REVISTA DIGITAL
SEGURIDAD EN PROCESO
(VáLVULAS EL COMPLEMENTO PERFECTO) 5ta. EDICIÓN ABRIL/2015
AUTOMATIZACIÓN 360
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EL GURÚ
VÁLVULAS DE SEGURIDAD
Y ALIVIO CON ESTAMPE Harold Rojas
Ingeniero Mecánico
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Todos los sistemas, procesos, recipientes a presión, tuberías y en general equipos industriales están sometidos a presiones positivas o negativas como parte diaria de su función, cuando las condiciones de proceso se salen de sus condiciones normales, situaciones anómalas o de emergencia que exigen que los mecanismos de protección por sobrepresiones actúen y protejan los equipos, los procesos y las personas lo cual nos recuerda la importancia y confiabilidad que deben tener para el bien de todos. Estos mecanismos son las Valvulas de seguridad, válvulas de seguridad alivio, válvulas de alivio, válvulas de alivio térmico, válvulas de presión y vacio, válvulas de emergencia, válvulas de seguridad pilotadas, discos de ruptura, válvulas de surge relief, paneles, BDEV, HIPPS y válvulas de contrapresión-alivio. Como se observa, cada una de estos mecanismos o válvulas están diseñadas para funciones muy particulares y basadas en normas muy precisas. En esta ocasión nos centraremos en las válvulas de seguridad y aun mas en la importancia que estos mecanismos deben tener el estampe el cual ofrece múltiples ventajas que profundizaremos en las siguientes paginas.
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Ahora preguntémonos ¿las válvulas de seguridad de su planta tienen estampe? Reiteramos, las válvulas de seguridad fueron creadas para proteger: equipos, procesos, instalaciones y lo más importante la vida humana. ASME define las normas de fabricación, diseño, empleo de materiales con el fin de cumplir con la vida útil y correcto desempeño. En el caso de las válvulas de Seguridad es el ASME I, ASME VIII y ASME III; para mencionar las más comunes e importantes.
Quien emite y administra estas licencias de ASME es The National Board of boiler and Pressure Vessel Inspectors , igualmente en periodos de tiempo verifica que el fabricante está cumpliendo según el código ASME. The National Board of boiler and Pressure Vessel Inspectors igualmente asesora las compañías aseguradoras internacionales que otorgan pólizas a los clientes en el ámbito de plantas industriales.
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¿Cómo obtengo el certificado y uso del estampe ASME?: - Con los materiales verificamos las máximas presiones MAWP teniendo en cuenta las temperaturas y áreas de boquilla establecidas. Adicionalmente a los anteriores aspectos, le sumamos un Software de dimensionamiento avanzado y actualizado como lo es el PRV2SIZE, SizeMaster o SRVS los cuales garantizan aspectos tan importantes como áreas de boquilla, Presiones, Temperaturas, Contrapresiones, Viscosidad, materiales, estimado de fuerzas de reacción entre otros parámetros.
- A través de diseño, los inspectores de la National Board of boiler and Pressure Vessel Inspectors certifican que el coeficiente de descarga Kd sea el apropiado para cualquier tipo de fluido. Apoyados igualmente en API-520, API-526 y API-527 con todo lo anterior se reduce la incertidumbre, se garantiza trazabilidad de las válvulas y sus partes. - Se presenta auditorias para inspeccionar las instalaciones del fabricante y sus procedimientos, Bancos de prueba, capacidades y desempeño como el blowdown.
Es posible que también existan fabricantes de buena calidad y por ende con precios muy competitivos, pero si no podemos dar respaldo certificando con el estampe ASME, el riesgo es alto ya que el margen de error siempre está presente y no tenemos como eliminarlo.
- Con todo lo anterior, las primas de seguros se reducen ostensiblemente en su valor por tener equipos con estampe.
Quienes tienen el Estampe, tendrán un certificado emitido por ASME donde claramente describe su nombre, su dirección y que cubre este certificado.
- Recuerden, las válvulas deben tener sellos de seguridad no violados para garantizar que los anillos y Bonete sean manipulados por personal capacitado y autorizado, pero tener los sellos de seguridad no significa que la válvula tenga Estampe.
Es importante que estos certificados estén vigentes y claramente los mismos describen el alcance de los mismos, algunos indican solo ensamble, otros no incluyen procesos de soldadura, otros que son los ideales, cubren el 100 % de la manufactura.
- Es importante resaltar que su proveedor debe tener estampe por la fabricación, algunos solo tienen por ensamble y/o reparación, lo cual no garantiza que las piezas cumplan con lo requerido por ASME en el caso del UV-1 que es el requerido para ser fabricación.
El estampe ASME vale, es muy importante, exíjalo!!!
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harold rojas Harold Rojas L. es Ingeniero Mecánico graduado de la Fundación Universidad de América, tiene 17 años de experiencia en procesos para la industria Petrolera, Química, Petroquímica, Alimentos, Minería, Ingenios, Papeleras y Municipalidades enfocados y que involucren válvulas desde la etapa conceptual hasta el dimensionamiento y selección; actualmente se encuentra en Hernán Escobar Posada Representaciones Ltda. como Ingeniero de Aplicaciones para la División Válvulas.
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DEPOSICIÓN DE AZUFRE SOLIDO EN
LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Nelson rodriguez
Ingeniero Mecánico
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Las experiencias de países como Francia, Escocia, Noruega han reportado la aparición de azufre sólido en las líneas de gas y han desarrollado hipótesis para dar respuesta a tal fenómeno. En Colombia los transportadores de gas ha evidenciado tal fenómeno y por supuesto que están sufriendo las consecuencias y por supuesto que las están reportando y a su vez corrigiendo. Las siguientes son fotos del fenómeno en equipos usados en gasoductos de Colombia.
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Fotos del fenómeno en equipos usados en gasoductos de Colombia. En el caso colombiano se ha venido detectando que en la medida en que las líneas de transmisión tienen diferentes puntos de entrada (gases de diferente origen) y que además en las estaciones de regulación existe una elevada caída de presión son las fuentes para la aparición del fenómeno y coincide plenamente con lo reportado en los diferentes “Papers”. La calidad del gas en Colombia está de acuerdo con los estipulado en el RUT y por lo tanto el azufre total y H2S están concentraciones inferiores a los exigido por el reglamente único de transporte, sin embargo el azufre sólido ha venido apareciendo. Las hipótesis de la formación son las siguientes: • Reacción química. • Formación de condensados. • Desublimación de azufre.
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La primera no es posible puesto que los tiempos de residencia son extremadamente pequeños menores a 0.01 s y además el fenómeno se presenta en puntos después de la reducción de presión que van acompañados de reducción de temperatura lo cual no favorece las reacciones químicas. La formación de condensados es también poco probable debido a que con las condiciones de entrada (P= 5 MPa, T=280 K) y la presión de salida alrededor de P=0,5 MPa, lo cual produce una reducción de temperatura quedando alrededor de 253 K. La hipótesis con mayor aceptación es la desublemación que consiste en la transformación del azufre del estado gaseoso al estado sólido ocasionado por la reducción de presión y temperatura; debido a que la temperatura está por debajo del punto triple del azufre (95,5 °C). Los profesores franceses JP Serin y P. Cézac junto con otros profesores de la Universidad de Pau han desarrollado un modelo que ha sido exitoso en la determinación de la masa de azufre sólido que aparece en un proceso de reducción de presión de gas natural. Con esa información y con el software desarrollado en Francia se obtienen valores que coinciden con los datos experimentales, un ejemplo ocurrido en nuestro medio es el siguiente: Condiciones en la estación de regulación y medición: Tubería: 2” P1: 880 PSIG T1: 29°C P2: 250 PSIG (Primera Etapa de regulación) P3: 60 PSIG (Segunda Etapa de regulación) T3: 16°C. Flujo Máximo: 221000 SCFH.
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En este tipo de estación de regulación por la caída de presión se presenta disminución de temperatura por lo cual se tiene un calentamiento previo a la etapa de regulación con el fin de evitar congelamiento y condensación. En el sistema de regulación se tienen pilotos que tienen conexiones en tubing de ½” que en los casos en los cuales el sistema de calentamiento falla no lograr incrementar la temperatura y por ello aparece el azufre sólido. En las tuberías mayores también se presenta la aparición de sólidos sin embargo por su tamaño no logra taponarla y el efecto es solo perceptible en las líneas de pequeño diámetro. Al perder la señal de control de regulación se por el taponamiento en el piloto, la válvula de corte opera impidiendo el paso de gas por la cual a la salida no hay gas hacia la población o gran usuario. El P&ID general de este tipo de estaciones es el siguiente:
Referencia RMG
Referencia INSTROMET
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La recomendación para la solución de este tipo de problema es el uso de calentadores solo para los pilotos y con ello se logra que el control de la estación permanezca y no se presenta el corte. En el sistema de medición el impacto es mucho menor sin embargo dependiendo del tipo de tecnología se verá más afectada como son los de tipo rotativo (turbinas y desplazamiento positivo) En el caso de las turbinas se han alcanzando desvaciones hasta del 2% de acuerdo con lo reportado por el medidor maestro. En los medidores ultrasónicos es función del tamaño y en los caso de 6” capas de 0,2 mm se tienen errores de 0,5% y con la misma capa en tamaños de 20” el error es de 0,16%.
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PV, PSIG
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Baseline
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PV, SP, PSIG
Experiencia y Mejoramiento de Procesos en:
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OP, %
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En resumen la aparación de azufre sólido es un fenómeno que puede dejar al comunidad sin gas y que además desde el punto de medición el volumen fiscalizado tiene errores debido a la capa de sólido sobre sus superficies.
1000 alarms
100 10
EEMUA Manageable
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0 1-Nov
Simulación de procesos.
Average
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15-Nov
22-Nov
29-Nov
Gestión de alarmas.
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Nelson Rodriguez Ingeniero Mecánico, especialista en ingeniería de gas con énfasis en medición oil & gas. Experiencia de 24 años en instrumentación, válvulas on-off y válvulas de control.
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INGENIERÍA EN DETALLE
Atmosferas explosivas sobre los tanques API650 y API620 Seguridad a través del uso de válvulas de presión y vacio con Arrestadores de llama
Sascha Pineda
Ingeniero en Procesos químicos y energéticos
Oscar Alfonso Gómez
Ingeniero Mecánico
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En la edición 4 de la revista en el articulo “Ciencia Básica el Fuego” (Diana Nieto, 2014) nos quedo claro que los elementos necesarios para generar el Fuego son: Calor, Oxigeno y Combustible, en adecuadas proporciones. Las normas que aplican y los diseños de los equipos de proceso deben buscar la seguridad general de la planta, y a pesar de la presencia de fuego el objetivo o es limitarlo a un recinto, por ejemplo, método de protección “a prueba de explosión” (NEC , 2014), o controlarlo hasta que se consuma todo el gas combustible, tal como sucede en las conflagraciones externas sobre los tanques atmosféricos que almacenan líquidos inflamables, los equipos instalados deben evitar que el fuego que intenta consumir los gases entre en el tanque. Uno de los dispositivos usados para evitar que la llama entre dentro del tanque es el arrestador de llamas, que es definido por la norma (ISO 16852, 2008) como: "Dispositivo instalado en la apertura de un recinto, o para las tuberías de conexión de un sistema de recintos, y cuya función prevista es para permitir el flujo pero evitar la transmisión de la llama". Físicamente el arrestador de llamas es un equipo que internamente tiene una serie de bandas de acero enrolladas, que tienen intersticios de determinado tamaño, dependiendo del gas, ver Figura 1 Detalle de arrestador de llama (Protego , 2009)
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INGENIERÍA EN DETALLE
Figura 1.
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Figura 2.
El arrestador de llama permite el paso del gas con una baja perdida de presión, pero evita el paso de la llama por un efecto térmico. En el momento de pasar la llama por un intersticio, o espacio reducido, pierde temperatura hacia las paredes.
Figura 1 Detalle de arrestador de llama (Protego , 2009) Figura 2 Entrada de la llama al arrestador (Protego , 2009)
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INGENIERÍA EN DETALLE
Otro elemento fundamental en la protección de un tanque atmosférico es la válvula de presión y vació, que en resumen permite “respirar” el tanque en el momento que estamos bombeando líquido al interior, retirando liquido o alivia presión y vacio por cambios del volumen del fluido almacenado.
Figura 3.
Figura 3 Válvula de presión y vacio (Protego , 2009)
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LA NECESIDAD DE ACLARACIÓN EN LA PROTECCIÓN DE LOS TANQUES Durante varias décadas, las organizaciones estatales y las sociedades de ingeniería han publicado directrices estrictas de ingeniería para el diseño y la gestión segura de los tanques de almacenamiento. Pero, a pesar del mejor esfuerzo en la utilización de la mayoría de los procedimientos de trabajo hay contradicciones entre algunas de las normas, por ejemplo: • la quinta edición del (API 2000, 1998) y el estándar alemán (TRbF 20, 2001). El estándar API 2000 establece que "un arrestador de llamas no se considera necesario cuando se implementa una válvula de alivio de presión vacío para ventilación del tanque a la atmósfera, debido a que las velocidades de llama son menores a las velocidades de salida del gas a través del asiento de la válvula de presión de vacío" [2]. • Por otra parte, la norma (TRbF 20, 2001) exige claramente el arrestador de llamas si el "tanque contiene líquidos que pueden crear una atmósfera explosiva" [3]. En otras palabras, se exige para cualquier líquido que se almacene por encima de su punto de inflamación.
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• Las aprobaciones de FM (Factory Mutual , 2007) requiere la instalación de Arrestadores de llama en los tanques que almacenan líquidos cuyo punto de inflamación igual o inferior a 43°C o en tanques que calientan el líquido almacenado a su punto de inflamación [4]. De acuerdo con (James, 2006) en “Journal of Loss Prevention in the Process Industries” “los respiraderos son vistos como un lugar probable de ignición y se recomienda que los arrestadores de llama deben ser instalados para evitar la explosión del tanque". Estas contradicciones en diferentes normas y publicaciones reconocidas mundialmente exigieron aclaración durante el proceso de elaboración de la norma (ISO Standard 28300, 2008). Por esta razón, el comité de la ISO28300 decidió realizar una investigación sobre los respiraderos que fueron probados según la norma (ISO 16852, 2008) arrestadores de llama. El objetivo de esta investigación fue determinar si un venteo de conservación, también conocida como válvula de alivio de presión y vacío (PVRV), realmente puede evitar el paso de la llama a través del disco de ventilación y evitar la explosión del tanque si la atmósfera del tanque se encuentra dentro del LEL y UEL.
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Figura 4.
PRUEBA DE ACUERDO CON LA NORMA ISO 16852 ARRESTADORES DE LLAMA Para determinar si una válvula de presión vacio es capaz de prevenir la entrada de una llama al tanque en el caso de producirse una ignición externa, se realizan las siguientes pruebas de acuerdo con la norma ISO 16852 [6]: • Prueba de deflagración atmosférica, comprueba si el equipo analizado evita la entrada al tanque de un fuego externo • Prueba de alta velocidad, comprueba si la presión dentro del tanque genera una velocidad de salida de los gases mayor a la velocidad de entrada con la que se consume los gases
Figura 4 áreas clasificadas en un tanque
Antes de detallar los procedimientos y conclusiones de las pruebas, primero veamos esquemáticamente lo que hay presente en cercanías del techo del tanque. Sobre el tanque por efectos de vaporización de los líquidos almacenados y por entrada de líquido al tanque, siempre hay presente una atmosfera potencialmente explosiva, de allí que el NEC (National Electrial Code, Artículo 500) clasifique esta área como clase I división I, ver figura 4.
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Configuración y resultados de la prueba de deflagración atmosférica La Figura 4 Prueba de deflagración atmosférica de arrestador de llama de final de línea, como se describe en la norma ISO 16852 parte 7.3.2.1, muestra la configuración de prueba para la prueba de deflagración atmosférica de acuerdo con [6]:
Figura 5.
Figura 5. Prueba de deflagración atmosférica de arrestador de llama de final de línea como se describe en la norma ISO 16852 parte 7.3.2.1
1. Fuentes de ignición; 2. La bolsa de plástico Ø 1,2 m, longitud de 2,5 m, espesor de la lámina> 0,05 mm; 3. Equipo a probar 4. Tanque; 5. Mezcla de entrada con válvula de cierre; 6. Mezcla de salida; 7. Disco o diafragma de ruptura.
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prueba. Cada PVRV se fijó en + 10 mbar (4 "wc) y -2 mbar (-0,8" wc). La segunda serie de pruebas se realizó con 5,5 vol. % De propano en aire. En la tercera serie de pruebas, se utilizó una mezcla rica, 6,0 vol. % De propano en el aire.
Procedimiento:
Con estas mezclas de combustible y aire todas las válvulas de presión y vacio no lograron evitar la propagación de la llama resultante de deflagración atmosférica en el tanque a prueba de explosiones. En todas las pruebas el diafragma (7) se rompió y una bola de fuego se propaga fuera del recipiente.
El tanque a prueba de explosión (4) y la bolsa de plástico (2) se llenan completamente con una mezcla de aire / propano, el tanque se ventila a través de una válvula de presión y vacio (3). Un secador de aire, se utiliza para asegurar una concentración de oxígeno constante en la mezcla de combustible/aire. Las válvulas presión vacio probadas son de diferentes fabricantes y de diámetro 4”, con presiones de disparos típicos en los tanques atmosféricos API650.
Figura 6.
La atmosfera explosiva se crea con gas Propano, con una pureza superior a 95% y con aire, el cual se inyecta seco, ambas corrientes son medidas con medidores de flujo, para asegurar las proporciones de la mezcla explosivas, una fracción de esta mezcla es conducida para detector de atmosferas explosiva, para mantenerla en un nivel explosivo. La mezcla de combustible es encendida aproximadamente 1 metro por encima del punto donde la válvula está conectada al recipiente a prueba de explosión. Se utiliza un encendedor con energía de ignición de 160 mJ. Si la válvula de presión y vacio no puede impedir el paso de la llama, esta se propagará a través de la PVRV y una explosión en el interior del tanque ocurrirá. Como resultado, el diafragma del tanque (7) va a estallar y las llamas saldrán al exterior del tanque. 1. Atmósfera explosiva 2. PVRV 3. Tanque; 4. Entrada de mezcla combustible/aire 5. Disco o diafragma de ruptura. 6. Piloto de la llama
Para la primera serie de pruebas de la bolsa de plástico se llena con una mezcla estequiométrica de propano en aire (4,2 vol. % De propano). Después de cerrar la válvula de cierre se enciende la mezcla de gases en el interior de la bolsa. Cinco grandes fabricantes de válvulas de presión y vacio se ponen a
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Configuración y Resultados de la prueba de la alta velocidad Primero detallemos lo que ocurre cuando un gas es quemado a la salida de un ducto, por ejemplo, en el fogón de la estufa casera o en la tea industrial, en estos casos la velocidad de salida de los gases, causada por la presión del equipo, es mayor a la velocidad de consumo del gas por llama, por esta razón la llama no entra dentro del equipo. Si esto no se cumple, y hay pérdida de presión del equipo y por consiguiente menor velocidad de salida de los gases, la llama podría entrar dentro del equipo, tener un retroceso de llama o flash back. Esta prueba busca probar si la salida de los gases en la PVRV es suficiente, para evitar la entrada de la llama en una conflagración sobre un tanque. En La figura 5, muestra la configuración para las pruebas de alta velocidad, de acuerdo con norma ISO 16852 parte 9.2 [6]: mente puede evitar el paso de la llama a través del disco de ventilación y evitar la explosión del tanque si la atmósfera del tanque se encuentra dentro del LEL y UEL.
Figura prueba de válvula de ventilación 4. Alta velocidad como se describe en la norma ISO 16852 parte 9.2. [6] Para la realización de las pruebas una válvula de presión y vaci0 (2) se instala en la parte superior de un tanque a prueba de explosión (3). Una mezcla de aire estequiométrica de propano entra en el tanque (4) y se descarga a través del lado de presión de PVRV. Además, se usa como fuente de ignición el piloto de un quemador (7) instalado cerca del lado de descarga de la PVRV. Una vez más, válvula de presión y vacio de 5 fabricantes diferentes se ponen a prueba. La primera serie de pruebas se realizó con un flujo de volumen de mezcla explosiva de Q =85 m ^3/h, el disco presión de la válvula abre y se cierra debido al bajo flujo. Después de la ignición del piloto una llama se estabilizó en el asiento de la válvula, pero unos pocos segundos, la llama se propaga a través del espacio entre el asiento y disco, generando una explosión dentro del tanque. En consecuencia, el diafragma de ruptura (5) se rompe y una bola de fuego se propaga hacia el exterior del tanque. Se llevó a cabo la segunda serie de pruebas con un flujo de la mezcla explosiva de Q =100 m ^3/h. Una vez más, sólo unos segundos después de la ignición se generó la Retrollama.
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MITO Falso Estos resultados demuestran que las válvulas de presión y vacio no pueden funcionar de forma confiable como Arrestadores de llama si se produce una deflagración atmosférica. Por otra parte, la declaración que un arrestador de llamas no es necesario en una válvula de presión y vacio porque las velocidades de llama son menores que las velocidades de salida del gas a través del asiento de las válvulas, no puede ser confirmada, porque por otro lado, existen algunas de las declaraciones y directrices de las normas internacionales que se basan en muchos años de experiencia operativa, en este caso en especifico, la industria de la refinación tiene muchos años de experiencia positiva que apunta a que las PVRV impiden el ingreso de las llamas en un tanque de almacenamiento después que una nube de gas combustible se encienda por la caída de un rayo. Pero esta conclusión puede estar equivocada. La razón principal de esta experiencia positiva es porque el espacio de cabeza de vapor en el tanque puede estar por encima de UEL (límite superior de explosividad) en condiciones de almacenamiento ambientales, sin embargo, hay líquidos como el etanol, que bajo condiciones de almacenamiento a temperatura ambiente permite un espacio de cabeza de vapor que está constantemente en el LEL y UEL, el resultado podría ser catastrófico y con pérdidas de millones de dólares… en la actualidad esto es muy crítico porque ha aumentado el uso y almacenamiento de los combustibles con mezcla de alcohol carburante, es decir, etanol
BIBLIOGRAFIA API 2000. (1998). API STD 2000 Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks. Factory Mutual . (2007). Factory Mutual Approval Guide, Flammable Liquid Equipment. ISO 16852. (2008). ISO 16852 Flame arresters Performance requirements, test methofs and limits for use. ISO Standard 28300. (2008). First Edition Petroleum, petrochemical and natural gas industries – Venting of atmospheric and low-pressure storage tanks. James, C. (2006). A study of storage tank accidents. Journal of Loss Prevention in the process industries , 51 -59. NEC . (2014). National Electrical Code Handbook. Nieto, D. M. (2014). Ciencia Básica del Fuego. Automatización A360 , 34-39. Protego . (2009). Tecnología Protego. Alemania. TRbF 20. (2001). Technische Regeln für Brennbare Flüssigkeiten TRbF 20, BArbBl Nr. 4/2001 S.60.
Por esta razón la nueva Norma ISO 28300 recomienda utilizar un arrestador de llama como una medida efectiva para reducir el riesgo de transmisión de la llama.
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INGENIERÍA EN DETALLE
Sascha Pineda
Oscar Alfonso Gómez Ingeniero Mecánico, U. Nacional
Director General para América Latina y CEO de la empresa Protego Brasil.
Especialista en Automatización de Procesos Industriales, U. Andes
Ingeniero diplomado de la Universidad Técnica de Berlin formado en Procesos químicos y energéticos.
División de Válvulas en Instrumentos y Controles S.A.
Especialista en las áreas de seguridad de los processos quÌmicos, Termodinamica de las reacciones quÌmicas especialmente de las catalÌticas heterogéneas.
Más de 10 años de experiencia en Automatización
Miembro de la comission brasilera CB24 de est˙dio de las Apagallamas, Vávulas de Alivio de Presión y Vació (ISO16852 e ISO28300/API2000). Más de 10 años de experiÍncia en la consultoria técnica de prevensión y minimización de riesgos bajo la presencia de atmosferas explosivas.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Pruebas Potenciales de Pozos Mediante la Utilización de Medidores Tipo Coriolis DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE SUBSUELO Y CONFIABILIDAD – SUPERINTENDENCIA DE OPERACIONES CENTRAL
Marco Fidel Suarez González Giovanni Annicchiarico Pianeta Gabriel Eduardo González Sua www.a360.com.co
Resumen— Dentro de la industria de producción de petróleo, la necesidad de realizar mediciones de los potenciales de producción en cada uno de los pozos tiene una gran importancia tanto para cumplir con los requerimientos legales como para obtener información de utilidad para la optimización de la producción; es por ello que dentro de la Superintendencia de Operaciones Central de ECOPETROL S.A. se realizó un conjunto de pruebas con el medidor tipo Coriolis, para un flujo multifásico de bajo contenido de gas, cuyos resultados se exponen en este artículo. Palabras Claves— Coriolis, Pruebas de pozos, Potenciales de pozos, Flujo multifásico.
I. INTRODUCCIÓN La necesidad de realizar mediciones de los potenciales de producción en cada uno de los pozos que componen el campo Castilla pertenecientes a la Superintendencia de Operaciones Central (SOC) de ECOPETROL S.A., con el propósito tanto de cumplir con los requerimientos del Ministerio de Minas y Energía, como de obtener información de utilidad para la optimización de la producción. Esta necesidad, junto con el déficit de instalaciones que permitan realizar este tipo de pruebas de manera tradicional, con un separador multifásico y tanque de prueba, debido al aumento considerable en el número de pozos productores del campo, hicieron que dentro de ECOPETROL S.A. se investigara la opción de utilizar otro tipo de tecnologías para esta medición, obteniendo buenos resultados con el medidor tipo Coriolis, como se expone en el presente artículo.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
II. ANTECEDENTES Las pruebas de pozos, es la operación que se lleva a cabo en pozos de exploración y de desarrollo para determinar las características de un pozo, tales como potencial, propiedades y relación de los fluidos, condiciones del yacimiento, etc. La SOC ha venido probando tecnologías para pruebas de pozos con flujo multifásico, que permitan al departamento de Producción, evaluar y optimizar el desempeño de los pozos sin separar la corriente de flujo, en sus tres fases individuales: gas, petróleo y agua, que se observa en la Figura 1. La utilización de medidores multifásico provoca caídas de presión menores que los separadores convencionales, permitiendo que las pruebas se hagan en condiciones similares a las reales, ocupando menores espacios, y con menores tiempos operativos para las pruebas. En la Figura 2 se observa un medidor de este tipo.
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
Figura 2.
Figura 2 Sistema de medición multifásico Figura 3.
De esta tecnología de medidores multifásico la SOC ha probado un medidor multifásico ofrecido por una compañía de servicios petroleros, encontrando esta opción como una solución costosa, del orden de los cientos de millones de dólares, y de especial cuidado por usar una fuente nuclear radioactiva, como se muestra en la Figura 3, elemento que exige capacitación y equipos especiales para su operación, mantenimiento y disposición.
Figura 3 Medidor multifásico nuclear
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DE LA TEORÍA A LA PRÁCTICA
III. PRUEBA PILOTO
En busca de una solución de menor costo, fácil operación y mantenibilidad, se dispuso las facilidades para probar un medidor tipo Coriolis de última generación, Figura 4, para medir la fase liquida del fluido (crudo más agua) pero que pudiera manejar la presencia de gas.
Para validar los datos del medidor se realizo una prueba piloto, en conjunto con una empresa proveedora de esta tecnología, cuyo objetivo principal era el de evaluar el desempeño de un medidor tipo Coriolis como alternativa para medir en línea el potencial de los pozos del campo, comparando la medida obtenida con el método tradicional avalado por el Ministerio de Minas y Energía, conformado por separador y tanque de prueba [1].
Figura 4.
Para asegurar la selección del medidor apropiado se debe identificar las condiciones de proceso, es decir los parámetros de los pozos como: Presión, temperatura, flujo, gravedad específica, viscosidad, relación aceite gas y relación agua aceite, las facilidades de conexión física, clasificación de área para seleccionar el medidor apropiado. Finalmente se busca comparar el dato en línea del medidor Coriolis del flujo agua, crudo y gas, con las medidas realizadas con el método tradicional.
IV. MEDIDOR TIPO CORIOLIS Figura 4 Medidor tipo Coriolis.
El flujo másico ocurre cuando el producto a medir fluye a través de los tubos que se encuentran vibrando, la fuerza que deforma los tubos se denomina fuerza de Coriolis en adición a la vibración causada por el movimiento de las bobinas internas. El medidor en forma de “U” vibra a su frecuencia natural, excitado por un campo magnético, cuya oscilación es similar a la de un diapasón con una amplitud menor a 1 mm. Estos medidores tienen la capacidad de medir tanto la rata de flujo másico como la densidad del fluido.
Estas pruebas se realizaron en un cluster de pozos perteneciente al campo Castilla, donde se aseguró que las sus válvulas del manifold de prueba no tuvieran pase, factor de suma importancia para eliminar errores significativos en la medición que desvirtuarían la validez de la prueba. Este cluster está compuesto por 6 pozos (pozo A, pozo B, pozo C, pozo D, pozo E y pozo F).
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Este tipo de medidor cuantifica la masa directamente, sin embargo, para medir volumen la configuración toma la masa medida y la divide entre la densidad medida por el equipo, como el divisor sería el que puede afectar el cálculo en mayor proporción es importante tener en cuenta la exactitud de la medición de densidad. Se recomienda instalar un transmisor de temperatura por separado para compensar y hacer los ajustes cuando se realiza conversión a volumen, pues no es recomendable usar la RTD (Resistance Temperature Detectors) del Coriolis puesto que su instalación ha sido diseñada para medir la temperatura de los tubos, mas no la del fluido. La electrónica del medidor acepta un flujo multifásico y da una medida muy exacta de fase líquida por medio de un proceso de filtración de ruidos que son causados por la presencia de la fase gaseosa, de la frecuencia natural del medidor. Esta filtración se logra através de un algoritmo que se encuentra programado, y que tiene como referencia los valores de frecuencia que son manejados cuando por estos medidores fluye un fluido de una sola fase. Este tipo de medidor cuenta con las siguientes características generales:
• Su exactitud es de: +/- 0.05% en medición de flujo másico +/- 0.0002 g/cc en densidad • Repetibilidad de: +/- 0.025% de la rata de flujo másico +/- 0.0001 g/cc en densidad • Rango de control (Rangebility) de 20:1 hasta 80:1 • Sin partes móviles propensas a desgaste. • De bajo mantenimiento. • No requiere arreglo de tuberías • No se requiere acondicionador de flujo • No se requiere de filtro (dependiendo del contenido de arena) • El sensor no es intrusivo • En la prueba realizada el medidor manejó la presencia de gas hasta en un 25%. Este porcentaje depende de la distribución de las burbujas dentro de la fase líquida (en ocasiones es necesario emplear back pressure para mejorar la dispersión de las burbujas, y siempre y cuando la presión de burbujeo nos lo permita), y en el caso de Castilla el hecho de tener un crudo viscoso hace que la distribución de las burbujas sea más homogénea y por lo tanto reduzca los errores que se puedan tener por la presencia de dos fases. La forma ideal de distribución es la que se presenta en el siguiente diagrama bajo la denominación “Bubble”. • Se requiere dejar facilidades para remover depósitos que pueden afectar el desempeño, y válvula superior que permita desairear.
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V. MEDIDOR SELECCIONADO Para la realización de las pruebas se seleccionó un medidor en acero inoxidable 316L, con transmisor electrónico capaz de manejar gas atrapado; rango de caudal entre 500 a 8.600 BFPD, con una caída máxima de presión de 9 psi para máximo de flujo.
A. Montaje El medidor Coriolis fue instalado en la línea de prueba del Cluster seleccionado, en posición tipo bandera en la sección de subida para garantizar un llenado total de los tubos Coriolis de acuerdo a recomendaciones del fabricante, según se observa en la Figura 6.
En la gráfica de la Figura 5 se puede observar el comportamiento de la precisión y la caída de presión a lo largo del rango de flujo (500 – 8.600 BFPD) del sensor.
Figura 6.
Figura 5.
Figura 6 Esquema de montaje
Figura 5
Desempeño del medidor en el rango de flujo
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Al computador de flujo se le programa el tiempo que debe transcurrir entre el arranque y la parada de la prueba, y una vez se le de start comienza a almacenar los registros de las variables de interés como se programe (hora/hora, por ejemplo) y al finalizar me genera un reporte de todo el intervalo de la prueba y totaliza el volumen manejado durante el tiempo establecido.
B. Ajustes adicionales en el medidor y computador de flujo
C. Equipos accesorios
Todas las variables medidas por el Coriolis (Flujo másico, densidad y temperatura) son llevadas al computador de flujo por comunicaciones (Modbus) a través del puesto RS-485; aunque también pueden ser empleadas las salidas adicionales (Pulsos y una 4-20 mA). El computador de flujo recibe estas señales, realiza los cálculos respectivos del volumen gross, y si se tiene la señal adicional de corte de agua (BSW) se pueden realizar las compensaciones respectivas para obtener el volumen neto a condiciones estándar; y a través de los equipos de comunicaciones auxiliares se lleva la información hasta el sistema que se desee.
La solución de medición en línea fue complementada con un computador de flujo para el cálculo de volumen corregido, con capacidad de manejo de la señales de control para el toma muestra y con posibilidad de señales de entrada para los transmisores de presión y temperatura. Adicionalmente, la inclusión de un computador de flujo asegura la integridad de los datos en el evento de una pérdida de comunicaciones. Con respecto a la comunicación se utilizó un radio modem para comunicar el sistema con la red Ethernet inalámbrica del SCADA de pozos y configuración en el sistema de control del campo.
Al medidor solo se le debe ajustar el cero con cero flujo, y como las constantes de calibración no varían, son establecidas en fábrica y vienen preconfiguradas enFigura la electrónica; el siguiente paso es empezar a 5. medir. Estos medidores coriolis de última generación realizan la verificación del desgaste, alineación de los tubos internos y cualquier tipo de corrimiento a través del manejo de un menú en la electrónica por medio de una comparación con los valores iniciales con los cuales se realizó la prueba de calibración inicial en fábrica; sin desmontar el equipo, sin parar el proceso, y dejando como certificación de la prueba un reporte que puede ser impreso y guardado para requisitos de calidad en auditorías. Con esto se ahorran tiempos en paradas sin justificación, pues el equipo deberá ser desmontado solo cuando esta verificación genere algún tipo de alarma.
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TABLA I RESULTADOS MEDIDOR CORIOLIS VS PRUEBA DE TANQUE
VI. RESULTADOS DE LAS PRUEBAS
POZO
A
Los resultados de las mediciones de potencial de pozos con medidor en línea tipo Coriolis, fueron comparadas contra tanque de prueba, cuyos resultados satisfactorios son presentados en la Tabla I.
B
C
Diferencias puntuales como la del pozo B, se verificaron encontrándose fallas en la medida del tanque y no del medidor, lo que genero confianza en los datos entregados por el medidor Coriolis.
D E F Total
53
1
Pruebas Tanque BFPD 2,669
-53
-1.97
2
2,480
2,719
-239
-9.64
3 1
2,679 2,336
2,716 2,014
-37 322
-1.38 13.80
2
1,943
2,004
-61
-3.14
3 4 1 2
1,931 1,946 3,568 3,559
1,999 1,999 3,632 3,633
-68 -53 -64 -74
-3.54 -2.72 -1.80 -2.07
3,624 3,617 3,615 3,327 3,360 3,359 3,360 1,941 2,301 2,089 2,109 56,140
-85 -79 -43 -18 -57 -77 -88 -32 -120 34 22 -870
-2.40 -2.22 -1.21 -0.55 -1.72 -2.35 -2.70 -1.68 -5.52 1.60 1.03 -1.57
Número Pruebas
3 4 5 1 2 3 4 1 2 1 2 20
3,539 3,538 3,572 3,309 3,303 3,282 3,272 1,909 2,181 2,123 2,131 55,270
Pruebas Medidor BFPD 2,722
Diferencia BFPD
Diferencia (%)
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VII. DESARROLLOS FUTUROS
VIII. CONCLUSIONES
A partir del éxitos de estas pruebas, dentro del campo Castilla se tiene proyectado la adquisición e instalación masiva de este sistema de medida en el múltiple de otros Clusters con características similares al que fue objeto de esta prueba.
El 85% de las medidas que se obtuvieron en el medidor tipo Coriolis tienen un porcentaje de error inferior al 5%. El otro 10% de las medidas tomadas presentan variaciones con respecto a las medidas del tanque. Estas diferencias están asociadas a incertidumbres en el tanque. Con lo cual se concluyo que es más confiable la medida del medidor tipo Coriolis. El 5% final tuvo tan solo un porcentaje de variación del 5.5%
Actualmente la SOC se encuentra en gestiones para validar este sistema de medida como un método valido para la presentación de las pruebas de pozos ante el Ministerio de Minas y Energía.
El toma muestra automático ha mostrado que sus medidas presentan un porcentaje de error inferior al 5% con respecto a los datos de BSW del tanque, por lo cual se recomienda la adquisición de este equipo. Esta solución de medición en línea de potencial de pozos resulta un 60% más económica que la opción con medidores multifásicos nucleares. Con base en lo anterior se concluye que el medidor es una herramienta confiable que garantiza una buena medida volumétrica total.
Este sistema de medición de potenciales de pozos fue presentado como una iniciativa dentro del programa de Reconocimiento a la Excelencia de Ecopetrol S.A.
Los equipos adicionales que se instalen inicialmente, se deben probar y de acuerdo a los resultados obtenidos se tomará la decisión de comprarlos o no. Esto con el objetivo de garantizar la confiabilidad de la medida en cada sector de pozos en donde sean instalados.
REFERENCIAS 1] Ministerio de Minas y Energías., "Reoslución 18 1495." Medidas en materia de exploración y explotación de hidrocarburos. Bogotá, Colombia : s.n., Septiembre 2, 2009.
Con la implementación de este sistema de medida de potenciales de pozos, para diseños futuros, no sería necesario la construcción de una línea de prueba en cada uno de los Cluster, lo que representa ahorros del orden de USD$ 7500 por kilometro de línea de prueba.
[2] Emerson process Management., Medidores de caudal y densidad tipo Coriolis ELITE® de Micro Motion®. 2009. Hoja de datos del producto. PS-00448, Rev. L. [3] Atkinson, Ian, et al., "Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico." Oilfield Review, primavera 2005, pp. 58 - 70.
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Marco Fidel Suarez González. Ingeniero Electrónico UAN 1993, Especialista en Gerencia de Mantenimiento UIS. Profesional I del área de instrumentación, automatización y control del Departamento de Ingeniería de Subsuelo y Confiabilidad de la SOC de Ecopetrol S.A. con 19 años de experiencia en la industria petrolera en el área de instrumentación y control de procesos.
Giovanni Annicchiarico Pianeta. Ingeniero de Petróleos UIS 200X,. Profesional -- del Departamento de producción Castilla de la SOC de Ecopetrol S.A..
Gabriel Eduardo González Sua. Ingeniero Electrónico UIS 2003, candidato a Magíster en Ingeniería Electrónica UIS. Profesional III del área de instrumentación, automatización y control del Departamento de Ingeniería de Subsuelo y Confiabilidad de la SOC de Ecopetrol S.A. con 4 años de experiencia en la industria petrolera.
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