FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA...

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA MECÁNICA

DISEÑO DEL TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y CONDENSADO D-6227

A LA ENTRADA DE LA TURBINA DEL COMPRESOR DE GAS HÚMEDO

G-6223 DE LA PLANTA DE DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO

(FCC) EN LA REFINERÍA EL PALITO.

Marcos Daniel Dania Dam

Tutor Industrial: Ing. Luís Sarache

Tutor Académico: Ing. José Marino

Caracas, Marzo 2006

ACTA DE VEREDICTO

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

Nosotros, los abajo firmantes, constituidos como jurado examinador y reunidos en Caracas, el día tres (3) de Marzo del 2006, con el propósito de evaluar el Trabajo Final titulado:

Diseño del tambor separador de vapor y condensado D-6227 a la entrada de la turbina del compresor de gas húmedo G-6223 de la

planta de de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) en la Refinería El Palito.

Presentado por el Ciudadano:

Marcos D. Dania D.

Para optar al título de: Ingeniero Mecánico

Emitimos el siguiente veredicto: Sobresaliente ( ) Notable ( ) Aprobado ( ) Reprobado ( ) Observaciones:________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

_______________ _______________ Prof. José Marino Prof. Sebastián Ríbis Jurado _______________ Jurado

Ing. Luís Sarache Tutor Industrial

APROBACIÓN

Considero que el Trabajo Final de Grado titulado:

Diseño del tambor separador de vapor y condensado D-6227 a la

entrada de la turbina del compresor de gas húmedo G-6223 de la

planta de de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) en la Refinería El

Palito.

Elaborado por el Ciudadano:

Marcos Daniel Dania Dam

Para optar al título de:

Ingeniero Mecánico

Reúne los requisitos exigidos por la Escuela de Ingeniería Mecánica de la

Universidad Metropolitana, y tiene méritos suficientes como para ser sometido a la

presentación y evaluación exhaustiva por parte del jurado examinador que se designe.

En la ciudad de Caracas, a los tres (3) días del mes de Marzo del 2006.

_______________ _______________ José Marino Luís Sarache

DERECHO DE AUTOR

Quien suscribe en condición de autor del trabajo titulado “Diseño del Tambor

Separador de Vapor y Condensado D-6227 de la planta de Craqueo Catalítico

Fluidizado (FCC) de la Refinería El Palito”, declara que: Cedo a título gratuito, y en

forma pura y simple, ilimitada e irrevocable a la Universidad Metropolitana, los

derecho de autor de contenido patrimonial que me corresponden sobre el presente

trabajo. Conforme a lo anterior, esta sesión patrimonial sólo comprenderá el derecho

para la Universidad de comunicar públicamente la obra, divulgarla, publicarla o

reproducirla en la oportunidad que ella así lo estime conveniente, así como, la de

salvaguardar mis intereses y derechos que me corresponden como autor de la obra

antes señalada. La Universidad en todo momento deberá indicar que la autoría o

creación del trabajo corresponde a mi persona, salvo los créditos que se deban hacer

al tutor o a cualquier tercero que haya colaborado o fuere posible la realización de la

presente obra.

Autor: Marcos Daniel Dania Dam

CI: 15.737.173

En la ciudad de Caracas, a los tres (3) días del mes de Marzo del año 2006

APÉNDICE A

PLANOS, ISOMÉTRICOS Y DTI’S DE LA LÍNEA SH-2012- Db

APÉNDICE B

ARREGLO DE TUBERÍAS ASOCIADAS AL TAMBOR SEPARADOR DE

VAPOR Y CONDENSADO D-6227 Y ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD

UTILIZANDO EL PROGRAMA CAESAR II 4.50

APÉNDICE C

CÁLCULO DEL TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y CONDENSADO

D-6227 UTILIZANDO EL PROGRAMA PVELITE 2005.

APÉNDICE D

CÓDIGO ASME SECCIÓN VIII DIVISIÓN 1 REFERIDA AL CÁLCULO DE

ESPESOR DE PARED EN RECIPIENTES SOMETIDOS A PRESIÓN

CASO II

CORRIDA DE LA SIMULACIÓN

Diseño de juntas soldadas. Fuente: ASME Sección IX.

INDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Aceros recomendables para diferentes temperaturas. 32

Tabla 2. Planos e isométricos. 47

Tabla 3. Espesores Mínimos de Planchas. 51

Tabla 4. Espesor Mínimo Permisible del Cuello de las

Boquillas.

52

Tabla 5. Variables de operación y diseño del Tambor

Separador.

55

Tabla 6. Esfuerzos en juntas. 60

Tabla 7. Boquillas y conexiones del Tambor Separador

D-6227.

65

Tabla 8. Dimensiones de codos estándar de 90° para soldar

en función del tamaño nominal de la tubería.

78

INDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1 Interfase para introducción de datos. 39

Figura 2 Establecimiento de nodos. 40

Figura 3 Evaluación visual del tramo de tubería introducido. 40

Figura 4 Corrida de la simulación. 41

Figura 5 Introducción de datos del recipiente. 42

Figura 6 Evaluación visual del recipiente.

43

Figura 7 Corrida de la simulación. 44

Figura 8 Tambor Separador D-6227. 65

Figura 9 Brida Welding Neck ¾” 600 lbs. 66

Figura 10 Brida Welding Neck 1 ½” 600 lbs. 66

Figura 11 Brida Welding Neck 6” 600 lbs. 67

Figura 12 Brida Welding Neck 16” 600 lbs. 67

Figura 13 Brida Ciega 16” 600 lbs. 68

Figura 14 Espesores considerados para refuerzos. 69

Figura 15 Brida Ciega 16” 600 lbs. 70

Figura 16 Standar Pipe Davit. 71

Figura 17 Esquema Standar Pipe Davit. 72

Figura 18 Tipos de juntas soldadas. 73

Figura 19 Diseño de juntas soldadas. 74

Figura 20 Soldadura a Filete. 75

Figura 21 Soldadura a Tope. 76

Figura 22 Distancia del centro al extremo del codo. 78

Figura 23 Thermal Insulation Hot Service. 79

Figura 24 Ubicación de trampas de vapor en el cabezal de

600 # F.C.C.

80

RESUMEN

La finalidad del presente trabajo fue diseñar un tambor separador de vapor y

condensado a la entrada de la turbina del compresor de gas húmedo G-6223, debido a

que dicha turbina ha presentado frecuentes fallas y desgastes en sus partes mecánicas

producto del exceso de humedad con que llega el vapor a la misma.

El diseño del tambor separador fue realizado siguiendo los lineamientos reunidos en

el Código ASME Sección VIII, División 1, debido a que dicho equipo entra dentro de

la clasificación de recipiente sometido a presión.

El problema actual de la turbina ha originado ineficiencia en la misma,

produciéndose de esta forma oscilaciones que afectan el buen desempeño del

compresor de la unidad de FCC, generando inestabilidad en el sistema y pérdida de

potencia de dicho compresor.

Se propuso como solución la instalación de un tambor separador a la entrada de la

turbina del compresor el cual separará el condensado del vapor evitando de esta

forma fallas en la misma que se traducen en pérdidas para la empresa.

INDICE

Pág.

ÍNDICE DE TABLAS

ÍNDICE DE FIGURAS

RESUMEN

INTRODUCCIÓN 1

CAPITULO I. TEMA DE INVESTIGACIÓN

I.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3

I.2. DELIMITACIÓN DEL TEMA 4

I.3. OBJETIVOS

I.3.1. OBJETIVO GENERAL 5

I.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5

I.4. JUSTIFICACIÓN 5

CAPITULO II. MARCO DE REFERENCIA

II.1. ANTECEDENTES 7

II.2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

II.2.1. DEFINICIÓN DEL PETRÓLEO 8

II.2.2. ACTIVIDADES REALIZADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

9

II.2.2.1. LA EXTRACCIÓN 9

II.2.2.2. PERFORACIÓN DE LOS POZOS 11

II.2.2.3. EXPLORACIÓN DEL PETRÓLEO 16

II.2.2.4. REFINACIÓN DEL PETRÓLEO 18

II.2.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE CRAQUEO CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC)

22

II.2.4. RECIPIENTES A PRESIÓN 23

II.2.4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE RECIPIENTES

23

II.2.4.1.1. POR SU USO 23

II.2.4.1.2. POR SU FORMA 23

II.2.4.2. CRITERIOS DE DISEÑO 28

II.2.4.2.1. MATERIALES PARA RECIPIENTES A PRESIÓN. ESPECIFICACIONES DE LOS ACEROS

28

II.2.4.2.2. CLASES DE MATERIALES 30

II.2.4.2.3. PROPIEDADES QUE DEBEN TENER LOS MATERIALES PARA SATISFACER LAS CONDICIONES DE SERVICIO

33

II.2.4.2.4. CONCEPTO DE ESFUERZOS ADMISIBLES 35

II.2.4.2.5. FILOSOFÍA DE DISEÑO 35

II.2.5. TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y CONDENSADO 36

CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO

III.1. INSTRUMENTOS Y DOCUMENTOS DE EVALUACIÓN 38

III.1.1. CAESAR II/COADE, VERSIÓN 4.50 38

III.1.2. PVELITE/COADE, VERSIÓN 2005 41

III.1.3. NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES 44

III.2. SELECCIÓN DE PARÁMETROS Y CONSIDERACIONES GENERALES

45

III.2.1. ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD 45

III.2.1.1. PREMISAS PARA EL ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD 46

III.2.1.2. PLANOS E ISOMÉTRICOS 47

III.2.1.3. CASOS DE ESTUDIO 47

III.2.1.3.1. CASO I: SISTEMA DE TUBERÍA CON TIE-INS (EQUIPO NO INSTALADO)

47

III.2.1.3.2. CASO II: SISTEMA DE TUBERÍA (EQUIPO INSTALADO)

48

III.2.2. ESPECIFICACIONES DEL TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y CONDENSADO

48

III.2.2.1. ESFUERZO PERMISIBLE 49

III.2.2.2. PRESIÓN DE DISEÑO 49

III.2.2.3. TEMPERATURA DE DISEÑO 49

III.2.2.4. SOBRE-ESPESOR DE CORROSIÓN 50

III.2.2.5. CUERPO Y CABEZALES 50

III.2.2.6. CONEXIONES Y BOQUILLAS 51

III.2.2.7. BOCA DE VISITA 53

III.2.2.8. MATERIAL 53

III.2.2.9. CASCO Y CABEZALES 53

III.2.2.10. FABRICACIÓN 53

III.2.2.11. SOLDADURA 54

III.3. VARIABLES DE OPERACIÓN Y DISEÑO 54

CAPITULO IV. RESULTADOS

IV.1. ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD 56

IV.2. DISEÑO DEL TAMBOR SEPARADOR 57

IV.2.1. CÁLCULO DE ESPESOR DE PARED DEL CUERPO CILÍNDRICO DEL RECIPIENTE

57

IV.2.1.1. CÁLCULO DE LA MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA

60

IV.2.2 CÁLCULO DE ESPESOR DE CABEZA ELIPSOIDAL 2:1 62

IV.2.2.1. CÁLCULO DE LA MÁXIMA PRESIÓN DE TRABAJO PERMITIDA

63

IV.2.3. BOQUILLAS Y CONEXIONES 65

IV.2.3.1. REFUERZOS EN LAS BOQUILLAS 68

IV.2.4. COLOCACIÓN DE DAVIT PARA CIEGO DEL MANHOLE

70

IV.2.5. SOLDADURA 73

IV.2.6. INTERNOS 77

IV.2.6.1. DEMISTER (SEPARADOR DE NIEBLA) 77

IV.2.6.2. BAFFLE ( PLACA DE CHOQUE) 77

IV.2.7. AISLAMIENTO TÉRMICO 79

IV.2.8. EVALUACIÓN DE TRAMPAS DE VAPOR 80

CAPITULO V. CONCLUSIONES 82

CAPITULO VI. RECOMENDACIONES 83

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA 84

APÉDICE A 88

APÉNDICE B 95

APÉNDICE C 148

APÉNDICE D 160

ANEXOS 164

INTRODUCCIÓN

La Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado (FCC) de la Refinería El Palito cumple un

proceso en el cual los productos excedentes obtenidos por medio de los procesos

primarios de destilación, son convertidos en productos de mayor valor; tales como:

gasolinas, olefinas y residuales.

La unidad de FCC está conformada por varias secciones dividas en: sistema de

precalentamiento de carga, sistema de reacción, despojamiento y regeneración, sistema

de fraccionamiento y sistema de concentración de gases.

Este último sistema constituye una unidad aparte denomina GasCon y su principal

función es separar la gasolina no estabilizada y los gases livianos de tope de la

fraccionadora en gas combustible, compuestos C3’s, C4’s y gasolina. Esta unidad esta

constituida por un compresor de gas húmedo, un absorbedor primario, un absorbedor

secundario, un despojador de H2S, una Depentanizadora, una Depropanizadora y una

torre Secadora.

El trabajo desarrollado en este documento se lleva a cabo en el sistema de

Concentración de Gases, específicamente en la turbina del Compresor de Gas Húmedo

G-6223, la cual ha venido presentando fallas debido al exceso de humedad presente en

el vapor que le proporciona la potencia requerida por la misma.

1

Debido a la importancia que representa esta turbina para la operación del compresor de

gas húmedo G-6223 se requiere el diseño un Tambor Separador con la finalidad de

separar el condensado del vapor.

En el primer capítulo se presenta el planteamiento del problema, objetivo general y los

objetivos específicos detallados, se justifica y se señala el alcance y las limitaciones del

tema en estudio. El segundo capítulo contiene los antecedentes, fundamentos teóricos,

y otros conceptos necesarios para la comprensión del tema.

El tercer capítulo expone la metodología a implementar para el desarrollo de los

objetivos, así como también los instrumentos y documentos de evaluación y

consideraciones realizadas.

Posteriormente se presenta el diseño del Tambor Separador, conclusiones y

recomendaciones.

2

CAPITULO I. TEMA DE INVESTIGACIÓN

I.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La necesidad de las empresas para cumplir con los requerimientos del mercado nacional

e internacional por obtener un servicio de alto nivel de calidad, han influido

directamente en el ámbito de Petróleo y Gas. Partiendo de éste hecho, las empresas

petroleras han de realizar una serie de transformaciones y mejoras continuas para

mantener su competitividad y presencia en el mercado nacional e internacional. PDVSA

como una de las empresas líder en el ámbito energético, dirige su atención a los avances

que exige el complejo mercado petrolero.

En el territorio nacional, Petróleos de Venezuela cuenta con tres refinerías: el Complejo

Refinador Paraguaná, la Refinería de Puerto la Cruz y la Refinería El Palito.

El Departamento de Ingeniería General de la refinería El Palito, requiere el diseño de un

tambor separador de vapor y condensado para la turbina del compresor de gas húmedo

G-6223 en la planta de craqueo catalítico fluidizado (FCC).

La instalación de un tambor separador a la entrada de la turbina del compresor G-6223

de la unidad de FCC, permitirá aumentar la eficiencia de servicio del equipo, disminuir

las paradas no programadas de mantenimiento y limpieza, y aumentar la productividad

de la unidad, evitando pérdidas de producción de dicha planta.

3

I.2. DELIMITACIÓN DEL TEMA

Este proyecto tiene como finalidad el diseño de un tambor separador de vapor y

condensado en la planta de craqueo catalítico fluidizado (FCC) de la Refinería El Palito

PDVSA, con el propósito de solucionar el exceso de humedad del vapor que alimenta la

turbina y la pérdida de eficiencia del compresor, disminuyendo la frecuencia de paradas

de mantenimiento y las pérdidas por mantenimiento no programado del equipo.

El presente diseño está dirigido para los siguientes usuarios:

• Ingenieros de procesos.

• Ingenieros de planta.

• Personal de mantenimiento predictivo.

• Personal de operación y mantenimiento involucrado en la supervisión de las

funciones de los equipos.

• Personal de operaciones.

Con la realización de éste diseño, se proporcionará una solución para eliminar el

desgaste de los álabes, pérdida de potencia e inestabilidad de la turbina del compresor

G-6223 con el fin de seguir una secuencia en la ejecución de las operaciones de

procesamiento de crudo. El diseño del tambor separador de vapor y condensado,

incluirá los detalles de su instalación mecánica, válvulas de bloqueo, análisis de

flexibilidad de tuberías, soportes, trampa de vapor y conexiones de drenaje y venteo.

4

I.3. OBJETIVOS

I.3.1 Objetivo General:

Diseñar un tambor separador de vapor y condensado a la entrada de la turbina del

compresor de gas húmedo G-6223 en la planta de craqueo catalítico fluidizado (FCC)

de la Refinería El Palito, PDVSA.

I.3.2 Objetivos Específicos:

• Elaborar planos de diseño del tambor separador.

• Establecer las especificaciones mecánicas detalladas del tambor separador.

• Realizar un análisis de flexibilidad de las tuberías asociadas al tambor separador

para la implantación del diseño propuesto.

• Evaluar trampas de vapor como posible solución al problema de la turbina del

compresor de gas húmedo G-6223.

I.4. JUSTIFICACIÓN

Actualmente la industria petrolera tiende a desenvolverse en un entorno altamente

cambiante y competitivo, en tal sentido requieren implantar ciertas filosofías de trabajo

que permitan garantizar la calidad, confiabilidad, seguridad y optimización de recursos

para llevar a cabo sus proyectos.

5

Por esta razón, PDVSA está enfocando sus políticas y estrategias de acción hacia el

mejoramiento de calidad de sus productos, de cara a la creciente demanda energética en

el ámbito mundial. Estas acciones se establecen a través de nuevos modelos de

refinación y esquemas alternativos de desarrollo a través de la realización de estudios

que permitan analizar las ventajas y desventajas que presentan los procesos llevados a

cabo.

La instalación del tambor separador de vapor y condensado evitará que el vapor llegue

con alto contenido de humedad a la turbina, disminuyendo considerablemente el

problema de mantenimientos no programados a la turbina del compresor y eliminando

la inestabilidad del equipo del golpeteo por exceso de humedad.

Para cumplir con todas las exigencias que requiere el proyecto, se documentará todo lo

referente al diseño del tambor separador. Se espera garantizar la seguridad a los

procesos de la industria petrolera venezolana, de una forma oportuna, eficiente e

innovadora.

6

CAPITULO II. MARCO DE REFERENCIA

II.1. ANTECEDENTES

Los procesos que se llevan a cabo en la industria petrolera dependen del buen

funcionamiento de las unidades que en ella operan.

La eficiencia de los equipos depende en gran parte de las condiciones termodinámicas

que rigen los procesos llevados a cabo en los mismos. La eficiencia de las turbinas

operadas a vapor depende de la calidad de dicho vapor; en muchos casos un condensado

excesivo dañaría los álabes de la turbina.

En el Complejo refinador Paraguaná (CRP), luego de realizar un análisis de ingeniería

se decidió instalar un tambor separador de vapor y condensado a la entrada de la turbina

del compresor de gas húmedo eliminando así el desgaste de los álabes y pérdidas de

inestabilidad y potencia de los equipos asociados a ella.

7

II.2 FUNDAMENTOS TEÓRICOS

II.2.1 DEFINICIÓN DE PETRÓLEO

Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad

(Esper, J. 1997); un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del

total de la energía que se consume en el mundo.

Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del

petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente

reciente, de menos de 200 años. En 1850 Samuel Kier, un boticario de Pittsburg,

Pennsylvania (EE.UU.), lo comercializó por primera vez bajo el nombre de “aceite de

roca” o “petróleo”.

A partir de entonces se puede decir que comenzó el desarrollo de la industria del

petróleo y el verdadero aprovechamiento de un recurso que indudablemente ha

contribuido a la formación del mundo actual.

La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo y la inestabilidad que caracteriza el

mercado internacional y los precios de este producto, han llevado a que se investiguen

energéticos alternativos sin que hasta el momento se haya logrado una opción que

realmente lo sustituya, aunque se han dado importantes pasos en este sentido.

8

Existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo

(API) que diferencias sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API

tenga un petróleo, mejor es su calidad.

Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como “livianos” y/o

“suaves” y “dulces”. Los llamados “livianos” son aquellos que tienen más de 26 grados

API. Los “intermedios” se sitúan entre 20º y 26º API, y los “pesados” por debajo de 20º

API.

II.2.2 ACTIVIDADES REALIZADAS EN LA INDUSTRIA PETROLERA

A continuación se presenta en forma resumida las actividades que se realizan en la

industria petrolera:

II.2.2.1 La extracción:

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las

características propias de cada yacimiento.

Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de

revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El

petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor

diámetro, conocida como “tubing” o “tubería de producción”.

9

Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los

elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste saldrá por sí solo.

En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado “árbol de navidad”, que

consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido

el “balancín” o “machín”, el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una

bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural,

por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y

almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los

tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o

hacia los puertos de exportación.

El gas natural asociado que acompaña al petróleo se envía a plantas de tratamiento para

aprovecharlo en el mismo campo y/o despacharlo como “gas seco” hacia los centros de

consumo a través de gasoductos.

En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos

requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y

enviarlo a los centros de consumo.

10

A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar

todo el petróleo que se encuentra (in situ) en un yacimiento. En el mejor de los casos se

extrae el 50 ó 60 por ciento.

Por tal razón, existen métodos de “recobro mejorado” para lograr la mayor extracción

posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinaciones, tales como la

inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por

intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

II.2.2.2 Perforación de los pozos:

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación

geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la

perforación de un hueco o pozo.

El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina

“pozo exploratorio” y en el lenguaje petrolero se clasifica “A-3”.

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a

atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación

más indicado.

11

Los principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones,

son los siguientes:

• Torre de perforación o taladro: es una estructura metálica en la que se concentra

prácticamente todo el trabajo de perforación.

• Tubería o “sarta” de perforación: son los tubos de acero que se van uniendo a

medida que avanza la perforación.

• Brocas: son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.

• Malacate: es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se

baja y se levanta la “sarta” de perforación y soporta el peso de la misma.

• Sistema de lodos: es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula

permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la

bomba, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que

se va perforando.

• Sistema de cementación: es el que prepara e inyecta un cemento especial con el

cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el

revestimiento del mismo.

12

• Motores: es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere

todo el proceso de perforación. El tiempo de perforación de un pozo dependerá

de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En

promedio se estima entre dos a seis meses.

La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte

superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da

consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor

tamaño en cada sección.

Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el

fondo puede tener apenas 8.5 pulgadas.

Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un “lodo de

perforación”, el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la

superficie el material triturado.

Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que

hay entre la tubería y las paredes del hueco.

El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está

atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.

13

Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los

tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad,

porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.

Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan “corazones” y

a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las

capas que se están perforando.

Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la

perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un

cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso

por el espacio anular, donde se solidifica.

La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el

petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama “liner de producción” y

se fija con cemento al fondo del pozo.

Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la

superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la

extracción del petróleo en la etapa de producción.

El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre,

como ocurría en los inicios de la industria petrolera.

14

Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del

pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan

“preventoras”.

Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del

pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.

La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones

climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.

Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos,

llamados de “avanzada”, con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el

volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.

La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos

lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que

flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de

todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos, ya que la mayoría

de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son

elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo.

15

II.2.2.3 Exploración del Petróleo:

El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó (en la “roca madre”) o

haberse filtrado hacia otros lugares (reservorios) por entre los poros y/o fracturas de las

capas subterráneas.

Por eso, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento petrolero, es

necesario que los mantos de roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables

(generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo que se llama “trampa”, porque

el petróleo queda ahí atrapado.

En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y están

debidamente identificadas por edad, nombre y tipo de material rocoso del cual se

formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas

sedimentarias. La ciencia de la exploración consiste básicamente en identificar y

localizar esos lugares, lo cual se basa en investigaciones de tipo geológico.

Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o

imágenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite

elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área

determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas

geológicas, anomalías térmicas. Esta información da una idea de aquellas zonas que

tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en le subsuelo.

16

También se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de

magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite

diferenciar los tipos de roca del subsuelo.

Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman

muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también

utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las

rocas que hay en el subsuelo.

Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de

hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar.

Pero el paso más importante en la exploración es la sísmica. Es lo que permite conocer

con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo. La sísmica consiste en crear

temblores artificiales mediante pequeñas explosiones subterráneas, para lo cual se

colocan explosivos especiales en excavaciones de poca profundidad, normalmente entre

10 y 30 pies.

En la superficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados

“geófonos”, los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación

receptora.

17

La explosión genera ondas sísmicas que atraviesan las distintas capas subterráneas y

regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora,

donde, mediante equipos especiales de cómputo, se va dibujando el interior de la tierra.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de

interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras.

Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de

hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y donde se deben

perforar los pozos exploratorios para confirmarlo. De aquí sale lo que se llama

“prospectos” petroleros.

II.2.2.4 Refinación del Petróleo:

El petróleo llega finalmente a las refinerías en su estado natural para su procesamiento.

Aquí prácticamente lo que se hace es cocinarlo. Por tal razón es que al petróleo también

se le denomina crudo.

Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer

lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que

permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene.

18

El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener

por encima de los 2.000 productos.

El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro categorías: parafínico, nafténico,

asfáltico o mixto y aromático.

Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de

dos tipos: los combustibles, como la gasolina, y los petroquímicos, tales como

polietileno, benceno, etc.

Todos estos productos son obtenidos en las refinerías, las cuales son muy distintas unas

de otras, según las tecnologías y los esquemas de proceso que se utilicen, así como su

capacidad.

Las hay para procesar petróleos suaves, petróleos pesados o mezclas de ambos. Por

consiguiente, los productos que se obtienen varían de una a otra.

La refinación se cumple en varias etapas. Es por esto que una refinería tiene numerosas

torres, unidades, equipos y tuberías. Es algo así como una ciudad de plantas de proceso.

El funcionamiento de una refinería se cumple de la siguiente manera:

El primer paso de la refinación del petróleo crudo se cumple en las torres de

“destilación primaria” o “destilación atmosférica”.

19

En su interior, estas torres operan a una presión cercana a la atmosférica y están

divididas en numerosos compartimientos a los que se denominan “bandejas” o “platos”.

Cada bandeja tiene una temperatura diferente y cumple la función de fraccionar los

componentes del petróleo.

El crudo llega a estas torres después de pasar por horno, donde se “cocina” a

temperaturas de hasta 400 grados centígrados que lo convierten en vapor.

Esos vapores entran por la parte inferior de la torre de destilación y ascienden por entre

las bandejas. A medida que suben pierden calor y se enfrían.

Cuando cada componente vaporizado encuentra su propia temperatura, se condensa y se

deposita en su respectiva bandeja, a la cual están conectados ductos por los que se

recogen las distintas corrientes que se separaron en esta etapa.

Al fondo de la torre cae el “crudo reducido”, es decir, aquel que no alcanzó a evaporarse

en esta primera etapa.

Se cumple así el primer paso de la refinación. De abajo hacia arriba se han obtenido, en

su orden: gasóleos, acpm, queroseno, turbosina, nafta y gases ricos en butano y

propano.

Algunos de estos, como la turbosina, queroseno y acpm, son productos ya finales.

20

Las demás corrientes se envían a otras torres y unidades para someterlas a nuevos

procesos, al final de los cuales se obtendrán los demás derivados del petróleo.

Así, por ejemplo, la torre de “destilación al vacío” recibe el crudo reducido de la

primera etapa y saca gasóleos pesados, bases parafínicas y residuos.

La Unidad de Craqueo Catalítico o Cracking recibe gasóleos y crudos reducidos para

producir fundamentalmente gasolina y gas propano.

Las unidades de Recuperación de Vapores reciben los gases ricos de las demás plantas y

sacan gas combustible, gas propano, propileno y butanos.

La planta de mezclas son las últimas que reciben las distintas corrientes de naftas para

obtener la gasolina motor, extra y corriente.

La unidad de aromáticos produce a partir de la nafta: tolveno, xilenos, benceno,

ciclohexano y otros petroquímicos.

La de Parafinas recibe destilados parafínicos y nafténicos para sacar parafinas y bases

lubricantes.

De todo este proceso también se obtienen azufre y combustóleo. El combustóleo es lo

último que sale del petróleo. Es algo así como el fondo del barril.

21

En resumen, el principal producto que sale de la refinación del petróleo es la gasolina

motor. El volumen de gasolina que cada refinaría obtiene es el resultado del esquema

que utilice. En promedio, por cada barril de petróleo que entra a una refinería se obtiene

40 y 50 por ciento de gasolina.

El gas natural rico en gases petroquímicos también se puede procesar en las refinerías

para obtener diversos productos de uso en la industria petroquímica.

II.2.3 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE CRAQUEO

CATALÍTICO FLUIDIZADO (FCC)

La Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado de la Refinería El Palito está diseñada para

procesar una corriente de alimentación de 54.000 BPD y 82% de conversión. (Refinería

el Palito, PDVSA. 2005)

El craqueo catalítico fluidizado (FCC) es un proceso en el que los productos excedentes

(gasóleos combinados) obtenidos por medio de los procesos primarios de destilación

(atmosférica y vacío), son convertidos en productos de mayor valor; tales como:

gasolinas, olefinas y residuales.

El proceso de craqueo catalítico fluidizado consiste en la desintegración de las

moléculas de gasóleo en presencia de un catalizador sólido en forma de partículas

22

esféricas, el cual se comporta como un fluido cuando se airea con vapor. De ahí el

nombre de craqueo catalítico fluidizado.

II.2.4 RECIPIENTES A PRESIÓN

Existen numerosos tipos de recipientes que se utilizan en las plantas industriales o de

procesos. Algunos de estos tienen la finalidad de almacenar sustancias que se dirigen o

convergen de algún proceso, este tipo de recipientes son llamados en general tanques.

II.2.4.1 Clasificación de los diferente tipos de recipientes: (Cruz, I. 2003)

II.2.4.1.1 Por su uso:

Se pueden dividir en recipientes de almacenamiento y en recipientes de procesos. Los

primeros sirven únicamente para almacenar fluidos a presión y de acuerdo con sus

servicios son conocidos como tanques de almacenamiento, tanques de día, tanques

acumuladores, etc. Los segundos, actúan como parte de un proceso.

II.2.4.1.2 Por su forma:

Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son

horizontales o verticales y pueden tener en algunos casos, chaquetas para incrementar o

decrecer la temperatura de los fluidos según sea el caso.

23

Los esféricos se utilizan generalmente como tanques de almacenamiento, y se

recomiendan para almacenar grandes volúmenes esféricos a altas presiones. Puesto que

la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión

interna, esta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión; sin

embargo la fabricación de éstos es mucho más cara a comparación de los recipientes

cilíndricos.

Los tipos más comunes de recipientes pueden ser clasificados de acuerdo a su geometría

como.

• Recipientes Abiertos.

• Tanques Abiertos.

• Recipientes Cerrados.

• Tanques cilíndricos verticales, fondo plano.

• Recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas.

• Recipientes esféricos.

Algunas de las generalidades en el uso de los tipos más comunes de recipientes, se

indican a continuación:

• Recipientes Abiertos: los recipientes abiertos son comúnmente utilizados como

tanque igualador o de oscilación como tinas para dosificar operaciones donde los

materiales pueden ser decantados como: desecadores, reactores químicos,

24

depósitos, etc. Este tipo de recipiente es más que el recipiente cerrado de una

misma capacidad y construcción. La decisión de que un recipiente abierto o

cerrado sea usado, dependerá del fluido a ser manejado y de la operación. Estos

recipientes son fabricados de acero, cartón, concreto, etc. Sin embargo en los

procesos industriales son construidos de acero por su bajo costo inicial y fácil

fabricación.

• Recipientes Cerrados: fluidos combustibles o tóxicos o gases finos deben ser

almacenados en recipientes cerrados.

• Tanques cilíndricos de forma plana: el diseño en el tanque cilíndrico vertical

operando a la presión atmosférica, es el tanque cilíndrico con un techo cónico y

un fondo plano descansando directamente en una cimentación compuesta de

arena, grava o piedra triturada. En los casos donde se desea usar una

alimentación de gravedad, el tanque es levantado arriba del terreno y el fondo

debe ser incorporado por columnas y vigas de acero.

• Recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas: Son

usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un

diseño más resistente. Varios códigos han sido desarrollados por medio de los

esfuerzos del API y el ASME para gobernar el diseño de tales recipientes. Una

gran variedad de cabezas formadas son usadas para cerrar los extremos de los

recipientes cilíndricos. Las cabezas formadas incluyen:

25

1. Tapas planas: se utilizan para recipientes sujetos a presión atmosférica,

generalmente, aunque en algunos casos se usan también en recipientes a

presión. Su costo entre las tapas es el más bajo. Se utilizan también como

fondos de tanques de almacenamiento de grandes dimensiones.

2. Tapas toriesféricas: son las de mayor aceptación en la industria, debido a

su bajo costo y a que soportan grandes presiones manométricas, su

característica principal es que el radio del abombado es

aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en diámetros

desde 0.3 hasta 6 mts. (11.8 – 236.22 pulgs.).

3. Tapas semielípticas: son empleadas cuando el espesor calculado de una

tapa toriesférica es relativamente alto, ya que las tapas semielípticas

soportan mayores presiones que las toriesféricas. El proceso de

fabricación de estas tapas es troquelado, su silueta describe una elipse

relación 2:1.

4. Tapas semiesféricas: utilizadas exclusivamente para soportar presiones

críticas. Como su nombre lo indica, su silueta describe una media

circunferencia perfecta, su costo es alto y no hay límite dimensional para

su fabricación.

26

5. Tapa 80:10: el radio de abombado es el 80% de diámetro y el radio de

esquina o de nudillos es igual al 10% del diámetro. Estas tapas se utilizan

como equivalentes a la semielíptica 2:1.

6. Tapas cónicas: se utilizan generalmente en fondos donde pudiese haber

acumulación de sólidos y como transiciones en cambios de diámetro de

recipientes cilíndricos. Su uso es muy común en torres fraccionadoras o

de destilación, no hay límites en cuanto a dimensiones para su

fabricación y su única limitación consiste en que el ángulo de vértice no

deberá de ser calculado como tapa plana.

7. Tapas toricónicas: a diferencia de las tapas cónicas, este tipo de tapas

tienen en su diámetro, mayor radio de transición que no deberá ser menor

al 6% del diámetro mayor ó 3 veces el espesor. Tiene las mismas

restricciones que las cónicas.

8. Tapas planas con ceja: estas tapas se utilizan generalmente para presión

atmosférica, su costo es relativamente bajo, y tienen un límite

dimensional de 6 mts. de diámetro máximo.

9. Tapas únicamente abombadas: son empleadas en recipientes a presión

manométrica relativamente baja, su costo puede considerarse bajo, sin

embargo, si se usan para soportar presiones relativamente altas, será

27

necesario analizar la concentración de esfuerzos generada, al efectuar un

cambio brusco de dirección.

• Recipientes Esféricos: el almacenamiento de grandes volúmenes se hacen

normalmente en los recipientes esféricos. Las capacidades y presiones utilizadas

varían grandemente. Para los recipientes mayores el rango de capacidad es de

1000 hasta 25000 Psi (70.31 – 1757.75 Kg/cm2). Y de 10 hasta 200 Psi (0.7031

– 14.06 Kg/cm2) para los recipientes menores.

II.2.4.2 Criterios de diseño

II.2.4.2.1 Materiales para recipientes a presión. Especificaciones de los aceros

Los aceros al carbón y de baja aleación son usualmente usados donde las condiciones de

servicio lo permitan por los bajos costos y la gran utilidad de estos aceros.

Los recipientes a presión pueden ser fabricados de placas de acero conociendo las

especificaciones de SA-7, SA-113 C y SA-283 A, B, C, y D, con las siguientes

consideraciones:

• Los recipientes no contengan líquidos ó gases letales.

• La temperatura de operación está entre -20 y 650ºF.

• El espesor de la placa no exceda de 5/8”

28

• El acero sea manufacturado por horno eléctrico u horno abierto.

• El material no sea usado para calderas.

Uno de los aceros más usados en los propósitos generales en la construcción de

recipientes a presión es el SA-283 C.

Estos aceros tienen una buena ductilidad, fusión de soldadura y fácilmente máquinables.

Este es también uno de los aceros más económicos apropiados para recipientes a

presión; sin embargo, su uso es limitado a recipientes con espesores de placas que no

excedan de 5/8”, para recipientes con un gran espesor de cascarón y presión de

operación moderadas el acero SA-285 C es muy usado. En el caso de presiones altas o

diámetros largos de recipientes, un acero de alta resistencia puede ser usado como el

acero SA-212 B es conveniente para semejantes aplicaciones y requiere un espesor de

cascarón de solamente de 790% que el requerido por el SA-285 C. Este acero es

también fácilmente fabricado pero es más caro que otros aceros.

El acero SA-283 no puede ser usado en aplicaciones con temperaturas sobre 650ºF; el

SA-212 tiene muchos esfuerzos permisibles bajos en las temperaturas más altas, por lo

que el acero para temperaturas entre 650 y 1000 ºF.

El acero SA-204, el cual contiene 0.4 a 0.6% de molibdeno es satisfactorio y tiene

buenas cualidades. Para temperaturas de servicio bajas (-50 a -150ºF) un acero

niquelado tal como un SA-203 puede ser usado. Los esfuerzos permisibles para estos

29

aceros no están especificados por temperaturas bajas de -20 ºF. Normalmente el

fabricante hace pruebas de impacto para determinar la aplicación del acero y fracturas a

bajas temperaturas.

En la etapa de diseño de recipientes a presión, la selección de los materiales de

construcción es de relevante importancia, para lo cual se deberá definir una secuencia

lógica para la selección de estos.

II.2.4.2.2 Clases de materiales (según ASME)

Debido a la existencia de diferentes materiales disponibles en el mercado, en ocasiones

no resulta sencilla la tarea de seleccionar el material ya que deben considerarse varios

aspectos como costos, disponibilidad de material, requerimientos de procesos y

operación, facilidad de formato, etc. Así pues es necesaria una explicación más amplia

acerca del criterio de la selección de los materiales que pueden aplicarse a los

recipientes como:

• Acero al carbón:

Es el más disponible y económico de los aceros, recomendables para la mayoría de los

recipientes donde no existen altas presiones ni temperaturas.

30

• Aceros de baja aleación:

Como su nombre lo indica, estos aceros contienen bajos porcentajes de elementos de

aleación como níquel, cromo, etc. Y en general están fabricados para cumplir

condiciones de uso específico. Son un poco más costosos que los aceros al carbón. Por

otra parte no se considera que sean resistentes a la corrosión, pero tienen mejor

comportamiento en resistencia mecánica para rangos altos de temperaturas respecto a

los aceros al carbón.

• Aceros de alta aleación:

Comúnmente llamados aceros inoxidables. Su costo en general es mayor que para los

dos anteriores. El contenido de elementos de aleación es mayor, lo que ocasiona que

tengan alta resistencia a la corrosión.

En la tabla 1 se puede observar los aceros recomendados para los rangos de temperatura

más usuales. Se presentan diferentes materiales para cuerpo, cabezales y refuerzos de

las boquillas. Sin embargo, las empresas generalmente fabrican los recipientes de un

solo material debido a la disponibilidad de los mismos. (Ver tabla 1)

31

Tabla 1. Aceros recomendables para diferentes temperaturas. Fuente: Código ASME.

Temperatura (º C) Temperatura (° F) Material para

Cuerpo

Cabezales y

Refuerzos

-67 a -46.1 -90 a -51 SA-203 B* SA-203 A

-45.6 a -40.5 -50 a -41 SA-516-65 SA-203 B

-40 a 15.6 -40 a +60 SA-516-70+ SA-516-65

15.6 a 343 +60 a 650 SA-285-C SA-515-70

344 a 412.8 -651 a +775 SA-515-70 __________

• Materiales no ferrosos:

El propósito de utilizar este tipo de materiales es con el fin de manejar sustancias con

alto poder corrosivo para facilitar la limpieza en recipientes que procesan alimentos y

proveen tenacidad en la entalla en servicios a baja temperatura.

32

II.2.4.2.3 Propiedades que deben tener los materiales para satisfacer las condiciones

de servicio

• Propiedades mecánicas:

Al considerar las propiedades mecánicas del material es deseable que tenga buena

resistencia a la tensión, alto nivel de cedencia, porcentaje de alargamiento alto y mínima

reducción de área. Con estas propiedades principales se establecen los esfuerzos de

diseño para el material en cuestión.

• Propiedades físicas:

En este tipo de propiedades se buscará que el material deseado tenga coeficiente de

dilatación térmica.

• Propiedades químicas:

La principal propiedad química que se debe considerar en el material que se utilizará en

la fabricación de recipientes a presión, es su resistencia a la corrosión. Este factor es de

gran importancia ya que un material mal seleccionado causará muchos problemas. Las

consecuencias que se derivan de ello son:

33

1. Reposición del equipo corroído: un material que no sea resistente al ataque

corrosivo puede corroerse en poco tiempo de servicio.

2. Sobre diseño en las dimensiones: para materiales poco resistentes al ataque

corrosivo puede ser necesario dejar un excedente en los espesores dejando

margen para la corrosión.

3. Mantenimiento preventivo: para proteger los equipos del medio corrosivo es

necesario usar pinturas protectoras.

4. Paros debido a la corrosión de equipos: un recipiente a presión que ha sido

atacado por la corrosión necesariamente debe ser retirado de operación, lo cual

implica pérdidas en la producción.

5. Contaminación o pérdida del producto: cuando en los componentes de los

recipientes a presión se ha llegado a producir perforaciones en las paredes

metálicas, los productos de la corrosión contaminan el producto, el cual en

algunos casos es corrosivo.

• Soldabilidad:

Los materiales usados para fabricar recipientes a presión deben tener buenas

propiedades de soldabilidad, dado que la mayoría de los componentes son de

34

construcción soldada. Para el caso en que se tengan que soldar materiales diferentes

entre él, estos deberán ser compatibles en lo que a soldabilidad se refiere. Un material,

cuanto más elementos contenga, mayores precauciones deberán tomarse durante los

procedimientos de soldadura, de tal manera que se conserven las características que

proporcionan los elementos de aleación.

II.2.4.2.4 Concepto de esfuerzos admisibles

• Esfuerzos admisibles:

Son los grados de exactitud con los cuales las cargas pueden ser estimadas, es decir, la

confiabilidad de los esfuerzos estimados para estas cargas.

Para materiales que sean sometidos a temperaturas inferiores al rango de termofluencia

los esfuerzos admisibles se pueden considerar con el 25% de la resistencia a la tensión o

el 62.5% de la resistencia a la cedencia a la temperatura de operación. Los materiales

usados para anclaje en el rango de temperatura de -20 a 400ºF (-28.88 a 204.44ºC) se

considera que es un 20% de la resistencia a la cedencia.

II.2.4.2.5 Filosofía de Diseño

En general los recipientes a presión son diseñados de acuerdo con el código ASME

Sección VIII, División 1.

35

II.2.5 TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y CONDENSADO (Refinería El Palito

PDVSA, 2005)

La humedad que pueda estar presente en corrientes de vapor o que se pueda condensar

en los cabezales y en las líneas de transferencia de una planta, son removidas por un

cilindro separador. Un tambor separador, típicamente es un recipiente horizontal ó

vertical localizado a la entrada de un equipo, donde ocurre la separación de dos fases

presentes en un fluido, en éste caso, vapor-líquido proveniente de Servicios Industriales

y la caldera B-6102 ubicada en la planta de FCC. Al Tambor entra vapor de agua

húmedo, el cual condensa; produciéndose así la separación vapor-líquido debido al

diferencial de presión y baja de temperatura que experimenta al pasar a través de los

internos (Baffle y Demister)1. Por diferencia de densidades, el vapor sale por el tope

del tambor mientras que el condensado permanece en el fondo del equipo, para luego

ser drenado.

1 Demister: o separador de niebla. Accesorio ubicado en la parte interna de recipientes a presión, el cual

esta conformado por una malla que retiene la humedad presente en vapor saturado.

Baffle: Accesorio ubicado en la parte interna de recipientes a presión, el cual actúa como placa de choque

del fluido, haciendo que condense la humedad presente en el vapor.

36

CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO

En este capítulo se presenta la metodología usada y la planificación empleada para el

logro de los objetivos propuestos.

El trabajo desarrollado fue un proyecto de diseño, el cual consistió en realizar la

ingeniería de detalle de un Tambor Separador de Vapor y Condensado cuya

denominación corresponde a D-6227, con el fin de ser instalado a la entrada de la

Turbina del Compresor de Gas Húmedo G-6223 en la planta de FCC de la Refinería El

Palito.

Inicialmente, se realizó una revisión de toda la información técnica disponible de

documentos referentes al diseño del tambor separador:

• Diagrama de flujo de procesos.

• Plano de Implantación de equipos.

• Líneas de tuberías asociadas.

• Planos de fabricantes de recipientes a presión.

• Especificaciones técnicas de los equipos asociados al separador de vapor y

condensado.

La ingeniería se llevó a cabo tomando en consideración diversos aspectos englobados en

la revisión técnica antes señalada, entrevistas al personal de planta para recolectar

37

experiencias y recomendaciones que aportaron datos importantes para generar el diseño

del Tambor Separador, análisis de flexibilidad de las líneas asociadas al tambor

separador, evaluación de trampas de vapor ubicadas en dichas líneas y finalmente se

diseñó el recipiente a presión en donde se contemplaron la elaboración de los planos

mecánicos del mismo.

III.1. INSTRUMENTOS Y DOCUMENTOS DE EVALUACIÓN

III.1.1 CAESAR II/COADE, VERSIÓN 4.50

Una de las herramientas utilizadas para el desarrollo de este proyecto es el simulador

CAESAR II 4.50. Este paquete pertenece a COADE ENGINEERING SOFTWARE.

Es uno de los programas más completos en lo que se refiere al análisis de flexibilidad de

tuberías, ya que en el se pueden hacer cálculos dinámicos y estáticos para distintas

configuraciones de líneas de tuberías.

CAESAR II posee una interfase gráfica que facilita la entrada de datos que serán

considerados en la corrida para el análisis de flexibilidad de las tuberías. Por medio de

modelos matemáticos se simula el comportamiento de las mismas. A continuación se

indican los pasos básicos para realizar una simulación:

• Definición y entrada de datos de los parámetros asociados a la tubería: el

primer paso se refiere a la introducción de datos que serán considerados para el

38

análisis de flexibilidad de la tubería. Cuando se va realizar una modificación de

una línea existente o un nuevo diseño, es imprescindible ubicar la mayor

información posible acerca de dicha línea. Como requerimiento mínimo se debe

conocer: diámetro de la tubería, espesor de pared, margen de corrosión, espesor

del aislante térmico si lo requiere, temperaturas de diseño y operación, presiones

de diseño y operación y material de la tubería. (Ver figura 1)

Figura 1. Interfase para introducción de datos. Fuente: CAESAR II 4.50

• Establecimiento de nodos: para cada tramo de tubería o accesorio se establecen

nodos que definen distancias o cambios de dirección en la línea. La ventana del

primer paso aparecerá por cada tramo de tubería insertado, manteniendo la

información introducida, a menos que se indique lo contrario. (Ver figura 2)

39

Figura 2. Establecimiento de nodos. Fuente: CAESAR II 4.50

• Evaluación visual de los datos introducidos: luego de introducir los datos

mínimos requeridos, se debe realizar una evaluación visual a modo de

verificación. (Ver figura 3)

Figura 3. Evaluación Visual del tramo de tubería introducido. Fuente: CAESAR II 4.50

40

• Corrida de la simulación: como último paso se realiza la simulación de la línea

y se analizan los resultados. El análisis de flexibilidad se basa en la obtención

de fuerzas, momentos y esfuerzos en los diferentes puntos o nodos ubicados a lo

largo de la tubería. Estos valores son comparados con los admisibles, en éste

caso referidos a la norma ASME B 31.3, Process Piping. ( Ver figura 4)

Figura 4. Corrida de la simulación. Fuente: CAESAR II 4.50

III.1.2 PVElite/COADE, VERSIÓN 2005

PVElite, es un programa para cálculo de recipientes a presión. Su licencia pertenece a

COADE ENGINEERING SOFTWARE y esta regido según la Norma ASME Sección

VIII, División 1, Rules for Construction of Pressure Vessels.

Al igual que el CAESAR II, posee una interfase gráfica que facilita la entrada de datos

que son considerados en la corrida para el análisis de los esfuerzos que se generan

41

debido a las cargas que actúan sobre dicho recipiente. Modelos matemáticos son

utilizados para simular el comportamiento del recipiente bajo las cargas aplicadas.

Para simular un recipiente a presión con el programa PVElite, se deben seguir los

siguientes pasos:

• Introducción de datos del recipiente: en este primer paso se debe introducir lo

parámetro de operación y diseño del cuerpo y cabezales asociados al recipiente

que se desea simular. Temperaturas, presiones, material de fabricación,

dimensiones y tipo de fluido son datos primordiales en este primer paso. (Ver

figura 5)

Figura 5. Introducción de datos del recipiente. Fuente: PVElite 2005

• Establecimiento de nodos: para cada parte del recipiente, se establecen nodos

que definen distancias indicando a su vez cual es la estrutura que se esta

42

diseñando, en este caso cuerpo o cabezales. La ventana del primer paso

aparecerá por cada estructura insertada, manteniendo la información introducida,

a menos que se indique lo contrario.

• Evaluación visual de los datos introducidos: luego de introducir los datos

mínimos requeridos, se debe realizar una evaluación visual a modo de

verificación. (Ver figura 6)

Figura 6. Evaluación Visual del Recipiente. Fuente: PVElite 2005.

• Corrida de la simulación: luego de haber introducido todos los datos, se procede

a simular el recipiente. A través de modelos matemáticos incorporados en el

programa PVElite se realiza la simulación obteniendo de esta forma los

resultados del análisis. (Ver figura 7)

43

Figura 7. Corrida de la simulación. Fuente: PVElite 2005.

III.1.3 NORMAS Y CÓDIGOS APLICABLES

El diseño y la construcción del tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227 se

deben realizar de acuerdo a la última edición de las normas y códigos que a

continuación se indican:

ANSI American National Standard Institute.

B1.1 Unified Screw Threads

B 16.5 Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings.

B 16.9 Steel Butt Welding Fittings

B 16.21 Non metallic Flat Gaskets For Pipe

Flanges.

B 16.25 Butt Welding Ends.

44

ASTM American Society for Testing and

Materials.

ASNT American Society of Non destructive

Testing (ASNT).

ASME American Society of Mechanical

Engineers Boiler and Pressure Code.

Section II Material Specifications.

Section V Non destructive Examinations.

Section VIII (Division 1) Pressure Vessels.

Section IX Welding and Brazing Qualifications.

API American Petroleum Institute.

Standard 601 Metallic Gaskets For Raised-Face Pipe

Flanges And Flanged Connections.

Standard 605 Large Diameter Carbon Steel Flanges.

III.2. SELECCIÓN DE PARÁMETROS Y CONSIDERACIONES GENERALES

III.2.1 ANÁLISIS DE FLEXIBILIDAD

El Tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227 estará conectado a la línea cuya

denominación corresponde a SH-2012-Db.2

2 Ver en apéndice A

45

III.2.1.1 Premisas para el Análisis de Flexibilidad

Se toman como premisas las siguientes consideraciones:

• El estudio del sistema se hace bajo la norma ASME B 31.3 por ser tuberías de

refinerías.

• La temperatura de referencia para la instalación de la tubería es de 86 °F.

• Para la evaluación de los tie-ins3, las líneas se corren hasta el anclaje más

próximo, o en su defecto, hasta la boquilla de conexión del equipo más cercano.

• Se considera que todos los soportes y resortes existentes se encuentran en

perfecto estado y óptimo funcionamiento4.

3 La colocación de Tie-ins en una tubería hace referencia a una modificación en la configuración

direccional de la misma.

4 Ver ubicación de soportes (SH) asociados a la tubería en apéndice A

46

III.2.1.2 Planos e isométricos5

Tabla 2. Planos e isométricos. Fuente: Análisis de Flexibilidad del Tambor Separador de Vapor y

Condensado D-6227 de la Planta de FCC.

Número de Plano Descripción

2152-2-52-1159 6”-SH-2012-Db

6100-04-52-1874 6”-SH-2012-Db

6100-1-50-0020 6”-SH-2012-Db

6100-01-11-0204 Tambor Separador

III.2.1.3 Casos de estudio

III.2.1.3.1 Caso I: Sistema de tubería con tie-ins (equipo no instalado).

• Sistema de tuberías en operación con las condiciones de diseño, para la

determinación de esfuerzos.

• Sistema de tuberías en operación con las condiciones de operación, para la

determinación de cargas en las boquillas y soportes.

5 Ver planos en apéndice A

47

III.2.1.3.2 Caso II: Sistema de tubería (equipo instalado)

• Sistema de tuberías en operación con las condiciones de diseño, para la

determinación de esfuerzos.

• Sistema de tuberías en operación con las condiciones de operación, para la

determinación de cargas en las boquillas y soportes.

Con la simulación se obtienen los esfuerzos producidos por efecto de la expansión

térmica y por carga sostenida, bajo las condiciones de diseño y operación. A partir de

aquí, se realiza una comparación con los valores de los esfuerzos permitidos por el

código ASME B 31.3 en cada uno de los casos mencionados anteriormente.

Se valida el correcto apoyo de los sistemas de tuberías, chequeo de las cargas en las

boquillas, soportes y apropiada ubicación de los mismos.

III.2.2 ESPECIFICACIONES DEL TAMBOR SEPARADOR DE VAPOR Y

CONDENSADO

El Equipo debe ser diseñado y construido siguiendo los lineamientos establecidos en el

Código ASME, Sección VIII, División 1, última edición así como con los otros

estándares y normas aplicables establecidos previamente.

48

III.2.2.1 Esfuerzo Permisible

• Los esfuerzos permisibles básicos de todas las partes a presión deben ser los

establecidos por el Código o Norma aplicable.6

• Las soldaduras de unión entre las partes a presión y las partes que no soportan

presión, deben ser diseñadas de acuerdo con el esfuerzo permisible de la parte a

presión, debido a que representa la condición más crítica.

III.2.2.2 Presión de Diseño

La presión de diseño de todas las partes sometidas a presión es la indicada en la hoja de

datos del equipo. 7

III.2.2.3 Temperatura de Diseño

Las temperaturas de diseño son las indicadas en la hoja de datos. 8

6 Esfuerzos admisibles para SA 516-70 según ASME B 31.3. Ver anexo 1

7 Ver Hoja de datos en anexo 2

8 Ver Hoja de datos en anexo 2

49

III.2.2.4 Sobre-espesor de Corrosión

El sobre-espesor de corrosión para partes de acero al carbono y acero de baja aleación

debe ser 3 mm como mínimo según ASME Sección VIII, División 1.

III.2.2.5 Cuerpo y Cabezales

• El cuerpo debe ser fabricado de lámina soldada, debido a las altas presiones y

temperaturas, con el fin de evitar fugas.

• Los cabezales deben ser diseñados según el código aplicable; se usarán

elipsoidales 2:1.

Los espesores mínimos de planchas para paredes deben ser de acuerdo a la siguiente

tabla: (Ver tabla 3)

50

Tabla 3. Espesores Mínimos de Planchas. Fuente: Especificaciones técnicas para recipientes sometidos a

presión PDVSA.

Diámetro Del

Recipiente Espesor Mínimo Tolerancia De Corrosión

900 mm ó menor 5 mm 1,5 mm

900 mm a 1500 mm 6 mm 3,0 mm

1500 mm a 2100 mm 8 mm 3,0 mm

2100 mm a 3600 mm 10 mm 3,0 mm

mayor de 3600 mm 11 mm 3,0 mm

III.2.2.6 Conexiones y Boquillas

• El diseño mecánico de las boquillas debe estar de acuerdo al código ASME

Sección VIII División 1 y normas aplicables.

• Las boquillas deben ser bridadas. Las bridas se seleccionan de acuerdo a ANSI

B 16.5 para diámetros hasta 24” y de acuerdo a MSS SP44 ó API 605 para

bridas de diámetros mayores.

• Las bridas deben ser del tipo cuello soldable (Welding neck) 600 lb. rating

mínimo.

51

• Los refuerzos en las boquillas, en caso de requerirse, deben estar provistos de un

agujero para prueba (tell-tale hole)9 de ¼” NPT según ANSI B 2.1.

• Los esfuerzos en las boquillas deberán cumplir con los admisibles según norma

o código aplicable.10

• Para una tolerancia por corrosión de 3 mm. (1/8”), el espesor mínimo permisible

del cuello de boquillas bridadas de acero al carbono debe ser: (Ver tabla 4)

Tabla 4. Espesor Mínimo Permisible del Cuello de las Boquillas. Fuente: Especificaciones técnicas para

recipientes sometidos a presión PDVSA.

Diámetro Sch.

Diámetro de 2”a 3” Sch. 160

Diámetro de 4” Sch. 120

Diámetro de 6” a 8” Sch. XH


Diámetro de 12” a 16” Sch. 60

Diámetro de 18” a 20” Sch. 40


9 Tell-tale-hole o hueco indicador, es un orificio de ¼” NPT que se debe hacer en los refuerzos de las

boquillas con el fin de realizar pruebas neumáticas y evitar acumulación de gases por soldadura.

10 Ver tabla de esfuerzos admisibles vs. esfuerzos reales en la boquillas del Tambor Separador D-6227 en

anexo 3

52

III.2.2.7 Boca de Visita

• Los equipos estarán provistos de bocas de visita bridadas según ASME Sección

VIII, División 1, última edición.

• Toda boca de visita de 12” nominal o mayor deberá llevar un dispositivo para

levantarla y/o sostenerla.

III.2.2.8 Material

Todos los materiales usados en el recipiente deben cumplir con los requerimientos del

Código ASME, Sección II

III.2.2.9 Casco y Cabezales

Se utilizarán láminas de acero al carbono calmado según SA-516 Grado 7011 para el

diseño de los cabezales, casco y demás accesorios sometidos a presión.

III.2.2.10 Fabricación

• Las láminas del cuerpo del recipiente deben ser dispuestas de forma tal que haya

un mínimo de costuras de soldadura ya que de esta manera se evitan posibles

puntos de falla en el recipiente.

11 Ver especificación de acero SA 516-70 en anexo 1

53

• En los recipientes que tengan más de una hilera de láminas, las juntas

longitudinales deberán ser alternadas.

III.2.2.11 Soldadura

• Todas las soldaduras a presión deben ser de penetración completa a filete o bisel

según sea el caso según código ASME Sección VIII, División 1.

• Los Procedimientos de Soldadura y los soldadores, deberán estar calificados de

acuerdo con el código ASME Sección IX

III.3 VARIABLES DE OPERACIÓN Y DISEÑO

Las variables de operación y diseño resultan de las condiciones termodinámicas

requeridas según el servicio que presta el recipiente a presión.

El Tambor Separador de Condensado D-6227 está sujeto a las siguientes variables:12

(Ver tabla 5)

12 Datos tomados de la Evaluación de Ingeniería realizada por el Departamento de Procesos de la

Refinería El Palito, PDVSA.

54

Tabla 5. Variables de operación y diseño del Tambor Separador. Fuente: Evaluación de Ingeniería de

Procesos, “Diseño e Instalación de nuevo Tambor de Separación de Vapor”.

Variables Operación Diseño

Temperatura (°F) 720 750

Presión (lbs/pulg.2) 610 700

Tipo de fluido (lbs) Vapor de 600 #

Diámetro del tambor (pulg) 40

Altura del tambor (pulg) 102

55

CAPITULO IV. RESULTADOS

IV.1 ANALÍSIS DE FLEXIBLIDAD

El análisis de flexibilidad se realizó para asegurar el cumplimiento de los códigos,

normas y prácticas de ingeniería. Incluyó la verificación de los esfuerzos en las tuberías,

las fuerzas y los momentos resultantes en las boquillas del equipo, soportes y las

uniones bridadas.

De acuerdo a las normas ANSI B 31.3 fueron evaluados cuatro tipos de esfuerzos. El

primero es el esfuerzo circunferencial ó esfuerzo de la junta longitudinal debido a la

presión asociada al recipiente. Este esfuerzo es el que determina el espesor requerido de

tubería, sin embargo toda la información referente a la línea de tubería fue revisada en

los planos e isométricos existentes.

Se verificó en primer lugar los esfuerzos sostenidos o esfuerzos primarios, y por último

los esfuerzos por expansiones y movimientos térmicos o esfuerzos secundarios.

En base al análisis de cada uno de los casos previamente mencionados, resultó que la

configuración geométrica de la tubería13 propuesta resulto ser flexible; se presentan

esfuerzos menores a los permisibles14 por el código ASME B31.3, sin embargo surge la

13 Ver arreglos de tubería en apéndice B

14 Ver tabla de esfuerzos admisibles vs. esfuerzos reales en anexo 3.

56

necesidad de utilizar un (01) resorte de carga variable en el Caso II (nodo 350) con la

finalidad de disminuir las cargas y momentos15 que se presentan en la boquilla de

entrada del tambor separador, para absorber los desplazamientos que se presentan en el

momento de operar dicho equipo, estos desplazamientos tienen dirección hacia arriba.

IV.2 DISEÑO DEL TAMBOR SEPARADOR16

IV.2.1 CÁLCULO DE ESPESOR DE PARED DEL CUERPO CILÍNDRICO DEL

RECIPIENTE17

Los cuerpos cilíndricos constituyen la forma geométrica de mayor uso para recipientes

sometidos a presión, debido a que los esfuerzos generados por presiones internas

pueden sen evaluados bajo la condición de equilibrio estático, derivándose de esta

manera las fórmulas para cálculo de espesor de pared.

En base al esfuerzo en la junta longitudinal; el espesor de pared t queda determinado a

través de:

PESRPt

×−××

=6,0

(1)

15 Ver apéndice B

16 Ver Apéndice C

17 Ver apéndice D

57

Donde,

t= espesor de pared (pulg.).

P= presión de diseño o presión máxima de trabajo permitida (lbs/pulg2).

S= valor del esfuerzo del material.

E= eficiencia de la junta.

R= radio interior (pulg.)

C.A=Margen de corrosión (pulg.)

Tomando en cuenta las variables de diseño de la tabla 5 y hoja de datos del Tambor

Separador D-6227:

P= 700 lbs/pulg2

S= 14700 lbs/pulg2 (Ver anexo 1)

E= 100 % (Ver anexo 4)

R= 20 pulg.

C.A= 1/16 pulg.

.lg0459,10625,09834,0

.834,07006,0114700

0625,20700

putt

ACt

=+=

+=×−×

×=

(1.1)

En base al esfuerzo en la junta circunferencial; el espesor de pared t queda determinado

a través de:

58

PESRPt

×+×××

=4,02

(2)

Donde,







Tomando en cuenta las bases de diseño de la tabla 5 y hoja de datos del Tambor

Separador D-6227:

P= 700 lbs/pulg2



R= 20 pulg.

C.A= 1/16 pulg.

.lg5357,00625,04731,0

.4731,07004,01147002

0625,20700

putt

ACt

=+=

+=×+××

×=

(2.1)

59

De las ecuaciones 1.1 y 2.1; y debido a que los esfuerzos generados en la costura

longitudinal del cuerpo cilíndrico del recipiente son mayores que los esfuerzos presentes

en la costura circunferencial: (Ver tabla 6)

Tabla 6. Esfuerzos en juntas. Fuente: Código ASME, Sección VIII, División 1.

Junta Circunferencial Junta Longitudinal

tDPSc ×

×=

4

tDPSl ×

×=

2

Se toma como espesor de pared:

.lg1:lg0459,1

81 putput

comercial

=

IV.2.1.1 Cálculo de la máxima presión de trabajo permitida

La máxima presión de trabajo permitida, deriva del mínimo espesor de pared requerido

para cada placa que conforma el recipiente sometido a presión. De aquí, la siguiente

fórmula:

tRtESP

×+××

=6,0

(3)

60

Donde,







Tomando en cuenta las bases de la tabla 5 y hoja de datos del Tambor Separador

D-6227:

P= 700 lbs/pulg2



R= 20 pulg.

C.A= 1/16 pulg.

2lg5922.713

16,0201114700

pulbsP

P

=

×+××

= (3.1)

61

IV.2.2 CÁLCULO DE ESPESOR DE CABEZA ELIPSOIDAL 2:118

El espesor de pared de los cabezales es obtenido según el Código ASME, Sección VIII,

División 1. Se usarán cabezales elipsoidales 2:1, debido a su resistencia a los esfuerzos

generados por las presiones internas y su disponibilidad comercial.

Para cabezas elipsoidales 2:1:

PESDPt

×−×××

=2,02

(4)

Donde,






C.A=margen de corrosión (pulg.)

D= diámetro interior (pulg.)


Separador D-6227:

P= 700 lbs/pulg2


18 Ver apéndice C.

62


R= 20 pulg.

C.A= 1/16 pulg.

D= 40 pulg.

lg1.lg0209,1

0625,09584.0

.9584,07002,01147002

0625,40700

81 put

putt

ACt

comercial ==

+=

+=×−××

×=

(4.1)

IV.2.2.1 Cálculo de la máxima presión de trabajo permitida

Al igual que para el cuerpo cilíndrico, la máxima presión de trabajo permitida en los

cabezales, deriva del mínimo espesor de pared requerido para cada placa que conforma

el recipiente sometido a presión. De aquí, la siguiente fórmula:

tDtESP

×+×××

=2,0

2 (5)

Donde,





63



D= diámetro interior (pulg.)


Separador D-6227:

P= 700 lbs/pulg2



R= 20 pulg.

C.A= 1/16 pulg.

D= 40 pulg.

2lg700

9584,02,00625,409584,01147002

pulbsP

P

=

×+×××

= (5.1)

64

IV.2.3 BOQUILLAS Y CONEXIONES

El Tambor Separador de Vapor y Condensado, posee las siguientes boquillas y

conexiones: (Ver tabla 7 y figura 10)

Tabla 7. Boquillas y conexiones del Tambor Separador D-6227. Fuente: Data Sheet D-6227

Denotación Cantidad Tamaño Rating Servicio

A 1 6” 600 # Entrada de vapor

B 1 6” 600 # Salida de vapor

C 1 1 ½” 600 # Drenaje

D 1 ¾” 3000 # Conexión de manómetro

L 1/2 2 1 ½” 600 # Indicador de nivel

MH 1 16” 600 # Boca de Inspección

Figura 8. Tambor Separador D-6227. Fuente: Data Sheet D-6227

65

El diseño mecánico de las boquillas debe estar en correlación al código ASME Sección

VIII División 1 y normas aplicables. Estas deben ser bridadas. Las bridas seleccionadas

(Welding Neck) de acuerdo a ANSI B16.5 son: (Ver figura 11-15)

Figura 9. Brida Welding Neck ¾” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

Figura10. Brida Welding Neck 1 ½” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

66

Figura 11. Brida Welding Neck 6” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

Figura 12. Brida Welding Neck 16” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

67

Figura 13. Brida Ciega 16” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

IV.2.3.1 Refuerzos en las boquillas:

Es requisito básico que en torno a la abertura, las boquillas de los recipientes a presión

deban reforzarse si éstas lo requieren. Las reglas para el refuerzo de aberturas están

referidas en el Código ASME Sección VIII, División 1 en UG-36 a UG-42.

El área total de la sección transversal, A, requerida para el refuerzo de la abertura, no

debe ser menor que:

rtdA .= (6)

68

Donde,

d= diámetro interior de la abertura corroída.

tr= espesor requerido del cuerpo cilíndrico o cabeza.

E=eficiencia de la junta (100%)

Las áreas disponibles para el refuerzo son: (Ver figura 16)

A1=área del espesor excedente de la pared del recipiente.

Es decir, o dtt r ×− )( 2)()( ×+×− tttt nr pulg2. Se usa el valor mayor.

A2=área del espesor excedente de la pared de la boquilla

Es decir, ttt nrn ××− 5)( o nnrn ttt ××− 5)( pulg2. Se usa el valor que sea menor

A3=área de la extensión de la boquilla hacia el interior.

Es decir, hctn ××− 2)( pulg2. Donde c= margen de corrosión.

A4=área de las soldaduras, pulg2.

Si la suma de A1, A2, A3 y A4, es menor que el área de refuerzo requerida A, debe

aportarse la diferencia con una sección de refuerzo.

Figura 14. Espesores considerados para refuerzos. Fuente: ASME Sección VIII, División 1.

69

Las boquillas y conexiones del Tambor Separador de Vapor y Condensado serán

reforzadas reponiendo una cantidad igual a la que se quitó para hacer la abertura,

cumpliendo con el Código ASME Sección VIII, División 1 y ASME B 31.3.

Los refuerzos en las boquillas, deben estar provistos de un agujero para prueba de 1/4

pulgadas NPT según ANSI B2.1

IV.2.4 COLOCACIÓN DE DAVIT PARA CIEGO DEL MANHOLE

Toda boca de visita o manhole de 12” de diámetro nominal o mayor deberá llevar un

dispositivo para sostenerla de acuerdo al Código ASME Sección VIII, División 1.

El tambor separador está diseñado para una boca de visita de 16”. Verificando el peso

de la brida ciega se obtiene un valor en kg. según la siguiente tabla de la figura: (Ver

figura 17)

Figura 15. Brida Ciega 16” 600 lbs. Fuente: Profacin 1995, CORPOVEN S.A.

70

Considerando que:

(8) .239.527 kgslbs =

Y según norma PDVSA 18-STD las dimensiones del Davit seleccionado corresponden a

las señaladas en las siguientes figuras: (Ver figura 18 y 19)

Figura 16. Standar Pipe Davit. Fuente: Manual de Ingeniería de Diseño de PDVSA, Volumen 18-STD.

71

Figura 17. Esquema Standar Pipe Davit. Fuente: Manual de Ingeniería de Diseño de PDVSA, Volumen

18-STD.

72

IV.2.5 SOLDADURA

La soldadura es el método de fabricación más usado para la unión de las diferentes

partes que conforman un recipiente a presión.

Según ASME Sección IX, los tipos y diseño de juntas soldadas se muestran en las tablas

de las siguientes figuras: (Ver figura 20 y 21)

Figura 18. Tipos de juntas soldadas. Fuente: ASME Sección IX.

73

Figura 19. Diseño de juntas soldadas. Fuente: ASME Sección IX.

El Tambor Separador D-6227 será soldado con juntas a tope tipo 1 y de filete tipo 6

respectivamente19, y serán aplicadas de acuerdo al diseño de soldaduras de la figura 21,

siendo el tamaño del cordón ¾” de pulg. La soldadura fue diseñada de acuerdo con el

esfuerzo permisible de la parte a presión (S= 14.700 Kpsi).

La selección del tamaño del cordón de soldadura corresponde a la base teórica

expresada en el Código ASME Sección IX. (Ver figura 22 y 23)

19 Ver figura 20 y 21

74

Figura 20. Soldadura a Filete. Fuente: ASME Sección IX

75

Figura 21. Soldadura a Tope. Fuente: ASME Sección IX

El bisel para la soldadura a tope del Tambor Separador D-6227 se hará con una

inclinación de 35° y el hombro del bisel no será mayor de 1/8”. (Ver figura 22 y 23)

La soldadura debe hacerse con dos tipos de electrodos:

En el primer pase de debe utilizar un electrodo E-6010, recomendado para soldaduras en

todas las posiciones; se emplea con corriente continua y polaridad inversa. Se emplea

cuando la calidad del depósito es de máxima importancia, en particular cuando hay que

cumplir con requisitos radiográficos. El tipo de soldadura con este electrodo se

caracteriza por ser de penetración profunda.

76

Los pases subsiguientes se deben hacer con un electrodo E-7018, utilizable con

corriente alterna y corriente continua como electrodo positivo. El tipo de soldadura con

este electrodo es de baja penetración.

IV.2.6 INTERNOS

El Tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227, utilizará, según especificaciones

dadas por Ing. de Procesos de la Refinería El Palito, los siguientes internos:

IV.2.6.1 Demister (Separador de Niebla)

Para servicios críticos en los que el arrastre de líquido se debe reducir a menos de 1 kg

de líquido por 100 kg de gas (1 lb por cada 100 lbs de gas), se recomienda una malla de

80 kg/m3 (5 lbs/pie3), con espesor de 150 mm (6 pulg).

IV.2.6.2 Baffle (Placa de Choque)

De acuerdo a las recomendaciones que se presentan en la norma PDVSA MDP-03-S-03

“Procedimiento de Diseño Separadores Líquido-Vapor”, pueden usarse codos de 90°

como deflectores de entrada de la mezcla bifásica al tambor separador. La información

de medidas de los codos de 90°, se encuentra en la Tabla 8. (Ver figura 24)

77

Figura 22. Distancia del centro al extremo del codo. Fuente: MDP-03-S-03 PDVSA, Procedimiento de

diseño Separadores Líquido-Vapor.

Tabla 8. Dimensiones de codos estándar de 90° para soldar en función del tamaño nominal de la tubería.

Fuente: MDP-03-S-03 PDVSA, Procedimiento de diseño Separadores Líquido-Vapor.

Tamaño nominal de la tubería Distancia del centro al extremo del codo

mm Codos radio largo Codos radio corto

25 38 25

40 57 38

50 76 51

65 95 64

80 114 76

90 133 89

100 152 102

125 191 127

150 229 152

78

Las dimensiones del codo de 90° radio largo que deberá utilizar el Tambor Separador

D-6227 corresponden a las dadas por la tabla 8 para un diámetro nominal de tubería de

6” (150 mm) ya que la tubería de entrada al recipiente posee dicho diámetro.

IV.2.7 AISLAMIENTO TÉRMICO

El Tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227 llevará aislamiento térmico de

fibra de vidrio de 3 ½”, para conservación normal de calor según norma Foster Wheeler

“Thermal Insulation Hot Service” y norma PDVSA L-212, “Material Aislante y

Aplicación Servicio en Caliente”. (Ver figura 25)

Figura 23. Thermal Insulation Hot Service. Fuente: Foster Wheeler.

79

IV.2.8 EVALUACIÓN DE TRAMPAS DE VAPOR

Las trampas de vapor ubicadas en el cabezal de 600 lbs aguas arriba del Tambor

Separador D-6227, fueron evaluadas de acuerdo a al siguiente procedimiento:

• Se recaudó información en la tesis “Evaluación del sistema de recolección de

condensado de la sección de Conversión y Tratamiento de la Refinería el

Palito”.

• Se observó la ubicación de trampas de vapor existentes en el cabezal de 600 #:

(Ver figura 26)

Figura 24. Ubicación de trampas de vapor en el cabezal de 600 # F.C.C. Fuente: Evaluación de sistemas

de recolección de condensado.

80

Donde,

B-7451, B-7452, B-7453, B-7454: Calderas de Servicios Industriales.

B-6102: Caldera de la planta de FCC.

G-6102: Tren Recuperador de Potencia de la planta de FCC.

G-6223: Compresor de Gas Húmedo.

T: Trampas de Vapor.

• Mediante inspección visual en campo e información obtenida en la tesis

“Evaluación del sistema de recolección de condensado de la sección de

Conversión y Tratamiento de la Refinería el Palito”, se pudo constatar la

existencia de 5 trampas de vapor distribuidas según esquema de la figura 26.

• Mediante el uso de un pirómetro, fue verificada la temperatura en las tuberías

asociadas a dichas trampas. Se obtuvo como resultado un valor promedio de 80

°F, muy por debajo de la temperatura de operación de la línea (720 °F),

indicador directo de un mal funcionamiento de las trampas a excepción de

trampa N° 5, la cual se encontró en buen estado y funcionando.

• En base a las mediciones realizadas se pudo constatar que la mayoría de las

trampas ubicadas aguas arribas del Tambor Separador D-6227 están dañadas,

posiblemente por taponamiento de las mismas.

81

CAPITULO V. CONCLUSIONES

La turbina del compresor de gas húmedo G-6223 de la unidad de FCC genera la

potencia necesaria para el funcionamiento del compresor. La misma utiliza vapor de

600 lbs proveniente de servicios industriales.

Debido al problema que presenta esta unidad actualmente se concluye que:

1. Con la instalación del tambor separador de vapor y condensado se estima que se

reducirá el contenido de humedad con que el vapor llega a la turbina, disminuyendo

los problemas de mantenimientos no programados y eliminando la inestabilidad del

equipo producto del golpeteo por exceso de humedad.

2. Se determinó que la unidad de FCC no cuenta con un sistema de trampas de vapor

lo suficientemente efectivo y confiable para remover la gran cantidad de humedad

que arrastra el vapor que proviene de las calderas de servicios industriales.

3. Se estima que con la instalación de un tambor separador a la entrada de la turbina

del compresor G-6223 de la unidad de FCC, se aumente la eficiencia de servicio del

equipo y aumente la productividad de la unidad, evitando pérdidas de producción de

la planta de FCC.

82

CAPITULO VI. RECOMENDACIONES

• La construcción del Tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227 deberá

estar referenciada a los detalles mostrados en el plano Nº 6100-01-11-0204.

Tambor Separador de Vapor y Condensado D-6227.

• Reemplazar o reparar, según sea el caso, las trampas de vapor que se encuentran

dañadas.

• Colocar aislamiento térmico a las líneas de tuberías asociadas al Tambor

Separador D-6227.

• Colocar Válvulas de Seguridad en el Tambor Separador D-6227 debido a las

altas temperaturas y presiones manejadas.

83

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