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• Juan Manuel Aranda Equise

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TRANPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS TANQUES DE ALMACENAJE 1. INTRODUCCION Un tanque de almacenamiento es un recipiente metálico destinado al almacenamiento de combustibles líquidos o gaseosos ubicado dentro de una fosa de hormigón armado y construido conforme a normas técnicas establecidas. 2. CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes o pequeños volúmenes de petróleo y gas, además de sus derivados y son generalmente los mas grandes considerados como permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de hidrocarburos ya que actúa como pulmón producción y transporte para absorber las variaciones de consumo. El almacenaje de líquidos tales como petróleo, nafta, fuel oíl, diesel kerosene, y otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos que pueden o no tener incorporados algún sistema de calefacción. 3. CONSTRUCCION DE TANQUES DE ALAMCENAMIENTO Para la construcción de los mismos se emplean laminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque, estas piezas se sueldan entre si de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento de almacenaje. Los tanque soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0.175 – 0.350 Kg./ cm2, y se han construido tanques de hasta 240000 m3. En Bolivia, aproximadamente de 100000 bls. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de los mismos instalados en el sitio. Un análisis serio del programa de producción y demanda de productos terminados, nos permiten utilizar el almacenamiento de una forma racional, reduciendo los tiempos muertos de utilización de los tanques. Los Controladores electrónicos han aportado soluciones económicas, en el manejo correcto de un parque de almacenamiento, aunque se utilice los métodos manuales de medición y control de hidrocarburos. Por tanto la utilización de los tanques presenta también numerosos problemas como ser las pérdidas por evaporación en los tanques de productos volátiles, y la calefacción de los tanques que contienen productos pesados. Este ultimo problema no se presenta en el país ya que nuestro petróleos son livianos o volátiles 4. CLASIFICACION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO 5.1. SUPERFICIALES 5.2.1. Atmosféricos. Tanques de presión atmosférica que se han diseñado y equipado para el almacenamiento de productos a presión atmosférica.

En esta categoría se emplea por lo general los tanques verticales de configuración cilíndrica, cuyo tamaño depende del tipo de producto a ser almacenado que pueden ser tanques soldados pequeños o grandes. Tanques atornillados, y en ocasiones tanques rectangulares soldados, también se utilizan para el almacenamiento a presión atmosférica 5.2.2. Tanques de baja presión (de 0 a 7 KPa.) Tanques que se utilizan normalmente en aplicaciones para el almacenamiento de productos intermedios y productos que requieren una presión interna y que deben estar aislado de la atmósfera para evitar que los vapores se mezclen con el oxigeno y que se forme un gas combustible pueden soportar una presión de hasta 17 kPa. La forma es generalmente cilíndrica con fondos planos o cóncavos e inclinados o abovedados. Son por lo general de diseño soldado. Sin embargo, los tanques atornillados a menudo se utilizan para presiones cerca de la atmosférica. Muchos tanques de almacenamiento refrigerados operan aproximadamente a 3,5 kPa. 5.2.3. Tanques de mediana presión (17 a 100 kPa) Tanques que se utilizan normalmente para el almacenamiento de productos demasiado volátiles que no se pueden almacenar en tanques de baja presión. La forma puede ser cilíndrica o plana de fondos plano y techos inclinados o abovedados. Estos tanques de mediana presión suelen ser de diseño soldado, también se puede uti lizar esferas soldadas, particularmente para las presiones cercanas a 100 kPa. 5.2.4. Tanques de alta presión (por encima de los 100 KPa) Tanques que se utilizan generalmente para el almacenamiento de productos refinados o componentes fraccionados a presiones por encima de 100 kPa). Los tanques son de diseño soldado y puede ser de configuración cilíndrica o esférica. 5.2. TANQUES LOCALIZADOS EN EL SUBSUELO El gas licuado en procesos industriales se puede almacenar en el subsuelo, en minas convencionales. No se conocen los procedimientos estándares disponibles para este tipo de almacenamiento; Sin embargo, hay muchas publicaciones y libros que cubren la tema en detalle. 5.3. PRESIONES DE TRABAJO El diseño de presiones de trabajo puede ser determinado para prevenir fugas, y así evitar las pérdidas de almacenamiento. Sin embargo, esto no debe ser usado en lugar de cualquier regulación ambiental relativa al diseño de los tanques de almacenamiento. Los requerimientos de las normas medioambientales para una localización especifica deben ser obtenidas antes del diseño de la infraestructura de tanques. En general, existe una reglamentación que especifica el tipo de tanque de almacenamiento para ser utilizado, basado en la capacidad del tanque de almacenamiento y la presión de vapor del producto que se almacena. Además por lo general hay requisitos específicos de diseño, por

ejemplo en el tipo de sellos para ser utilizado en un tanque de techo flotante. La presión de trabajo es necesaria para evitar las fugas, depende de la presión de vapor del producto, las variaciones temperatura de los líquidos en superficie y el espacio de vapor donde se sitúa la válvula de venteo. La relación anterior es válida sólo cuando Bmin es inferior a D, es decir, cuando la presión de vapor mínima es tan baja que el aire es admitido en el espacio de vapor a través del la válvula de venteo. Cuando Bmin es igual o superior a D, la presión de almacenamiento requerido es: Bajo esta condición el aire se mantiene fuera del espacio de vapor. Fig. 6.3 se presenta como una guía general a las presiones de almacenamiento de gasolinas de diversas volatilidades en los tanques sin aislamiento térmico. Estos datos se calculan para el trazado de las curvas a partir de las ecuaciones 6.1 y 6-2 con los siguientes supuestos: * Temperatura mínima del líquido en superficie es de 5 ° C inferior a la temperatura máxima de del líquido superficie. * Temperatura máxima de espacio de vapor es de 22 ° C superior a la temperatura máxima del líquido en superficie. * Temperatura mínima del espacio de vapor es de 8 ° C inferior a la temperatura máxima del líquido en superficie. * Estable (temperatura ambiente. 38 ° C). en las condiciones ambientales. La temperatura máxima del líquido de la superficie varían desde 29 hasta 46 ° C. La precisión suficiente por lo general será el resultado de la hipótesis de que es de 5 ° C más alta que la temperatura máxima del líquido en un tanque en ese lugar. 5. TIPOS DE ALM ACENAMIENTO 6.4. EN SUPERFICIE. – Son todos aquellos que se encuentran en superficie con presiones de operación alrededor de los 100 KPa. 6.5.5. Esferas.- Tanques de almacenamiento de forma esférica utilizados generalmente para almacenar productos con presiones aproximadas a 35 KPa. 6.5.6. Esferoides.- Es esencialmente de forma esférica pero achatada por los polos (por arriba y por abajo), tienen una forma tal dado que son construidos por celdas cilíndricas curvadas en la base y techo. Pueden soportar altas tensiones internas laterales capaces de almacenar productos de alrededor de 35 KPa. 6.5.7. Tanques cilíndricos horizontales.- Las presiones de trabajo de estos tanques pueden ser de 100 a 700 KPa y en algunos casos pueden superar este rango, estos tanques tienen cabezas semiesféricas. 6.5.8. Tanques con techo fijo.- El techo fijo se encuentra unido permanentemente a las paredes del tanque, los tanques soldados de 80 m3 de capacidad y los tanques mayores a esto o los de mayor capacidad pueden tener un techo frágil. (Diseñados por seguridad de manera que permita el escape en caso de que un evento de excesiva presión ocurra. En todo caso la presión de diseño no debe exceder la presión equivalente de la presión generada por el peso del techo.

6.5.9. Tanques de techo flotante.- Los tanques de almacenamiento pueden tener un techo flotante, donde el techo flota por encima del contenido. Este tipo de tanques sirve principalmente para trabajar con presiones cercanas a la presión atmosférica. Los techos flotantes son diseñados para moverse verticalmente rozando las paredes del tanques con el fin de proveer constantemente un mínimo espacio entre la superficie del producto almacenado y el techo. ( se utiliza para que no se presente un gas combustible). Ailar el O2 para que no se produzca una explosión. 6.5.10. Tanques atornillados.- Son diseñados e instalados como elementos segmentados cuya localización en el ensamblaje es completamente vertical; y cilíndricos en superficie con techo cerrado. Los tanques atornillados estándares API tienen capacidades nominales de 16 a 1600 m3, diseñados para presiones internas cercanas a la atmosférica, 6.5. TIPOS DE ALMACENAMIENTO ESPECIALES 6.6.11. Almacenamiento en tuberías.- Las tuberías son utilizadas especialmente para el transporte, sin embargo existen tuberías especiales para el almacenamiento y la manipulación de petróleo liquido, derivados o anhídrido amoniaco liquido, los cuales deben ser diseñados y construidos de acuerdo a norma. 6.6.12. Tanques de cara plana.- Aun cuando los tanques cilíndricos son estructuralmente mejores en construcción, los tanques rectangulares pueden ser ocasionalmente preferidos. Cuando el espacio es limitado como lo es en plataformas marinas, los requerimientos son favorables para este tipo de tanques, dado que la construcción de varios tanques de este tipo es mas fácil y ocupa menos espacio. Estos tanques son normalmente utilizados para almacenar productos a pr esión atmosférica. 6.6.13. Estanques alineados (piscinas).- Son utilizados para la disposición, evaporación almacenamiento de líquidos. Consideraciones medioambientales especificas son utilizadas para el diseño de este tipo de tanques y son mas estrictas cuando se trabaja con productos mas volátiles o fluidos tóxicos. Son utilizados para prever perdidas de fluidos, filtraciones y contaminación de aguas subterráneas. Arena madera, concreto, asfalto y algunos metales han sido usados por mucho tiempo, pero mas recientemente una clase de material impermeable ha sido desarrollado que utiliza membranas sintéticas flexibles, estas membranas están hechas de cloruro de polivinilo, goma o caucho natural, goma butílica e Hypalon ®. Alguna de las cualidades mas importantes para este tipo de estanque son: * Alta resistencia a la tensión y muy flexible * Resistente a la intemperie * Inmune al ataque bacteriano y de hongos * Densidad relativa superior a 1 * Resistente a la luz ultravioleta * No debe tomar imperfecciones ni daños físicos debe estar en buen estado. * De fácil reparación. La detección de fugas se realiza a partir de sistemas de detección instaladas por debajo de la base del tanque, especialmente cuando se trabaja con desechos tóxicos y contaminantes, estos sistemas normalmente detectan drenaje resistividad y monitoreo y /o una combinación de ellos. 6.6.14. Zanjas.- Estos son similares a las piscinas estanques, pero solo son utilizados en emergencias, el uso de este tipo de zanjas debe cumplir con las normas vigentes. 6.6. TANQUES SUBTERRANEOS.- Este tipo de tanque adquiere ventaja cuando se va a almacenar grandes volúmenes y adquiere especial ventaja cuando se trata de productos con altas presiones de vapor, los tipos de almacenamiento subterráneo son: cavernas construidas en trampas o en solución, (la forma convencional de

almacenaje que tenga que ver con salino son domos).; cavernas construidas en rocas impermeables; cavernas desarrollados por el carbón agotado, piedra caliza o las minas de sal. 6.7.15. Cavernas construidas en trampas salinas o por solución.- Este tipo de caverna es construido perforando un pozo o un grupo de pozos en el estrato salino, haciendo circular agua salina de baja concentración, para disolver la sal y convertirla en salmuera. La mayor parte de las cavernas operan utilizando esta técnica. Un arreglo de cañerías se instala en el fondo de la caverna y el producto se inyecta a través del espacio anular provocando que la salmuera sea desplazada. Para recuperar el producto se opera de forma inversa utilizando métodos de recuperación por bombeo. 6.7.16. Cavernas convencionales.- Este tipo de cavernas pueden ser construidas en aquellos lugares donde nos encontremos con rocas impermeables y que se encuentren a una profundidad adecuada para poder contener las presiones del producto, lugar que debe ser seleccionado luego de una evaluación de factibilidad realizado por un ingeniero o por un geólogo. Generalmente el producto es contenido en esquisto, limonita, dolomita o granito 6.7.17. Almacenamiento refrigerado.- La decisión para utilizar este tipo de almacenamiento en un lugar con ciertas presiones es generalmente función del volumen a ser almacenado, el caudal, las propiedades fisicoquímicas y termodinámicas del liquido a ser almacenado y del capital de inversión y los gastos operativos en cada tipo de La selección apropiada de almacenaje esta en función de la tecnología que se utilizara para poder enfriar un liquido hasta alcanzar su punto de burbuja a presiones atmosféricas, los tanques refrigerados normalmente operan con una presión interna entre 3 y 15 KPa. Los requerimiento normalmente incluyen las siguientes funciones básicas: * Enfriar el producto a temperatura de almacenamiento. * Relicuar el producto evaporado por calor en el sistema * Licuar los vapores que provienen del liquido 6. MATERIALES DE CONSTRUCCION DE UN TANQUE 7.7. TANQUES METALICOS Los tanques utilizados en comercialización, campo en general, son normalmente fabricados con aleaciones de carbono para resistir altas presiones, especialmente aquellos que almacenan productos gaseosos y licuados como las esferas y las salchichas. Existen varias normas API y ASME para procedimientos de armado, inspección, pruebas y selección de material, dependiendo de los requerimientos de almacenamiento, también puede utilizarse otros materiales como el aluminio y algunos materiales especiales. 7.8. TANQUES NO METALICOS En la antigüedad se utiliza ban tanques construidos con madera, sin embargo en la actualidad los materiales plásticos, han reemplazado a la madera. Estos materiales tienen la ventaja de no ser oxidables, durables y de bajo costo. Los materiales plásticos utilizados en la construcción son el cloruro de polivinilo, polietileno propileno y poliéster de fibra de vidrio reforzado, este ultimo se utiliza en la construcción de tanques de gran tamaño y es el mas utilizado. Los tanques construidos con materiales plásticos como cloruro de polivinilo y polietileno, vienen en dimensiones de 2 m por 3.5 m de alto pudiendo contener unos 11 m3 , los tanques horizontales de este material

(fibra de vidrio), puede contener hasta 45 m3, los tanques verticales de fibra de vidrio, pueden contener de45 a 90 m3, dependiendo del tipo de construcción. La temperatura limite de los tanques plásticos es de 5 ºC a 65 ºC, se los debe pintar externamente de un color que permita una protección contra la radiación ultravioleta, internamente se debe seleccionar un material compatible químicamente con el producto. La protección mecánica es necesaria para proteger el tanque contra golpes, en el caso de ser necesario las medidas de seguridad van dadas por no localizar el tanque en zonas inflamables. Todos los tanques plásticos deben estar equipados con válvulas de alivio. 7.9. PROTECCION 7.10.18. Internamente Principalmente se utiliza la protección interna para proteger al tanque contra la corrosión y productos contaminantes. Se debe considerar ciertos fa ctores como el tipo de producto a ser almacenado, material disponible, características dela superficie donde se ha instalado, preparación de la superficie, compatibilidad con el material de protección, cantidad de material de protección a ser utilizado para obtener la máxima protección. Varios tipos de protección están disponibles o están en función a la aplicación y los tipos de tanques, los cuales se describen a continuación. 7.10.19.1. Brea o alquitrán Es la que se utiliza con mayor antigüedad y la que mejores resultados presenta, tiene muy baja permeabilidad, protege a la superficie de posibles filtrados, resistente al agua y a minerales ácidos, alcalinos, salinos, soluciones de salmuera y otros químicos agresivos. 7.10.19.2. Protección de resina epoxica Tiene una adhesión excelente, sin espesor, resistente a la abrasión, flexible, durable y una muy buena resistencia a sustancias químicas. Puede ser aplicada en tanques de crudo, tanques de techo flotante, tanques de almacenamiento de solventes cajones de lodo, etc. 7.10.19.3. Protección galvanizada Este tipo de protección es altamente resistente a la corrosión, los tanques atornillados son apropiados para este tipo de protección partiendo que todos sus componentes son galvanizados de fábrica. Los tanques galvanizados son usados cuando el petróleo producido contiene porcentajes de azufre y /o están asociados con acido sulfhídrico gaseoso, además son altamente efectivos contra la corrosión. Cuando los tanques se encuen tran construidos en areas cercanas a las playas marinas donde las condiciones atmosféricas aceleran problemas de corrosión debido a las partículas de sal en suspensión. 7.10.19. Protección externa Los requerimientos básicos para la protección externa van dirigidos a la protección de las condiciones medioambientales. Están disponibles para este tipo de protección distintos materiales los cuales van a proteger condiciones suevas y agresivas, las cuales determinar el tipo de protección a ser utilizado 7.10.20.4. Accesorios

Los tanques de almacenamiento tienen una serie de accesorios dependiendo del código de diseño apropiado utilizado, y los requerimientos de usuario. Un tanque puede tener mezcladores, calentadores, dispositivos de evacuación o alivio, plataformas y escaleras para hombres, pasamanos y una serie de conexiones registradores, enchufes, ventilas y extintores. 7.10. PROTECCION CATODICA. Se aplica para controlar la corrosión y su principio es electroquímico, cuando se descarga una corriente eléctrica sobre la superficie metálica (anodo) hacia un electrolito. La protección catódica reduce la corrosión e el metal superficial utilizando una corriente eléctrica desde una fuente externa, que atraviesa el metal algún electrolito como ser la tierra, agua etc. CAPITULO II TRANPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS INSTRUMENTACION FLUJOMETROS 1.TIPOS de medidores de caudal Los fluidos están presentes en la mayoría de los procesos industriales, ya sea porque inter vienen en forma directa en el proceso de producción o porque pertenecen a los circuitos secundarios necesarios. Sea por la razón que sea, los fluidos están ahí y, por tanto, hay que controlarlos, para lo que es necesario saber en todo momento cuáles son las principales características de los fluidos, que pueden variar mucho de una aplicación a otra. En el mercado existe una gran variedad de medidores, tanto desde el punto de vista de tamaños y rangos de operación como de principios de funcionamiento. Esto es debido a que se intenta conseguir la máxima precisión para la mayor cantidad de aplicaciones. Hay muchos tipos de medidores de flujo. Algunos libros de mecánica de fluidos, como una referencia, tienen capítulos enteros sobre los principios y la práctica de medidores de caudal. Libros especiales sobre el flujo de mediciones. En este capítulo se describe brevemente los tipos de medidores de caudal importantes de uso común en la medición de flujo de la tubería. 1.1 VENTURI El Venturi es una herramienta utilizada para medir el flujo de un oleoducto. Questo strumento sfrutta l' effetto Venturi e prende il nome proprio dal fisico Giovanni Battista Venturi . Esta herramienta utiliza el " efecto Venturi y toma su nombre del físico Giovanni Battista Venturi . Esso, infatti, calcola la velocità media del fluido partendo dalla relazione esistente tra questa grandezza e la pressione (illustrata dall'effetto Venturi). De hecho, se calcula la velocidad del medio líquido a partir de la relación entre este tamaño y la presión (efecto Venturi se ilustra). Dalla velocità è poi facile calcolare la portata volumetrica, essendo legate dalla relazione: La velocidad, es fácil calcular el flujo de volumen que se está relacionado por: dove Q è la portata volumetrica, v è la velocità ed A rappresenta l'area della sezione di condotta considerata.Donde Q es el flujo de volumen, v es la velocidad y A es el área de la sección de conducta en cuestión. El Tubo de Venturi es un dispositivo que origina una pérdida de presión al pasar por él un fluido. En esencia, éste es una tubería corta recta, o garganta, entre dos tramos cónicos. La presión varía en la proximidad de la sección estrecha; así, al colocar un manómetro o instrumento registrador en la garganta se puede medir la caída de presión y calcular el caudal instantáneo, o bien, uniéndola a un depósito carburante, se puede introducir este combustible en la corriente principal. Discusión del Venturimetro (simplemente llamado el venturi) se puede encontrar en la mayoría de textos en mecánica de fluidos. Como se muestra en la figura , es un segmento corto de Tubo compuesto por un cono convergente seguido por un cono divergente. Para reducir al mínimo la pérdida de energía, el cono divergente

es mucho más largo (con un ángulo del cono mucho más pequeño) que la parte convergente. La garganta del venturi es la parte estrecha conexión la sección convergentes, en la sección divergente. El contador se vuelve a golpear tanto a la garganta y en la sección de aguas arriba recta para medir la diferencia de presión entre estos d os grifos. Esta diferencia de presión se puede utilizar para determinar la descarga Q como se verá a continuación. La principal ventaja del Vénturi estriba en que sólo pierde un 10 - 20% de la diferencia de presión entre la entrada y la garganta. Esto se consigue por el cono divergente que desacelera la corriente. Es importante conocer la relación que existe entre los distintos diámetros que tiene el tubo, ya que dependiendo de los mismos es que se va a obtener la presión deseada a la entrada y a la salida del mismo para que pueda cumplir la función para la cual está construido. Deduciendo se puede decir que un Tubo de Venturi típico consta, como ya se dijo anteriormente, de una admisión cilíndrica, un cono convergente, una garganta y un cono divergente. La entrada convergente tiene un ángulo incluido de alrededor de 21º, y el cono divergente de 7 a 8º. La finalidad del cono divergente es reducir la pérdida global de presión en el medidor; su eliminación no tendrá efecto sobre el coeficiente de descarga. Funcionamiento de un tubo de venturi En el Tubo de Venturi el flujo desde la tubería principal en la sección 1 se hace acelerar a través de la sección angosta llamada garganta, donde disminuye la presión del fluido. Después se expande el flujo a través de la porción divergente al mismo diámetro que la tubería principal. En la pared de la tubería en la sección 1 y en la pared de la garganta, a la cual llamaremos sección 2, se encuentran ubicados ramificadores de presión. Estos ramificadores de presión se encuentran unidos a los dos lados de un manómetro diferencial de tal forma que la deflexión h es una indicación de la diferencia de presión p1 – p2. Por supuesto, pueden utilizarse otros tipos de medidores de presión diferencial. Aplicaciones tecnológicas de un tubo de venturi El Tubo Vénturi puede tener muchas aplicaciones entre las cuales se pueden mencionar: En la Industria Automotriz: en el carburador del carro, el uso de éste se pude observar en lo que es la Alimentación de Combustible. La ecuación de Bernoulli en mecánica de fluidos indica que cuando un flujo es constante e incompresible, y cuando la pérdida de energía por friccion es insignificante, la energía toral de una partícula del fluido es constante a lo largo de toda la tubería. V22+ρP+gz=Constante (a lo largo de la tubería) Donde V, P, rho y z son la velocidad, presión, densidad y elevación, respectivamente, de la particula del fluido en cualquier posición a lo largo de la tubería, y g es la aceleración gravitacional. De esta ecuación se puede probar que la descarga de un flujo incompresible a través de un tubo Venturi es: Donde los subíndices 1 y 2 representan los flujos de entrada y de salida (en la garganta) respectivamente. Nótese que se incluye un factor Cn en la ecuación para tomar en cuenta la pérdida de energía no incluida en la ecuación de Bernoulli. Para flujo turbulento dentro de un tubo Venturi con un interior smooth, Cn es aproximadamente 0.98. Cuando el tubo se encuentra en posición horizontal, la cantidad (Z1- Z2) es cero y la ecuación se reduce a: Para un tubo Venturi dado, donde los valores de Cn, A1, A2, Z1, Z2, g y rho son todos conocidos y constantes,

la ecuación puede ser reducida a: Donde C es constante. La ecuación superior muestra que la descarga Q por un tubo Venturi es proporcional a la raíz cuadrada de la diferencia de alturas piezométricas, Dh. Esta relación es verdadera para la mayoría de los flujómetros operando en el rango de flujo turbulento. El tubo Venturi es utilizado ampliamente para gases o líquidos. Sus ventajas incluyen precisión en las mediciones y bajas pérdidas de flujo. Sus desventajas incluyen altos costos, y la posibilidad de causar cavitación en la garganta si existe presión insuficiente en la tubería en la localización del aparato. Además, como es el caso de la mayoría de los flujómetros, un tubo Venturi no debería utilizarse en flujos que contengan partículas sólidas ni en tuberías que tengan que utilizar los limpiadores PIG. 4.2. MEDIDORES DE FLUJO Existen en el mercado diversos tipos de medidores de flujo o caudal. Para el comprador técnico a veces es difícil decir que criterio tomar en cuenta para su compra. Este artículo busca explicar los criterios que deben tomarse en cuenta. Factores para la elección del tipo de medidor de flujo Rango: los medidores disponibles en el mercado pueden medir flujos desde varios mililitros por segundo (ml/s) para experimentos precisos de laboratorio hasta varios miles de metros cúbicos por segundo (m3/s) para sistemas de irrigación de agua o agua municipal o sistemas de drena je. Para una instalación de medición en particular, debe conocerse el orden de magnitud general de la velocidad de flujo así como el rango de las variaciones esperadas. Exactitud requerida: cualquier dispositivo de medición de flujo instalado y operado adecuadamente puede proporcionar una exactitud dentro del 5 % del flujo real. La mayoría de los medidores en el mercado tienen una exactitud del 2% y algunos dicen tener una exactitud de más del 0.5%. El costo es con frecuencia uno de los factores importantes cuando se requiere de una gran exactitud. Pérdida de presión: debido a que los detalles de construcción de los distintos medidores son muy diferentes, éstos proporcionan diversas cantidades de pérdida de energía o pérdida de presión conforme el fluido corre a través de ellos. Excepto algunos tipos, los medidores de fluido llevan a cabo la medición estableciendo una restricción o un dispositivo mecánico en la corriente de flujo, causando así la pérdida de energía. Tipo de fluido: el funcionamiento de algunos medidores de fluido se encuentra afectado por las propiedades y condiciones del fluido. Una consideración básica es si el fluido es un líquido o un gas. Otros factores que pueden ser importantes son la viscosidad, la temperatura, la corrosión, la conductividad eléctrica, la claridad óptica, las propiedades de lubricación y homogeneidad. Calibración: se requiere de calibración en algunos tipos de medidores. Algunos fabricantes proporcionan una calibración en forma de una gráfica o esquema del flujo real versus in dicación de la lectura. Algunos están equipados para hacer la lectura en forma directa con escalas calibradas en las unidades de flujo que se deseen. En el caso del tipo más básico de los medidores, tales como los de cabeza variable, se han determinado formas geométricas y dimensiones estándar para las que se encuentran datos empíricos disponibles. Estos datos relacionan el flujo con una variable fácil de medición, tal como una diferencia de presión o un nivel de fluido. MEDIDORES DE ORIFICIO Un medidor de orificio es un disco con una abertura circular central insertado a través de una tubería para medir

el caudal. Como se muestra en la Figura 10.2, la apertura del orificio puede tienen una cresta afilada, un escudo redondo de entrada, o una cresta en forma de boquilla. Estos diferentes formas cresta afectan el grado de contracción del chorro a través del orificio, caracterizado por el coeficiente de contracción Cc = Aj / Ao, donde Aj es la sección transversal área de la inyección en la vena contracta, y Ao es el área de la abertura del orificio. Usando el mismo criterio utilizado para la derivación de la ecuación 10.2, la descarga ecuación de un orificio se puede obtener de la siguiente manera: El valor de Cc para la rotonda de entrada y tipos de boquillas es de 1,0, lo que significa sin contracción del chorro. Para el tipo de cresta aguda con alto número de Reynolds (es decir, para el flujo turbulento), CC se puede determinar de forma aproximada de la siguiente fórmula empírica: De la ecuación anterior, el valor de CC varía de cerca de 0.595 cuando Ao / A es cero, a 0.714 cuando Ao / A es de 0,7. La ecuación no debe utilizarse para Ao / A mayor a 0,7. Cuando se utiliza dentro del rango permitido, y cuando el número de Reynolds del flujo en la tubería es mayor que 105, la ecuación se espera que produzca resultados dentro del 5% de los valores experimentales. Al igual que en el caso del venturi, la cantidad de C La ecuación 10.5 es el coeficiente de velocidad, que, a efectos prácticos, se puede tratada como una constante igual a 0,98. El producto CCCV es el coeficiente de descarga Cd. Por un orificio que figura en una tubería dada, la ecuación 10.5 se reduce a la misma forma que La ecuación 10.4. Metros del orificio son ampliamente utilizados tanto para líquidos y gases. Tienen la ventaja de ser menos costoso que el venturi para el mismo tubo, y pueden ser fácilmente fabricados en un taller mecánico. Sin embargo, generan una mayor perturbación del flujo que tiene el venturi, y por lo tanto tienen una mayor pérdida de carga. No se utilizados para los flujos que contienen sólidos, o en las tuberías que deben pasar los cerdos o las cápsulas. CAUDALÍMETRO EN FORMA DE CODO Un medidor de flujo codo utiliza un codo existentes o doble de un tubo para medir el descarga a través de la tubería (ver Figura 10.3). El medidor se basa en el principio que cada vez que un flujo pasa a través de un tubo doble, una fuerza centrífuga que se genera. Esta fuerza hace que la presión en el lado exterior de la curva aumentando más allá de que el la parte interna de la curva, por una cantidad proporcional al cuadrado de la velocidad o descarga. Más concretamente, el aumento de presión es: Donde Δp es el aumento de la presión, es la densidad del fluido, V es la velocidad media a través de la curva; A es el área transversal de la tubería de flexión (igual que en el parte recta de la tubería), Q es la descarga a través de la curva (Q = VA); D es el diámetro de la tubería para la parte de la curva, que es el mismo que para la parte recta, y Rb es el radio medio de la curva. La ecuación 10.6 es válida para el caso de que Rb es mucho mayor que D. Tenga en cuenta que la ecuación 10.7 es de la forma p = CQ2, donde C es una constante para una tubería dada doblar o medidor de caudal del codo. Esto demuestra que, como es el caso de metros venturi y orificio, el aumento de la presión de un medidor de caudal del codo es proporcional a la plaza de la descarga P. Caudalímetros codo tienen la ventaja de bajo costo cuando ya existe un codo en un lugar conveniente para la medición de flujo. En tal caso, todo lo que uno tiene que hacer es para proporcionar dos grifos, uno en el lado exterior de la curva y una en el lado interno, y conectar los grifos a un dispositivo que mide la diferencia de presión, tales como un manómetro o un transductor de presión diferencial. Una deficiencia importante del codo medidores de flujo es que la diferencia de presión generada, p, es más bien pequeño a bajas velocidad. Por lo tanto, no es exacto para la medición de flujo cuando la descarga se pequeños. Fl

uxómetro de rotación Muchos tipos de medidores de flujo de rotación están disponibles comercialmente. Incluyen tipo de hélice, tipo turbina, tipo paleta, tipo de arte, y la copa tipo. Ellos no son adecuados para los flujos que contienen sólidos. Se utilizan ampliamente en líquidos y gasoductos si los cerdos no pasan por las ramas (líneas de distribución) Los contadores de agua utilizada por los gastos de tasa a los clientes más a menudo utilizan medidores de flujo rotatorio. La mayoría de ellos son el tipo de desplazamiento positivo, con el volumen del flujo que pasa por el metro siendo directamente proporcional al número de vueltas del medidor. Medidores de caudal vibratorio: Medidores de flujo vibratorio tiene una parte suelta expuesto a la corriente, que vibra en una frecuencia proporcional a la velocidad del fluido y la descarga. Un tipo común es una oscilación de disco. El disco se tambalea con una frecuencia proporcional a la aprobación de la gestión volumétrica de el líquido por la tubería. Otro tipo se basa en la vibración de una circular cilindro que mantiene perpendicular al flujo. La vibración es causada por remolinos, que es un fenómeno discutido en los textos elementales de mecánica de fluidos. Como en el caso de los de oscilación, la frecuencia de vibración del vórtice tipo es proporcional a la velocidad del fluido y por tanto la aprobación de la gestión. Vibratorio caudalímetros puede ser utilizado tanto para líquidos y gases que no contienen sólidos y donde los cerdos o cápsulas no pasan a través. Rotámetro: Escuchar Leer fonéticamente Los Rotámetros usan un flotador dentro de un tubo vertical transparente para determinar el caudal (Véase la figura 10.4). El medidor debe ser montado en una parte vertical de la tubería con el flujo que va hacia arriba. El tubo transparente es cónica, con un diámetro ampliado con la altura. A medida que aumenta el caudal, el flotador se mueve a una ubicación superior en el metros de tubo. El medidor está calibrado y se graduó para determinar el caudal (Descarga Q) de la ubicación de la boya. Flotadores de diferentes densidades son necesarios para usar con el rotámetro mismo en los diferentes rangos de aprobación de la gestión. En tal caso, calibración debe hacerse para diferentes carrozas. Rotámetros tienen muchas limitaciones; por ejemplo, sólo se puede utilizar en posición vertical con flujo ascendente y no se puede utilizar en los fluidos que contienen sólidos, y así sucesivamente. Sin embargo, el rotámetro da ha una ventaja especial que la mayoría de los medidores de flujo no tiene: puede precisar con exactitud determinar los flujos de baja velocidad. Sólo se utiliza en las tuberías pequeñas con relativamente baja flujo, y en lugares donde una sección de la tubería es vertical con flujo ascendente. Medidor de flujo magnético El medidor de flujo magnético tiene un diámetro normal del mismo diámetro que el interior diámetro de la tubería. El medidor está conectado a un tramo recto de la tubería por bridas. Un fluido conductor como el agua se ve forzado a fluir a través del m edidor de caudal ya sea por gravedad o por una bomba. El electroimán del medidor de caudal genera un fuerte campo magnético que tiene una densidad de flujo B a través del flujo. Desde la ley de Faraday de la inducción electromagnética, el corte de fluido conductor a través del magnético campo genera una Eo voltaje a través de la perforación en una dirección perpendicular al campo magnético. Al colocar dos electrodos en los lados opuestos de la circunferencia del medidor de orificio, este voltaje Eo se puede medir con un voltímetro de alta impedancia. La aplicación de los rendimientos de la ley de Faraday Donde C1, C2 y C3 son constantes que se pueden encontrar a partir de calibración; V es el velocidad media a

través de la tubería, Q es la descarga, y Db es el diámetro de la medidor de flujo magnético (es decir, el tamaño del diámetro). De la ecuación 10.8, el desempeño medido por un medidor de flujo magnético es directamente proporcional a la tensión medida, Eo, e inversamente proporcional a la densidad de flujo magnético B, que a su vez es proporcional a la intensidad del campo magnético. La ecuación 10.8 es independiente de la presión, temperatura, densidad, viscosidad, y la conductividad del líquido que fluye a través del medidor. Mientras que el líquido tiene un cerca de conductividad mínima a la del agua del grifo, el indicador marque el mismo voltaje para un caudal dado. Sin embargo, debido a que el metro requiere un mínimo de líquido conductividad, muchos líquidos de baja conductividad y gases, incluyendo petróleo y gas natural gas, no puede utilizar este tipo de medidor. A menos que tales líquidos y gases se siembran con iones (es decir, ionizado) inmediatamente aguas arriba del medidor de flujo, su caudal no se puede determinado por medidores de flujo magnéticos convencionales. La figura 10.5 muestra un disponibles en el mercado flujómetro magnético. A pesar de medidores de flujo magnético son más caros que la mayoría de otros tipos de medidores de flujo, que tienen propiedades únicas inigualable por otros tipos, incluyendo (1) alta precisión (dentro del error del 1%), (2) falta de sensibilidad de la lectura de contadores de fluidos cambios de propiedad (por ejemplo, las lecturas no se ven afectados por el cambio de la presión del líquido, temperatura, densidad, viscosidad y la conductividad del líquido), (3) sin retardo lectura que permite al medidor para medir los flujos permanentes como no permanentes, (4) puede conectarse fácilmente a los sistemas modernos de adquisición de datos basados en computadoras, porque la salida es una señal del voltaje que es linealmente proporcional a la descarga, (5) puede tener el mismo diámetro (diámetro) como el diámetro interior del tubo, eliminando así cualquier perturbaciones en el flujo, la creación de ninguna pérdida de carga adicional (pérdida de carga locales coeficiente es igual a cero), y permitiendo el libre paso de los sólidos, los cerdos, y las cápsulas, y el mínimo (6) desgaste por sólidos contenidos en el flujo. Caudalímetros Debido a estas ventajas, magnético hoy ampliamente utilizad os en diversas industrias para medir el desempeño de los flujos en las tuberías de diversos tamaños. FLUJOMETROS ACUSTICOS La mayoría de los fluxómetros acústicos usan sonidos de alta frecuencia (frecuencias por encima de los 20 kHz). Hay dos tipos generales de fluxómetros: Tránsito y Doppler. TRANSITO. - hace uso de dos sondas, una aguas arriba y aguas abajo, montados en diagonal a través de la tubería como se muestra en la Figura: FIGURA 1 principio acústico medidor de flujo de tránsito en tiempo. Cada una de las dos sondas contiene un transmisor que emite el sonido de alta frecuencia, y un receptor que recibe el sonido. Los dos sonidos (es decir, pulsos ultrasónicos) se emiten al mismo tiempo, pero recibidas por las dos sondas en diferentes momentos. La sonda de aguas abajo recibe el sonido antes porque las ondas sonoras viajan más rápido de manera descendente que ascendente. Si t1,2 es el tiempo de viaje de la onda de la sonda de aguas arriba a la sonda de aguas abajo, t2,1 es el tiempo de viaje de la onda de la sonda de aguas abajo de la sonda contra la corriente, V es la velocidad media del flujo en la tubería, C es la velocidad del sonido en el líquido estacionario, L es la distancia en línea recta entre las dos sondas, y θ es el ángulo entre la pared del tubo y la línea que conecta las dos sondas, se puede demostrar que:

Al asumir que C es mucho mayor que V, la ecuación anterior da:

Esto demuestra que para un par dado de sondas montado en una ubicación fija de una tubería dada, la velocidad V y la descarga Q son linealmente proporcionales a la diferencia de tiempo medido Δt. LA aceleracion del fluido “c” se puede determinar con la ecuación: C= Eρ Donde E = es el modulo d elasticidad del fluido Ρ= densidad del fluido DOOPLER. - también utiliza pulsos ultrasónicos. Sin embargo, se basa en las partículas sólidas y/o burbujas de aire atrapadas en el flujo de líquido a fin de reflejar las ondas de nuevo al receptor que se encuentra por separado a través de la tubería o en la misma sonda. Lo que el medidor mide es la velocidad media de las partículas arrastradas, que se supone que es la misma que la velocidad media del líquido a través de la tubería. El medidor de flujo se basa en el efecto Doppler, que dice que cuando una onda de alta frecuencia emitida por una fuente impacta con una partícula solida alejándola de la fuente, la onda reflejada tendrá una frecuencia diferente de la frecuencia de la onda emitida. La diferencia, es decir, el cambio de frecuencia, es proporcional a la velocidad de la partícula de la fuente. Del efecto Doppler, la velocidad media a través de una tubería de descarga se puede determinar midiendo el efecto Doppler electrónicamente, y al relacionar Δf desplazamiento con la descarga Q mediante teoría o calibración. Los transmisores y los receptores de fluxómetros acústicos de los dos tipos pueden ser instalados en la pared de la tubería, o en el exterior de la pared de la tubería. El tipo clamp-on es conveniente y no debilita la pared de la tubería. Es el más utilizado hoy en día. El tipo tránsito se utiliza en los casos en que el líquido esté limpio (libre de partículas sólidas y burbujas). Por el contrario, el tipo Doppler se utiliza en las tuberías que han arrastrado muchas pequeñas partículas de sólidos y/o burbujas de aire. Para una medición exacta de la descarga sin necesidad de calibración, el fluxómetro acústico de tiempo de tránsito puede necesitar varios pares de sondas, de modo que los múltiples caminos a través de la tubería se puede cubrir para obtener una buena velocidad de corte transversal para determinar el promedio de descarga.los fluxómetros acústicos usan electrónica sofisticada y la informática moderna para procesar los datos, de tal manera que los ecos de la pared del tubo, se filtren. Los fluxómetros acústicos han sido utilizados en una variedad de aplicaciones para los tamaños de tubería que van desde lo más pequeño de 0,5 pulgadas y tan grandes como 20 pies Mientras que la mayoría de los medidores de flujo, incluyendo a los caudalímetros electromagnéticos aumentan su costo a medida de que el tamaño de la tubería aumenta. El costo de caudalímetros ultrasónicos sigue siendo independiente del tamaño de la tubería. Esto hace que el fluxómetro ultrasónico sea la mejor opción para grandes tuberías, por ejemplo, para tubería de carga y acueductos. También es la opción lógica para determinados líquidos y gases que no se puede medir con un fluxómetro magnético debido a la conductividad eléctrica insuficiente. Generalmente, para los casos en que un medidor de flujo magnétic o es aplicable y cuesta lo mismo que un medidor de flujo acústico, la primera es probable que sea una mejor opción porque es más fiable y precisa. Características * Temperatura ambiente 0º 55º * Temperatura de almacenamiento -20º 150º * Humedad 0,95, el cual es el caso para los chanchos. Nótese que el diámetro del disco usado aquí para el cálculo, no es el del chancho cuando está afuera de la tubería, el cual es mayor que el diámetro de la tubería. En lugar de eso, Dd es el diámetro del disco después que el chancho ha sido apretado dentro de la tubería y cuando es disco se está moviendo dentro de ella.

Debido a la existencia de una película delgada de fluido que está fluyendo entre los discos y la tubería (flujo de filtración), el diámetro Dd es siempre un poco menor que D. En casos donde hay agujeros a través del disco, como se es previsto en el disco frontal de un chancho de limpieza, se deberá usar un diámetro equivalente de disco que deberá ser determinado de la relación del flujo de filtración que luego será discutida. En general, el diámetro Dd, usado en la ecuación 10.15, es el diámetro efectivo determinado del lujo de filtración. Ejemplo 1. Un chancho con dos discos al final que tienen un diámetro efectivo de disco de Dd=0.98 D, es usado para limpiar el interior de una tubería de acero de 10 plg. El fluido es agua fluyendo a 6 pies/seg. El chancho, que es apretado dentro de la tubería, ejerce una fuerza normal total de 400 lb en la pared de la tubería y el coeficiente de fricción de contacto entre el chancho y la tubería es 0.6. Encuentre la velocidad del chancho moviéndose a través de la tubería. Solución. En este caso los d atos son: η=0,6 N=400 lb ρ=1.94slugp3 V=6pseg A=0,545 P2 kd=0.98 De la ecuación 10.15: CD=2353 Después de la ecuación 10.14: Vd=0,439 p/seg Y: Vp=5,56 p/seg Otra relación útil puede ser derivada del análisis del flujo encapsulado. De la ecuación de continuidad de un fluido incompresible: Q=Qp+QL Donde: Q=VA es la descarga del fluido, QP=VPAP es la descarga del chancho y QL es la descarga del flujo de filtración. Definiendo NL=QLQ como la relación de flujo de filtración, la ecuación 10.16 queda: VP=VA1-NLAP≅V(1-NL) o NL=1-(VP/V) Ejemplo 2. ¿Cuál es la relación de flujo de filtración para el chacho en el ejemplo 10.4? Solución: Debido a VP=5.56 P/seg y V=6.0 p/seg, de la ecuación 10.17: NL=1-5.566=0.073 el cual es un 7.3% de flujo de filtración alrededor y a través del chancho. 7. COMO LIMPIARON EL GASODUCTO GIGANTE BOLIVIA-BRASIL La limpieza interior del gasoducto Bolivia-Brasil, en 2001, fue un triunfo tecnológico. Lea cómo se realizó y por qué es de interés para las empresas que construyen y manejan gasoductos. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. a. Nota de la Redacción De interés para empresas latinoamericanas que construyen y manejan gasoductos debe ser el siguiente trabajo, presentado por los autores durante la Exposición y Conferencia Petrolera celebrada en Río de Janeiro en octubre

pasado. La razón: los avanzados métodos y medios que se emplearon felizmente en la operación bien podrían aplicarse en muchas otras líneas y en diversos países. Una vez terminada la prueba hidrostática, al terminar la construcción de un gasoducto queda dentro de la tubería gran cantidad de residuos indeseados que deben eliminarse: agua, trozos de electrodos, escoria de soldadura, partículas de laminación, arena y otros materiales sólidos. Es necesario extraer esos residuos para evitar que obturen los filtros, dañen los equipos (turbinas, placas de orificio, válvulas de control, piezas de compresoras, etc.) y reduzcan la eficiencia de las operaciones. La limpieza adecuada del recinto de la tubería minimiza la corrosión interna, evitando así la formación del llamado ‘polvo negro’ que agrava con el correr de los años los problemas ocasionados por los residuos sólidos. 8.1. Qué usaron El sistema de limpieza y secado que se usó en el gasoducto Bolivia-Brasil, de 3.100 Km., el de más longitud y envergadura que hasta ahora se haya construido en Latinoamérica (Fig. 1) fue, en términos generales, de chanchos (tacos raspatubos) empujados por aire comprimido superseco. El sistema, empleado en la porción sur de la línea, a través de territorio brasileño, requirió ocasionalmente la variación de algunos parámetros, ya que en varios trechos la línea tiene recubrimiento interno y en otros carece de él. En ciertos casos se optó por inyectar nitrógeno, cuandoquiera que la presión requerida era más alta que la de los compresores corrientes de aire, que es de 20 a 30 Kg/cm2. Para remover el agua después de la prueba hidrostática se usaron chanchos flexibles bidireccionales de poliuretano, equipados con discos, los c uales se desplazaron con aire comprimido. El uso de chanchos bidireccionales fue necesario para permitir la inversión del flujo en caso de que ocurrieran bloqueos de la línea a causa de los residuos. Cabe anotar que para incrementar la eficiencia de la remoción del agua también se pueden usar chanchos de espuma de poliuretano, de mediana densidad, puestos entre dos bidireccionales para formar un conjunto limpiador triple más eficaz. 8.2. Magnéticos y de espuma Los residuos metálicos, tales como fragmentos de arcos de sierras, escoria de soldadura y otros requieren un tipo diferente de chanchos para removerlos, ya que con los corrientes se requieren muchas tandas para extraerlos. Los ideales, por su alto grado de eficiencia son los chanchos magnéticos (Fig. 2), con cuerpo de tubería de acero, copas de poliuretano e imanes. A continuación del primer paso de limpieza con chanchos bidireccionales, se usaron los magnéticos para extraer gran parte de los detritos metálicos. A fin de completar la remoción, seguidamente se usaron chanchos de baja densidad (28 gr/cm2.) de espuma de poliuretano, desplazados también con aire comprimido superseco. Con ellos se removieron también los bolsones de agua remanentes. El aire, con punto de rocío de 40° C. negativo en los puntos de inyección de la línea, contribuyó notablemente al secado y a la limpieza. Generalmente, el lanzamiento de los chanchos de espuma se hizo a razón de uno cada 15 minutos y posteriormente en ‘trenes’ de hasta 15 unidades tantas veces como se requirió hasta q ue los últimos llegaran secos a las trampas de rescate. Chanchos con escobas El paso siguiente fue el lanzamiento de chanchos de poliuretano de alta densidad equipados con escobas (cerdas) de acero templado (Figs. 3 y 4), los cuales se desplazaron también con aire superseco a fin de desprender y remover el óxido y los depósitos que pudiera haber en la pared interior de la tubería (Fig. 5). Es necesario indicar que, aunque se disponía de chanchos equipados con escobas en toda su circunferencia (Fig. 6), estos no se usaron porque no aplican suficiente presión sobre la superficie interior de los tubos para desprender adecuadamente los depósitos. En la práctica, los más activos fueron los de segmentos totalmente cubiertos de cerdas raspadoras (Fig. 3) y los de brazos con escobillas que, al lanzarlos, se comprimen contra la pared de la tubería (Fig. 4).

Muy importante fue cerciorarse de que antes de insertar los chanchos de escobas se hubiese removido bien el agua del recinto de la tubería y que la pared interior estuviera seca, ya que de estar húmeda se formaría una costra difícil de remover porque se adhiere a la superficie interna. Si ésta queda bien seca, los chanchos de escobas y el aire comprimido la remueven fácilmente, a lo largo de cada trecho de la línea. El número necesario de chanchos dependió de la cantidad de residuos que, al recatarse, se vieran en las escobas de los dos últimos. Una vez que esos chanchos salían limpios, cesaba esta etapa de la operación de limpieza. 8.3. Chanchos de espuma Ya ter minada la tanda con los chanchos de escobas fue necesario remover los residuos de polvo remanentes dentro de la línea, objetivo que se logró en el tramo sur del gasoducto Bolivia-Brasil con chanchos de espuma de poliuretano. Para determinar el grado de limpieza prescrito, periódicamente se dividían los chanchos en dos secciones (Fig. 7), cosa de poder medir la cantidad de polvo adherido a la espuma. Durante la operación se determinó que el desplazamiento de chanchos de poliuretano debía terminar cuando la penetración de polvo negro en la espuma fuera de 25 mm. o menos. Para remover los residuos metálicos que hubieran quedado dentro de la tubería, finalmente se usaron de nuevo chanchos magnéticos, esta vez de un tipo más avanzado que el de los empleados previamente (Fig. 8). El criterio adoptado para concluir estas tandas de chancho fue bien simple: suspenderlas tan pronto como en las trampas de rescate, la acumulación de partículas de metal en los imanes de los chanchos fuera de 20 gramos o menos por kilómetro de recorrido. 8.4. Resultados A los 4 meses de la puesta en marcha del gasoducto se constató la ausencia de polvo negro y demás residuos dentro de la tubería. Durante el llenado con gas, el aire que se expulsaba era completamente incoloro, lo cual comprobó la efectividad de la limpieza. Más aún, en las estaciones de entrega de gas del trecho sur del gasoducto no ha ocurrido daño alguno en el equipo ocasionado por el arrastre de materiales sólidos, y ha brillado por su ausencia el reclamo de los consumidores en lo tocante al grado de humedad del gas; al contrario, todos se han mostrado satisfechos por la excelente calidad. 8.5. Conclusiones En muchos de los gasoductos construidos originalmente en el Brasil, la práctica normal consistía en dejar en la tubería el agua de la prueba de hidrostática para luego desplazarla con gas y seguidamente lanzar unos pocos chanchos para limpiarla. Eso conducía frecuentemente a estancamiento de las válvulas, obstrucción de los filtros y daños serios, tanto de los instrumentos como de los turbomedidores, incluso muchos años después del estreno de las líneas. El proceso arriba descrito para limpiar el sector sur del gasoducto Bolivia-Brasil antes de su estreno ha demostrado su eficacia para eliminar los problemas que antes causaban los residuos y la humedad. CAPITULO III DISEÑO DE DUCTOS PARA TRANSPORTAR LIQUIDOS Para el diseño de ductos que transporten liquidos tales como el petróleo y sus derivados (liquidos), a partir del C5 (alto punto de burbuja a medida que va subiendo es decir bajo punto de burbuja) y C6 como gasolina. Se realizan cálculos para el diseño de los mismos, donde se toman en cuenta diferentes parámetros, los cuales se irán describiendo a lo largo de este capitulo. NUMERO DE REYNOLDS. – dada la naturaleza generada por os efectos de la viscosidad resulta evidente que la velocidad de un fluido, con una determinada viscosidad, que pasa a través de un tubo, no es la misma en todos los puntos de una sección transversal y tratándose de un fluido viscoso las molécula

s se dispersan paralelamente al eje longitudinal. En 1882 Osborrne Reynolds encontró la ecuación para determinar lps regímenes de flujo: * Laminar * Critico * Turbulento Esta ecuación relaciona el diámetro del ducto con la densidad y la velocidad. R = d×v×ρμ Donde: R : numero de Reynolds D: diámetro V: velocidad del fluido ρ: densidad absoluta µ: viscosidad absoluta en la actualidad existen otro tipo de criterios para determinar los regímenes de flujo, dos de estos se muestran en el siguiente cuadro

CRITERIO DE FLUJO | PETROLEUM TRANSPORTATION HAND BOOK (B.E.A) | MOODY | LAMINAR | 0 – 1000 | 0 – 2000 | CRITICO | 1000 – 2000 | 2000 – 3000 | TURBULENTO | MAYOR A 2000 | MAYOR A 3000 | FLUJO POR TUBERIAS Factor de friccion Estanton y Panner relacionaron el numero de Reynolds y el factor de friccion. F = d v ρμ Estos investigadores hicieron sus investigaciones para tuberías lisas lo cual se observa en una grafica en escala semilog denominadas las “curvas de poiseville”, la curva que relaciona la friccion con R para flujo laminar, coincide con una ecuación potencial ( curva hipérbola) cuya ecuación es x = y3 x*y=R R * f = 64 d v ρμ ×f =64 Donde F= al factor de friccion de Darcy Para unidades de campo: 0,0289×ρ×dB Al hacer las investigaciones Stanton y Paner no omaron en cuenta en sus cálculos flujo turbulento, ni la rugosidad de la tubería. Moody construyo un grafico donde se muestra esta influencia la cual es inversam ente proporcional al diámetro es decir para diámetros mayores se hace prácticamente nula, se reduce considerablemente la rugosidad relativa Basados en las ecuacines de Colebrook f=0.0551+20000×ed+106R12 Donde; e = altura de las prominencias en la tubería d = diámetro e/d= rugosidad relativa

R= numero de Reynolds F = factor de friccion Al graficar la curva de friccion versus el numero de Reynolds, en la zona de flujo turbulento en papel semilog se presenta una recta. En el siguiente cuadro se muestran 3 ecuaciones características de esta recta: AUTOR | ECUACIONES PARA HALLAR EL FACTOR DE FRICCION | HETZEL | f = 0.364d×v×ρ /μ0.265 | BLASSIUS | f=0,316d×v×ρ /μ0.250 | DIVISION DE TRANSPORTES | f=0.2013d×v×ρ /μ0.209 |

ΔP ΔI = 1 milla P1 P2 Para determinar la caída de presión entre dos secciones para una tubería para la cual se desplaza un fluido, se constituye en la ecuación de Darcy en los diferentes valores del factor de friccion de esta manera se puede tener muchas ecuaciones que relacionan los diferentes conceptos que intervienen en el flujo del liquidos por tuberías. TIPO E FLUJO | AUTOR | ECUACION PARA HALLAR LA CAIDA DE PRESION | Laminar | Poisseville | ∆P=1.008×Bd4×γ×S | Turbulento | Hetzel | ∆P=1.650×B1,735d4.735×γ0.265×S | | Blasiius | ∆P=1.635×B1,750d4.750×γ0.260×S | | API | ∆P=1.405×B1,791d4.791×γ0.208×S | Carga total de la bomba. – La presión total es la suma alg ebraica de las presiones que intervienen en el diseño del oleoducto o poliducto, para este análisis se parte de la siguiente ecuación: Pt = Ps + Pb = Pe + Pf + Pd Donde: Pt = presión total Ps= presión de succion Pb= presión de la bomba Pe= presión estatica Pf= presión de friccion Pd= presión de decarga

Pf Pb Pt Pf Pd Pt = Ps + Pb = Pe + Pf + Pd Pt Pt = Ps + Pb = Pe + Pf + Pd

Pd Pe Ps Pe

El poder calorífico del petróleo se determina a mediante su composición por su cromatografía.

Determinacion de la potencia hidráulica en HP TIPO DE FLUJO | AUTOR | ECUACION DE POTENCIA HIDRAULICA (HP) | Laminar | Poisseville | PHp=4.0824×10-4 ×B 0.433 He ×S+1.008Bd4 S×γ×L+Pd-Ps | Turbulento | Hetzel | PHp=4.0824×10-4 ×B 0.433 He ×S+1.65B1.735d4,735 S×γ0,265×L+Pd-Ps | | Blassius | PHp=4.0824×10-4 ×B 0.433 He ×S+1.635B1.75d4 ,75 S×γ0,25×L+Pd-Ps | | API | PHp=4.0824×10-4 ×B 0.433 He ×S+1.405B1.791d4,791 S×γ0,209×L+Pd-Ps | DISEÑO DE UN DUCTO Para realizar el diseño de un ducto se necesita una demanda o la producción de un campo, el diseño de un ducto se realiza con el uso de un plano de planimetría donde se hace el trabajo. (por donde se va a tener la línea) Para el diseño del trazo se deben tomar en cuenta: * Accidentes naturales. - como ser cordilleras, ríos, montañas, reservas ecológicas * Medios de transporte. – ferrocarriles, caminos, pistas de aterrizaje * Poblaciones. – para el trazo se realizan 2 trabajos: a. Gabinete Es importante porque se quiere determinar la longitud de la tubería, cuanto se necesita, el presupuesto, el pedido tarda entre 1 año y 1 año y medio en llegar También es para realizar pedido de equipos (ASME B31.8), asi como también accesorios (válvulas, bridas, instrumentos registradores). Este trabajo no debe tomar mas de 2 meses, se realiza e trabajo en gabinete para determinar el diámetro, longitud necesaria, numero estaciones de bombeo, estaciones de compresión, y accesorios. b. Campo Es un trabajo de detalle y lento puede tomar entre 6 a 8 meses, el ducto debe tener en su construcción o en su instalación una via (DDV) la cual es utilizada para la construcción, inspeccion y mantenimiento correspondientes.

Para hacer el análisis hidráulico se necesita construir el perfil topográfico, al cual se le hace una corrección ya que la distancia e el plano es diferente a la distancia real (perfil topográfico)

y Pefil topográfico real Pefil longitudinal X distancia en el R Y distancia en el R X PERFIL TOPOGRAFICO. – este perfil se construye a partir de datos obtenidos de las curvas de nivel que podemos encontrar en una caída geográfica. PERFIL LONGITUDINAL. – es el perfil en el cual cualquier distancia en el perfil corresponde a la distancia en el ducto. PERFIL HIDRAULICO. - en el caso del transporte de liquidos el perfil hidraulico es aquella curva que describe una línea recta cuya pendiente negativa viene a ser la diferencial de presión ΔP, sin embargo en el caso de gases se puede encontrar en bibliografia que esta curva tiene una forma cuadrática, sin embargo para experiencia academica se la puede tomar como una línea recta. Es importante denotar que la caída de presión cuando se tratat de liquidos en mucho mayor que cuando se trata de gases, hecho por el cual en un oleoducto o poliducto se presentan mayores estaciones de bombeo y no asi de estaciones de compresión en gasoductos. Ejemplos. – Ecuaciones auxiliares HP0,4333,281×S H= altura, m P= presión, psi S= densidad relativa Ecuaciones para potencia HHP =4.0824×10-4 ×B×Pb HPreal =HHPn ×1.5 n = eficiencia de la bomba Ejemplo 1 Se pretende transportar 20000 BPD de un liquido (PETROLEO) que tiene una viscosidad de 20 cp, y una tensión de vapor de 150 m, con una densidad relativa de 0,7. Realizar el diseño optimo del ducto determinando el numero de estaciones de bombeo y la potencia requerida por cada bomba si sabemos que se trabaja con 70% de eficiencia. Datos B= 20000 BPD TVR= 150 m μ= 20 cstk L=100 millas S= 0,7 Ps = 200 psi Ptb máx = 1200 psi n= 70% Solución B= 20000 BPD × 1dia24 horas=833.33 BPH * Para 11 pulgadas de diámetro * Numero de Reynolds NRe =2214× Bγ ×d NRe =2214× 833,3320 ×11

NRe =8386,33 flujo turbulento * Calculo de la caída de presión ΔP Hetzel; ∆P =!,650 B1,735d4,735 γ0,265 S ∆P =1,650 833,331,735114,735 200,265 0,7 ∆P =3,5psimilla Para convertir a m/milla H= 3,50,433×3,281×0,7 H= 3,52 m/milla Blassius; ∆P =1,635 B1,750d4,750 γ0,250 S ∆P =1,635 833,331,750114,750 200,250 0,7 ∆P =3,54psimilla 3, 52mmilla * Por Hetzel, encontrar los puntos para el diseño Ecuación de una recta: Yx= Ptb max (m) – ΔP(distancia (milla)) H=12000,433×3,281×0,7 H=1206,67 m Y10 = 1206,67 – 3,52 (10) Y10= 1171,47 m Y50= 1206,67 – 3,52 (50) Y50= 1030,57 m Trabajo realizar el ejercicio para distintos diámetros como practica CAPITILO 4 TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS TRANSPORTE DE GAS NATURAL POR TUBERIAS Antes de ingresar en las ecuaciones de flujo se establecen criterios para el flujo de gas natural en tuberías

R=d×v×ρ absμ En las unidades comunes se establece la siguiente ecuación: R=20×Q×Gμ×d Donde : Q =caudal en Mpc/d a 60ºF y a 14,696 psia G= densidad relativa del gas co n respecto al aire μ= viscosidad del gs natural en cp d= diamtero interior de la tubería, plg. Dint= Dext – 2t e= espesor REGIMEN | NR | RELACION DEL NR CON EL Ffr MAS LOS EFECTOS DE LA RUGOSIDAD | LAMINAR | 0 – 2100 | f=64R | CRITICO | 2100 – 4000 | S.E | TRANSICION | 4000 – 12000 | 1f=2logde +1.14 -2log1 +9,34 deR f | COMPLETAMENTE TURBULENTO | mayor a 12000 | 1f=2logde +1.14 | TURBULENTO EN TUBERIAS LISAS | valores que sobrepasan el grafico de moody | 1f=2logRf-0,8 | Rf: efectos de la rugosidad La siguiente tabla muestra la rugosidad absoluta, Θtb [in] | Rugosidad absoluta | 1,25 – 7 | 0, 00065 | 8 - 26 | 0,00070 | RUGOSIDAD RELATIVA. – Es el cociente de dividir la rugosidad absoluta sobre el diámetro e/d, en la deducción de la ecuación general de flujo del gas natural por tuberías de acero, se basa en la ecuación general de conservación de la energía, en condiciones ideales de transporte de gas obteniendo una ecuación similar a la ecuación de Darcy para liquidos Transformando dicha ecuación en unidades comunes para el manejo de gas natural se obtiene la siguiente ecuación Q=77.55 TbPb Pi2 –P22 -bG×L×Tp×Zp12 ×d2,5 1f12 Para un gasoducto completamente horizontal. – sustituyendo el factor de friccion por el valor del flujo turbulento y considerando cargas estáticas tenemos: 1f=2logde +1,14 → 1f=2log3.7 de Una carga estatica viene dada por la siguiente ecuación: carga estatica =0,0375 h2 -h1 Pp2Zp Tp Presion promedio Pp=23 P1-P2 -P1 ×P2P1+P2 Temperatura promedio (Tp)=T1

+ T22 Reemplazando en la ecuación tenemos: Q=155,1 TbPbP1-P2-0,0375h2-h1 Pp2Zp TpG ×L ×Zp× Tp12 d2,5 ×log3,7 de Donde: Q= caudal del gas natural a condiciones base de presión y temperatura [pcd] P1= presión en la entrada del ducto, psia P2= presión en la salida del ducto, psi Pb= presión base, psia e= rugosidad efectiva (absoluta) que representa las asperezas en el interior de la tubería Zp= factor de compresibilidad promedio, se obtiene de graficas con una densidad similar a la del gas transportado. G= densidad relativa del gas natural con respecto al aire, se obtiene a partir del resultado de la cromatografia del gas natural. H2= elevación final, psnm H1= elevación inicial, psnm Tp= temperatura promedio, ºR D= diámetro interior, plg L= longitud del ducto, millas El diseño de una línea de transporte de gas natural, considera otro factores para su construcción como por ejemplo el factor por ductos con revestimiento (existe revestimiento mecanico y corrosivo para evitarlo), factor por contenido de sustancias corrosivas por el gas natural, factor por fluido contaminante, etc. ECUACION DE PANHANDLE. – para la deducción de esta ecuación se parte de la ecuación general de flujo de gas natural en tuberías y es usada generalmente para el calculo de diámetros mayores a 12``, el resultado de la expresión esta dada por: Q=435,87×E TbPb1,07881 P12-P22G0,8539 Tf L0,5294 d2,6182 Donde: E = factor de experiencias ( e≈1) (eficiencia) Tf= temperatura de flujo ( media logarítmica) Ecuación de Panhandle modificado. – l a ecuación de Panhandle fue modificada para poder realizar ajustes de acuerdo a la fabricación de tuberías de acero. En la ecuación Panhandle modificada para poder realizar ajustes de acuerdo a la fabricación de tuberías, en la ecuación de Panhandle, modificada se considera que el flujo se lleva a cabo en tuberías lisas, sin embargo, se introduce se introdujo un factor de seguridad. Q m | E pb | 2 “ – 12” | 0,85 – 0,90 | 12” – 36” | 0,9 – 0,95 | Se considera una: γbase=7,4× 10-6 lb-molFt s γbase=1,102 ×10-2 cp En el caso de contar con un resultado de un análisis de viscosidad del gas natural con valor diferente al anterior, se tendrá que afecar la ecuación modificada de Panhandle con un factor de viscosidad Fγ =7,4 ×10-6μG-N0,01961 La relación entre el factor de friccion y el numero de Reynolds para tuberías lisas esta dada por: 1f=8,25 R0,01961 Sustituyendo γbase se tene: R=20×Q×Gμ×d Tenemos; R=1812 Q ×Gd Donde; Q= (Ft3 /d) D= diámetro interno (in)

Sustituyendo este valor en la ecuación general del gas natural en tubería, se tiene la ecuación modificada de Panhandle. Q=737,0TbPb1,02P12-P22Tp ×L×G0,9610,51 d2.53 Epb En la recolección y el transporte del gas natural por tubería de acero, la compresión es el trabajo de menor importancia, las estaciones de compresión se deben instalar en los siguientes casos; * Cuando la presión de los yacimientos no es lo suficientemente grande para impartir al gas natural la energía para que llegue a las plantas de separación o de procesamiento. * En el caso de yacimientos que producen gas asociado, la produccion debe pasar por separadores condensados que generalmente operan a presiones bajas, por lo cual es necesario comprimir el gas húmedo. * En las plantas de tratamiento de gas natural, en las diferentes etapas para conseguir las presiones de operación que se requieren en cada proceso y de transporte de gas natural. P12 34 V D A D A

La compresión de gas natural en cilindros corresponde a una transformación politropica, el trabajo teorico que se requiere para elevar la presión en el cilindro tiene un valor intermedio entre el trabajo calculado, considerando una compresión isotérmica que tiene mayor valor. Las ecuaciones que representan en trabajo de compresión adiabático o isotérmico se deducen a partir de la ecuación general de la energía de acuerdo a ciertas consideraciones. (no cambia la energía interna del gas, no existen perdidas por friccion, no hay cambio de energía potencial, cinetica etc) En la figura anterior se muestra el diagrama teorico P vs Vol de un compresor de movimiento alternativo en el cual se puede observar las posiciones correspondientes Posición 1. - empieza la compresión con las válvulas de admisión y descarga cerradas Posición 2. – las válvulas de descarga se abren Posición 3. – termina la compresión y se da inicio a la succion, valvula de admisión y descarga cerrada Posición 4. - valvula de descarga abierta DEFINICIONES. Desplazamiento del embolo: el volumen desplazado por el embolo de la posición 1 a la 3, es conocido como desplazamiento de embolo. El volumen sobrante de gas en el cilindro al termino de la carrera de descarga se conoce como espacio muerto inferior y se expresa como porcentaje del volumen desplazado por el embolo. Relación de compresión. - es la relación que existe entre las posiciones absolutas de descarga y de succion Rc=PdPs Generalmente las corrientes de gas natural contienen pequeños porcentajes de oxigeno existiendo o presentándose por este hecho riesgo si la temperatura de descarga llega a valores superiores a 300ºF Td=Ts ×Rck-1k Eficiencia. – la eficiencia volumétrica se puede definir como el cociente de dividir el volumen que realmente succiona entre el volumen desplazado por el embolo, la siguiente ecuación esta basada en un diagrama teorico P vs Vol de un cilindro y se expresa de la siguiente manera.

Ev =100-Rc-Ei Rc1k -1 Donde; Ev= eficiencia volumétrica expresada Rc= relación de compresión Ei= espacio muerto inferior K= relación de carbonos específicos ei P 6 32 1 4 5V En la figura anterior el area 1-4-5 y 2-3-6 representan la energía cinetica que se requiere para llenar y descargar el cilindro Compresión en varios pasos. – cuando se requieren presiones de descarga mas elevadas o cuando las presiones de succion son muy bajas, la Rc resulta muy alta en algunos casos mayor a 6. Para succionar estos aspectos se instalan pares de compresores para alcanzar las presiones de descarga requeridas sin tener temperaturas de descarga que pongan en riesgo el equipo si en el caso de estas fueran. De esta manera la presión de descarga del primer compresor es aproximadamente igual a la presión de succion del 2 compresor y asi sucesivamente según el numero de pasos que se requiere para alcanzar la presión de descarga, entre estos pasos se instalan enfriadores del gas natural.

P P1 g f c¨ P2 d c P3 e P1 a b V En el diagrama anterior se tien una compresión en 2 etapas con las siguientes características: el area c-c¨-f-d representa la reducción del trabajo por ciclo al comprimir en dos etapas con respecto a la compresión en una etapa. El area a-b-c¨-g representa el trabajo correspondiente en una etapa.

CAPITULO 5 TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS SISTEMAS DE LINEAS PARALELAS Se define como los ductos que transportando fluidos de iguales características, con igual perdida de presión, por friccion, tienen igual capacidad de transporte. Las ecuaciones generales para flujo de régimen laminar y turbulento, que relacionan los conceptos que intervienen en los sistemas de líneas paralelas, se deduce a partir de los principios de las líneas equivalentes vistas en el capitulo anterior Flujo laminar Flujo turbulento x=B1B2 -1d14d14+d24 -1 x= B1B21.750-11+D1D22,7141.750-1 Donde; D1 = diámetro de la línea original D2= diámetro del tramo paralelo (loop) L=longitud de la línea original X = longitud del loop Bi= capacidad de transporte para loop Para facilitar la solución de algunas ampliaciones tipo, se han acondicionado la ecuaciones anteriores de acuerdo a: a) Longitud de un loop de diámetros iguales que permite incrementar la capacidad de transporte de un ducto que transporta un caudal determinado para transportar un caudal proyectado (nuevo caudal) sin alterar las características del crudo bombeado Flujo laminar flujo turbulento x=21- B1B2 x=1,4251-B1B21.750