadores deben ser de construcción fuerte. Después de su introducción en la tubería, deben ser asegurados firmemente en el sitio para evitar su desplazamiento y empuje contra la placa de orificio.

Instalación de Codos en el Tubo Medidor: En los casos que se utilicen tomas de presión en varias tuberías a la vez debe incrementarse la eficiencia de instalación del medidor, para ello se utilizan codos que se instalan precediendo el tramo recto del tubo medidor. Las dimensiones recomendadas son que la instalación del codo debe ser a unos 10 diámetros del tubo recto del medidor.

5.8.3 Fotómetro5.8.4 Flujo metro de vértice - vació5.8.5 UltrasónicoEste medidor de flujo responde a la deflexión de las ondas ultrasónicas transmitidas a través de una corriente fluida. Un transmisor que genera sonido ultrasónico, se monta en el exterior de una tubería colocando a distancias determinadas, aguas arriba y abajo, sendos receptores de ultrasonidos opuestos al emisor. En condiciones de no-flujo, ambos receptores reciben igual cantidad de energía ultrasónica y generan tensiones iguales. En condiciones de flujo (en cualquier sentido) las ondas ultrasónicas se deflectan y como


resultado los receptores generan voltajes distintos. Comparando ambos voltajes, se tiene indicación del sentido y la magnitud del flujo. En la actualidad este tipo de medidor tiene una gran aplicación industrial, es por ello que cada día demanda es mayor. En la figura 5 se muestra una imagen de un Medidor Ultrasónico

5.9 MEDIDORES DE GAS

MEDICIÓN POR PLACA DE ORIFICIO

Este tipo de medidor basa su medición en la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la línea de flujo. Las boquillas vienen en varias formas. En todos los casos la conexión aguas arriba esta localizada a una distancia equivalente a un diámetro de la tubería. Este medidor puede manejar sólidos en suspensión y no tiene partes móviles. Esta limitado a moderados tamaños de tubería y bajos rangos de fluid La ventaja que tiene sobre el Medidor Tipo Tubo Venturi es una menor longitud y, por lo tanto, un costo menor. Es igualmente apropiado para aplicaciones de fluidos con un alto grado de sedimentos. Los principales tipos de boquillas, son las de tipo brida, las de conexiones en el cuello.Uso de la Boquilla o Tobera de flujo La boquilla de flujo, es el elemento primario del instrumento de flujo, colocado en el punto de medición con objeto de crear una reducción de presión diferencial relacionada al flujo. La capacidad de una boquilla de flujo es mayor que la de un orificio de cantos agudos, de manera que puede manejarse un régimen de flujo mucho mayor con la misma relación de d/D y con el mismo diferencial. Por consiguiente, cuando el uso de una placa de orificio necesitase una relación demasiado alta de d/D, puede obtenerse una relación más baja para el mismo flujo, utilizando una boquilla de flujo y aumentando la exactitud al reducir los errores debidos a las irregularidades en la tubería. Además tiene ventajas para ser usada con fluidos que contienen sedimentos o sustancias sólidas en


suspensión. Su sección hidrodinámica evita que se depositen materias sólidas que pudiesen cambiar el perfil de entrada.

La boquilla de flujo debe intercalarse en una sección recta de la línea de tubería, y tan abajo en el flujo como sea posible, lejos de cualquier fuente de trastorno en el flujo, tales como reductores, válvulas, combinaciones de codos etc. Carece de importancia que la tubería sea horizontal, vertical o inclinada, a menos que lleve alguna sustancia extraña en suspensión; tal como sedimentos o gases. En estos casos, es preferible instalar la boquilla de flujo en una sección vertical de la línea, con el flujo en una dirección que permite que la sustancia extraña pase a través del orificio, es decir, hacia arriba en casos de gases aprisionados, y hacia abajo en casos de sedimento, polvo o condensado

5.9.1 Sistemas de medición por orificio , Tipos de orificios

Se contemplan dos tipos de medidores de orificio Los medidores con Placa de orificio circulares, colocadas en forma concéntrica en el tubo medidor con las conexiones para el registrador instaladas en la brida y con la presión estática (esta es presión que caracteriza la diferencia entre la presión dentro de la línea y la presión atmosférica. Esta presión puede ser tomada aguas –arriba o aguas debajo de la placa).

La aplicación del medidor de orificio, en la medición de fluidos esta fundamentada en el principio físico de que la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la línea es proporcional al cuadrado de al velocidad del fluido. Luego, es evidente que mediante una restricción en la línea del flujo, se puede cuantificar el flujo del fluido. Esto significa que la medición de la tasa de flujo, con los medidores de orificio, es básicamente una restricción al flujo de una corriente de fluido, con lo cual se origina un incremento en la velocidad del fluido, con la consiguiente reducción en la presión del mismo. La reducción depende del


tamaño del orificio. Mientras que la caída de presión se incrementa al aumentar la tasa de flujo. Los medidores de orificio se dividen:

1.-Medidor de Orificio tipo Concéntrico Estos medidores se caracterizan porque, no tienen piezas en movimiento en el caudal de flujo. La capacidad de medición de estos medidores, es una función del diámetro de la línea. Los medidores pueden ser utilizados en la medición de gases, líquidos y vapor de agua. La principal desventaja, es que la señal de flujo no es lineal, y la obtención del volumen total del caudal requiere del procesamiento adicional de datos.

2.- Medidores de Orificio tipo Excéntrico La principal ventaja de estos medidores es que la localización del orificio le permite utilizarlo en la medición de fluidos con contaminantes sólidos, o fluidos de aguas aceitosas y vapor húmedo. La principal desventaja, es que solo pueden ser utilizados en tuberías con diámetro menores a 6 pulgadas.

3.- Medidor de Orificio tipo Segmentado. Las características de ventajas y desventajas de estos medidores son similares a los de tipo Excéntrico. Además que el segmento abierto puede ser colocado en el tope o en el fondo de la línea, lo cual depende del tipo de servicio para el cual se requiera .En la figura 4 se presenta en forma esquemática los medidores de orificio

Figura 4 Tipo de Medidores de Orificio


Cuando la medición del flujo de gas se realiza con medidores de Orificio. En este caso la medición se efectúa con Caja de Orificio, este proceso en Venezuela, por ejemplo se remonta a hace más de 50 años de servicios interrumpidos. Si la medición no se realiza en forma eficiente, conlleva al arrastre de líquido junto al gas, el cual puede llegar hasta las plantas compresoras. Aquí, es donde se nota la utilidad práctica de los Medidores Caja de Orificio, los cuales si trabajan ene forma eficiente, este arrastre no se produce. Durante la medición con medidores de orificio se deben realizar una toma y otra después del orificio.

Esto permite cuantificar la caída de presión, las cuales son enviadas a una unidad diferencial, donde se resta la presión estática mayor de la menor, de tal forma de obtener la presión diferencial neta a través del orificio, y a un resorte Bourdon, donde de continuo llega la señal de presión estática aguas arribas. Las unidades diferenciales de presión pueden ser de tipo de fuelle o manométricas de mercurio, aunque esta última ha entrado en desuso a causa del costo, además de la radioactividad del mercurio. Las unidades de fuelle vienen calibradas en pulgadas de agua. Los resortes Bourdon pueden ser del tipo helicoidal o espiral y vienen calibrados en libras por pulgadas al cuadrado, es decir libras por pulgadas al cuadrado (lb/ pulgadas2).

La unidad diferencial y el resorte Bourdon se encuentran acoplados a un equipo Denominado Registrador en cuyo interior y sobre una carta en forma de disco se registran de continuo la presión diferencial y la presión estática corriente arriba. Los discos giran de continuo accionados por un mecanismo de relojería y pueden ser diarias o semanales, según el intervalo de tiempo que comprendan. La localización de las tomas de presión estática en algunos medidores se encuentra justo en las bridas situadas antes y después del orificio o sobre la tubería. En el primer caso se habla de tomas de brida y en el segundo de tomas de tuberías.


La placa de Orificio de perforación concéntrica, de perfiles en ángulo recto, es el elemento primario de más uso actualmente en la industria. A menos que las características del fluido y las condiciones de flujo indiquen otro tipo como el más adecuado deberán usarse de preferencia la placa de orificio

5.9.2 Ubicación de los placas de orificio de medición

5.9.3 Tamaño y ubicación del orificio

5.10 Medidas de presión y registro.-Para la toma de medición de presión, cuando se utiliza un instrumento como la placa de orificio para la medición del flujo de gas. Básicamente el sistema de medición de presión de una placa de orificio trabaja de la siguiente forma:El sistema de medición de presión está formado por tomas de presión estática que se encuentran colocadas sobre la tubería principal. (figura).

Las tomas de presión estatica son pequenos orificios perforados sobre la pared del ducto perpendiculares a la dirección del flujo en el punto de medición, los cuales detectan el valor local de la presión estatica. El diámetro recomendado para la toma de presión es de 1 a 10% del diámetro del ducto.


Las tomas de presión pueden ser de tres tipos: toma de brida, tomas de vena contracta y toma de tubería. En las tomas de brida, las tomas de alta y baja presión se localizan a 0,0254 m antes y después de la placa de orificio. En las tomas de vena contracta, la toma de alta presión se localiza a 1D antes de la placa: mientras que la de baja presión se localiza entre 0,3 y 0,8 veces el diámetro después de la placa. En las tomas en la tubería, la toma de alta presión se localiza a 2,5 D antes de la placa y la de baja presión se localiza a 8D después de la placa de orificio.

En la figuras anteriores se puede apreciar las diferentes posiciones de toma de presión estatica.


En base a lo anterior las tomas de presión se localizaron de la siguiente manera:+ toma de presión 0. La toma de alta presión se localiza a 0,057 m (1D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presión se localiza al centro del espesor de la placa de orificio con el fin de comparar la variación en la medición del flujo al momento de pasar por la placa con respecto a la medición de flujo con la localización recomendad de tomas de presión. Estas tomas de presión se utizaron únicamente cuando se midio el flujo con la placa de orificio de 0,023 m de espesor.+ tomas de presión 1 (Vena contracta). La toma de alta presión se localiza a 0,057m (1D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presión se localiza a 0,028 m (O,5D) del borde de la placa de orificio a la descarga. La localización de esta se determino en base a la literatura.Tomas de presion 2. La toma de alta presion se localiza a 0,114m (2D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presion se localiza a 0,114 m (2D) del borde de la placa de orificio. La localizacion de estas tomas de presion fue propuesta para medir el flujo en locaciones distintas a las especificadas con la intención de verificar la precicsion de las mediciones hechas con las tomas de presion 1.+ tomas de presion 3. La toma de alta presion se localiza a 0,171 m (3D) del borde de la placa de orificio y la toma de baja presion se localiza a 0,16 m(2,8D) del borde la placa de orificio. La localización de esta toma de presion tampoco sigui alguna especificación.Para medir la diferencia de presion producida por la placa de orificio, las tomas de presion se conectan mediante mangueras a un medidor de presion diferencial. En este estudio la diferencia de presion es medida mediante manometros tipo “U” de mercurio. Para determinar la caída de presion, se coloco detrás de los manometros papel milimétrico, a partir del cual se determino la misma.

a.- Registradores de Flujo y Presión Este instrumento se utiliza para registrarsobre la cara de un disco de papel variaciones de la presión a través del Disco de


Orificio, el cual representa la Presión Diferencial (PD) y la presión de flujo de gasdel sistema, que representa la Presión Estática (PE), necesarias en él calculo de lacantidad de gas que produce un pozo. El registrador tipo Fuelle Barton es el másutilizado en la empresa. Es altamente sensible al líquido, afectando el elementodiferencial del equipo, arrojando de esta manera lecturas erradas, imposibilitandoun cierre del balance.

b.- Registros Existen en diferentes formas y escalas de los registros o cartasutilizadas en la medición de flujo, pero básicamente se puede clasificarlos engráficos uniformes o lineales, gráficos de raíz cuadrada.

c.- Gráficos Lineales o Uniformes: La lectura tomada sobre estos registrosrepresenta una relación lineal con respecto al diferencial de presión producido porel flujo que en ese instante está fluyendo a través del elemento primario. Estosgráficos se caracterizan por sus divisiones uniformes

5.12 Factores que intervienen en la medición realizada por una placa de orificio:

Los Problemas Operaciones de los Medidores Placa de Orificio. Los Problemasque se presentan al trabajar con Medidores de Placa de Orificio. Los errores demedición, con los medidores placa de orificio o cualquier otro medidor, estánrelacionados con: El diseño de los equipos y sus limitaciones técnicas; lainstalación de equipos en el medidor para mantener la tolerancia indicada por el


Fabricante; la operación de los equipos, de tal manera que registre las medidasexactas; el mantenimiento adecuado de tal forma que se pueda obtener unresultado preciso, sobre todo en el largo plazo y el cómputo correcto de losvolúmenes manejados. Para el caso específico de Medidores Placa de orificio serecomienda lo siguiente:

Condiciones de la Corriente de Gas: Es necesario que la corriente de gas quese aproxime al orificio presente líneas uniformes libres de irregularidad. Parauniformar las líneas de corriente se recomienda que las secciones rectas detuberías localizadas antes y después de la placa de orificio tengan longitudesmínimas sin presencia de irregularidades como válvulas, codos, expansiones oreducciones del área de la tubería que se produzcan alteraciones de las líneasde flujo. Cuando por alguna razón es difícil tener las distancias mínimas sinirregularidades se recomienda utilizar secciones rectificadas de flujo, las cualesreducen la turbulencia antes de la placa de orificio y mejorar las condiciones demedición.Con relación a los errores inducidos por el diseño, se relacionanfundamentalmente con algunas características, tales como. Sensibilidad en elvalor del número de Reynolds; que el flujo sea continuo, que las tuberías no seanlas adecuadas para el transporte del fluido, que no se cumplan con los valores delas caídas de presión, que la línea de transmisión no sea del tamaño correcto, que


los cálculos solo sean válidos para fluidos monofásicos, que las medidas no seanprecisas. Los errores también pueden estar relacionados con:

Flujo Pulsante. Este tipo de flujo se caracteriza por cambios rápidos de lavelocidad y la presión del gas. Circulante. Una medición confiable del flujo de gascon un medidor placa de orificio, no puede ser obtenida cuando una pulsación estapresente. Lo más complicado, es que no existen factores de corrección, quepermitan corregir el error cometido por una pulsación. Las fuentes más comunesde pulsación son: Los compresores reciprocantes, esta pulsación se consideraque es baja frecuencia. El flujo irregular, como tapones de agua o petróleo, puedeproducir también pulsaciones, lo mismo el flujo intermitente de gas y losreguladores de presión. Todos estos fenómenos que producen pulsaciónintroducen un cambio violento en la velocidad y en la presión del flujo. Loscambios de presión simulan ondas de sonido de baja frecuencia. Las ondas viajan

en la corriente de flujo a la velocidad de sonido, proceso que ocurre en forma


independiente de la velocidad del flujo. Con el fin de disminuir el efecto negativode la pulsación sobre la medición de tasas de flujo se recomienda

a.-Ubicar el tubo medidor en el sitio más favorable con respecto a la fuentecausante de la pulsación. Esto significa colocar el tubo medidor aguas- arriba delregulador de presión o aumentar la distancia entre la pulsación y el medidor.b.- Instalar equipos adecuado de tal forma de reducir las pulsaciones aguas- arribadel tubo medidor

c.-Diseñar equipos para operar con diferenciales de presión lo más alto posibleEsto es posible, si se reduce el diámetro del orificio y se orienta el flujo a través deuna cantidad limitada de tubos.

d.- Utilizar un medidor pequeño, manteniendo el mismo diámetro de orificio, conello se aumenta el diferencial de presión. Es de hacer notar que las pulsaciones enel flujo pueden ser causales de hasta un 30% de error en la medición

5.12.6 Factor de gravedad específica

Gravedad específica de un gas es su densidad relativa al aire. La gravedad específica del aire es igual a 1.0; la del gas natural es típicamente 0.60. el vapor de propano y butano tiene gravedades específicas de 1.52 y 2.0 respectivamente. Consecuentemente el GNS tiene una gravedad específica mayor a 1.0

Las mezclas de GNS y de GN usan el mismo equipo de combustión. La mayor parte del GN tiene un poder calórico promedio de aproximadamente 8500 – 9350 Kcal/Nm3, y una gravedad específica de alrededor de 0.6. los modelos


matemáticos validados por experiencias de campo prueban que la compatibilidad del GNS compuesto de propano y aire tiene un poder calórico de alrededor de 12,500 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.31. el GNS compuesto de butano – propano y aire tiene un poder calorífico de cerca de 13,800 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.461. un formato para calcular valores de reposición de gas puede ser proveído a solicitud por EEI.

La diferencia en poderes calóricos de un combustible original, contra un combustible de reemplazo resulta primeramente de las diferencias en sus gravedades específicas y al final por su química. Mientras más alta es su gravedad específica más pesado es el gas. Consecuentemente las aperturas fijas, tales como orificios de quemador, reguladores y ciertos tipos de medidores de flujo permiten menos flujo de un gas pesado que de uno más ligero. La física establece que el flujo de gas a través de un orificio es directamente proporcional a la raíz cuadrada de su gravedad específica, por lo tanto un gas más pesado (Ej. La mezcla de GNS) debe tener un poder calórico más alto para proveer la misma energía a un quemador que un gas más ligero.

Puesto de una manera sencilla el gas más pesado fluye más lentamente a través del orificio, por lo tanto, cada unidad de volumen debe tener un valor calorífico superior para compensar el flujo reducido. De cualquier forma al otro lado del orificio los gases con valores Wobbe iguales proveerán igual energía neta.


5.12.7 Factor de supercompresibilidad

se conoce como factor de supercompresibilidad (Z), y depende del tipo de gas y las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra; cuando éstas son bajas, próximas a las condiciones normales, Z se considera igual a uno y la ecuación se convierte en la ecuación. Cuando se trata de gases reales, la presión indicada por el registrador de presión es menor que la presión a la que se encontraría el gas si fuera ideal pues hay que descontar las interacciones entre las moléculas y por otra parte el volumen disponible para el movimiento de las moléculas es menor que el volumen del recipiente pues no se puede despreciar el volumen ocupado por las moléculas; esto quiere decir que cuando se tiene un gas real a una presión P y ocupando un volumen v a una temperatura T, si se quiere aplicar la ecuación de estado para un gas ideal la presión debe ser (P + a) y el volumen (v - b) quedando entonces la ecuación como:(P + a) (v - b) = RT

5.12.9 Factor manométrico

Se aplica únicamente para unidades diferenciales que utilizan mercurio y estas actualmente se encuentran en desuso. En la industria petrolera se utilizan unidades diferenciales de tipo fuelle y tipo electrónico, por ello Fm=1.

5.13 DIÁMETRO DE ORIFICIO Y ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DE GAS

Seleccionar el diámetro de orificio que nos permita obtener un registro de presión diferencial en un rango determinado, de esta manera evitamos probar con distintos orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos.Para ello debemos conocer los siguientes datos :- caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora.- diámetro del tubo medidor, en pulgadas.


- presión manométrica del sistema, en psi.- temperatura estimada del gas (podemos adoptar un valor promedio de 60°F).- gravedad específica del gas (0,6 valor promedio en nuestro yacimiento).

5.15 Problemas comunes a la medición

La medición de flujo de gas es sencilla, pero tiene algunas características propias que no están presentes en la medición de flujo de líquidos. Estas características están principalmente relacionadas con la compresibilidad de los gases. Este trabajo presenta algunos de los errores mas frecuentes causados por el desconocimiento del efecto de la compresibilidad de un gas en la medición de su flujo. Adicionalmente a otras aplicaciones existentes de medición de gas, la creciente tendencia al uso del gas natural nos ha puesto cada vez más en contacto con este tema. ¿En que unidades mido? ¿Qué son las condiciones normalizadas o de referencia? ¿Necesito compensar la medición de flujo con mediciones de presión y temperatura? ¿Utilizo un transmisor de presión absoluta o manométrica? ¿Por qué no coincide la medición de dos medidores en serie? Estas son preguntas típicas en la implementación de mediciones industriales de flujo de gas, que cuando son hechas no siempre tienen respuesta clara. Peor aún, estas preguntas no siempre son hechas, resultando en una errónea selección de instrumentos, con los costos y atrasos que esto significa. Este trabajo busca presentar este tema en forma clara y sencilla, para evitar costosos errores en los que se incurre con frecuencia.

Características de un gas

En muchos aspectos, la medición de flujo de líquidos y gases es similar. Sin embargo, hay un aspecto que hace a ambas muy distinto, y al que se requiere prestar atención: la compresibilidad


de los gases. Se denomina así al efecto causado por las variaciones de presión y temperatura en el volumen ocupado por un gas. Un gas ideal es definido como aquel en el que las colisiones entre sus átomos o moléculas con perfectamente elásticas, y en el que no hay fuerzas de atracción moleculares. La ecuación 1 describe el comportamiento de gases ideales. En el mundo real, los gases se desvían ligeramente del comportamiento descrito en esta ecuación. Esta desviación es mayor cuanto más se acerca el gas a su presión y temperatura críticas (condiciones en las que el comportamiento de las fases gaseosa y líquida de un fluido se hacen indistinguibles). En estas condiciones, el comportamiento del gas se describe con la ecuación P V =Z m R T

Unidades de medida del flujo de gas

El flujo de un fluido es normalmente expresado en unidades de volumen por unidad de tiempo, p.ej., m3/h. Esta unidad, satisfactoria para expresar flujo de líquidos en muchos casos, es también utilizada para medir flujo de gases. Sin embargo, como explicaremos a continuación, no es suficiente.

El fenómeno de compresibilidad de los gases arriba descrito hace que un metro cúbico de gas en distintas condiciones tenga una masa muy distinta en diversas condiciones:

• Un m3 de aire a 100 bar(a) y 40 0C pesa 112 kg. Obviamente, si las condiciones de presióny temperatura cambian, el peso del aire contenido en un m3 también cambia.• Un m3 de aire a 1,013 bar(a) (equivalente a 1 ata) y 0 0C pesa 1,3 kg.• Un kg de aire pesa 1 kg (obviamente), independientemente de las condiciones en que es medido.Por lo tanto, si expresamos un flujo de gas en kg/h, la masa de gas a la que nos referimos por unidad de tiempo queda claramente definida. En cambio si utilizamos una unidad de volumen por unidad de tiempo (como m3/h), esta información es insuficiente para determinar la masa de gas por unidad de


tiempo. Se hace imprescindible entonces aclarar las condiciones a las que el volumen está determinado. En este sentido, existen dos opciones:

• Expresar el volumen de gas por unidad de tiempo en las condiciones reales de flujo: en este caso, hablamos por ejemplo de m3/h, medidos a 8 ata y 32 0C. La dificultad de esta medición es la difícil comparación de flujos, incluso en la misma aplicación, ya que frente a una variación de presión y/o temperatura, el flujo así expresado variaría. Por ejemplo, en una caldera cuyo consumo de gas estamos midiendo, una variación de la presión a la cual el flujo es medido puede hacer variar la medición de gas expresada en condiciones de flujo, aún cuando el lazo de control asegure que la cantidad de m3/h consumidos por la caldera es constante.

• Expresar el volumen de gas por unidad de tiempo en condiciones de referencia: en este caso, expresamos el volumen a presión y temperatura fijado arbitrariamente y utilizado como referencia. Esta presión y temperatura no guardan ninguna relación con las de flujo.Una condición de referencia típica es 1 atmósfera absoluta y 0 0C, y es conocida como condición normal. Si el flujo de gas está expresado en estas condiciones, se lo denomina flujo normalizado, y se expresa, por ejemplo, en normal metros cúbicos hora (Nm3/h). Es importante tener presente que con frecuencia en el lenguaje coloquial (e incluso a veces en textos técnicos) se omite la precisión de normal, aún cuando en la inmensa mayoría de los casos los flujos de gas son expresados en condiciones normales (u otras condiciones de referencia similares).

Existen diversas condiciones de referencia, las más utilizadas son:• Condiciones normalizadas: 1 ata y 0 0C, determinadas por el sistema métrico decimal.• Condiciones standard: 14,7 psia y 60 oF, determinadas por el sistema inglés de unidades.La diferencia entre ambas mediciones es de aproximadamente un 5%, por lo que es necesario confirmar rigurosamente las condiciones de referencia utilizadas al expresar un flujo en condiciones normales. Mas aún, con alguna frecuencia se utilizan


variantes de las condiciones de referencia (como temperaturas de referencia de 15 ó 25 0C), por lo que incluso el término normal puede no ser una definición precisa.

Distintos tipos de flujómetros

Los flujómetros determinan flujos másicos o volumétricos en condiciones de flujo, dependiendo de su principio de operación. Desde esta perspectiva, podemos clasifica r a los flujómetros en tres tipos:

• Volumétricos• Másicos• Los que utilizan el principio de Bernoulli.

Volumétricos

El principio de operación de estos flujómetros determina la velocidad de flujo del gas. Esta velocidad, multiplicada por la sección de flujo, determina el flujo volumétrico en condiciones de flujo del gas. Un ejemplo típico es el vortex. Cuando un obstáculo se opone al paso de un fluido, el fluido lo rodea generando una turbulencia muy particular, en la que se desprenden vórtices en forma alternada a cada lado del obstáculo. Este es un fenómeno que se puede apreciar en la vida diaria. De hecho, el flamear de la bandera es la evidencia de cómo los vórtices del 4 flujo de aire se desprenden al rodear al asta. Este fenómeno fue observado por primera vez en 1513 por Leonardo da Vinci (1452-1519), y estudiado en detalle por el científico aeronáutico húngaro Theodore Von Kármán 3 (1881-1963), quien en 1912 analizó el comportamiento de los vórtices que se forman cuando un fluido rodea un obstáculo. En su estudio, Von Kármán determinó que en condiciones turbulentas de flujo el volumen contenido en un vórtice es independiente de la velocidad del fluido. En estas condiciones, el caudal es proporcional a la frecuencia de desprendimiento de los vórtices.Es posible demostrar que este comportamiento es independiente de características del fluido tales como la densidad o la viscosidad (en la medida en que se mantenga el flujo turbulento), o incluso si


el fluido es un gas o un líquido. Los flujómetros vortex constan básicamente de un obstáculo que se opone al avance de un fluido, un sensor que determina la frecuencia de desprendimiento de los vórtices, y una electrónica que convierte esta frecuencia en una señal normalizada, por ejemplo, 4-20 mA, Otros flujómetros que operan determinando la velocidad del fluido son:

• Turbinas• Flujo por ultrasonido.

Másicos

Estos flujómetros determinan directamente el flujo másico de gas que circula. Por tal motivo, variaciones de presión o temperatura de flujo no variarán el flujo medido. En la actualidad hay dos principios de operación que miden el flujo másico, con gran auge:

• Los flujómetros por coriolis• Los flujómetros por dispersión térmica

Coriolis

El efecto de Coriolis es una fuerza inercial descripta por primera


vez por el matemático e ingeniero francés Gustave- Gaspard Coriolis (1792-1843) en 1835. El efecto Coriolis es una deflexión aparente que se produce cuando un objeto semueve en forma radial sobre un disco en rotación. Esta deflexión está causada por la mayor velocidad tangencial que el objeto requeriría para mantener su trayectoria recta con relación al disco, en la medida en que se aleja del centro del disco en rotación.

Un flujómetro coriolis consta de uno o dos tubos que vibran. La composición de movimiento delfluido dentro del tubo vibrando emula al movimiento de un objeto sobre un disco, generando unafuerza de coriolis que deforma el tubo. Esta deformación es proporcional al caudal másico quecircula por el tubo.

La primer patente para medición de caudal por efecto coriolis data de 1950, mientrasque los primeros productos comerciales fueron lanzados durante la década de 1970. Estos consistían en dos tubos en U paralelos, sobre cuyas ramas se producía el efecto coriolis, generando una deflexión cuya amplitud era medida. La vibración se logra utilizando una bobina sujeta a un tubo, que actúa sobre el segundo tubo. La corriente alterna aplicada sobre la bobina producirá la vibración de ambos tubos. Por otra parte, dos sensores miden la frecuencia y amplitud de la vibración. Se puede determinar que la frecuencia de la vibración es proporcional a la masa del tubo, y por ende a la densidad del fluido contenido. Por otra parte, la amplitud de la deflexión es proporcional al flujo másico.En 1986 se lanza un concepto revolucionario, que es el de flujómetro másico por principio de coriolis,de tubo recto. En lugar de tubos en U, se utilizan tubos rectos, a los que también se hace vibrar.El movimiento de fluido dentro del tubo vibrando también sufre la aceleración de coriolis, la que genera un desfasaje en la vibración del tubo, de la primer sección respecto de la segunda.

Másicos Térmicos


Estos flujómetros se basan en la dispersión del calor generado por el flujo de corriente eléctrica a través una resistencia. Por una resistencia inmersa en un flujo de fluido circula una corriente eléctrica produciendo calor. Este calor es dispersado por el flujo del fluido en cuestión, enfriando la resistencia. Esta resistencia es en particular una RTD, por lo que también se mide la temperatura de la misma. Una segunda RTDda la temperatura de referencia del fluido.

Los que utilizan el principio de Bernoulli.

Este grupo de flujómetros incluye una variedad de tipos basados en la ecuación desarrollada porDaniel Bernoulli (1700-1782). La ecuación de Bernoulli corresponde a la ley de conservación de la energía aplicada a fluidos en movimiento. Existen numerosas ecuaciones derivadas del principio de Bernoulli.


Analizando los distintos tipos de flujómetro, y las necesidades de medición de los usuarios, se puede concluir en ciertas combinaciones típicas. Sin embargo, es necesario afirmar primero que la mayor parte de los usuarios requieren medir flujo volumétrico normalizado o flujo másico. Por lo tanto, es muy poco frecuente que el usuario requiera medir volumen en condiciones de flujo.

• Medidor volumétrico con compensación de presión y temperatura. Un caso típico es el vortex.La compensación puede ser realizada con valores fijos si la presión y la temperatura son estables dentro de los márgenes de error pretendidos, o pueden requerir medidores específicos.• Medidor másico: este tipo de medidor no requiere compensación de presión y / o temperatura, ya que mide en forma directa la masa. La conversión a volumen normalizado se hace utilizando la densidad en condiciones de referencia, que es una constante.• Medidores por principio de Bernoulli. Requieren compensación de presión y temperatura.La compensación puede ser realizada con valores fijos si la presión y la temperatura son estables dentro de los márgenes


5.15.1 Formación de hidratos Hidratos de gas

El gas y el agua líquida se combinan para formar sólidos parecidos a la nieve húmeda a temperaturas superiores al punto de solidificación del agua. Estos sólidos son llamados hidratos de gas. Estos son una forma compleja de los conocidos clatratos. Este fenómeno es de particular interés para la industria petrolera debido a que estos sólidos pueden formarse a temperaturas y presiones normalmente encontradas en la producción y transporte de gas natural.

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Formación de hidratos de gas

Los hidratos de gas se comportan como soluciones de gases en sólidos cristalinos y no como compuestos químicos. La estructura principal de los hidratos cristalinos es formada por moléculas de agua. Las moléculas de hidrocarburo ocupan espacios vacíos dentro del espacio de la red de las moléculas de agua.

La formación de hidratos es más de naturaleza física que química. Aparentemente, no son fuertes los enlaces químicos entre el hidrocarburo y las moléculas de agua. De hecho, las moléculas de hidrocarburo se encuentran libres rotando dentro de los espacios vacíos.

La estructura del agua es semejante a la del hielo debido al parecido de sus calores de formación. Sin embargo, las redes cristalinas son algo diferente al hielo ya que las redes del hielo no tienen el espacio incluso para pequeñas moléculas de hidrocarburo.

Se conocen dos tipos de hidratos de redes cristalinas. Cada uno contiene espacios vacíos de dos tamaños distintos. Una red tiene el tamaño para aceptar pequeñas moléculas como metano y grandes moléculas como el propano, este radio acepta alrededor de dos moléculas pequeñas por cada grande. La otra red acepta moléculas de metano y moléculas de mediano tamaño como el etano, este radio acepta alrededor de tres medianas por cada pequeña.

Aunque los hidratos de gas parecen ser soluciones sólidas en lugar de compuestos químicos, un número específico de moléculas de agua están asociadas con esta molécula de gas. Esto se debe a la estructura del cristal y el radio depende primordialmente con el tamaño de la molécula de gas.

Condiciones para la formación de hidratos de gas


La consideración más importante para la formación de hidratos es que esté presente el agua líquida para su formación. Incluso con la presencia de agua líquida se necesita un equilibrio entre el gas y el agua a condiciones de presión y temperatura para que la formación del hidrato ocurra. Pero, una vez formadas las semillas del cristal, la hidratación ocurre fácilmente.

Las semillas del cristal se formana temperaturas de 3 a 10°Fpor debajo de la temperatura de formación y a unos 300 o más psi por encima de la presión de formación. Sin embargo, partículas de óxido o arena también funcionan como semillas de cristales en la iniciación de formación de los hidratos.

Formación de hidratos de gas por reducción de presión

Reduciendo la presión a condiciones normales de superficie, causamos también una reducción en la temperatura del gas. Esta reducción de temperatura puede causar la condensación del vapor de agua presente en el gas. Lo que ocasionaría una mezcla de gas y agua líquida, condiciones necesarias para la formación de hidratos.

Métodos de extracción de gas de los hidratos

Se están estudiando tres métodos de extracción de gas natural de los hidratos. Todos esto métodos usan la disociación, un proceso por el cuál un material se descompone en sus partes constituyentes. En el caso de los hidratos de gas disociación, esto usualmente involucra una combinación de liberar la presión y subir la temperatura de manera que los cristales helados se derritan o de lo contrario cambien la forma y liberen las moléculas de gas natural atrapadas.

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Inyección Termal

Con esta técnica, se introduce calor dentro de la formación del hidrato para aumentar la temperatura del material e impulsar la disociación. Un ejemplo de esto es la inyección de agua marina relativamente cálida en una capa de hidratos de gas submarina. Una vez que se libera el gas dentro de la capa, se lo puede traer a la superficie.

Inyección de Inhibición

Ciertos alcoholes, como el metanol o etilenglicol, actúan como inhibidores cuando se los inyecta en una capa de hidrato de gas, y hacen que el material de hidrato cambie. Ellos cambian las condiciones de presión-temperatura que se necesitan para la estabilidad de los hidratos, permitiendo que el hidrato se disocie y libere su metano.

Despresurización

En algunas reservas de hidratos hay zonas en las cuáles el gas natural ya está en su estado libre. Si se perfora un pozo en dicha zona para extraer el gas natural, también se puede reducir la presión dentro de la capa de hidrato de gas subyacente. Si esta reducción de presión es suficiente como para provocar una disociación, entonces se puede liberar el gas de la capa de hidrato y extraerlo al mismo tiempo.

Las simulaciones por computadora para las inyecciones termales que usan vapor y agua caliente sugieren que se libere suficiente gas como para que sea recuperable. Sin embargo, el costo de esta técnica es prohibitivo. Similarmente, la inyección de inhibición parece ser factible pero, nuevamente, los costos económicos y del medio ambiente superan los resultados de la producción. Actualmente, la técnica más económicamente promisoria parece ser la despresurización. Esta técnica está limitada sólo a las áreas con reservas de gas natural en estado libre, y la extracción de gas de los hidratos de gas puede ser impedida por la formación de


hielo o la reformación de hidratos de gas durante la disociación y el proceso de extracción.

Razones para el estudio de los hidratos de gas

<>Contiene una gran cantidad de metano, lo que indica un posible futuro como un recurso energético.

<>Puede funcionar como una fuente o sumidero de metano en la atmósfera, lo que puede influir en el clima mundial

<> Puede afectar a la fuerza de sedimentos, que pueden ser el comienzo de los deslizamientos de tierra.

Los hidratos de gas natural son sustancias sólidas en forma de cristales de color blanco formadas cuando el agua líquida y algunos hidrocarburos ligeros, principalmente C1 (metano), C2 (etano), C3 (propano), se combinan físicamente bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.Formación de Hidratos de Gas NaturalLas moléculas de agua, en presencia de gases ligeros pueden formar una estructura cristalina que contiene cavidades donde las moléculas del gas son atrapadas. Se ha determinado la existencia de 3 estructuras cristalinas las cuales pueden formar cavidades grandes y pequeñas. La estructura I está formada por dos cavidades pequeñas y 6 cavidades grandes. La estructura II está formada de 16 cavidades pequeñas y 8 cavidades grandes. La estructura III está formada por 3 tipos de cavidades, siendo las 3 cavidades de tamaños distintos, uuna de ellas mucho más grandes que las otras 2.

Al estado puro, el metano, etano, CO2 y H2S forman hidratos de estructura I.

Las moléculas de propano e isobutano pueden entrar sólo en cavidades grandes de la estructura II, por lo que un Gas Natural conteniendo estos hidrocarburos forma hidratos de estructura II.

El butano al estado puro no forma hidratos pero sí lo forma con otros compuestos.


Condiciones de formación de Hidratos de gas natural

Altas presiones y bajas temperaturas favorecen la formación de hidratos de gas natural pudiéndose formar aún a temperaturas superiores a la del congelamiento del agua.

Presencia de agua líquida, por tal motivo el contenido de agua en un gas natural debe ser disminuido a valores tales que en ningún lugar del sistema se alcance el punto de rocío especialmente con gases que contengan CO2 ó H2S que formarán acído con agua condensada.

Medios de agitación del agua y gas. La turbulencia, alta velocidad de flujo, presión pulsante,

agitación, inducen la formación de los primeros cristales de hidrato y una vez que esto ocurre el fenómeno de cristalización se hace más rápido.

La temperatura a la cual comenzará la formación de hidratos se obtiene de gráficos construidos en base a datos experimentales para una presión especificada y un gas cuya densidad conocemos.

La temperatura de formación de hidratos será mayor a medida que aumente la densidad del gas.

Una vez formado el hidrato no queda alternativa que disminuir la presión para producir su disolución ocasionando la pérdida de gas que es venteado a la atmósfera.

La desaparición de hidratos puede demorar y ser difícil de alcanzar. Cristales macroscópicos permanecen por grandes periodos luego que los hidratos han desaparecido.

Prevención cotra la formación de Hidratos de gas natural

Mínimo contenido de agua. Calentamiento de la corriente fría proveniente del pozo. Inyección de depresores del punto de congelación: Metanol,

etileno glycol (EG), dietilenglicol (DEG), trietilenglicol (TEG), tetraenglicol (T4EG).

5.15.2 Vibración de flujo


Los intercambiadores de calor de carcasa y tubos están compuestos por tubos cilíndricos, montados dentro de una carcasa también cilíndrica, con el eje de los tubos paralelos al eje de la carcasa. Un fluido circula por dentro de los tubos, y el otro por el exterior (fluido del lado de la carcasa). Son el tipo de intercambiadores de calor más usado en la industria.

Los componentes básicos de este intercambiador son: El haz de tubos (o banco de tubos), carcasa, cabezal fijo, cabezal removible (o trasero), deflectores, y la placa tubular.

Configuración

Se usa una amplia variedad de configuraciones en los intercambiadores de calor de carcasa y tubos, dependiendo de del desempeño deseado de transferencia de calor y caída de presión y los métodos empleados para reducir los esfuerzos térmicos, prevenir fugas, fácil mantenimiento, soportar las presiones y temperaturas de operación, y la corrosión. Estos intercambiadores se construyen de acuerdo a las normas de la Asociación de Fabricantes de Intercambiadores de Calor Tubulares (TEMA1 ), con algunas modificaciones, dependiendo del país.

TEMA ha desarrollado una nomenclatura para designar los tipos básicos de intercambiadores de calor de carcasa y tubos. En este sistema, cada intercambiador se designa con tres letras, la


primera indicando el cabezal delantero, la segunda el tipo de carcasa, y la tercera el cabezal posterior.

Tubos

Los tubos son los componentes fundamentales, proporcionando la superficie de transferencia de calor entre el fluido que circula por el interior de los tubos, y la carcasa. Los tubos pueden ser completos o soldados y generalmente están hechos de cobre o aleaciones de acero. Otras aleaciones de níquel, titanio o aluminio pueden ser requeridas para aplicaciones específicas.

Los tubos pueden ser desnudos o aletados. Las superficies extendidas se usan cuando uno de los fluidos tiene un coeficiente de transferencia de calor mucho menor que el otro fluido. Los tubos doblemente aletados pueden mejorar aún más la eficiencia. Las aletas proveen de dos a cuatro veces el área de transferencia de calor que proporcionaría el tubo desnudo. La cantidad de pasos por los tubos y por la carcasa dependen de la caída de presión disponible. A mayores velocidades, aumentan los coeficientes de transferencia de calor, pero también las perdidas por fricción y la erosión en los materiales. Por tanto, si la pérdida de presión es aceptable, es recomendable tener menos cantidad de tubos, pero de mayor longitud en un área reducida. Generalmente los pasos por los tubos oscilan entre 1 y 8. Los diseños estándares tienen uno, dos o cuatro pasos por los tubos. En múltiples diseños se usan números pares de pasos. Los números de pasos impares no son comunes, y resultan en problemas térmicos y mecánicos en la fabricación y en la operación.

La selección del espaciamiento entre tubos es un equilibrio entre una distancia corta para incrementar el coeficiente de transferencia de calor del lado de la carcasa, y el espacio requerido para la limpieza. En la mayoría de los intercambiadores, la relación entre el espaciamiento entre tubos y el diámetro exterior del tubo varía entre 1,25 y 2. El valor mínimo se restringe a 1.25 porque para valores inferiores, la unión entre el tubo y la placa tubular se hace muy débil, y puede causar filtraciones en las juntas. Para los mismos espaciamiento entre tubos y caudal, los


arreglos en orden decrecientes de coeficiente de transferencia de calor y caída de presión son: 30º,45º,60º y 90º.

Placa tubular

Los tubos se mantienen en su lugar al ser insertados dentro de agujeros en la placa tubular, fijándose mediante expansión o soldadura. La placa tubular es generalmente una placa de metal sencilla que ha sido taladrada para albergar a los tubos(en el patrón deseado), las empacaduras y los pernos. En el caso de que se requiera una protección extra de las fugas puede utilizarse una doble placa tubular.

El espacio entre las placas tubulares debe estar abierto a la atmósfera para que cualquier fuga pueda ser detectada con rapidez. Para aplicaciones más peligrosas puede usare una placa tubular triple, sellos gaseosos e incluso un sistema de recirculación de las fugas.

La placa tubular además de sus requerimientos mecánicos debe ser capaz de soportar el ataque corrosivo de ambos fluidos del intercambiador y debe ser compatible electroquímicamente con el material de los tubos. A veces se construyen de acero de bajo carbono cubierto metalúrgicamente por una aleación resistente a la corrosión.

Carcasa y boquillas del lado de la carcasa

La carcasa es la envolvente del segundo fluido, y las boquillas son los puertos de entrada y salida. La carcasa generalmente es de sección circular y esta hecha de una placa de acero conformado en forma cilíndrica y soldado longitudinalmente. Carcasas de pequeños diámetros (hasta 24 pulgadas) pueden ser hechas cortando un tubo del diámetro deseado con la longitud correcta (pipe shells). La forma esférica de la casaca es importante al determinar el diámetro de los reflectores que pueden ser insertados y el efecto de fuga entre el deflector y la casaca. Las carcasas de tubo suelen se más redondas que las carcasa roladas.


En intercambiadores grandes la carcasa esta hecha de acero de bajo carbono siempre que sea posible por razones de economía aunque también pueden usarse otras aleaciones cuando la corrosión o las altas temperaturas así lo requieran.

La boquilla de entrada suele tener una placa justo debajo de ella para evitar que la corriente choque directamente a alta velocidad en el tope del haz de tubos. Se impacto puede causar erosión, cavilación, y vibraciones. Con el objetivo de colocar esta laca y dejar suficiente espacio libre entre este y la carcasa para que la caída de presión no sea excesiva puede ser necesario omitir algunos tubos del patrón circular completo.

Canales del lado de los tubos y boquillas

Los canales y las boquillas simplemente dirigen el flujo del fluido del lado de los tubos hacia el interior o exterior de los tubos del intercambiador. Como el fluido del lado de los tubos es generalmente el más corrosivo, estos canales y boquillas suelen ser hechos de materiales aleados (compatibles con la placa tubular). Deben ser revestidos en lugar de aleaciones sólidas.

Cubiertas de canal

Las cubiertas de canal son placas redondas que están atornilladas a los bordes del canal y pueden ser removidos para inspeccionar los tubos sin perturbar el arreglo de los tubos. En pequeños intercambiadores suelen ser usados cabezales con boquillas laterales en lugar de canales y cubiertas de canales.

Diseño de intercambiadores de calor

El primer paso es delimitar el problema tanto como sea posible inicialmente, esto es, definir para las corrientes: caudales, presiones, temperaturas, propiedades físicas, fouling, pérdidas de presión admisibles, etc. Luego se procede a seleccionar valores tentativos para los parámetros más importantes de diseño, tales como longitud y diámetro de los tubos (teniendo en cuenta las pérdidas de presión y las vibraciones que se producirán), el arreglo del banco de tubos, el espaciamiento entre deflectores, la


cantidad de pasos y cantidad de carcasas en serie. Con estas dimensiones, se tiene el valor de un área inicial supuesta.

Con estos valores se efectúa la evaluación térmica del intercambiador, dando como resultado un valor del coeficiente global de transferencia de calor. Este puede obtenerse mediante la combinación de correlaciones que dependen de los parámetros seleccionados. Con este valor, se procede a calcular un nuevo valor de área requerida. El procedimiento es más preciso en la medida que lo es el cálculo del coeficiente global de transferencia de calor. Este es un valor que depende del coeficiente de transferencia de calor por convección en el interior y exterior de los tubos, que a su vez de las propiedades de los fluidos. Si bien la definición de dichos coeficientes en el lado de los tubos es bastante precisa con las correlaciones actuales, no lo es tanto para el lado de la carcasa.

En general, puede enumerarse una serie de pasos, como sigue:

1.- Comprobar el BALANCE DE ENERGÍA, se deben de conocer las condiciones del procesamiento, caudales, temperaturas, presiones, propiedades físicas de los fluidos.

2.- Asignar las corrientes al tubo y carcasa. 3.- Dibujar los diagramas térmicos. 4.- Determinar el número de intercambiadores en serie. 5.- Calcular los valores corregidos de la diferencia media de

temperaturas (MTD). 6.- Seleccionar el diámetro, espesor, material, longitud y

configuración de los tubos. 7.- Estimar los coeficientes de película y de suciedad.

Calcular los coeficientes globales de transmisión de Calor 8.- Calcular la superficie de intercambio estimada. 9.- Seleccionar el tamaño del casco (utilizando dos pasos en

tubo). 10.- Calcular las perdidas de presión en el lado del tubo y

recalcular el número de pasos para cumplir con las perdidas de presión admisibles.

11.- Asumir la separación entre desviadores y el área de paso para conseguir la perdida de presión en casco admisible.


12.- Recalcular los coeficientes de película en el lado del tubo y del casco utilizando las velocidades másicas disponibles.

13.- Recalcular los coeficientes globales de transmisión de calor y comprobar si tenemos suficiente superficie de intercambio.

14.- Si la superficie de intercambio es muy grande o muy pequeña revisar los estimados de tamaño de carcasa y repetir las etapas 9-13.

Métodos Integrales

La dificultad para integrar en las correlaciones obtenidas en los bancos de tubos y el flujo generado en la carcasa de un intercambiador con deflectores impulsó el desarrollo de "métodos integrales" para el cálculo de la transferencia de calor y pérdida de carga en el lado carcasa.3

El método Donohue (1949)

El cálculo del coeficiente de transferencia de calor se basaba por primera vez en el área de flujo disponible que se calculaba como una media geométrica entre el área mínima de paso entre deflectores (área transversal) y el área de paso disponible en el deflector (área longitudinal). Sin embargo, no tenía en cuenta el efecto de las diferentes configuraciones de los tubos. Para el cálculo de la pérdida de carga se proponía la utilización de las curvas de factor de fricción obtenidas por Colburn con un factor de seguridad elevado. Por primera vez se consideró el efecto de la ventana del deflector, considerando esta ventana como un orificio con un coeficiente de descarga de 0.7. Este método, aunque muy simple de utilizar, proporciona unos resultados poco precisos, debido básicamente a que las correlaciones se obtuvieron con intercambiadores pequeños con geometrías nada estándares.

Método Tinker

Al final de los años 40, al mismo tiempo que aparecían los métodos integrales, se hacía evidente que el flujo que se establecía en carcasa era complejo y con una gran dependencia de la geometría de construcción del intercambiador. A ello


contribuyeron las primeras visualizaciones del flujo que se obtuvieron a finales de los años 40 y principios de los 50. Se observó que solo una parte del fluido seguía el camino "correcto" a través del haz de tubos, el resto pasaba a través de áreas de fuga (entre tubo y deflector, entre deflector y carcasa y entre el haz de tubos y la carcasa). Estas áreas de flujo son inevitables en la construcción y montaje del intercambiador y determinan los flujos que se establecen en carcasa.

Un método basado en correlaciones de flujo a través de un banco de tubos ideal o un método integral difícilmente puede incorporar toda la información de los diferentes flujos que se establecen en carcasa y como consecuencia de ello, dependiendo del tipo de construcción, los errores al aplicar los métodos pueden variar considerablemente.

El método analítico recibe este nombre porque en cada intercambiador se lleva a cabo un análisis del flujo establecido en la carcasa. El primer análisis del flujo establecido en la carcasa fue realizado por Tinker (1951) que propuso el siguiente modelo de flujo.

Distribución Corrientes Tinker2

La pérdida de carga que experimenta la corriente principal (B) al pasar de un espaciado entre deflectores al siguiente actúa como fuerza impulsora para las otras corrientes forzando a parte del fluido a pasar por las áreas de fuga. La repartición de caudales entre las diferentes corrientes dependerá de la resistencia al flujo que encuentre el fluido al pasar por cada uno de los caminos, teniendo en cuenta que la perdida de carga ha de ser la misma

http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Distribucion_Corrientes_Tinker2.jpg?uselang=es


para todas las corrientes. Una vez obtenido el caudal de la corriente B se puede determinar el coeficiente de transferencia de calor aplicando una correlación de flujo cruzado en un banco de tubos ideal. Este método suponía un gran avance en la interpretación en la aproximación a la realidad del flujo establecido en la carcasa, sin embargo, paso desapercibido por la gran dificultad de cálculo que entrañaba teniendo en cuenta las posibilidades de computación de la época, Debido a que el proceso de cálculo era un proceso iterativo muy laborioso para realizarlo a mano. No fue hasta principios de los años 70, con la posibilidad de utilizar computadores personales para realizar los cálculos, que se pudo aprovechar el potencial del método desarrollado por Tinker.

El método Kern (1950)

Este método ha sido adoptado como un estándar por la industria durante muchos años. Las correlaciones para el cálculo de la transferencia de calor y la pérdida de carga se obtuvieron de intercambiadores estándar con un corte de deflector del 25 % (una decisión acertada porque en la mayoría de los casos es el mejor diseño).

La predicción de la transferencia de calor varía entre ligeramente insegura (valor superior al real) y muy segura (valor inferior al real). Mientras que las predicciones de la pérdida de carga se sitúan en el lado de seguridad con errores superiores al 100 %. En régimen laminar los errores todavía son grandes debido a la poca información disponible en el momento que se elaboró el método.

Si bien los resultados obtenidos por el método Kern no presentaron una gran mejora respecto a las correlaciones existentes, el mérito del éxito obtenido se encuentra en el hecho de haber presentado un método global de diseño, presentando además varios ejemplos de cálculo. Es evidente que no puede ser utilizado como un método de diseño porque la sobrestimación de la pérdida de carga puede llevar a diseños conservadores, con una gran separación de deflectores o con diámetros de carcasa superiores, y por consiguiente con coeficientes de transferencia de calor bajos. Sin embargo, todavía se sigue utilizando en la


industria para comprobar el funcionamiento térmico de los intercambiadores.

Método de Bell-Delaware

El método Bell-Delaware propone calcular el coeficiente de transferencia de calor del lado carcasa utilizando las correlaciones obtenidas para flujo en un banco de tubos considerando que todo el caudal que circula por la carcasa atraviesa el banco de tubos. Posteriormente este coeficiente ideal de flujo cruzado se corrige por una serie de factores para tener en cuenta las fugas que se producen.

La perdida de carga en el lado carcasa se calcula como suma de las pérdidas de carga para flujo cruzado ideal y de la pérdida de carga en la zona de la ventana. Los errores de este método pueden ser del 40 % en pérdida de carga y normalmente predicen pérdidas de carga mayores a las reales. El error en el coeficiente de transferencia de calor es alrededor del 25%. La diferencia con respecto al método analítico propuesto por Tinker reside en que no establece interacción entre los efectos de las corrientes de fuga.

Con el desarrollo y la extensión de las computadoras se desarrollaron los primeros programas de cálculo de intercambiadores que se basaron en el método analítico propuesto por Tinker conocido como "análisis de corrientes". En los cálculos realizados a mano se continuó y continúa utilizando el método de Bell-Delaware. No obstante Willis y Johnston (1984) propusieron una vía alternativa, intermedia entre los dos métodos, presentando una versión simplificada del método de análisis de corrientes. Este método, adoptado por Engineering Sciences Data Unit (1983), propone que ciertos coeficientes característicos del método relacionados con la resistencia al flujo son constantes e independientes del caudal, es decir, solo dependen de la geometría del sistema.

Este último método con respecto al método de Bell-Delaware presenta una mayor aproximación a la realidad respecto a la interacción entre las corrientes. Aunque el proceso de cálculo es


más laborioso por las necesarias iteraciones, por un lado esto se ve compensado por la presentación de los coeficientes mediante ecuaciones, lo cual permite la completa programación del método, y por otro lado el proceso de iteración no presenta ninguna dificultad si se utiliza un programa de cálculo.

El método Kern es recomendable solo para proporcionar un estimado o valores de inicio para una iteración con otro método, que pudiera ser el Bell-Delaware o el Wills-Johnson el cual es más preciso y solo requiere poco cálculos adicionales. El uso del software especializado ayuda en gran medida a mejorar los procesos de diseño de los intercambiadores de calor en todas sus etapas, sobre todos cuando se necesita realizar cálculos iterativos, proporcionando además de mayor precisión, un tiempo de cálculo en el proceso de diseño mucho más corto.

Paralelamente, estos métodos de cálculo se van nutriendo de las nuevas correlaciones desarrolladas por los investigadores, cuyo trabajo a su vez es facilitado por las ventajas computacionales de la actualidad.

5.15.4 Gas-ácido

El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse sólo en yacimientos separados. La manera más común en que se encuentra este combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En condiciones de alta presión se mezcla o disuelve aceite crudo.

El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhidrico (H2S), bióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos.

Existen diversas denominaciones que se le al gas natural y por lo general se asocia a los compuestos que forman parte de su


composición. Por ejemplo cuando en el gas natural hay H2S a nivel por encima de 4 ppm por cada pie cúbico de gas se dice que es un gas “amargo” y cuando la composición desciende a menos de 4 ppm se dice que es un gas “ dulce”.

COMPONENTES DEL GAS NATURAL

No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales.

Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de -154°C, el etano con un punto de ebullición de -89°C, puede estar presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta -42°C, representa un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes.

La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento peso.


5.16 Otros tipos de medición


Tipos de Medidores de Presión

Los instrumentos para medición de presión pueden ser indicadores, registradores, transmisores y controladores, y pueden clasificarse de acuerdo a lo siguiente:

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Tipo de Manómetro Rango de Operación

M. de Ionización 0.0001 a 1 x 10-3 mmHg ABS

M. de Termopar 1 x 10-3 a 0.05 mmHg

M. de Resistencia 1 x 10-3 a 1 mmHg

M. Mc. Clau 1 x 10-4 a 10 mmHg

M. de Campana Invertida 0 a 7.6 mmH2O

M. de Fuelle Abierto 13 a 230 cmH2O

M. de Cápsula 2.5 a 250 mmH2O

M. de Campana de Mercurio (LEDOUX) 0 a 5 mts H2O

M. "U" 0 a 2 Kg/cm2

M. de Fuelle Cerrado 0 a 3 Kg/cm2

M. de Espiral 0 a 300 Kg/cm2

M. de Bourdon tipo "C" 0 a 1,500 Kg/cm2

M. Medidor de esfuerzos (stren geigs)

7 a 3,500 Kg/cm2

M. Helicoidal 0 a 10,000 Kg/cm2


MEDIDAS DE PRESION

Unidades y clases depresión

La presión es una fuerza por unidad de superficie y puede expresarse en unidades tales como pascal, bar, atmosferas, kilogramos por centímetro cuadrado y psi (libras por pulgada cuadrada). En él Sistema Internacional (S.I.) esta normalizada en pascal de acuerdo con las Conferencias Generales de Pesas y Medidas que tuvieron lugar en Paris en octubre de 1967 y 1971, y según la Recomendación Internacional número 17, ratificada en la III Conferencia General de la Organización Internacional de Metrologia Legal. El pascal es 1 newton por metro cuadrado (1 N/m²), siendo el newton la fuerza que aplicada a un cuerpo.

Tabla 1 de unidades de presión

De masa 1 kg, le comunica una aceleración de 1 m/s² . Como el pascal es una unidad muy pequeña, se emplean también el kilopascal (1 kPa = 10 ² bar), el megapascal (1 MPa = 10 bar) y el gigapascal (1 GPa = 10 000 bar). En la industria se utiliza también el bar (1 bar = 10^ 5 Pa = 1,02 kg/cm. cuadrado) y el kg/CM2, Si bien esta última unidad, a pesar de su uso todavía muy extendido, se emplea cada vez con menos frecuencia.

En la tabla 1. figuran las equivalencias entre estas unidades.


La presión puede medirse en valores absolutos o diferenciales. En la figura 1.1 se indican las clases de presión que los instrumentos miden comúnmente miden en las industrias.

Figura 1.1 Clases de Presion

La presion absoluta mide con relación al cero absoluto de presión (puntos A y A' de la figura 1.1).

La presión atmosférica es la presión ejercida por la atmosfera terrestre medida mediante un barometro. A nivel del mar, esta presión es proxima a 760 mm (29,9 pulgadas) de mercurio absolutas o 14,7 psia (libras por pulgada cuadrada absolutas) y estos valores definen la presión ejercida por la atmosfera estandar.

La presión relativa es la determinada por un elemento que mide la diferencia entre la presión absoluta y la atmosferica del lugar donde se efectúa la medición (punto B de la figura). Hay que señalar que al aumentar o disminuir la presión atmosférica, disminuye o aumenta respectivamente la presión leída (puntos

(B yB'), si bien ello es despreciable al medir presiones elevadas.

La presión diferencial es la diferencia entre dos presiones, puntos C y C'. El vacío es la diferencia de presiones entre la presión atmosférica existente y la presión absoluta, es decir, es la presión medida por debajo de la atmosférica(puntos D, D' y D"). Viene expresado en mm columna de mercurio, mm columna de agua o pulgadas de columna de agua. Las variaciones de la presión atmosférica influyen considerablemente en las lecturas del vacío.


El campo de aplicación de los medidores de presión es amplio y abarca desde valores muy bajos (vacío) hasta presiones de miles de bar. En anexo1 pueden verse los tipos de instrumentos y su campo de aplicación.

Los instrumentos de presión se clasifican en tres grupos: mecánicos, neumáticos, electromecánicos y electrónicos.

Elementos mecánicos

Se dividen en:

Elementos primarios de medida directa que miden la presión comparándola con la ejercida por un liquido de densidad y altura conocidas (barómetro de cubeta, manómetro de tubo en U, manómetro de tubo inclinado, manómetro de toro pendular, manómetro de campana), y. Elementos primarios elásticos que se deforman por la presión interna del fluido que contienen.

Los elementos primarios elásticos más empleados son: el tubo Bourdon, el elemento en espiral, el helicoidal, el diafragma y el fuelle.

El tubo Bourdon es un tubo de sección elìstica que forma un anillo casi completo, cerrado por un extremo. AI aumentar la presión en el interior del tubo, éste tiende a enderezarse y el movimiento es transmitido a la aguja indicadora, por un sector dentado y un piñón. La Iey de deformación del tubo Bourdon es bastante compleja y ha sido determinada empíricamente a través de numerosas observaciones y ensayos en varios tubos.

El material empleado normalmente en el tubo Bourdon es de acero inoxidable, aleación de cobre o aleaciones especiales como hastelloy y monel.

El elemento en espiral se forma arrollando el tubo Bourdon en forma de espiral alrededor de un eje común, y el helicoidal arrollando mas de una espira en forma de hè1ice. Estos elementos proporcionan un desplazamiento grande del extremo libre y por ello, son ideales para los registradores.

El diafragma consiste en una o varias capsulas circulares conectadas rigidamente entre si por soldadura, de forma que al aplicar presión, cada capsula se deforma y la suma de los


pequeños desplazamientos es amplificada por un juego de palancas. El sistema se proyecta de tal modo que, al aplicar presión, el movimiento se aproxima a una relacion lineal en un intervalo de medida lo mas amplio posible con un minimo de histèresis y de desviación permanente en el cero del instrumento.

El material del diafragma es normalmente aleacion de niquel o inconel x. Se utiliza para pequeñas presiones.

El fuelle es parecido al diafragma compuesto, pero de una sola pieza flexible axialmente, y puede dilatarse o contraerse con un desplazamiento considerable.

Hay que señalar que los elementos de fuelle se caracterizan por su larga duración, demostrada en ensayos en los que han soportado sin deformación alguna millones de ciclos de flexión. El material empleado para el fuelle es usualmente bronce fosforoso y el muelle es tratado térmicamente para mantener fija su constante de fuerza por unidad de compresiòn. Se emplean para pequeñas presiones.

Los medidores de presión absoluta consisten en un conjunto de fuelle y muelle opuesto a un fuelle sellado al vacio absoluto. El movimiento resultante de la unión de los dos fuelles equivale a la presión absoluta del fluido. El material empleado para los fuelles es latón o acero inoxidable. Se utilizan para la medida exacta y el control preciso de bajas presiones, a las que puedan afectar las variaciones en la presión atmosférica. Por ejemplo, en el caso de emplear un vacuometro para el mantenimiento de una presión absoluta de 50 mm de mercurio en una columna de destilación, el punto de consigna seria de 710 mm, con una presión atmosférica de 760 mm. Si la presión atmosférica cambiase a 775 mm cl vacuometro indicaría: 710 + 15 = 725 mm con lo cual la presión absoluta en la columna sería controlada a 50 + 15 = 65 mm, es decir, a un 30 % más de la deseada.

En la medida de presiones de fluidos corrosivos pueden emplearse elementos primarios elásticos con materiales especiales en contacto directo con el fluido. Sin embargo, en la mayoría de los casos es más económico utilizar un fluido de sello cuando él fluido es altamente viscoso y obtura el elemento (tubo Bourdon, por ejemplo), o bien, cuando la temperatura del proceso es


demasiado alta. Tal ocurre en la medición de presión del vapor de agua en que el agua condensada aísla el tubo Bourdon de la alta temperatura del vapor figura 1.2 a.

Se emplean asimismo sellos volumétricos de diafragma y de fuelle figura b y c que contienen un liquido incompresible para la transmisión de la presión.

Figura 1.2 Tipos de Sellos

En la tabla 2 pueden verse las características de los elementos mecánicos descritos.

Tabla 2 elementos mecanicos


Elementos neumáticos

Como elementos neumáticos consideramos los instrumentos transmisores neumáticos

Transmisores neumáticos

Los transmisores neumáticos se basan en el sistema tobera-obturador que convierte el movimiento del elemento de medición en una señal neumática.

El sistema tobera-obturador consiste en un tubo neumático aumentado a una presión constante P,,, con una reducción en su salida en forma de tobera, la cual puede ser obstruida por una lámina llamada obturador cuya posición depende del elemento de medida. En la figura 2.1 se presenta el conjunto.

Figura 2.1 Sistema tobera-obturador

El aire de alimentación de presión normalizada 1,4 bar (20 psi) pasa por la restricción R y llena el volumen cerrado V escapándose a la atmósfera por la tobera R,. Ésta tiene un diámetro muy pequeño, de unos 0,25-0,5 mm, mientras que la restricción R tiene un diámetro alrededor de 0,1 mm. Con el obturador abierto la presión posterior remanente es de unos 0,03 bar, lo cual indica que la relación de presiones diferenciales a través de la restricción R es de 1,4/0,03 =-= 50 veces. El consumo de aire del conjunto tobera-obturador es relativamente pequeño, del orden de 3 NI/min.

El escape de aire a través de la tobera depende de la posición del obturador, es decir, del valor de x. Debido a este escape, el volumen V se encontrará a una presión P, intermedia entre P, y la presión atmosférica. En efecto: para x = 0 el obturador tapa casi


totalmente a la tobera, con lo cual no hay escape de aire a la atmósfera y P, llega a ser casi igual a la presión P, del aire de alimentación: para x relativamente grande el obturador está bastante separado de la tobera y no limita el escape a la atmósfera siendo la presión P, próxima a la atmosférica.

En la figura 2.2 se representa una tobera ejerce una fuerza sobre el obturador F P, X S que tiende a desplazarlo. Esta curva de respuesta típica de un sistema tobera-obturador, pudiendo verse que la misma no es lineal.

El aire que se escapa de la fuerza debe hacerse despreciable con relación a la fuerza del elemento de medida que posiciona el obturador.

Con este objeto, en el amplificador de dos etapas se utiliza sólo una parte reducida de la curva, y se disminuye además la sección de la tobera a diámetros muy pequeños de 0,1 a 0,2 mm (no se consideran diámetros más pequeños para evitar que la tobera se tape por suciedad del aire). De este modo, la parte reducida de la curva puede aproximarse a una línea recta con lo cual se consigue una relación prácticamente lineal entre el valor de la variable y la señal transmitida.

Figura 2.2 Curva de respuesta de un sistema tobera-obturador

Como la restricción fija R es 3 a 4 veces menor que la tobera R,; sólo pasa por la misma un pequeño caudal de aire, por lo cual, el


volumen V debe ser tan reducido como sea posible para obtener un tiempo de respuesta del sistema inferior al segundo.

La válvula piloto (amplificador neumático) empleada en el amplificador de dos etapas figura 2.3 cumple las siguientes funciones:

1. Aumento del caudal de aire suministrado, o del caudal de escape para conseguir tiempos de respuesta inferiores al segundo.

2. Amplificación de presión (ganancia) que suele ser de 4 a 5, en general, para obtener así la señal neumática estándar 3-15 psi (0,2-1 bar).

Figura 2.3 Bloque amplificador de dos etapas

En la válvula piloto con realimentación, sin escape continuo (fig. 2.4 a), la presión posterior P, de la tobera actúa sobre la membrana de superficie S, mientras que la presión de salida Po lo hace sobre la membrana S2. El conjunto móvil de las dos membranas tiende al equilibrio y cuando éste se establece se verifica la siguiente ecuación:

Pl - SI = PO ' S2

La relación

K. = P0= S1

P1 S2

Es el factor de amplificación o de ganancia de la válvula piloto.

En la posición de equilibrio y ante un aumento de la presión posterior P1 de la tobera, el aire de alimentación entra en la válvula aumentando el valor de Po. Por el contrario, si P1 disminuye, el aire contenido en el receptor escapa a través del orificio de escape, con lo cual Po baja. Entre estas dos reacciones del sistema existe una zona muerta debida a la histéresis mecánica de las partes moviles que esta representada en la curvas caracteristicas de presion y caudal de la válvula en las figuras 2.4 c y d.


Figura 2.4 (a,b,c)

El sistema descrito compuesto por el conjunto tobera-obturador y la válvula piloto presenta todavía las siguientes desventajas:

- Las variaciones en la presión del aire de alimentación influyen en la señal de salida.

-Las vibraciones que pueden existir en el proceso influyen en el juego mecánico entre el obturador y el elemento de medida y dan lugar a pulsaciones en la señal de salida, ya que el factor de amplificación del sistema tobera-obturador es muy grande.

Estos inconvenientes se evitan disminuyendo la ganancia del conjunto por realimentación negativa de la señal posterior de la tobera P, sobre el obturador. Se utilizan así tres sistemas de


transmisión, el transmisor de equilibrio de movimientos, el de equilibrio de fuerzas y el de equilibrio de momentos.

Transmisor de equilibrio de movimientos

El transmisor de equilibrio de movimientos (fig. 2.5) compara el movimiento del elemento de medición asociado al obturador con un fuelle de realimentación de la presión posterior de la tobera. El conjunto se estabiliza según la diferencia de movimientos alcanzando siempre una posición de equilibrio tal que existe una correspondencia lineal entre la variable y la señal de salida. Hay que señalar que en este tipo de transmisores, las palancas deben ser livianas, pero bastante fuertes para que no se doblen.

Fig. 2.5 Transmisor de equilibrio de movimientos.

Estos instrumentos se utilizan, en particular, en la transmisión de presión y temperatura donde los elementos de medida tales como tubos Bourdon, manómetros de fuelle, elementos de temperatura de bulbo y capilar son capaces de generar un movimiento amplio, sea directamente o bien a través de palancas con la suficiente fuerza para eliminar el error de histéresis que pudiera producirse. Si la fuerza disponible es pequeña, aparte de la histéresis, el tiempo necesario para el movimiento es grande y el transmisor es lento en responder a los cambios de la variable. En este caso, se acude a los transmisores de equilibrio de fuerzas en los que básicamente el elemento primario de medida genera una fuerza que se equilibra con otra igual y opuesta producida por el transmisor.

Transmisor de equilibrio de fuerzas


En la figura 2.6 puede verse que el elemento de medición ejerce una fuerza en el punto A sobre la palanca AC que tiene su punto de apoyo en D. Cuando aumenta la fuerza ejercida por el elemento de medición, la palanca AC se desequilibra, tapa la tobera, la presión aumenta y el diafragma ejerce una fuerza hacia arriba alcanzándose un nuevo equilibrio. Hay que señalar, como se ha dicho, que en este transmisor los movimientos son inapreciables.

Fig. 2.6. Transmisor de equilibrio de fuerzas.

Como elementos neumáticos consideramos los instrumentos transmisores neumáticos cuyo elemento de medida es la presión adecuado al campo de medida correspondiente. El tipo de transmisor queda establecido por el campo de medida del elemento según el anexo 1. Por ejemplo, un transmisor de 0-20 kg/cm2 utilizará un transmisor de equilibrio de fuerzas de tubo Bourdon mientras que uno de 3-15 psi será de equilibrio de movimientos con elemento de fuelle.

Elementos Electromecánicos Electrónicos

Los elementos electromecánicos de presión utilizan un elemento mecánico elástico combinado con un transductor eléctrico que genera la señal eléctrica correspondiente. El elemento mecánico consiste en un tubo Bourdon, espiral, hélice, diafragma, fuelle o una combinación de los mismos que, a traves de un sistema de palancas convierte la presión en una fuerza o en un desplazamiento mecánico.


Los elementos electromecánicos de presión se clasifican segun el principio de funcionamiento en los siguientes tipos:

Transmisores electrónicos de equilibrio de fuerzas:Resistivos.MagnéticosCapacitivos.Extenso métricos.Piezoeléctricos.


CAPITULO No. 6

TRANSPORTE Y ACUMULACIÓN DE GAS

6.1 Introducción

Los oleoductos son la manera más económica de transportar grandes cantidades de petróleo en tierra. Comparados con los ferrocarriles, tienen un coste menor por unidad y también mayor capacidad.

A pesar de que se pueden construir oleoductos bajo el mar, el proceso es altamente demandante tanto tecnológica como económicamente; en consecuencia, la mayoría del transporte marítimo se hace por medio de buques petroleros.

Los oleoductos se hacen de tubos de acero o plástico con un diámetro interno de entre 30 y 120 centímetros. Donde sea posible, se construyen sobre la superficie. Sin embargo, en áreas que sean más desarrolladas, urbanas o con flora sensible, se entierran a una profundidad típica de 1 metro.

La construcción de oleoductos es compleja y requiere de estudios de Ingeniería Mecánica para su diseño de Conceptual a Detalles, así como estudios de impacto ambiental a todo lo largo de las áreas por donde serán tendidos.

El American Petroleum Institute es la institución más influyente a nivel mundial en lo que respecta a normas de ingeniería para la construcción de oleoductos, siendo la especificación API 5L (Especificaciones para Tubería de Línea) la aplicable para la construcción de tuberías para transporte de petróleo crudo, gas, así como derivados de hidrocarburos. La última versión del API 5L fue divulgada en Octubre 2007 en su edición 44ta.

Los oleoductos de tubería de acero son construidos uniendo en el sitio (campo) la series de tubos del diámetro requerido que han sido llevados al lugar del tendido, la unión es generalmente mediante soldadura. Los tubos por su parte, pueden tener diámetros desde 1/2" (12,7 mm) hasta 144" (aproximadamente

http://es.wikipedia.org/wiki/American_Petroleum_Institute

http://es.wikipedia.org/wiki/Impacto_ambiental_potencial_de_oleoductos_y_gasoductos

http://es.wikipedia.org/wiki/Pl%C3%A1stico

http://es.wikipedia.org/wiki/Acero

http://es.wikipedia.org/wiki/Petrolero

http://es.wikipedia.org/wiki/Ferrocarril


360 cm) y vienen de fábricas de tuberías que pueden utilizar diversos métodos para su fabricación de acuerdo a la norma API 5L, los métodos más usados son: - Seamless (Sin Costura, un tipo de tubería que no es soldada) - ERW (Electrical Resistance Welding o soldadura por resistencia eléctrica hoy día conocida como High Frequency Welding o HFW) - SAW (Submerged Arc Welding o Soldadura por Arco Sumergido). De este tipo existe la SAWL (Con costura longitudinal) y la SAWH (Con costura Helicoidal o en Espiral).

6.2 Sistemas de acumulación

En toda la refinería se utilizan depósitos atmosféricos y a presión para el almacenamiento de crudos, hidrocarburos intermedios (los que se utilizan para proceso) y productos terminados, tanto en fase líquida como gaseosa. También hay depósitos para agua contra incendios, agua de proceso y de tratamiento, ácidos, aire e hidrógeno, aditivos y otros productos químicos. El tipo, estructura, capacidad y ubicación de los depósitos depende de su uso y de la naturaleza, presión de vapor, punto de inflamación y punto de goteo de los materiales almacenados. En las refinerías se utilizan muchos tipos de depósitos, siendo los más sencillos los depósitos de superficie al exterior, de techo cónico, para el almacenamiento de líquidos combustibles (no volátiles), como gasóleo diesel, fuel y aceite lubricante. Los depósitos abiertos por arriba y los depósitos cubiertos (interiores), de techo flotante, en los que se almacenan líquidos inflamables (volátiles) como gasolina y petróleo crudo, restringen el espacio disponible entre la superficie superior del producto y el techo del depósito, con el fin de mantener una atmósfera rica en vapor que excluya la ignición.Existe riesgo de incendio si los depósitos de almacenamiento de hidrocarburos se llenan en exceso o presentan fugas de líquido y vapores que permiten que estos entren en contacto con fuentes de ignición. En las refinerías se deben establecer procedimientos de aforo y recepción de productos para controlar los llenados excesivos, o prever sistemas automáticos de control y señalización de reboses en los depósitos. Estos últimos se dotan de sistemas fijos o semifijos de protección contra incendios por medio de espuma y agua.


Pueden montarse en los depósitos válvulas telecontroladas, válvulas de incomunicación y válvulas contra incendios, para cierre o bombeo al exterior en caso de incendio en el interior del depósito o en el dique o zona de almacenamiento del mismo. Se utilizan programas de ventilación, limpieza y entrada en espacios confinados para controlar el trabajo en el interior de los depósitos, y sistemas de autorización de trabajos con empleo de calor para controlar las fuentes de ignición en los depósitos de almacenamiento y a su alrededor.

Manipulación, expedición y transporte

Las operaciones finales de la refinería consisten en la canalización de gases e hidrocarburos líquidos en oleoductos y gasoductos, y su carga en vagones y camiones cisterna, y barcos y barcazas para su transporte a las terminales y consumidores. Las características de los productos, necesidades de distribución, requisitos de embarque y prevención de incendios, criterios de protección medioambiental y procedimientos operativos, son importantes al diseñar muelles marítimos, llenaderas y conectores múltiples de oleoductos. Deben establecerse y convenirse procedimientos operativos entre remitente y destinatario, y mantenerse las comunicaciones durante la transferencia del producto. Los camiones y vagones cisterna se cargan por la parte superior o inferior.La carga y descarga de gas licuado de petróleo (GLP) requiere consideraciones especiales además de las necesarias para los hidrocarburos líquidos. Cuando proceda, deberán preverse sistemas de recuperación de vapores en las llenaderas y en los muelles marítimos.Unas prácticas seguras de trabajo y unos equipos de protección personal adecuados son necesarios durante la carga y la descarga, limpieza de derrames por fugas, o al realizar tareas de aforo, inspección, toma de muestras o mantenimiento en instalaciones de carga o sistemas de recuperación de vapores. En caso de emergencia como, por ejemplo, el rebose del compartimiento de un camión o vagón cisterna, deberá detenerse o desviarse la carga.


En las refinerías se utilizan varios productos químicos tóxicos y peligrosos diferentes, desde las pequeñas cantidades de reactivos de análisis que se emplean en los laboratorios hasta las grandes cantidades de ácido sulfúrico y ácido fluorhídrico utilizadas en el procesado alcalino. Tales productos químicos deben recibirse, almacenarse y manipularse correctamente. Los fabricantes de productos químicos facilitan información sobre la seguridad del material, utilizada por las refinerías para aplicar procedimientos de seguridad, controles técnicos, requisitos de protección personal y procedimientos de manipulación de productos químicos en respuesta a emergencias.La naturaleza del riesgo en las instalaciones de carga y descarga depende de los productos que se carguen y de los que se hayan transportado anteriormente en el vagón o camión cisterna, o en el barco. El interconectado iguala la carga eléctrica entre la llenadera y el camión o vagón cisterna. La puesta a tierra previene la circulación de corrientes parásitas en las instalaciones de llenado de camiones y vagones cisterna. En las conexiones de tuberías de los muelles marítimos se utilizan bridas aislantes para prevenir la acumulación y las descargas de electricidad estática. En los conductos de recuperación de vapores de las llenaderas y los muelles de carga marítimos se instalan apagallamas para impedir el retroceso de llama. Siempre que se permita la carga con conmutación, deberán establecerse y seguirse procedimientos de seguridad.Se deberán prever sistemas de corte automáticos o manuales en los tubos de carga superiores e inferiores de las llenaderas y muelles marítimos, para el caso de que se produzcan fugas o reboses. En los muelles y en las llenaderas de carga superior a veces es necesario instalar medios de protección anticaídas, como barandillas. Pueden preverse sistemas de drenaje y recuperación en las llenaderas, para el desagüe de aguas pluviales, en los muelles y para la recogida de vertidos por fugas o derrames.En las instalaciones de carga de GLP es preciso adoptar precauciones para no sobrecargar o sobrepresurizar los vagones y camiones cisterna.

6.3 Caudal uniforme en un sistema de oleoducto simple


6.4 Oleoductos en serie

6.5 Oleoductos en paralelo


6.6 Oleoductos en bucle

Más a menudo en el diseño de complejos sistemas de transmisión, sólo una parte de la línea es paralela, esto se conoce como bucle. La línea original consistía en los segmentos A y C, del mismo diámetro.El sistema de gasoductos de bucle puede ser representado por un sistema de serie. Para obtener el caudal total, la sección de bucle se resuelve como una situación del flujo de la serie

Las ecuaciones ayudan a determinar el tamaño de la tubería de forma total o parcial en paralelo una línea original a fin de aumentar la capacidad del sistema en una cantidad fija.

6.7 Ecuaciones de oleoductos comúnmente usadas:Ecuación de Weymouth, Panhandle y ClinedistPara oleoductos en serie

Para oleoductos en paralelo

Para oleoductos en bucle

El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de electricidad.

Oleoductos en bucleEl sistema donde la salida no tiene efecto sobre la acción del control, no hay comparación entre el valor medido en la salida


respecto ala entrada, es el camino que sigue la señal sin retroalimentación

6.8 caudales en red de oleoductosSe habla de caudal en la red de oleoductos cuando se quiere llevar el fluido de un punto a otro punto por un solo camino. En este caso se cumplen las leyes siguientes:Los caudales son los mismos para cada uno de los tramos detubería:Q = Q1 = Q2 =K= Qi

Las pérdidas de carga de cada una de las secciones se suman:h = h 1 + h 2 +K+ hEl método de cálculo es en este caso el estudiado en el tema 6 y se pueden resolver diversos tipos de problemas, los más comunes son el cálculo del caudal en un sistema de tuberías dado, el cálculo del tamaño requerido de tubería para manejar un caudal dado y el cálculo de la potencia necesaria de una bomba o altura piezométrica requerida para manejar un caudal dado en una tubería dada. Estos tres tipos de problemas se representan en la tabla siguiente:

Los problemas de categoría 1 son directos y se aplican en el cálculo de la potencia de una bomba, los problemas de categoría 2 y 3 en cambio requieren de un proceso iterativo cuando se utiliza el diagrama de Moody, tema 6.Existen además de los métodos estudiados en el tema 6, métodos proximativos en los cuales se utilizan unas ecuaciones empíricas para la solución de problemas de estas tres clases.Uno de estos métodos es el uso de las fórmulas de Swamee-Jain (1976), que permiten el cálculo para un tramo de tubería:


6.9 Metodos de diferencias finitas.

FLUJO DE GASES

• la ecuación de darcy-weisbach supone densidad constante entre los puntos de entrada y salida de la cañería. esto no es correcto para gases debido a que depende de la presión y la temperatura a medida que el gas fluye por la cañería, este se expande debido a la caída de presión y por lo tanto su densidad tiende a reducirse, • además, si no se calienta el sistema, el gas tenderá a enfriarse y por lo tanto su densidad aumentará, sin embargo, existe suficiente superficie de tubería entre el gas y el medio que lo rodea para calentar el gas, y por lo tanto, mantenerlo a temperatura constante. en este caso se tiene una expansión adiabática, • cuando la temperatura del gas sea diferente a la del medio, la suposición de flujo isotérmico no es válida. lo que se hace es dividir la tubería en secciones donde la temperatura tenga cambios pequeños.

FLUJO BIFÁSICO

el problema de la caida de presión para flujo simultáneo de gas y líquido es complicado. una de las mayores dificultades es que el flujo de cada fase puede presentar diferentes configuraciones, en el diseño de sistemas bifásicos, el problema es predecir las relaciones entre el diámetro y longitud de la cañería, propiedades del fluido, caudales y pérdida de presión.lockhart y martinelli propusieron una solución general para el flujo multifásico horizontal. la base de su correlación es la asunción de que la pérdida de carga de cada fase es igual a la pérdida de carga de la fase comosi esta se encontrara sola multiplicado por un factor el cual es función de la relacion pérdida de carga en el líquido/pérdida de carga en el gas.

Metodo Explicito

Las ecuaciones undamentales pueden obtenerse por dos vias: matematicamente, reemplazando en las ecuaciones


diferenciales basicas las derivadas por sus expresiones en funcion de diferencias finitas, o por balances de energia ( o de materia ) en cada punto del sistema en el que se desea conocer la temperatura o concentración

Método implícito de diferencias finita

Existen numerosos métodos numéricos para producir soluciones aproximadas de las ecuaciones de flujo. En este trabajo, las ecuaciones de flujo serán discreteadas mediante el esquema de diferencias finitas implícito de Preissmann.

El método de solución implícito se emplea debido a su eficiencia inherente y propiedades de estabilidad superior. Es posible agregar un procedimiento de iteración opcional controlable por el usuario para mejorar la exactitud de los resultados.

Fig. 2. Grilla espacio-temporal Esquema Preissmann

El sistema de grilla espacio-temporal de la Fig. 2 muestra la región en que las ecuaciones de flujo son resueltas. Las derivadas temporal y espacial del valor funcional, ƒ, que representa la variable dependiente, nivel (elevación de la superficie líquida) o caudal, son discreteadas de la siguiente manera ((Abbott 1989) en Yzocupe 2006):

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos6/esfu/esfu.shtml#tabla

http://www.monografias.com/trabajos11/tebas/tebas.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/teosis/teosis.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/mapro/mapro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/veref/veref.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml

http://www.monografias.com/trabajos34/el-trabajo/el-trabajo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/soluciones/soluciones.shtml

http://www.monografias.com/trabajos11/metods/metods.shtml


(6)

(7)

Donde, , y son factores de ponderación utilizados para especificar la posición temporal y espacial,

respectivamente, dentro del incremento de tiempo e

incremento de distancia en el cual la derivada y las funciones serán evaluadas.

Tomando , produce una derivada temporal en la posición espacial . Similarmente, cuando la derivada espacial

esta centrada en la dirección temporal . Los errores de y

, pero tomando se introducen errores de truncamiento que produce disipación numérica. Las derivadas temporales normalmente son calculadas con , aunque otros valores pueden ser ventajosos cuando se utilizan segmentos de longitudes desiguales ((Abbott 1989) en Yzocupe 2006).

De manera similar al tratamiento de la derivada espacial, el área de la sección transversal, el ancho de la superficie libre, el radio hidráulico, y las descargas en forma no derivativa, denotadas por ƒ (x,t), se discretizan como sigue ((Schafframek 1987) en Yzocupe 2006):

(8)

El factor de ponderación puede ser asignado en el rango . Así, estos valores funcionales pueden representarse en

cualquier nivel de tiempo como las derivadas espaciales.

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml

http://www.monografias.com/trabajos15/direccion/direccion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/mafu/mafu.shtml


La determinación de valores apropiados para estos parámetros es importante porque ellos tienen efecto en la precisión, convergencia, y estabilidad del modelo. Tales valores son la determinación del incremento de tiempo ( ), la longitud de los segmentos del canal ( ), y la selección de los factores apropiados de ponderación del esquema de Preissmann.

Aproximación de las Ecuaciones de Flujo

Ecuación de Conservación de Masa

Ecuación de Conservación de Cantidad de Movimiento

Representación en diferencias finitas de las derivadas y coeficientes:

http://www.monografias.com/trabajos5/selpe/selpe.shtml


Método de las características

Ecuación General para el Flujo de Gas a Través de Tuberías de Transporte de Gas El valor del conocimiento de las condiciones para las cuales son aplicables las fórmulas usadas en el cálculo del flujo de gas a través de tuberías, tanto como lo que se debe de asumir hechas en la derivación de esas fórmulas, justifican un análisis detallado de las ecuaciones básicas. A partir de tal análisis, se entenderán más fácilmente las diferencias entre las fórmulas para el flujo del gas. La derivación matemática incluye la fórmula fundamental para el flujo de los fluidos compresibles y la fórmula general para el flujo de gas natural a través de tuberías.

La teoría del flujo de fluidos compresibles y la derivación de las fórmulas básicas están en la mayoría de los textos relacionados con la termodinámica. La fórmula general para el flujo de gas


natural a través de tuberías se puede obtener por varios caminos; el método siguiente parece ser más directo: se considera un tramo de tubería entre dos secciones cualesquiera, que son normales a las paredes del tubo. El flujo entre esas dos secciones se requiere cumplir dos condiciones bien específicas siguientes:

a.- No se hace trabajo sobre el fluido por medios externos.

b.- El flujo es permanente; o sea que el mismo peso de gas pasa por cada sección de la tubería durante un intervalo de tiempo.

c.- Los gases se miden usualmente en términos volumétricos, más que por peso; sin embargo, las relaciones de energía usadas en la obtención de la fórmula fundamental para el flujo de fluidos compresibles se presentan más fácilmente cuando se considera un peso dado de fluido. Posteriormente se introducen los factores de conversión de peso a volumen.

6.10 Flujo momentáneo

En este método se introduce un volumen continuo de gas a alta presión por el espacio anular a la tubería de producción para airear o aligerar la columna de fluidos, hasta que la reducción de la presión de fondo permita una diferencial suficiente a través de la formación, causando que el pozo produzca al gasto deseado.Pérdida de carga: Ec. de Darcy-Weisbach: se define perdida de carga, como la energía disipada por unidad de peso; y se obtiene a partir de la tensión de rozamiento en la pared. En una tubería (longitud L, diámetro D), se denominan perdidas lineales:


Régimen Laminar (Re<2300): los esfuerzos de rozamiento son exclusivamente viscosos, siendo posible la resolución analítica de Navier-Stokes (flujo estacionario e incompresible) obteniendo una distribución de velocidad parabólica:

En donde “v” es la velocidad media en cualquier sección del flujo estacionario.La tensión en la pared es:

Con lo que la perdida de carga es proporcional a la velocidad media:

Expresando, la velocidad media en función del caudal: v=4Q/πD2, se obtiene que la perdida de carga en flujolaminar es proporcional al caudal, es la Ec. de Hagen-Poiseuille:

Régimen Turbulento (Re>4000): los esfuerzos de rozamiento tienen términos viscosos y términos turbulentos,con lo que no es posible la resolución de Navier-Stokes; no obstante, por analisis dimensional, se obtiene elfactor de fricción de Darcy, que adimensionaliza la tensión de rozamiento en la pared:

La ecuación de la perdida de carga lineal, será:


Que es la ecuación de Darcy-Weisbach, en donde la perdida de carga es proporcional al cuadrado de lavelocidad, o al cuadrado del caudal:

En régimen turbulento el factor de fricción depende, además del número de Re, de la rugosidad relativa: εr=ε/D; en donde ε es la rugosidad de la tubería, que representa las alturas promedio de lasirregularidades de la superficie interior de la tubería. Según pusieron de relieve Prandtl y von Karman, esa dependencia está determinada por la relación entre la rugosidad y el espesor de la subcapa límite laminar, que es la zona de la capa límite, directamente en contacto con la superficie interior de la tubería y los esfuerzos son exclusivamente viscosos. Cuando la rugosidad es despreciable frente al espesor de la subcapa límite laminar, la tubería puede considerarse lisa y el factor de fricción sólo depende del número de Reynolds, según la expresiónempírica que obtuvo Prandlt, a parir del a ley logarítmica de velocidad en la capa límite:

Flujo en conductos

Para números de Reynolds grandes (régimen turbulento completamente desarrollado) la importanciade la subcapa límite laminar disminuye frente a la rugosidad, y el coeficiente de fricción pasa a depender sólo dela rugosidad relativa (von Karman, 1938):

Colebrook y White (1939) combinaron las ecuaciones de von Karman y de Prandtl, y propusieron una única expresión para el


factor de fricción que puede aplicarse en todo el régimen turbulento:

Propulsión a chorro hidráulica

Los dispositivos de propulsión a chorro no están limitados al uso de gases como fluido; también pueden utilizar líquidos, como el agua. Un ejemplo sencillo de sistema de propulsión a chorro con líquido basado en el principio de reacción es el aspersor de pasto o césped giratorio.

Ya en la década de 1920, ingenieros británicos y suecos trataron de desarrollar sistemas de propulsión a chorro para barcos. En estos sistemas se absorbe agua por la proa mediante bombas de alta presión y se expulsa por la popa a través de una o más toberas que producen chorros de agua de alta velocidad. Se necesitan bombas muy eficientes y altas velocidades para que los reactores hidráulicos puedan competir en los barcos con otras formas de propulsión. Aunque la propulsión a chorro hidráulica no ha tenido éxito en los buques grandes, en la actualidad se emplea en algunas lanchas rápidas y embarcaciones de recreo.


Los tres motores a reacción más comunes son el turborreactor, la turbohélice y el turboventilador. El aire que entra en un turborreactor se comprime y pasa a una cámara de combustión. Los gases calientes generados hacen girar la turbina que mueve el compresor. En las turbohélices, casi toda la potencia es generada por la hélice movida por la turbina, y sólo un 10% del empuje corresponde al chorro de gases de escape. Los turboventiladores combinan el chorro de gases calientes con aire propulsado por un ventilador movido por la turbina y desviado alrededor de la cámara de combustión, lo que reduce el ruido. Esto hace que sea muy empleado en aviones civiles

Algunas soluciones aproximadas

La elección del flujo de cierre de una válvula de exceso de flujo envuelve un análisis completo del sistema de tuberías y está fuera del ámbito de este.

Es suficiente decir que una válvula de exceso de flujo debe ser instalada en la dirección correcta y se cerrará solamente si el flujo de líquido o de vapores excede su flujo de cierre designado. Muchas válvulas han sido instaladas con flujos de


cierre considerablemente más altos que cualquier flujo que se pudiera presentar debido a una ruptura en las tuberías o en las mangueras corrientes abajo y por lo tanto no dan la protección esperada.

Las válvulas de exceso de flujo deben ser probadas y verificadas al momento de instalarse y periódicamente a intervalos no mayores de un año. PRECAUCION: El probar una válvula de exceso de flujo en el verano cuando las temperaturas son altas no comprobará que la misma válvula funcionará también bajo condiciones de baja presión en el invierno. Pruebas anuales deben conducirse durante el invierno.

Descarga y purga

Este secador vertical, de flujo por gravedad, ahorra espacio en el piso y es particularmente económico para eliminar materiales volátiles hasta niveles bajos o incluso no detectables. Al introducir gas cerca de la descarga, el recipiente de purga obtiene un flujo de gas casi perfecto a contracorriente del flujo de material. Este sistema de secado requiere la menor cantidad posible de gas de depuración. La variabilidad del tiempo de residencia es mínima, pero su duración puede variar desde unos pocos minutos hasta 30 horas. El recipiente de purga puede hacerse funcionar en modo de lotes para calentar, secar y enfriar en una sola unidad.Este diseño horizontal minimiza los requisitos de altura y proporciona un modo continuo de flujo de pistón, que se mantiene hasta cuatro horas. El material de producto se transporta en condición de flujo de pistón, por medio de un eje de tornillo rotativo.La purga de gas puede introducirse en cualquier punto, ya sea a través del lecho o en el espacio libre que está por en cima, para un control de la presión parcial. Se dispone de un dispositivo especial de dosificación de descarga mecánica, para cuando se


opera con materiales que tienen una alta tendencia a amalgamarse o sinterizar, o cuando la distribución del tiempo de residencia es fundamental. Esta descarga permite también la dosificación de la descarga del reactor

Presión fluctuante al cierre de válvula

Método de separación de gases por adsorción a presión oscilante multietapas que comprende separar los componentes de una mezcla gaseosa en un primer y segundo componentes por medio de la adsorción selectiva del primer componente en un lecho adsorbente, donde durante las etapas de adsorción de un ciclo se eleva la presión de la corriente de alimentación de dicho gas hacia dicho lecho de modo que permita su adsorción siendo la difusividad intrínseca para dicho primer componente >3,5 x 15 m2/seg; y durante las etapas de deserción del ciclo despresurizado dicho lecho a una presión de deserción que permita resorber el primer componente donde la relación entre presión adsorción/presión deserción es menor que 5,0, y sistema de adsorción a presión oscilante útil para llevar a cabo el método antes descritoEs una válvula automática calibrada de limitación de flujo con una válvula de cierre esférica de precisión y puertos de medición de puesta en marcha. La válvula esta diseñada para un balanceo con limitación de flujo de los circuitos de refrigeración y calefacción HVAC; la válvula no debe ser usada en sistemas de agua potable. El uso del cartucho de flujo facilita la purga de la tubería al poner en marcha el sistema. El cartucho integral de índice de flujo automático mantiene el índice de flujo en el circuito controlado. El índice de flujo optimo se mantiene en un nivel constante aun bajo condiciones en las que la presión fluctúa desde 2 PSI hasta 60 PSI de presión diferencial. En un sistema diseñado correctamente, la válvula asegura automáticamente el equilibrio del sistema, sin importar


los cambios en las condiciones de presión generalmente asociados al bombeo a velocidad variable. Se encuentran disponibles como opciones puertos P/T integrales para el sistema de agujas y/o drenaje, así como también diversas conexiones finales en válvulas de ½" a 2½" de tamaño, con extremos con hembra NPT o con extremos fijos soldados, y un extremo con unión con soldadura, hembraNPT o macho NPT. Las válvulas normalmente están equipadas con puertos de lectura recubiertos de 1" de longitud con válvulas de retención internas.

Prueba de presión

El análisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas.

Manejo de la variable consumo -demanda en caso de régimen constante de inyección

En un principio se usaba inyección mecánica pero actualmente la inyección electrónica es común incluso en motores diesel.

Los sistemas de inyección se dividen en:

inyector diesel (mando electrónico)

Inyección multipunto y mono punto: Para ahorrar costes a veces se utilizaba un solo inyector para todos los cilindros, o sea, mono punto; en vez de uno por cada cilindro, o multipunto. Actualmente, y debido a las normas de

http://es.wikipedia.org/wiki/Motor_di%C3%A9sel

http://es.wikipedia.org/wiki/Inyecci%C3%B3n_electr%C3%B3nica


anticontaminación existentes en la gran mayoría de los países, la inyección mono punto ha caído en desuso.

Directa e indirecta. En los motores de gasolina es indirecta si se pulveriza el combustible en el colector de admisión en vez de dentro de la cámara de combustión ó sea en el cilindro. En los diesel, en cambio, se denomina indirecta si se inyecta dentro de un pre cámara que se encuentra conectada a la cámara de combustión ó cámara principal que usualmente en las inyecciones directas se encuentran dentro de las cabezas de los pistones.

MANEJO DE LA VARIABLE CONSUMO -DEMANDA EN CASO DE RÉGIMEN VARIABLE DE INYECCIÓN

El sistema de economía de mercado, para desarrollar sus funciones, descansa en el libre juego de la oferta y la demanda. vamos ahora a centrarnos en el estudio de la oferta y la demanda en un mercado para un bien determinado. supongamos que los planes de cada comprador y cada vendedor son totalmente independientes de los de cualquier comprador o vendedor. de esta forma nos aseguramos que cada uno de los planes de los compradores o vendedores dependa de las propiedades objetivas del mercado y no de conjeturas sobre posibles comportamientos. de los demás. con estas características tendremos un mercado perfecto, en el sentido de que hay un número muy grande de compradores y vendedores, de forma que cada uno realiza transacciones que son pequeñas en relación con el volumen total de las transacciones.

ANÁLISIS SIMPLIFICADO PARA OPTIMIZACIÓN DEL DIÁMETRO DE CAÑERÍAS

Todos los casos de selección de tuberías tratados en los artículos anteriores han supuesto modelos de flujo sencillos para los cuales es posible deducir una expresión general, en función del flujo volumétrico y los parámetro del modelo reo lógico, con la cual es posible calcular el diámetro óptimo. En

http://es.wikipedia.org/wiki/C%C3%A1mara_de_combusti%C3%B3n


este artículo trataremos el uso de métodos de búsqueda directa para el calculo del diámetro óptimo de fluidos no newtonianos, cuyo modelo reo lógico no permite la aplicación del método clásico de optimización.

Selección del diámetro óptimo de tubería para flujo por gravedad

Supondremos un sistema de flujo como el mostrado en la figura 1, en el cual se cumplen las

Siguientes condiciones:

El flujo es isotérmico y estacionario. El fluido es viscoso y el régimen de flujo es Laminar. Las pérdidas por energía cinética y contracciones Y expansiones bruscas son despreciables ante la magnitud de las pérdidas por fricción. La longitud de la tubería para instalar es conocida, y el diámetro del conducto es único. El método consiste en evaluar el sistema para una serie de diámetros supuestamente válidos y escoger la solución para la cual se obtiene un flujo igual o mayor con la carga disponible. Nos basaremos, para la explicación del método.


ANÁLISIS

INCLUYENDO COSTO DE CAPITAL Y TASAS CORPORATIVAS

La rentabilidad exigida por el accionista, expresa el rendimiento normal ofrecido por inversiones de riesgo análogo al de la empresa, y equivale, al denominado costo de capital de sus fondos propios. Este costo, que nace del mercado, mide el rendimiento requerido por el accionista debido al riesgo que incurre al invertir en la empresa. Es un costo de oportunidad, pues trata de estimar la rentabilidad que podría obtener en otras inversiones alternativas y a la que renuncia por invertir en la empresa. Esta rentabilidad exigida se obtiene añadiendo al tipo de interés sin riesgo, vigente en el momento del cálculo, una prima de riesgo que incorpore el rendimiento adicional que demanda el mercado por invertir en las acciones de la empresa. Esta prima se supone linealmente proporcional a la prima de riesgo del mercado de renta variable, es decir, al rendimiento adicional sobre el de los activos sin riesgo que exigen los inversores por adquirir activos con riesgo, agrupados en una cartera representativa de todos los negociados. De ello se deriva que cuando se producen sucesos que afectan en un sentido a la rentabilidad del conjunto del mercado, también tienden a repercutir en el mismo sentido, sobre la de la empresa en estudio.

6.12 Elementos principales de los modelos

Estos elementos se refieren al tipo de restricciones que en ellos operan, además de los criterios de decisión que se utilizan. Identificándose dos tipos de restricciones que son:

1.Estructurales: Las impone la mecánica del proceso de inversiones. Por ejemplo, el monto de recursos disponibles para inversión en un período depende de cómo se invirtieron los recursos en períodos anteriores.


2.Ambientales: Las impone el medio que rodea al problema. Por ejemplo , las restricciones legales, fiscales y de política institucional.

Tipos de restricciones que surgen del carácter dinámico de los modelos

Restricciones Intraperiodos: Son las que se deben respetar dentro de cada período en que se ha dividido el horizonte de planeación. Cada período posee su propio juego de restricciones estructurales y ambientales que se deben respetar. Restricciones entre Periodos: Se plantean generalmente en términos de variables que funcionan dentro de un sólo período. Además, es preciso encadenar las variables para reflejar las dependencias entre un período otro; es decir , cómo las decisiones de un período influye en los demás períodos dentro del horizonte de planeación. Criterios de Decisión: Los modelos determinísticos por lo común utilizan alguno de rendimiento esperado ya que cualquier criterio de riesgo involucra un crecimiento explícito de incertidumbre

Los criterios son:

El rendimiento total esperado de la cartera durante el horizonte de Planeación.

El rendimiento esperado de la cartera en algún período específico.

El valor presente del rendimiento total esperado de la cartera en el horizonte de planeación


Desventajas de este criterio:

a) No siempre es fácil determinar la tasa de interés o costo del capital a utilizar en el análisis de proyectos.

b) No es fácil acordar, el parámetro n (años de vida útil de un proyecto).

c) Los flujos netos de años futuros están totalmente sujetos a la incertidumbre del comportamiento de los precios de merca


CAPITULO 7

TRANSFERENCIA DE CALOR7.1 principios de la transferencia de calor

la transferencia de calor es el paso de energía térmica desde un cuerpo de mayor temperatura a otro de menor temperatura. Cuando un cuerpo, por ejemplo, un objeto sólido o un fluido, está a una temperatura diferente de la de su entorno u otro cuerpo, la transferencia de energía térmica, también conocida como transferencia de calor o intercambio de calor, ocurre de tal manera que el cuerpo y su entorno alcancen equilibrio térmico. La transferencia de calor siempre ocurre desde un cuerpo más caliente a uno más frío, como resultado de la Segunda ley de la termodinámica. Cuando existe una diferencia de temperatura entre dos objetos en proximidad uno del otro, la transferencia de calor no puede ser detenida; solo puede hacerse más lenta

7.1.1. Ecuaciones básicas

Las ecuaciones a utilizar en la transferencia de calor son las siguientesResistencia al ensuciamiento interna y externa

Coeficiente de transferencia de calor total

Referida al área externa

http://es.wikipedia.org/wiki/Segunda_ley_de_la_termodin%C3%A1mica

http://es.wikipedia.org/wiki/Segunda_ley_de_la_termodin%C3%A1mica

http://es.wikipedia.org/wiki/Equilibrio_t%C3%A9rmico

http://es.wikipedia.org/wiki/Calor


http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_t%C3%A9rmica


Resistencia al ensuciamiento debido a lubricantes y corrosión

Donde

Relación Uo, Uc

Relación básica que sirve para calcular el intercambio de calor

7.1.2. TRASFERENCIA DE CALOR POR CONVECCION

La convección es el mecanismo transferencia de calor a través de un fluido con movimiento masivo de éste. En la convección existe movimiento del fluido a nivel macroscópico mientras que en la conducción existe movimiento a nivel microscópico, atómico o molecular, pero no a nivel macroscópico, entendiendo como nivel macroscópico movimiento de volúmenes relativamente grandes

del fluido.

- La convección se clasifica en natural y forzada. En la convección forzada se obliga al fluido a fluir mediante medios externos, como un ventilador o una bomba. En la convección natural el movimiento del fluido es debido a causas naturales, como el efecto de flotación, el cual se manifiesta con la subida del fluido caliente y el descenso del fluido frio.


- La convección forzada se clasifica a su vez en externa e interna dependiendo de si el flujo de fluido es interno o externo. El flujo de un fluido se clasifica como interno o externo dependiendo de si se fuerza al fluido a fluir por un canal confinado (superficie interior) o por una superficie abierta. El flujo de un fluido no limitado por una superficie (placa, alambre, exterior de un tubo ) es flujo externo. El flujo por un tubo o ducto es flujo interno si ese fluido está limitado por completo por superficies sólidas. El flujo de líquidos en un tubo se conoce como flujo en canal abierto si ese tubo está parcialmente lleno con el líquido y se tiene una superficie libre. 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. 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).

Por ejemplo, cuando calentamos agua en una estufa, el volumen

de agua en el fondo de la olla adquirirá el calor por conducción

desde el metal de la olla y se hará menos denso. Entonces, al ser

menos denso, se moverá hacia la superficie del agua y desplazará


a la masa superior menos caliente y más densa hacia el fondo de

la olla.

- La velocidad de transferencia de calor a través de un

fluido es mucho mayor por convección que por

conducción. Cuanto mayor es la velocidad del fluido mayor es la

velocidad de transferencia de calor.

- La transferencia de calor por convección depende de las

propiedades del fluido, de la superficie en contacto con el fluido y

del tipo de flujo. Entre las propiedades del fluido se encuentran:

la viscosidad dinámica m, la conductividad térmica k,

la densidad r. También se podría considerar que depende de

la viscosidad cinemática n, puesto que n = m /r . Entre

las propiedades de la superficie que intervienen en la convección

están la geometría y la aspereza. El tipo de

flujo, laminar o turbulento, también influye en la velocidad de

transferencia de calor por convección.

- En cualquier caso, la velocidad de transferencia de calor por

convección siempre es proporcional a la diferencia de

temperatura entre la superficie y el fluido. Este hecho se modela

matemáticamente mediante la Ley de Enfriamiento de Newton: q-

punto = h (Ts - Tf) o

Q-punto = h As ( Ts - Tf ) donde Ts es la temperatura de la

superficie en contacto con el fluido y Tf es la temperatura del

fluido lo suficientemente lejos de dicha superficie. La influencia de


las propiedades del fluido, de la superficie y del flujo se cuantifica

en el coeficiente de película o coeficiente de transferencia de

calor por convección (h).

Convección en la atmosfera

La convección en la atmósfera terrestre involucra la transferencia

de enormes cantidades del calor absorbido por el agua. Forma

nubes de gran desarrollo vertical (por ejemplo, cúmulos congestus

y, sobre todo, cumulonimbos, que son los tipos de nubes que

alcanzan mayor desarrollo vertical). Estas nubes son las típicas

portadoras de tormentas eléctricas y de grandes chaparrones. Al

alcanzar una altura muy grande (por ejemplo, unos 12 ó 14 km) y

enfriarse violentamente, pueden producir tormentas de granizo,

ya que las gotas de lluvia se van congelando al ascender

violentamente y luego se precipitan al suelo ya en estado sólido.

Pueden tener forma de un hongo asimétrico de gran tamaño; y a

veces se forma en este tipo de nubes una estela que semeja una

especie de yunque (anvil's head, como se conoce en inglés).

El proceso que origina la convección en el seno de la atmósfera es

sumamente importante y genera una serie de fenómenos

fundamentales en la explicación de los vientos y en la formación

de nubes, vaguadas, ciclones, anticiclones, precipitaciones, etc.

Todos los procesos y mecanismos de convección del calor

atmosférico obedecen a las leyes físicas de la Termodinámica. De

estos procesos es fundamental el que explica el ciclo del agua en

la Naturaleza o ciclo hidrológico. Casi todos los fenómenos antes

nombrados, tienen que ver con este último mecanismo.

http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_hidrol%C3%B3gico

http://es.wikipedia.org/wiki/Termodin%C3%A1mica

http://es.wikipedia.org/wiki/Precipitaci%C3%B3n_(meteorolog%C3%ADa)

http://es.wikipedia.org/wiki/Anticicl%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Cicl%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Vaguada_(meteorolog%C3%ADa)

http://es.wikipedia.org/wiki/Nube

http://es.wikipedia.org/wiki/Viento

http://es.wikipedia.org/wiki/Atm%C3%B3sfera_terrestre


También se denomina ciclo hidrológico al recorrido del agua en la

atmósfera por la capacidad que tiene el agua de absorber calor y

cederlo gracias a la capacidad que tiene de transformarse de un

estado físico a otro. A grandes rasgos, el ciclo hidrológico funciona

de la siguiente manera: los rayos solares calientan las superficies

de las aguas marinas y terrestres las cuales, al absorber ese calor,

pasan del estado líquido al gaseoso en forma de vapor de agua. El

vapor asciende hasta cierta altura y al hacerlo, pierde calor, se

condensa y forma las nubes, que están constituidas por gotas de

agua muy pequeñas que se mantienen en suspensión a

determinada altura. Cuando esta condensación se acelera, por el

propio ascenso de la masa de nubes (convección), se forman

nubes de mayor desarrollo vertical, con lo que las gotas aumentan

de tamaño y forman las precipitaciones, que pueden ser tanto

sólidas (nieve, granizo) como acuosas (lluvia), dependiendo de la

temperatura. Estas precipitaciones pueden caer tanto en el mar

como en las tierras emergidas. Por último, parte del agua que se

precipita en los continentes e islas pasa de nuevo a la atmósfera

por evaporación o produce corrientes fluviales que llevan de

nuevo gran parte de las aguas terrestres a los mares y océanos,

con lo que se cierra el ciclo, el cual vuelve a repetirse.

- En el análisis de la convección es práctica común quitar las dimensiones a las expresiones físico-matemáticas que modelan el mecanismo y agrupar las variables, dando lugar a los números a dimensionales. En convección se emplean los siguientes números a dimensionales:

http://es.wikipedia.org/wiki/Ciclo_hidrol%C3%B3gico


- A) Número de NUSSELT (Nu).- Representa la relación que existe entre el calor transferido por convección a través del fluido y el que se transferiría si sólo existiese conducción.-- Se considera una capa de fluido de espesor L con sus superficies a diferentes temperaturas T1 y T2, T1 > T2, DT = T1 - T2, como se muestra en la figura:

El flujo de calor debido a la convección será: q-punto convección = h DT , mientras que el flujo de calor si sólo existiera conducción sería q-punto conducción = k ( DT / L ). Dividiendo ambas expresiones:

En general: donde Lc es la longitud característica.

-- Para un tubo circular: donde D es el diámetro interior del tubo.

-- Para un tubo no circular:Donde Dhid es el diámetro hidráulico = ( 4 Ac ) / p ;Ac: área de la sección transversal del tubo;p: perímetro de la sección transversal


- Cuanto mayor es el número de Nusselt más eficaz es la convección- Un número de Nusselt de Nu = 1, para una capa de fluido, representa transferencia de calor a través de ésta por conducción pura.- El número de Nusselt se emplea tanto en convección forzada como natural B) Número de PRANDTL (Pr) .- Representa la relación que existe entre la difusividad molecular de la cantidad de movimiento y la difusividad molecular del calor o entre el espesor de la capa límite de velocidad y la capa límite térmica:

El número de Prandtl va desde menos de 0.01 para los metales líquidos hasta más de 100.000 para los aceites pesados. El Pr es del orden de 10 para el agua. Los valores del número de Prandtl para los gases son de alrededor de 1, lo que indica que tanto la cantidad de movimiento como de calor se difunden por el fluido a una velocidad similar. El calor se difunde con mucha rapidez en los metales líquidos ( Pr << 1 ) y con mucha lentitud en los aceites ( Pr >> 1 ) en relación con la cantidad de movimiento. Esto indica que la capa límite térmica es mucho más gruesa para los metales líquidos y mucho más delgada para los aceites, en relación con la capa límite de velocidad. Cuanto más gruesa sea la capa límite térmica con mayor rapidez se difundirá el calor en el fluido.

- El número de Prandtl se emplea tanto en convección forzada como natural. C) Número de REYNOLDS (Re) .- Representa la relación que existe entre las fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas que actúan sobre un elemento de volumen de un fluido. Es un indicativo del tipo de flujo del fluido, laminar o turbulento.

Donde Uf es la velocidad del flujo del fluido a una distancia lo suficientemente alejada de la superficie.


Lc es la longitud característica: para una placa plana Lc = distancia al borde de ataque de la placa. Para un tubo de sección circular Lc = Diámetro (D). Para un tubo de sección no circular Lc = Diámetro hidráulico ( Dhid ).n es la viscosidad cinemática. Un valor grande del número de Reynolds indica régimen turbulento.Un valor pequeño del número de Reynolds indica régimen laminar. El valor del número de Reynolds para el cual el flujo se vuelve turbulento es el número crítico de Reynolds. Este valor crítico es diferente para las diferentes configuraciones geométricas. Para una placa plana Re crítico = 5 E5. Para tubos: si Re < 2300 el flujo es laminar. Si 2300 < Re < 10000 el flujo es de transición. Si Re > 10000 el flujo es turbulento.

- El número de Reynolds sólo se utiliza en convección forzada. D) Número de RAYLEIGH ( Ra ) .- Es función del número de Grashof y del número de Prandtl. Su valor es el número de Grashof multiplicado por el número de Prandtl.

- El número de Rayleigh sólo se utiliza en convención natural.

7.1.3 TRANSCFERENCIA DE CALOR POR CONDUCCION

La transmisión de calor por conducción puede realizarse en cualquiera de los tres estados de la materia: sólido líquido y gaseoso. Para explicar el mecanismo físico de la conducción, pensemos en un gas en el que existe un gradiente de temperaturas y no hay movimiento global. El gas ocupa todo el espacio entre las dos superficies. Asociamos la temperatura del gas en cualquier punto con la energía que poseen sus moléculas en las proximidades de dicho punto. Cuando las moléculas vecinas chocan ocurre una transferencia de energía desde las moléculas más energéticas a las menos energéticas. En presencia de un gradiente de temperaturas la transferencia de calor por conducción debe ocurrir en el sentido de la temperatura decreciente, esto es en la dirección positiva del eje de las x. En los líquidos la situación es muy similar que en los gases, aunque


las moléculas están menos espaciadas y las interacciones son más fuertes y frecuentes. En los sólidos la conducción se produce por cesión de energía entre partículas contiguas (vibraciones reticulares). En un sólido no conductor la transferencia de energía ocurre solamente por estas vibraciones reticulares, en cambio en los sólidos conductores se debe también al movimiento de traslación de los electrones libres. La conducción en un medio material, goza pues de un soporte, que son sus propias moléculas y se puede decir que macroscópicamente no involucra transporte de materia.

La transferencia de calor por conducción se aplica necesariamente a un medio inmóvil, y por lo tanto en la práctica a un sólido, en este caso el calor no es vehículado por su soporte si no que se desplaza lentamente por propagación progresiva de la agitación molecular. Por este motivo y contrariamente a la convección se trata de un sistema de transferencia interno y lento.

Consideremos un medio inmóvil limitado por dos placas paralelas de superficie A y de anchura infinitesimal dx. Una diferencia de temperatura dT entre las dos caras de la placa provocará una corriente térmica desde la cara caliente hasta la cara fría. La velocidad de transporte correspondiente va ha estar dada por la ley de fourier

Q¿=− λA

dTdx en la medida en que Q se expresa en valor absoluto, el

signo negativo que aparece en otro lado de la ecuación tiene en cuenta que el gradiente de temperatura es negativo puesto que el calor se desplaza en el sentido de las temperaturas decrecientes.


En donde el factor es conocido como la constante de conductividad térmica y es intrínseca de la materia conductora de calor y esta dado en W/mºC y se puede localizar en tablas especificas de cada material.

Ahora bien la conductividad térmica en los alimentos es mas difícil de determinar ya que se trata de medios con estructuras heterogéneas. Así pues en el caso de la carne el valor de es distinto si se considera la transferencia de calor de forma paralela o perpendicular a las fibras musculares, en cuanto a la conductividad térmica de los alimentos, se consideran los siguientes puntos:

Es poco dependiente de la temperatura Aumenta sensiblemente con la humedad del producto La presencia de aire reduce la conductividad En un producto congelado la conductividad se multiplica por

3.5 a 4

La conductividad térmica de un producto y su espesor x se globalizan a menudo en un solo factor:

k=/x así pues por definición k es el coeficiente de transferencia de calor. Con las mismas dimensiones que el coeficiente de transferencia de calor W/m2ºC. la velocidad de transporte puede escribirse de forma análoga a la de transferencia por convección:

Q¿

=kA (ΔT )


CINETICA D ELAS VARIACIONES DE TEMPERATURA EN EL CENTRO DE UN PRODUCTO

TRANSFERENCIAS EXTERNA E INTERNA DE CALOR

Un producto sólido o bien o bien un líquido pastoso, limitado por las paredes de un recipiente, de un embalaje o de un intercambiador de calor), sometido a un tratamiento térmico, es en realidad un ente en el que se dan dos transferncias de calor.

Un transporte externo entre el medio calefactor o frigorifico y la superficie externa del producto, por convección.

Q¿

=hA(T∞−Ts )

Un transporte interno entre la superficie del producto y su eje o centro geométrico, por conducción (si se trata de un sólido) o en régimen mixto conducción-convección si se trata de un líquido mas o menos viscoso.

Q¿

=kA (T s−T )y la corriente térmica atraviesa los obstáculos siguientes:

Un obstáculo externo que es la capa límite del fluido calefactor o frigorífico.

Un obstáculo interno que es o bien la capa limite interna en el caso de un fluido en régimen de convección o bien el grosor del producto si se trata e un sólido en régimen de conducción.


Con el fin de comparar la importancia de las dos resistencias, nos referimos al número de Biot (Bi), que es por definición el cociente entre la resistencia térmica interna y la resistencia térmica externa, se trata pues de un número a dimensional:

Bi=

1k1h

=hk

el número de Biot solamente es calculable si la transferencia interna es solamente por conducción.

CONDUCTIVUDAD TERMICA

La conductividad térmica k es una propiedad de los materiales que, excepto en el caso de los gases a bajas temperaturas, no es posible predecir analíticamente. La información disponible está basada en medidas experimentales. En general, la conductividad térmica de un material varía con la temperatura, pero en muchas situaciones prácticas, si el sistema tiene una temperatura media, se puede considerar con un valor medio constante, lo que proporciona resultados bastante satisfactorios. En la Tabla 1, se relacionan los valores típicos de la conductividad térmica de algunos metales, sólidos no metálicos, líquidos y gases, que nos dan una idea del orden de magnitud con que se presenta en la práctica, mientras que en las figura 9, se presenta una gráfica de conductividades térmicas, entre 0 y 450 W m K para metales y aleaciones (buenos conductores térmicos).


En la figura 10, se muestra que el rango de conductividades témicas para algunos gases y líquidos es entre 0 y 0,8 W m K , observándose la gran diferencia existente entre sus coeficientes de conductividad k .

En los materiales conductores el mecanismo de la transmisión de calor por conducción está asociado a las vibraciones de la estructura reticular y al movimiento de los electrones libres, (metales y aleaciones), al igual que en los conductores eléctricos, por lo que materiales buenos conductores de la electricidad son también, en general, buenos conductores del calor, (cobre, plata, aluminio, etc.). Figura 9 Conductividad térmica metales y


aleaciones Figura 10 Conductividad térmica líquidos, gases y vapores ENERGÍA SOLAR – Transferencia de calor - 25 Los aislantes térmicos (vidrio, plásticos, etc.) que requieren de una estructura porosa y un gas atrapado en la misma, son también buenos aislantes eléctricos. En estos materiales, la transferencia de calor puede tener lugar de diversas formas:a) Conducción a través de la estructura sólida porosa o fibrosa b) Conducción y/o convección a través del aire atrapado en los espacios vacíos c) Radiación entre porciones de la estructura sólida, lo cual es especialmente importante a temperaturas elevadas o en recintos vacíos.Se han desarrollado materiales supe aislantes para aplicaciones criogénicas, que constan de varias capas de materiales altamente reflectantes separados por espacios vacíos, que minimizan la conducción y la convección, alcanzándose conductividades térmicas del orden de 0,02 W m K . En muchos materiales el valor de k no es constante, sino que varía con la temperatura y con la composición química de los mismos. Cuando sólo depende de la temperatura, se puede poner el valor de k en la forma:

Siendo k0 el valor de la conductividad a la temperatura de referencia, y β una constante, (coeficiente de dilatación). En tal caso la integración de la ecuación de Fourier proporciona:

7.1.4. TRANFERENCIA DE CALOR POR RADIACION

La radiación es la energía emitida por la materia en forma de ondas electromagnéticas (o fotones), como resultado de los cambios en las configuraciones electrónicas de los átomos o moléculas. En lo que respecta a la transferencia de calor es de interés la radiación térmica o forma de radiación emitida por los cuerpos debido a su temperatura. La radiación térmica suele corresponder a la banda de frecuencias del infrarrojo. Todos los cuerpos a una temperatura por encima del 0 absoluto emiten radiación térmica. La radiación es un fenómeno


volumétrico y todos los sólidos, líquidos y gases emiten, absorben o reflejan radiación en diversos grados. Sin embargo la radiación térmica suele considerarse como un fenómemo superficial para los sólidos que son opacos a la radiación térmica, como los metales, la madera y las rocas, ya que la radiación emitida por las regiones interiores de un material de este tipo nunca puede llegar a la superficie y la radiación incidente sobres esos cuerpos suele absorberse en unas cuantas micras hacia dentro en dichos sólidos. A diferencia de la conducción y la convección, la radiación no necesita un medio de transmisión y puede ocurrir en el vacío. La transferencia de calor por radiación es la más rapida, a la velocidad de la luz. No sufre atenuación en el vacío.

POTENCIA MÁXIMA EMITIDA. CUERPO NEGRO. EMISIVIDAD. ABSORTIVIDAD.

La potencia máxima máxima de radiacíón que puede ser emitida desde una superficie a una temperatura Ts se modela mediante la Ley de Stefan-Boltzmann cuya expresión es:

Donde s = 5.67 E-8 W / ( m2 K4 ) es la constante de Stefan-Boltzmann.As es el área de la superficie emisora.Ts es la temperatura de la superficie emisora.La superficie idealizada que emite radiación a la potencia máxima se llama cuerpo negro y la radiación emitida por éste radiación del cuerpo negro. La radiación del cuerpo negro representa la cantidad máxima de radiación que puede ser emitida desde una superficie a una temperatura específica. La radiación emitida por las superficies reales es siempre menor que la que emitiría un cuerpo negro a la misma temperatura. Para cuantificar la radiación emitida por una superficie real respecto a la que emitiría el cuerpo negro se utiliza la emisividad e, es decir, la emisividad representa la radiación emitida por una superficie respecto a la que emitiría el cuerpo negro:


La radiación emitida por una superficie real se expresa es una porción de la que emitiría el cuerpo negro. Esa porción viene dada por la emisividad. Laradiación emitida por una superficie real se expresa como:

El rango de valores de la emisividad está comprendrido en el intervalo: 0 < e< 1 . Para el cuerpo negro e = 1 .

Otra propiedad importante relativa a la radiación es la absortividad a que representa la fracción de radiación incidente sobre una superficie que es absorbida por ésta. Su valor está comprendido en el rango 0 < a< 1 . Un cuerpo negro absorbe toda la radiación incidente sobre él, es unabsorbente perfecto ( a = 1 ) .

En general , tanto la emisividad como la absortividad de una superficie dependen de su temperatura y de la longitud de onda de la radiación. Según laLey de Kirchhoff de la radiación: "La emisividad y la absortividad de una superficie a una temperatura y longitud de onda dadas son iguales".


- La diferencia entre las velocidades de radiación emitida por la superficie y radiación absorbida por la misma es la transferencia neta de calor por radiación. Si la velocidad de absorción de radiación es mayor que la de emisión se dice que la superficie está ganando energía por radiación. De lo contrario se dice que está perdiendo energía por radiación. Cuando una superficie de emisividad e y área superficial As que se encuentra a una temperatura absoluta Ts, está completamente encerrada por una superficie mucho mayor ( o negra ) que se encuentra a la temperatura absoluta Talred y separadas por un gas ( como el aire ) que no interviene en la radiación la rapidez neta de transferencia de calor por radiación entre estas dos superficies se expresa por:

En este caso especial la emisividad y el área de la superficie circundante no influyen en la transferencia neta de calor por radiación.

COEFICIENTE DE TRANSFERENCIA DE CALOR COMBINADO (convección + radiación)

La transferencia de calor por radiación hacia una superficie, o desde ésta, rodeada por un gas como el aire, ocurre paralela a la convección ( o radiación si no existe movimiento macroscópico del gas ) entre la superficie y el gas. La transferencia total de calor se determina al sumar las contribuciones de los dos mecanismos de transferencia. Con el objeto de hacer los cálculos más sencillos en muchas ocasiones se define el llamado coeficiente combinado de transferencia de calor donde se incluyen los efectos simultáneos de la convección y la radiación. Entonces, la velocidad total de transferencia de calor hacia una superficie o desde ésta, por convección y radiación, se expresa como:

Tf: temperatura del fluido lo suficientemente lejos de la superficie


7.1.5 CALCULO DE LA TEMPERATURA MEDIA LOGARITMICA TML

La diferencia de temperatura media logarítmica (también conocido como LMTD) se utiliza para determinar la temperatura del motor de la transferencia de calor en sistemas de flujo, especialmente en los intercambiadores de calor. LMTD es la media logarítmica de la diferencia de temperatura entre los arroyos calientes y fríos en cada extremo del intercambiador. Cuanto mayor sea el LMTD, más calor se transfiere. El uso de la LMTD directa surge del análisis de un intercambiador de calor con el constante flujo de fluidos y propiedades térmicas.DefiniciónSuponemos que un intercambiador de calor de genéricos tiene dos lados (lo que llamamos "A" y "B") en la que el frío y caliente arroyos entrar o salir y, a continuación, la LMTD se define por la ecuación siguiente:

A donde ΔT es la diferencia de temperatura en el lado A, B y ΔT en la cara B.Esta ecuación es válida tanto para el flujo paralelo, donde los flujos de entrada de un mismo lado, y de contra-corriente de flujo, donde entrará a partir de diferentes partes.Un tercer tipo de flujo transversal de flujo, en la que un sistema, generalmente el disipador de calor, tiene la misma temperatura nominal en todos los puntos de transferencia de calor en la superficie. Esto se desprende similares matemáticas, en su dependencia de la LMTD, salvo que un factor de corrección F menudo tiene que ser incluido en la relación de transferencia de calor.Hay veces en las cuatro temperaturas utilizadas para calcular el LMTD no están disponibles, y la NTU método puede ser preferible.

Aplicación

http://74.125.127.132/translate_c?hl=es&langpair=en%7Ces&u=http://en.wikipedia.org/wiki/NTU_method&prev=/translate_s%3Fhl%3Des%26q%3DLMTD%26tq%3DLMTD%26sl%3Des%26tl%3Den&rurl=translate.google.com.mx&usg=ALkJrhigw2szNIXzBceGZH6HU2hFDusOaQ

http://74.125.127.132/translate_c?hl=es&langpair=en%7Ces&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Countercurrent_exchange&prev=/translate_s%3Fhl%3Des%26q%3DLMTD%26tq%3DLMTD%26sl%3Des%26tl%3Den&rurl=translate.google.com.mx&usg=ALkJrhgBJQVaNmjSVsJlQLamnyxMAxtecQ

http://74.125.127.132/translate_c?hl=es&langpair=en%7Ces&u=http://en.wikipedia.org/wiki/Heat_exchanger&prev=/translate_s%3Fhl%3Des%26q%3DLMTD%26tq%3DLMTD%26sl%3Des%26tl%3Den&rurl=translate.google.com.mx&usg=ALkJrhhoJg-ba1KX0SHdwrYOClrE9uXpPA


Una vez calculado, el LMTD suele aplicarse para el cálculo de la transferencia de calor en un intercambiador de acuerdo a la simple ecuación:

Donde Q es el intercambio de calor derecho (en vatios), U es el coeficiente de transmisión de calor (en vatios por grado Kelvin por metro cuadrado) y A es el área de intercambio. Tenga en cuenta que la estimación del coeficiente de transmisión de calor puede ser muy difícil.

Para los cuatro arreglos básicos simples indicados en la figura (9), en las ecuaciones (2) y (3) es la diferencia de temperatura media logarítmica, la cual se puede escribir como

Es la diferencia de temperatura media logarítmica, la cual se puede escribir como:


Figura 9: Cuatro arreglos básicos para los cuales la diferencia de temperatura media logarítmica se puede determinar a partir de la ecuación (29): (a) Contraflujo; (b) flujo paralelo; (c) fuente con temperatura constante y receptor con incremento de temperatura; (d) temperatura constante en el receptor y fuente con temperatura en decremento.

Para el intercambiador de contraflujo, donde los fluidos fluyen en sentidos contrarios a través del intercambiador (figura (9)a)

Para el intercambiador de flujo paralelo, donde los fluidos fluyen en el mismo sentido a través del intercambiador (figura (9)b)

Para el intercambiador que tiene temperatura constante

y la temperatura del receptor se incrementa (figura (9)c)

http://www.cie.unam.mx/~ojs/pub/HeatExchanger/node18.html#Grafico2


http://www.cie.unam.mx/~ojs/pub/HeatExchanger/node17.html#23


Para el intercambiador que tiene temperatura del receptor es constante

y la temperatura fuente disminuye (figura (9)d)

Debe quedar claro que estas expresiones simples para la diferencia de temperatura media logarítmica sólo son validas para aquellos casos indicados en la figura (9) y no pueden ser empleados para otro tipo de arreglos como el caso de flujo cruzado o intercambiadores de múltiple paso.Intercambiadores de pasos multiples

Cuando los fluidos del intercambiador intercambian calor más de una vez, se denomina intercambiador de pasos múltiple . Comúnmente el intercambiador de múltiples pasos invierte el sentido del flujo en los tubos al utilizar dobleces en forma de "U"en los extremos, es decir,el doblez en forma de "U" permite al fluido fluir de regreso e incrementar el área de transferencia del intercambiador.Un segundo método para llevar a cabo múltiples pasos es insertar bafles o platos dentro del intercambiador.El calculo de los intercambiadores de pasos multiples, se complica desde el punto de vista teorico, pues en ellos se dan simultáneamente situaciones de equicorriente y contracorriente.



7.1.6 FLUJO DE CALOR

El calor no es una nueva forma de energía, es el nombre dado a una transferencia de energía de tipo especial en el que intervienen gran número de partículas. Se denomina calor a la energía intercambiada entre un sistema y el medio que le rodea debido a los choques entre las moléculas del sistema y el exterior al mismo y siempre que no pueda expresarse macroscópicamente como producto de fuerza por desplazamiento.

Se debe distinguir también entre los conceptos de calor y energía interna de una sustancia. El flujo de calor es una transferencia de energía que se lleva a cabo como consecuencia de las diferencias de temperatura. La energía interna es la energía que tiene una sustancia debido a su temperatura, que es esencialmente a escala microscópica la energía cinética de sus moléculas.

El calor se considera positivo cuando fluye hacia el sistema, cuando incrementa su energía interna. El calor se considera negativo cuando fluye desde el sistema, por lo que disminuye su energía interna.

Cuando una sustancia incrementa su temperatura de TA a TB, el calor absorbido se obtiene multiplicando la masa (o el número de moles n) por el calor específico c y por la diferencia de temperatura TB-TA.

Q=nc(TB-TA)

Cuando no hay intercambio de energía (en forma de calor) entre dos sistemas, decimos que están en equilibrio térmico. Las

http://www.sc.ehu.es/sbweb/fisica/estadistica/boltzmann/boltzman.htm#Equilibrio%20t%C3%A9rmico


moléculas individuales pueden intercambiar energía, pero en promedio, la misma cantidad de energía fluye en ambas direcciones, no habiendo intercambio neto. Para que dos sistemas estén en equilibrio térmico deben de estar a la misma temperatura.

7.1.7. COEFICIENTES PELICULARES

El coeficiente de película o coeficiente de convección, representado habitualmente como h, cuantifica la influencia de las propiedades del fluido, de la superficie y del flujo cuando se produce transferencia de calor por convección.

La transferencia de calor por convección se modela con la Ley del Enfriamiento de Newton:

Donde es el coeficiente de película, es el área del cuerpo en contacto con el fluido, es la temperatura en la superficie del cuerpo y es la temperatura del fluido lejos del cuerpo.

El coeficiente de convección depende de múltiples parámetros relacionados con el flujo del fluido a través del cual se da la convección:

del tipo de convección (forzada o natural) del régimen del fluido (laminar o turbulento) de la velocidad del flujo de la viscosidad del fluido, de la densidad del fluido, de la conductividad térmica del fluido, del calor específico del fluido. del coeficiente de dilatación del fluido, de la forma de la superficie de intercambio de la rugosidad de la superficie de intercambio de su temperatura, de si el derrame es interior o exterior,...

Las formas clásicas de estimarlo se basan en el empleo de correlaciones de números a dimensionales (vid. número de


Nusselt), de manera que en general se dispone de una igualdad entre el número de Nusselt, que es proporcional al coeficiente de convección, y una cierta expresión que involucra al número de Reynolds y al número de Prandtl en convección forzada, y al de Prandtl y al número de Grashof en convección natural.

Otras formas de calcularlo se basarían en emplear modernos programas de diferencias finitas o en resolver las ecuaciones de Navier-Stokes, cosa en la práctica irrealizable.

7.2. Intercambiadores de Calor

7.2.- TIPOS DE INTERCAMBIADORES DE CALOR. En este punto se realiza una descripción de los tipos fundamentales de intercambiadores que son. • Intercambiadores de tubería doble • Intercambiadores enfriados por aire • Intercambiadores de tipo placa • Intercambiadores de casco y tubo

Intercambiadores de tubería doble.

Consiste en un tubo pequeño que está dentro de otro tubo mayor, circulando los fluidos en el interior del pequeño y entre ambos. Estos intercambiadores se utilizan cuando los requisitos de área de transferencia son pequeños. Las curvas características de evolución de temperaturas en intercambiadores son:


Intercambiadores enfriados por aire.

Consisten en una serie de tubos situados en una corriente de aire, que puede ser forzada con ayuda de un ventilador. Los tubos suelen tener aletas para aumentar el área de transferencia de calor. Pueden ser de hasta 40 ft (12 m) de largo y anchos de 8 a 16 ft (2,5 a 5 m). La selección de un intercambiador enfriado por aire frente a uno enfriado por agua es una cuestión económica, hay que consideran gastos de enfriamiento del agua, potencia de los ventiladores y la temperatura de salida del fluido (un intercambiador de aire, tiene una diferencia de temperatura de unos 15 ºF (8 ºC)). Con agua se obtienen diferencias menores.

Intercambiadores de tipo placa.

Llamados también intercambiadores compactos. Pueden ser de diferentes tipos: • Intercambiadores de tipo placa y armazón (plate-and-frame) similares a un filtro prensa. • Intercambiadores de aleta de placa con soldadura (plate fin). Admiten una gran variedad de materiales de construcción, tiene una elevada área de intercambio en una disposición muy compacta. Por la construcción están limitados a presiones pequeñas.


Intercambiadores de casco y tubo.

Son los intercambiadores más ampliamente utilizados en la industria química y con las consideraciones de diseño mejor definidas. Consisten en una estructura de tubos pequeños colocados en el interior de un casco de mayor diámetro


Un intercambiador de calor de casco y tubo conforme a TEMA se identifica con tres letras, el diámetro en pulgadas del casco y la longitud nominal de los tubos en pulgadas. La primera letra es la indicativa del tipo del cabezal estacionario. Los tipo A (Canal y cubierta desmontable) y B (Casquete) son los más comunes. La segunda letra es la indicativa del tipo de casco. La más común es la E (casco de un paso) la F de dos pasos es mas complicada de mantener. Los tipos G, H y J se utilizan para reducir las pérdidas de presión en el casco. El tipo K es el tipo de rehervidor de caldera utilizado en torre de fraccionamiento. La tercera letra nos indica el tipo de cabezal del extremo posterior, los de tipo S , T y U son los más utilizados. El tipo S (cabezal flotante con dispositivo de apoyo) el diámetro del cabezal es mayor que el del casco y hay que desmontarlo para sacarlo. El tipo T (Cabezal flotante sin contra brida) puede sacarse sin desmontar, pero necesita mayor diámetro de casco para la misma superficie de intercambio. El tipo U (haz de tubo en U) es el más económico, pero a la hora de mantenimiento necesita una gran variedad de tubos en stock

•INTERCAMBIADOR DE CABEZAL FLOTANTE INTERNO (tipo AES)

Es el modelo más común, tiene casco de un paso, tubos de doble paso con canal y cubierta desmontable, cabezal flotante con dispositivo de apoyo. tiene desviadores transversales y placas de apoyo. Sus características son:


1.- Permite la expansión térmica de los tubos respecto al casco.

2.- Permite el desmontaje

3.- en lugar de dos pasos puede tener 4,6 u 8 pasos.

4.- Los desviadores transversales, con el porcentaje de paso y su separación modifican la velocidad en el casco y su pérdida de carga.

5.- el flujo es contracorriente y a favor de corriente en la mitad de los tubos.

•INTERCAMBIADOR DE LÁMINA Y TUBO FIJO (tipo BEM)

1.- Este intercambiador no tiene apenas diferencia entre ambos extremos, es de un solo paso en tubo y casco, lo que limita la velocidad dentro de los tubos, lo que reduce el coeficiente de transmisión de calor.

2.- Tiene junta de expansión en casco.

3.- Imposibilidad de apertura para limpieza en lado del casco.

•INTERCAMBIADOR DE CABEZAL FLOTANTE EXTERIOR (tipo AEP)


Este modelo permite cierto movimiento del cabezal flotante y puede desmontarse para limpieza. Tiene el inconveniente de necesitar más mantenimiento para mantener el empaquetado y evitar las fugas.


•INTERCAMBIADOR DE CABEZAL Y TUBOS INTEGRADOS (tipo CFU)

Este modelo tiene el conjunto de tubos en U lo que permite un

fácil desmontaje del conjunto de tubos. Tiene el inconveniente a

la hora de sustituir un tubo dañado. Tiene el desviador central

unido a la placa de tubos.

•REHERVIDOR DE CALDERA (tipo AKT)


Este intercambiador se caracteriza por la configuración del casco.

El conjunto de tubos puede ser también A-U, dando lugar al AKU.

El vertedero a la derecha de los tubos mantiene el liquido

hirviente sobre los tubos. El vapor sale por la tobera superior y el

liquido caliente sale por la tobera inferior.

•CONDENSADOR DE FLUJO DIVIDIDO (tipo AJW)

Se utiliza fundamentalmente para condensar vapores, pues

disminuye la pérdida de carga (en un factor de 8). Parte del

intercambiador se utiliza como condensador y parte puede

utilizarse con enfriador. El desviador central divide el flujo en dos

y el resto de desviadores lo llevan a través de los tubos para

enfriarse.g


BIBLIOGRAFICA

Flujo de fluidos en tuberías, Robert L. Mott. Flujo de Fluidos en Válvulas, Accesorios y Tuberías – Crane Flujo de Fluidos e Inter de Calor , Levenspiel Ing. Del gas Natural. Masias Martinez. Flujo isotérmico de gas en tuberías, JAGP 1805 Instalaciones

Petroleras

Monografia de Tecnologia I

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