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 10” Sch. 80
Diámetro de 12” a 16” Sch. 60
Diámetro de 18” a 20” Sch. 40
Diámetro de 24” Sch. 30
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,
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 bases 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.
.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,
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 bases 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.
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,
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.)
D= diámetro interior (pulg.)
Tomando en cuenta las bases 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)
18 Ver apéndice C.
62
E= 100 % (Ver anexo 4)
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,
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.
63
R= radio interior (pulg.)
C.A=Margen de corrosión (pulg.)
D= diámetro interior (pulg.)
Tomando en cuenta las bases 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.
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
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Vessel. United States of America. The American Society of Mechanical
Engineers. 2005, 20 Octubre.
• ASME Sección IX. 1998. Welding and Brazing Qualifications. United States of
America. The American Society of Mechanical Engineers. 2005, 15
Noviembre.
• ASME Seción II. 1989. Material Specifications. United States of America. The
American Society of Mechanical Engineers. 2005, 15 Noviembre.
• ASME B1.1. Unified Screw Threads. 2005, 20 Noviembre
• ASME B 16.5 . 2003. Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings. United States
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