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Libro Transporte de HCB'S Parte 2
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Perdidas de presión a través del Método HELMICK
B= Caudal@ 60° F (BPH)B´=Caudal @ temperatura de flujo (BPH)U=Viscosidad @ temperatura de flujo (SSU= Seconds Saybolt Universal)γ= Viscosidad cinemática @ temp. flujo (cstk=centistok)S= Gravedad especifica @temp. de flujo (gr/cc)d= Diámetro de la tubería (pulg)ƒ= Factor de fricción o fanning (piggot)Re= Nro. de Reynolds∆P= Perdida de presión por fricción /1000 pies (psi/pies)
Paso 1.- Determinar la viscosidad a temperatura de flujoSi U a la temperatura de flujo es menor que 324 SSU se debe encontrarse la viscosidad cinemática en la Fig. 1Ningún transporte en el mundo realiza a <a 50°F ni >a 200°F
Paso 2.- Con la temperatura de flujo determine B´con la siguiente formula
B´= K*BSi dispone como dato la gravedad especifica utilice la Fig. 3Si dispone como dato de la gravedad API utilice la Fig. 2
Paso 3.- Determine el tipo de flujo
0 1700 2500 adelante
Laminar Transición Turbulento
a) Si U < 324 debe utilizar la siguiente formula
b) Si U> 324 se debe utilizar la siguiente formula
y sacamos de la tabla 1 datos que se necesitan como mínimo son dos
DN (diámetro nominal)
DI(diámetro interno)
E (espesor)
W(peso)
Ejemplo 14” - 167 772
PASO 4.- Determinar la ∆Pa) Si U<324 ReLaminar
b) Si U>324 ReLaminar
c) Si ReTransicion
d) Si Re Turbulento
, , lo sacamos de tabla 1
DN (diámetro Nominal)
DI (diámetro interno)
E(espesor)
W(peso)
Ejemplo 14”
0.375 167 772
ƒ =factor de Piggot lo sacamos de la Fig. 4
Ejemplo
200 BPD de un petróleo de 23°API tiene una viscosidad de 500 SSU fluye a través de una tubería de 1000pies y un diámetro de 8 pulg. que tiene un espesor de 0.276 pulg.Encuentre la perdida de presión en Psi, la temperatura de flujo es de 60°F
Datos.-B=200BPDAPI=23°U= 500SSU Paso 1.-L= 1000pies Con =60°F=8 pulg. °API=23 e= 0.276 pulg.∆P=? Psi=60°FPaso 1.-Con =60°F Paso 2.-
Con =60°F°API=23
Paso 3.-
Con =8 pulg. e= 0.276 pulg.
Paso 4.-
Con =8 pulg. e= 0.276 pulg.
Ejemplo:
1000 BPH medidos a 60°F de petróleo crudo de 35,5 API que es bombeado a lo largo de 4,2 millas por una tubería nominal de 8 pulg y espesor 0,277 pulg la temperatura de flujo es de 80 °F a esa temperatura la viscosidad es de 154 SSU ¿ calcular la caída de presión en Psia?
Datos:
B= 1000 BPH
Paso 1: con U=154
Tf= 80 °F
= 0.89 Psi
= 0.00000970
Flujo turbulento
= 1272 de Tabla 1
K= 1 de Fig. 2
S= 0.92 de Fig. 3
API = 35,5
U = 154 ssu
L = 4,2 millas
DN= 8 pulg
E= 0,277 pulg
Tf= 80 °F
ΔP=?
Paso 3:
Con Dn=8 pulg
E=0,277 pulg
R2= 274
Paso 4:
Caída de presiones
Nos permite calcular f en función de Nre
FIG. 53
Paso 1: con U=154
Tf= 80 °F
Grafica para encontrar el factor de fricción “f”
Donde: D= pies u=pies/seg = lb/ =lb/pie-seg
Nre < 2000
Nre > 2000
Tubería liza tubería comercial
Ejemplo:
Es una tubería de 8.08 pulg. De diámetro interno y 17 millas de longitud trasportan un petróleo crudo de 51.4 lbs. /pies3 de densidad y viscosidad de 0.0068 lbs./pie-seg con un caudal de 2.6pie3/seg que son descargados a presión atmosférica de 300 pies más alto que la descarga de la bomba, determine que presión de descarga debería tener la bomba.
Con Nre tubería comercial f=0.0065 fig. 53
Verificando con la formula
= 89760 pies.
=163571 lb/
Diámetro interno
Para calcular el diámetro más adecuado se puede estimar el diámetro de la tubería
Despejando D
Pd
L=17 millas
D=2.02´´
1 atm
Ejemplo
Un caudal de 0.78/seg de un petróleo crudo tiene una densidad de 64.9 lbs/ y una viscosidad 0.00075 lb/pie-seg son bombeados a lo largo de de 12 millas y presión de descarga de la bomba es de 150 Psi y la presión en el pozo es de 8Psi la descarga de la bomba esta a 60 pies sobre la cabeza del pozo. Calcular el diámetro interno que requiero.
Datos: Patm
Q= 0.78 Pd ρ= 64.9 lbs/ µ= 0.00075 lb/pie-seg ΔP L=12 millas L= 12 millas 60 pies Pd= 150 Psi Ppozo= 8 Psi ΔH= 60 pies D= ?
L= 12 millas* = 63360 pie
ΔP= Pd+ ΔPf + Ppozo – Ph – 1atm
Determinar la caída de presión total
ΔPtotal= ΔP – PH
ΔP = Pd + Ppozo = (150+8) psi = 158psi* = 22752 lbs/
PH= ρ * ΔH = 64.9 * 60 = 3894 lbs/
Reemplazando en la formula:
= = 6.9810 pulg
De Grafica:
leer Nrc=
=
Grafica en función de dos ecuaciones
Adjuntar grafica)
Esta grafica nos sirve para encontrar la velocidad de flujo y a través de esta calcular el caudal.
Y= 3.281*log X+1 (Comercial)
Y= 3.60 * log X+1.2 (Liza)
Por lo tanto:
Ejemplo:
Por una tubería de diámetro interno de 0.673 pies se transporte petróleo crudo de densidad 58 lbs/ y una viscosidad de 0.0311 lb/psi si lamaxima presión de trabajo es de 600 psi para bombear 18 millas. Calcular la capacidad de la línea si el tanque de descarga esta a presión atmosférica y 385 pies sobre la descarga de la bomba.
Datos:
D= 0.673 pies ᵖ= 38 lbs/ µ= 0.0311 lb/pie-seg 385 ft Pmax trabajo= 600 Psi L= 18 millas 600 PSI ∆H= 385 psi Q= ?
∆Pt= Pd – Ph
Pd=
Ph= ρ * ∆H =
∆Pt= (86400-22330) lb/pie2 = 64070 lb/pie2
leer de grafica Y= 9.6
Despejo u:
Q= u * A
Loops: ante la necesidad de incrementar el flujo, sin provocar una mayor caída de presión en el sistema la solución más conveniente y más común es expandir la tubería es decir aumentar el diámetro pero lo más económico es colocar uno o más tuberías en paralelo a la tubería original, por ejemplo.
L A e
1 2 3
B
X
La tubería paralela puede ser de igual o menor en longitud que la tubería original, si son iguales la en el tramo A va a ser igual que en la sección B, si las dos tuberías tienen un punto en común y el cambio de las alturas entre el punto 1 y el punto 3 son las mismas la caída de presión en esta sección es igual a la caída total por fricción el flujo total se puede dividir entre las tuberías en este caso A y B
Si consideramos el factor de fricción es:
Donde “K” y “n” son constantes que varian en función del tipo de fluido como ya sabemos la va a ser:
Además la en el tramo A
El coeficiente de velocidades:
Flujo que circula por “C”
El existente de
Ejemplo
Para inyectar agua se tiene una tubería de 6” de diámetro y una longitud de 8 millas a través de ella se bombea 15000BPD (0.97 de agua a una altura de 610 pies, una nuevo programa requiere incrementar la capacidad de la planta a 28000BPD , para ello se dispone de una tubería de 8” determine si con este diámetro es posible incrementar el caudal.
DATOS
D=6” NOTA L = 8 millas
Q= 15000 BPD
Q`=28000 BPD
D`= 8”
Con Nre= 4.3x Tubería comercial
Caída de presión por cada milla
PARA D=6”
Con X = 9293 y = 13.9 fig. 54Tub.comercial
PARA D=8
Con X = 14415 y = 14.6 fig. 54Tub.comercial
GaseoductosEstas ecuaciones que vamos a estudiar están orientadas hacia el flujo que son:
1. Ecuación General de Flujo
2. Ecuación de Colebrock-White
3. Ecuación Modificada de Colebrock-White
4. Ecuación de A. G. A.
5. Ecuación de Weymounth
6. Ecuación de Panhandle A
7. Ecuación de Panhandle B
8. Ecuación de I.G.T.
9. Ecuación de Spitzglass
10.Ecuación de Muller
11.Ecuación de Fritzsche
1. Ecuación General de Flujo
Sistema ingles:
Q = Caudal de gas medidos ( (SCFD)
Tb = Temperatura base )
Pb =Presión base (Psia)
P1 = Presión Up Aguas Arriba (Psia)
P2 = Presión Down Aguas Abajo (Psia)
G =Gravedad Especifica (aire=1)
Tf =Temperatura de flujo )
L =Longitud de la tubería (millas)
Z = factor de compresibilidad (adm)
f = factor de fricción (adm)
D =Diámetro interno de la tubería (pulg)
Sistema internacional:
Q = Caudal de gas medidos (MCD)
Tb = Temperatura base K)
P1 = Presión Up Aguas Arriba (Kpa)
Pb =Presión base (KPa)
f = factor de fricción (adm)
Tf =Temperatura de flujo )
G =Gravedad Especifica (aire=1)
L =Longitud de la tubería (Km)
Z = factor de compresibilidad (adm)
D =Diámetro interno de la tubería (mm)
P2 = Presión Down Aguas Abajo (Psia)
Introduciendo Factor de Transmisión:
Consideraciones
1) Modificación por elevación.- Cuando existe diferencia de elevaciones (atura), entre el inicio y final de un segmento de las tuberías, la ecuación de flujo se modifica de la siguiente manera
Sistema Ingles:
Sistema Internacional:
Donde :
Le: Longitud equivalente (varia porque ya no es horizontal, tiene grado)
Sistema Ingles:
S = Parámetro ajuste de elevación (adm)H1 = Altura de la toma 1 up (pie)H2 = Altura de la toma 2 down (pie)e = Log (base10)
Sistema internacional:
S = Parámetro ajuste de elevación (adm)H1 = Altura de la toma 1 up (pie)H2 = Altura de la toma 2 down (pie)e = Log (base10)
En ocasiones la ecuación general de fluido nos pide encontrar, el factor de compresibilidad “Z” el cual debe ser calculado con el Tf y la presión promedio antes y después del punto de medición para calcular “Z” y P se calcula con la siguiente fórmula:
La presión promedio de flujo:
2) Segunda modificación por la variación de las velocidades.- Esta velocidad representa el tiempo que tarda una molécula de gas en venir de un punto a otro punto, este concepto se aplica básicamente a líquidos, pero en los gases la compresibilidad depende de la velocidad del gas y de la presión que no es constante a todo lo largo de la tubería, si consideramos una tubería que transporte gas desde un punto A hasta un punto B y designamos como “m” la masa
Asociando el factor de transición nos indica con la finalidad con la que se mueve una cierta cantidad del gas, si el factor de fricción aumenta el factor de transmisión decrece.
F₌ → f₌
F₌
2. ecuación de Colebrook-white
Esta ecuación relaciona el factor de fricción y el Nre con la rugosidad y el diámetro interno. La ecuación que calcula el factor de fricción para flujo turbulento se calcula con la siguiente formula:
Algunas rugosidades
Velocidad erosional.- se debe te3ner en cuenta la velocidad erosional, velocidad producto del incremento del caudal donde se puede percibir claramente la vibración en la tubería esta velocidad gasta en el interior de la tubería. Esta velocidad limita de lo puede calcular con la siguiente formula:
Tubería Comercial el factor de fricción es:
Tubería Liza el factor de fricción es:
Si la densidad de gas se expresa en términos de P y T esta u max se calcula con la siguiente formula:
3.- Corrección del Nre
Un parámetro importante en la industria de un flujo es el Nre que está caracterizado por el tipo de fluido en la tubería el Nre está definido como:
PARA LOS GASES LA ECUACION DE Nre ES DIFERENTE:
Con este Reynolds corregido los flujos son:
De flujo de gas que debe ser igual en el punto 1 y 2 el balance de energía m1=m2 y esto para ser igual debe ser multiplicado por caudal.
Además si el diámetro es uniforme A1=A2
QB = condiciones estándar (STB)
3. Ecuación Modificada de Colebrook-White: Esta ecuación es válida para el flujo turbulento.
₌
F₌
4. Ecuación De Wey Mount : La característica de esta
ecuación es que se utiliza para altas presiones, alto caudal Y diámetros grandes.
A través de su fórmula se puede calcular el caudal directamente conociendo la G, Z presión de entrada y salida. Diámetro de la tubería y la longitud de la tubería.
Sistema ingles sistema internacional
Q₌433.5*E**)0.5 *D2.607 Q= 433.5*E** )0.5 Q= caudal de gas medidos @ c.s.(pie3/día) Q= caudal de gas medidos @c.s.(m3/día)
B= eficiencia (%) B= eficiencia (%)
Tb= temperatura base(R) Tb= temperatura base (k)
Pb= presión base (Psia) Pb= presión base (kpa)
P1= presión aguas arriba (Psia) P1= presión aguas arriba (kpa)
P2= presión aguas abajo (Psia) P2= presión aguas abajo (kpa)
G= gravedad especifica (aire=1) G= gravedad especifica (aire=1)
Tf= temperatura de flujo(R) Tf= temperatura de flujo (k)
Le= longitud equivalente de la tubería (millas) Le= longitud equivalente de la tubería (km)
Z= factor de compresibilidad (adimen.) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
D= diámetro interno de la tubería (pul.) D= diámetro interno de la tubería (mm)
F= 11.18*(D)^1/6 ( factor de transmisión) F= 6.521*(D)^1/6 ( factor de transmisión)
5. Ecuación de Panhandle A: Esta ecuación ha sido
desarrollada especialmente para gas natural y es válido entre 5 y 11 millones de Nre, esta ecuación no usa la rugosidad.
Sistema ingles
Q₌435.87*E **)0.5 *D2.607
Q= caudal de gas medidos @ c.s.(pie3/día) G= gravedad especifica del (aire=1)
B= eficiencia (%) Tf= temperatura de flujo(R)
Tb= temperatura base(R) Le= longitud equivalente de la tubería (millas)
Pb= presión base (Psia) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
P1= presión aguas arriba (Psia D= diámetro interno de la tubería (pul.)
P2= presión aguas abajo (Psia) F= 7.2111*E^0.07305
Sistema internacional
Q₌4.5965*10^-3*E **)0.5394 *D2.607
Q= caudal de gas medidos @c.s.(m3/día) Tb= temperatura base (k)
B= eficiencia (%) Pb= presión base (kpa)
P1= presión aguas arriba (kpa) Le= longitud equivalente de la tubería (km)
P2= presión aguas abajo (kpa) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
G= gravedad especifica (aire=1) D= diámetro interno de la tubería (mm)
Tf= temperatura de flujo (k) F=11.85*E^0.07305
6. Ecuación de Panhandle B: Es para diámetros más
grandes, altas presiones y flujo altamente turbulento y es de 11 a 40 millones de Nre.
Sistema ingles
Q₌737*E **)0.51 *D2.53
Q= caudal de gas medidos @ c.s.(pie3/día) G= gravedad especifica (aire=1)
B= eficiencia (%) Tf= temperatura de flujo(R)
Tb= temperatura base(R) Le= longitud equivalente de la tubería (millas)
Pb= presión base (Psia) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
P1= presión aguas arriba (kpa) D= diámetro interno de la tubería (pul.)
P2= presión aguas abajo (Psia) F= 16.7*E^0.01961
Sistema internacional
Q₌4.5965*10^-3*E **)0.5394 *D2.607
Q= caudal de gas medidos @c.s.(m3/día) Tb= temperatura base (k)
B= eficiencia (%) Pb= presión base (kpa)
P1= presión aguas arriba (kpa) Le= longitud equivalente de la tubería (km)
P2= presión aguas abajo (kpa) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
G= gravedad especifica (aire=1) D= diámetro interno de la tubería (mm)
Tf= temperatura de flujo (k) F=19.08*E^0.01965
7. Ecuación IGT (Instituto de Tecnología del Gas): Esta ecuación es para comparación.
Sistema ingles
Q₌136.9*E **)0.535 *D1.607
Q= caudal de gas medidos @ c.s.(pie3/día) G= gravedad especifica (aire=1)
B= eficiencia (%) Tf= temperatura de flujo(R)
Tb= temperatura base(R) Le= longitud equivalente de la tubería (millas)
Pb= presión base (Psia) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
P1= presión aguas arriba (kpa) D= diámetro interno de la tubería (pul.)
P2= presión aguas abajo (Psia)
Sistema internacional
Q₌1.2822*10^-3*E **)0.535 *D2.667
Q= caudal de gas medidos @c.s.(m3/día) Tb= temperatura base (k)
B= eficiencia (%) Pb= presión base (kpa)
P1= presión aguas arriba (kpa) Le= longitud equivalente de la tubería (km)
P2= presión aguas abajo (kpa) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
G= gravedad especifica (aire=1) D= diámetro interno de la tubería (mm)
Tf= temperatura de flujo (k)
8. Ecuación de Spitzglass: Esta ecuación por mucho
tiempo a sido usada para cálculo de gas natural, esta ecuación tiene dos versiones 1 para baja presión y otra para alta presión en estas ecuaciones se incluye la eficiencia y el factor de compresibilidad
Para baja presión
Sistema ingles
Q₌3.839*10E-3 **)0.3 *D2.65
Para alta presión
Q₌722.6087*10E-3 **)0.3 *D2.65
Q= caudal de gas medidos @ c.s.(pie3/día) G= gravedad especifica (aire=1)
B= eficiencia (%) Tf= temperatura de flujo(R)
Tb= temperatura base(R) Le= longitud equivalente de la tubería (millas)
Pb= presión base (Psia) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
P1= presión aguas arriba (kpa) D= diámetro interno de la tubería (pul.)
P2= presión aguas abajo (Psia)
Sistema internacional
Q₌5.69*10E- **)0.3 *D2.65
Para alta presión
Q₌1.081*10E-2 **)0.3 *D2.65
Q₌1.2822*10^-3*E **)0.535 *D2.667
Q= caudal de gas medidos @c.s.(m3/día) Tb= temperatura base (k)
B= eficiencia (%) Pb= presión base (kpa)
P1= presión aguas arriba (kpa) Le= longitud equivalente de la tubería (km)
P2= presión aguas abajo (kpa) Z= factor de compresibilidad (adimen.)
G= gravedad especifica (aire=1) D= diámetro interno de la tubería (mm)
Tf= temperatura de flujo (k)
1. Ecuación de Muller.- esta ecuación es exclusivamente utilizado para el cálculo de caudales de gas natural.
2. Ecuación de Fritzsche.- esta ecuación aunque puede utilizarse en todos los gases. Su diseño original es para aire comprimido.
3.Ecuación de A.G.A. - esta ecuación se trabaja para todos los gases
“C” es el resultado de una serie de multiplicar una serie de factores que son que son obtenidos de tablas o formulas.
1.- Factor básico de orificio (Fb) Para el cálculo de este factor se toma en cuenta la toma de presión: Inmediata (sobre bridas = Flange Taps) → tabla 1aFb Lejana (sobre línea = Pipe Taps) → tabla 1bSi la lectura de presión es sobre bridas utiliza la tabla 13.1a de la pag. 13-4 a la pag. 13-7Entrar con el diámetro del orificio y diámetro interno de la tubería, interceptar y sacar.
Dónde: Q = caudal expresado en (Pie3/hr)C = cte. Está en función de (9 variables)Pe = presión estática (Psia)hw =presión diferencial en pulg de agua
Q = caudal de gas medidos @ c.s. (m3/día)E = eficiencia (%)Tb =Temperatura base (ºK)Pb = Presión base (Kpa)P1 = presión up aguas arriba (Kpa)P2 = Presión down aguas abajo (Kpa)G = Gravedad especifica (aire=1)Tf = Temperatura de flujo (ºK)Le = Longitud equivalente de la tubería (Km)D = diámetro interno de la tubería (mm)
/día=SCFD)
Le = Longitud equivalente de la tubería (millas)
69.2
538.0
8587.0
22
21 *
*****827.2 D
LeTG
PP
P
TEQ
fb
b
Sistema internacionalSistema ingles
69.2
538.0
8587.0
22
21 *
*****1688.410 D
LeTG
PP
P
TEQ
fb
b
Q = caudal de gas medidos @ c.s. (m3/día)E = eficiencia (%)Tb =Temperatura base (ºK)Pb = Presión base (Kpa)P1 = presión up aguas arriba (Kpa)P2 = Presión down aguas abajo (Kpa)G = Gravedad especifica (aire=1)Tf = Temperatura de flujo (ºK)Le = Longitud equivalente de la tubería (Km)µ = viscosidad (Centipoise)D = diámetro interno de la tubería (mm)
Q = caudal de gas medidos @ c.s. (pie3/día=SCFD)E = eficiencia (%)Tb =Temperatura base (ºR)Pb = Presión base (Psia)P1 = presión up aguas arriba (Psia)P2 = Presión down aguas abajo (Psia)G = Gravedad especifica (aire=1)Tf = Temperatura de flujo (ºR)Le = Longitud equivalente de la tubería (millas)µ = viscosidad (lb/pie-seg)D = diámetro interno de la tubería (pulg)
725.2
575.0
2639.07391.0
22
212 *
***
****10*0398.3 D
LeTG
ePP
P
TEQ
f
S
b
b
725.2
575.0
2609.07391.0
22
21 *
***
****7368.85 D
LeTG
ePP
P
TEQ
f
S
b
b
Sistema ingles Sistema internacional
we hCQ *
LmrTFgTbpbb FFYFFFFFFC ********
Diámetro de orificio
Diámetro interno2.3 2.626 2.9 3.068
0.500 50.435 50.356 50.313 50.292 FbSi la lectura de presión es sobre línea utilizar la tabla 13.1b de la pag. 13.8 a la pag. 13.11De la misma forma entrar con el diámetro del orificio y diámetro interno de la tubería, interceptamos y sacamos Fb.OJO si no tenemos un de los dos diámetros tabulados interpolar
2.- Factor de presión base (Fpb)El factor de presión base podemos encontrar de dos formas:
a) con la formula siguienteb) podemos sacar directamente de la tabla 13.1c en la pag. 13-12 para la
presión que necesitamos.3.- factor de temperatura base (FTb)El factor de temperatura base lo podemos determinar de dos formas:
a) Con la formula siguiente
b) Podemos sacar de la tabla 13.1b para la temperatura que tengamos en la pag. 13 – 12
4.- factor de gravedad específica (Fg)Lo podemos determinar de dos formas:
a) Con la formula siguiente
b) De la tabla 13.1e para la gravedad especifica que necesitemos (en la pag. 13-13)
5.- factor de temperatura de flujo (FTF)Podemos determinar de dos formas
a) Con al siguiente formula
b) De la tabla 13.1f para la temperatura que necesitemos en la pag. 13-13
6.- factor e número de Reynolds (Fr)El factor de número de Reynolds lo determinamos con al siguiente formula:hw = pulgadas de agua
Donde b es la incógnita y dependerá de las tomas de presión. Debemos entrar a la tabla con diámetro de orificio y diámetro interno de la tubería y lecturar b Entonces si las lecturas de presión son:
FWr Ph
bF
*1
La presión atmosférica normal de acuerdo a la altitud en (Psia)base
pb PF
73.14
520
)(º460 FTF base
Tb
ggF
1
actualfTF T
F.
460
520
Sobre bridas (Flange Taps)Sobre línea (Pipe Taps)
7.- Factor de expansión (Y)Para lecturar Y entramos con las relaciones hw/Pf y do/diY la tabla que utilicemos dependerá de la toma de presiones:
c) Si la toma de presión es sobre brida (Flange Taps) y la presión estática medida es agua arriba (upstream) utilizamos la tabla 13.1i (pag. 13-26 y 13-27) y = y1en tabla
d) Si la toma de presiones es sobre línea (Pipe Taps) y a presión estática media es aguas arriba (upstream) utilizamos la tabla 13.1j (pag. 13-28 y 13-29)
e) Si la toma de presión es sobre brida (Flange Taps) y la presión estática medida es aguas abajo(downstream) utilizamos la tabla 13.1k (pag. 13-30 y 13-31) y =y2 tabla
f) Si la toma de presión es sobre línea (Pipe Taps) y la presión estática es agua abajo (downstream) utilizamos la tabla 13.1l (pag. 13-32………..) y=y2
FACTOR MANOMETRICO (Fm)
Para hallar este factor utilizamos primero la temperatura ambiente y nos ubicamos en la sección correspondiente de la tabla, luego entramos con la Ys y Presión de flujo y sacamos Fm. Tabla 13.1ªEste factor es referido a las imperfecciones de un manómetro por ejemplo uno de sus componentes es un tubo burdo en el cual el gas primero se comprime y luego recién el tubo se mueve y a las demás elongaciones.
FACTOR DE LOCALIZACION (Fl)
Sacamos de tabla 13.1ºEntramos con los pies sobre el nivel del mar y los grados de latitud. Este factor tiene que ver con la elevación y los grados de latitud que afecta la gravedad.
Entonces:C= Fb + Fpb + FTb +Fg +FTf +Ff +Y +Fm + FL
El factor más importante es el factor básico de orificio Fb.
La presión estática para nuestra formula es en (Psia).Formula empírica para cálculo de caudal de gas siempre y cuando tengamos todas las variables.
Utilizamos tabla 13.1h pag. 13-20 hasta 13-22Utilizamos tabla 13.1g pag. 13-14 hasta 13-17
Dónde:
Qg = Caudal de gas en MPCDE = Eficiencia (%)Tb = Temperatura Base (K°)Pb = Presión base (Psia)P1 = Presión de entrada (Psia)P2 = Presión de salida (Psia)VG = Gravedad especifica del fluidoT = Temperatura de flujo (R°)Z = Coeficiente de compresibilidadL= Longitud en millasC = base de logaritmo netod = diámetro en pulgadas
Dónde:
Dónde:
CZ = ctte =3.444* 105
Pm = P media = + P2) -
Le = Long. Equivalente e =
h= diferencia de alturas (pies)
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Generalidades.- se pueden clasificar:
POR SU CONSTRUCCION.- Pueden ser de tres tipos
Verticales Horizontales Esféricas
POR SU USO.-
Tanques de producción Tanques de yacimientos o de campo Tanques de reservorio Tanques de terminales de despacho
POR SU PRODUCTO
Tanques de crudo Tanques de gasolina Tanques de diésel Tanques de nafta Tanques de GLP y GLV
DE ACUERDO A SU PRESION
Tanques Elevados Tanques abiertos TANQUES ATMOSFERICOS Tanques de techo fijo Tanques de techo flotante
Tanques de techo cónicos Tanques de techos flotantes TANQUES A PRESION Tanques de techos superpuestos
POR SU ESTRUCTURA
Tanques abullonados (bulos esparrago) para baja presión de vapor
Tanques soldados (alta presión de vapor).
POR SU PRESION DE ALMACENAMIENTO
Tanques atmosféricos.- Para presión hasta 1 Psi por encima de la presión atmosférica.
Tanques de baja presión.- Hasta 15 Psi por encima. Tanques de alta presión.- Hasta más de 15 Psi por encima.
ESPESOR DE LA PARED DEL TANQUE.- Se la calcula con la siguiente formula:
t = 0.0001456 * D * (H – 1) * St = espesor mínimo requerido (pulg)D = diámetro nominal (pie)H= altura del tanque (pies)S= gravedad especifica del fluido almacenado
TablaDiámetro (pie)
Espesor (pulg)
Menor 50 3/1650 - 120 1/4120 - 200 3/16Mayor 200 3/8
La presión requerida de trabajo de un tanque requiere tres factores importantes:
1. Presión de vapor de fluido almacenado.2. La variación de la temperatura entre la superficie liquida y en la
fase vapor del fluido.3. El asentamiento por vacío.
La presión requerida de trabajo se calcula con la siguiente formula:
Dónde:
Ө = la presión de almacenaje requerida (Psig)P= presión de vapor líquido a temperatura máxima de superficie (Psia)∆= presión absoluta cuando el vacío en el tanque es máximo (Psia)P= presión de vapor del líquido a temperatura mínima de superficie (Psia)T= temperatura promedio máximo de la mezcla aire/vapor (F°)t= temperatura promedio mínimo de la mezcla aire/vapor (F°)A= presión atmosférica (Psia) a nivel d
De manera general los tanques de almacenaje deben estar provistos mínimamente de las siguientes instalaciones:
1º Entrada del producto (E)
2º Salida del producto (S)
3º Drenajes o sumideros (D1,D2)
4º Venteos (V)
5º Entrada de hombre (H)
V
E S
D1
D2
Todos los componentes del tanque deben ser metálicos
4. Las escaleras deben ser de material antiderrapante (antideslizante)
5. El ancho de las escaleras deben ser de 24 pulgadas como mínimo
6. La altura 42 pulgadas como mínimo
7. Los pasamanos a ambos lados en toda la plataforma de superficie
DISEÑO
La información mínima requerida para el diseño en volumen temperatura promedio, peso específico del fluido, corrosión permisible, velocidad del riesgo y coeficiente sísmico de la zona, en ningún caso se debe suponer estas condiciones, el espesor por corrosión debe ser incluido en el cuerpo en el fondo del techo y estructura del tanque, este dato solo se agrega al final del cálculo debido a que la agresividad química del fluido no es la misma para líquidos o gases.
El diseño del fondo del piso se debe construir sobre una resistencia permisible del suelo no menor a 3000 lb/pie² el fondo tendrá que ser de un diámetro mayor que el diámetro exterior del tanque por lo menos en 2 pulg (1 pulgada a cada lado).
El espesor mínimo de fondo se evalúa con la siguiente tabla
H
Espesor mínimo(mm)
Esfuerzo por prueba hidráulica(Kgr/cm²)
<1989 <2909 <2320 <2530
Diámetro(m)
<19.05 6.35 6.35 7.14 8.7319.05 - 25.4 6.35 7.14 9.52 11.1125.4 - 31.75 6.35 8.73 11.91 14.2831.75 - 38.10 7.93 11.11 14.28 17.4638.10 - 44.45 8.73 15.87 15.87 19.05
Diseño de cálculo del cuerpo del tanque:
El espesor del cuerpo requerido para resistir la carga hidrostática, será mayor que el cálculo por condiciones de diseño pero en ningún caso debe ser menor que el que se muestra en la tabla siguiente:
Diámetro nominal(m)
Espesor mínimo requerido
()<15.24 4.67
15.24 – 36.57 6.3536.57 – 60.96 7.9360.96 – 96.00 9.52
El espesor de la pared por condición de diseño se calcula con base al nivel del líquido, tomando la densidad relativa del fluido contenido en el tanque, el espesor para condiciones de prueba hidrostática se obtiene considerando el mismo nivel de diseño pero utilizando la densidad relativa del agua.
El esfuerzo calculado de la carga hidrostática para cada anillo o virola no deberá ser mayor que el permitido por el material y su espesor no será menor que el de los anillos subsecuentes (que le siguen) vamos a llamar.
= el esfuerzo máximo permisible de diseño
= el esfuerzo máximo permisible de prueba hidrostática
Este espesor se calcula por un método que se denomina un pie, con este método se calcula el espesor requerido de la pared del tanque para condiciones de diseño y de prueba hidrostática considerando una sección transversal ubicada a un pie por debajo de la unión del anillo, este método solo se aplica a tanques con diámetro uniforme y menor a 200 pies o 60.96 m de diámetro.
El espesor de diseño se calcula con la siguiente formula
El espesor para prueba hidrostática se calcula con la siguiente formula
Donde:
= espesor para condiciones de diseño (mm)
=espesor para condiciones hidrostáticas (mm)
D= diámetro nominal del tanque (cm)
H= altura de diseño del material del líquido (cm)
G= densidad relativa
= corrección permisible (mm)
= el esfuerzo máximo permisible de diseño (Kgr/cm²)
= el esfuerzo máximo permisible de prueba hidrostática (Kgr/cm²)
También se puede calcular estos espesores a través del punto variable este método se utiliza para tanques de diámetro mayores a 60.96 m 200 pies para arriba, pero además que cumplan con lo siguiente relaciones
Donde
D=diámetro nominal (cm)
T=espesor del anillo inferior (mm)
H= nivel de diseño de líquido (cm)
Para el uso de este método, primero se calcula el espesor para condiciones de diseño y el de la prueba hidrostática para el anillo, con las mismas formulas del método de un pie, posteriormente se determina los espesores del mismo anillo para condiciones de diseño y de prueba hidrostática con la siguiente formula:
Donde:
=corrosión mínima requerida (mm)
Para estas condiciones es necesario que el espesor de prueba no sea mayor que el diseño para obtener el segundo anillo por condiciones de diseño y también de prueba hidrostática se calcula con la siguiente relación para el anillo inferior
Donde
Altura del anillo inferior (cm)
r = Radio nominal del tanque (cm)
Espesor del anillo inferior excluyendo la corrosión permisible
Usando para calcular t2 tanto para diseño como para prueba
Hay que quitar la corrosión y ver unidades
Si esta relación en menor o igual a 1.375 significa que el espesor del segundo anillo debe ser el mismo del primer anillo
También se puede calcular estos espesores a través del punto variable este método se utiliza para tanques de diámetros mayores a 60.96 m 200 pies para arriba, pero además que cumplan con lo siguiente relaciones.
Para el uso de este método, primero se calcula el espesor para condiciones de diseño « tpd » y el de la prueba hidrostática « tpt » para el primer anillo, con las mismas formulas del método de un pie, posteriormente se determina los espesores del mismo anillo para condiciones de diseño y de prueba hidrostática con la siguiente formula:
Para estas condicione es necesario que el espesor de prueba no sea mayor que el de diseño para obtener el segundo anillo por condiciones de diseño y
DondeCA = corrosión mínima requerida (mm)
Att
pt CS
GDH
S
GH
H
Dt
***0005.0*
**
*02224.006.1
Add
pd CS
GDH
S
GH
H
Dt
***0005.0*
**
*02224.006.1
cmtDL 5.0)**05.0(Donde
D = diámetro nominal (cm)T = espesor del anillo inferior (mm)H = nivel de diseño de líquido (cm)
2*12
H
L
también de prueba hidrostática se calcula con la siguiente relación para el anillo inferior.
Si esta relación es menor o igual a 1.375 significa que el espesor del segundo anillo debe ser el mismo del primer anillo.
Si esta relación es mayor o igual a 2.625 significa lo siguiente
Si la relación es mayor a 1.375 y menor a 2.625 significa lo siguiente
Para calcular los espesores de los anillos siguientes la relación es mayor o igual a 2.625, se debe determinar usando la ecuación de método de un pie. A una distancia « x » que localiza el punto de diseño que será calculado usando el menor valor obtenido de las siguientes expresiones.
El espesor mínimo para este punto determinado por « x » es calculado para condiciones de diseño y de prueba con las siguientes ecuaciones.
Estos espesores serán usados repitiendo los pazos descritos igualando estos valores a « ti » hasta que la diferencia sea nula.
txi tt Cuando sea igual a cualquiera Ese valor es el t2 del segundo anillo2
tdxi tt
At
tx CS
XHDt
)(**0005.0A
ddx C
S
GXHDt
*)(**0005.0
Donder = radio nominalti = espesor preliminar del anillo superiorH = nivel de liquidoCA = corrosión permisible
5.03 )*(*22.1 itrx
HCx A *2 HCtrx Ai *)*(*61.0 5.0
1
Dondet2 = espesor mínimo para el diseño del segundo anillo descartando cualquier corrosión permisiblet1d = espesor del segundo anillo usado para calcular el espesor del siguiente anillo.
5.01
12122 )*(*2525.1
1.2*)(tr
htttt d
dtt 22
625.2* 5.0
1
1 tr
h
12 tt
375.1* 5.0
1
1 tr
h
Dondeh1 = altura del anillo inferior (cm)r = radio nominal del tanque (cm)t1 = espesor del anillo inferior excluyendo la corrosión permisible Usado para calcular t2 tanto para diseño como para prueba Hay que quitar la corrosión y ver unidades
5.01
1
*tr
h
Diseño de los techos:Tenemos los siguientes: Cónicos autosoportados (menor diámetro)Techos fijos Domos pueden ser Sombrilla soportados (mayor diámetro)Techos flotantes
Los techos autosoportados de cualquier tipo tienen la característica de que están apoyados solamente en su superficie.
Por lo tanto su cálculo es de forma geométrica, y el espesor mínimo es aquel que observa la carga generada por su propio peso, además de las cargas vivas.Los techos soportados tendrán una estructura adicional a través de una estructura tubular.
Los tanques autosoportados son diseñados de esta manera cuando su diámetro no pasan de los 200 pies con mayor frecuencia para diámetro de 60 pies, los techos autosoportados tendrán como máximo una pendiente de 37º y su espesor está determinado con la siguiente formula
Este espesor calculado tt no deberá ser menor de 4.76 mm (si sale 3 tomamos 4.76) ni tampoco mayor a 12.7 mm (orden del tanque)
Este espesor calculado será incrementado cuando la suma de las cargas muestra más las cargas vivas, sean superiores a 220 Kgr/m, se debe tomar en cuenta la corrosión permisible.
Esfuerzo permisibles:El esfuerzo mínimo de compresión
Cs
Cd
Ccr
L
Cma **2
1
2
220
CvCm DondeCm = carga muerta (Kgr/m2)Cv = carga viva (Kgr/m2)
DondeD = cmtt = espesor
sen
Dtt *4800
Cargas vivasLas cargas vivas son dos:1 cuando es de alta frecuencia provoca un movimiento lateral, el tanque se mueve también en ese sentido y el líquido contenido en el tanque se mueve en la misma sintonía2 es cuando el movimiento lateral generan fuerzas que actúan en el centro de gravedad del tanque provocando inestabilidad que multiplicado por el brazo de palanca origina un momento de volcadura, produciendo una compresión longitudinal, esto significa deformación.El momento de volteo se calcula con la siguiente formula
Los pesos W1 y W2 se pueden determinar multiplicando el peso total de fluido en el tanque (WT)
:“Facilidades de Producción de petróleo” del campo Villano, Bloque 10, usando el simulador ASPEN HYSYS 7.2, basándose en datos de campo requeridos para analizar y estudiar el rendimiento de los equipos de la planta de Facilidades de Producción y las propiedades termodinámicas de las corrientes de proceso. Para lo cual, se recopilaron datos de operación de las principales corrientes de proceso así como de los equipos de la planta y su información técnica. Se recolectó la información sobre la caracterización de los flujos de petróleo y gas asociado al proceso de separación de las fases, con el fin de ingresarlos al simulador y obtener resultados sobre las propiedades de corrientes y rendimiento de los equipos; para así comparar con datos reales del proceso. Así se identificaron los equipos con menor rendimiento y las posibles causas para dicho comportamiento. Se concluye que los resultados de la simulación guardan concordancia con los resultados reales del proceso. It was simulated the process of “Oil Production Facilities”from Villano field, Block 10, by using ASPEN HYSYS 7.2 simulator, based on required field data to analyze and study the performance of Facilities Plant equipment and thermodynamical
DondeM = momento de volteo (Kgr.m)Z = coeficiente sísmico I = factor de rigidezC1 y C2 = coeficiente de fuerza lateral WS = peso total del cuerpo del tanque (Kgr)XS = altura fondo al centro gravedad (m)WT = peso techo más Cv (Kgr)HT = altura total cuerpo (m)W1 = peso masa contenida en el tanque (Kgr)X1 = altura- fondo al centro fuerza lateral sísmica aplicada a W1 (m)W2 = peso específico de la masa que se mueve primer oleaje (Kgr)X2 = altura fondo al centro fuerza lateral aplicado a W2 (m).Z depende de las olas y va de 0.1875 a 1
)*******(** 22211111 XWCXWCHWCXWCIZM TTSS
Cd
E*739.19
DondeCma = compresión máxima permisible (Kgr/m2)Cd = est. Sedancia (Kgr/m2)Cc = relación esbelfes ---------→E = modulo secciónL=longitud sin apoyo (cm)r = radioCs = coeficiente de seguridad
200r
LCc
properties of process streams. For this purpose, data was collected from operation of the main streams of process and plant equipment as its technical information. Also information aboutthe characterization of oil and associated gas from the separation process was collected, in order to enter them to the simulator and obtain results about stream properties and equipment behavior, in order to compare with the actual data of the process. The equipment with reduced performance was identified and possible reasons for such behavior. Concluding that the products obtained kept consistent with the actual data of the process.