Cómo funcionan los acumuladores hidráulicos

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Cómo funcionan los

acumuladores hidráulicos

Escrito por

Escrito por Isaiah DavidIsaiah David        

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funcionamiento

Un sistema hidráulico está propulsado por una bomba diseñada

para proporcionar una cierta cantidad de presión continua. Una

bomba más grande y fuerte puede propulsar el fluido hidráulico

más rápido, pero también usa muchas más energía.

Un acumulador hidráulico es un sistema que almacena fluido

hidráulico presurizado. De esa manera, la bomba no tiene que ser

lo suficientement

lo suficientemente fuerte como e fuerte como para hacer frente a para hacer frente a un repentinoun repentino

aumento en la demanda. En lugar de eso, puede seguir

bombeando el fluido hidráulico a un ritmo

bombeando el fluido hidráulico a un ritmo constante y contar conconstante y contar con

elacumulador para propocionar el fluido hidráulico extra cuando

sea necesario.

Los acumuladores son cámaras de almacenamiento que

contienen fluido hidráulico. El fluido es bombeado dentro

del acumulador por una bomba hidráulica con una válvula de una

sola vía. Elacumulador tiene otra válvula que puede

sola vía. Elacumulador tiene otra válvula que puede abrirse paraabrirse para

dejar que el

dejar que el fluido salga al resto del fluido salga al resto del sistema hidráulico.sistema hidráulico.

El acumulador mismo está bajo presión constante. En

los acumuladores de gas, una vejiga de

los acumuladores de gas, una vejiga de gas presurizado presionagas presurizado presiona

contra una vejiga hidráulica. Cuanto más se llena la vejiga, más

presiona contra el gas, incrementando la presión.

Un acumulador de resorte funciona de manera similar, excepto

que un gran resorte o resortes presionan contra la vejiga para

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comprimirla. En un acumulador de peso elevado, el fluido

hidráulico es bombeado dentro de un

hidráulico es bombeado dentro de un pistón grande con un pesopistón grande con un peso

en la parte superior. Este peso ejerce una fuerza constante, que

presiona hacia abajo el fluido y lo comprime cuando se llena y

vacia.

Los acumuladores hidráulicos son útiles en muchos tipos

diferentes de sistemas. Un sistema hidráulico grande propulsando

grúas de carga en un muelle llenarán una torre hidráulica al

completo para tener un flujo continuo de presión cuando la

máquina lo necesite. Cuando la grúa se mueve, cada paso ha de

ser planificado y comprobado cuidadosamente lo que requiere

mucho tiempo. Una bomba relativamente pequeña puede llenar

un tanque hidráulico durante el tiempo de

un tanque hidráulico durante el tiempo de inactiviinactividad. Lasdad. Las

máquinas mucho más pequeñas también

usan acumuladores hidráulicos. Un buen ejemplo es el freno

regenerativo hidráulico. Cuando una car con un freno regenerativo

hidráulico frena, se usa el movimiento de las ruedas para

bombear el fluido hidráulico dentro de un

bombear el fluido hidráulico dentro de un acumuladoracumulador. Esto. Esto

reduce la velocidad del coche y recarga el acumulador. Cuando el

coche acelera de nuevo, el fluido hidráulico fluye de vuelta,

usando la presión acumulada para propulsar las ruedas.

Acumulador hidráulico

Un acumulador es una especie de depósito capaz

Un acumulador es una especie de depósito capaz de almacenar de almacenar una cierta cantidad de fluido con presión, para auxiliar al c

una cierta cantidad de fluido con presión, para auxiliar al circuitoircuito hidráulico en caso de necesidad.

hidráulico en caso de necesidad.

Los supuestos casos de necesidad pueden ser: Los supuestos casos de necesidad pueden ser:

1. Restituir.

Compensar pequeñas pérdidas de fluido en elCompensar pequeñas pérdidas de fluido en el circuito.

circuito.

2. Contra

dilatació

n.

Los fluidos por cambios de Los fluidos por cambios de temperaturastemperaturas pueden dilatarse y perder presión.

pueden dilatarse y perder presión.

3. Reserva.

Al poder mantener una presión, pueden servir deAl poder mantener una presión, pueden servir de reserva de energía.

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4. Contra golpes de ariete.

El golpe de ariete es un concepto hidráulico que engloba diferentes causas de pérdida de caudal, como podrían ser el cierre de válvulas, parada de bombas, puesta en marcha de bombas, etc.

5. Amortiguador.

Puede utilizarse para amortiguar las pulsaciones de una bomba.

6. Seguridad.

Para evitar accidentes por interrupciones súbitas del generador de potencia.

El fluido al entrar dentro de un acumulador levanta un peso, comprime un muelle o comprime un gas, por éstos posibles motivos, el acumulador puede almacenar el fluido bajo una presión y también, esta es la causa que existan varios tipos de acumuladores. Los más usados son los de membrana y los de vejiga.

Simbología

Esta es la simbología existente sobre todos los tipos de acumuladores hidráulicos:

Símbolo del acumulador tipo peso.

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Símbolo del acumulador general de gas.

Símbolo del acumulador tipo vejiga.

Símbolo del acumulador tipo cilindro neumático.

Símbolo del acumulador tipo membrana.

Acumulador hidráulico

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Tipo de pesos

En este tipo de acumulador,el fluido al entrar levanta unos pesos que han sido previamente calibrados.

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Tipo de membrana

Es similar al tipo de vejiga, lo que se comprime aquí es un gas.

Tipo de vejiga

Se comprime un gas.

Tipo de cilindro neumático

Aunque no está representado

gráficamente, diré que el fluido comprime un cilindro neumático y no es de los más utilizados.

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SEPARADORES TIPOS DE SEPARADORES

¿QUÉ NOMBRES RECIBEN LOS SEPARADORES? Gracias a que el

operador los

utiliza para un fin determinado, el nombre que se le asigna a estas unidades está muy determinado por la función que realiza en cada caso en particular. En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa; se les llama separadores bifásicos

(cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores

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trifásicos a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en

algunos tipos de fluidos.

Si se toma en cuenta la posición del cilindro, habrá que reconocerlos como verticales u horizontales. Adicionalmente si al calificativo por la posición del recipiente se le agrega el trabajo que realiza se hablará de separadores horizontales bifásicos o trifásicos, según sea la posición del recipiente y el número de fases que separan.

Al referirse a la ubicación relativa que ocupa el separador con respecto a los otros equipos, también aparece otra clasificación:

Separador de entrada, cuando está ubicado a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la posibilidad de recibir impurezas de cualquier tipo.

Separadores en serie, los que están colocados uno después del otro; o, en paralelo, uno al lado del otro. En el primer caso la depuración se realiza de manera progresiva y, en el segundo, las dos unidades hacen el mismo trabajo.

Cuando la actividad por desarrollar tiende a la especialidad, los nombres que toman las unidades de separación son muy específicos. Quizás sea

necesario apelar a un glosario de términos para explicar estos conceptos: Separador tipo filtro (1) y (2). Los que promueven la separación eficiente de los líquidos que eventualmente pudieran permanecer en la fase gaseosa para evitar que, al condensarse aguas abajo, puedan dañar equipos muy costosos como los compresores y expansores. Otras veces, los líquidos que se depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes. Por ello estas unidades están provistas de filtros, específicamente diseñados para retener el tamaño de las partículas que deban ser retiradas de la corriente.

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anques de venteo o “Flash tanks”. Son

recipientes utilizados para separar el gas que se produce cuando se expande un líquido. En esta profesión se conoce como “flash” al cambio súbito que sufre un fluido cuando la presión desciende violentamente. Así, al tumbar la presión del fluido se producirá una separación de fases, que le dará origen al gas y al petróleo. Y, en correspondencia con la acción que se realiza, el término“Flash tank” se le asigna al separador donde se lleva a cabo la expansión del fluido.

rampas o “Knockout drums”. Son recipientes diseñados para separar

corrientes con una alta relación gas líquido. El líquido se encuentra en el gas en forma

de neblina. Estas unidades por lo general tienen poca capacidad para la retención de líquidos.

Separador de baches “Slug Catcher”. Es un recipiente diseñado para atrapar grandes cantidades de líquido que ocasionalmente llegan en la corriente de gas.

Separadores a baja temperatura.- Estos

dispositivos se utilizan para la separación de gas y

condensados, a baja

temperatura, mediante una expansión. Están

diseñados para manejar y fundir los hidratos que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo. Eliminadores.- Estos

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eliminar los líquidos (hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores sólo separan el agua de la corriente de gas.

Depuradores.-Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que éstas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de gas. Es muy

recomendable instalar depuradores antes de las compresoras, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas

arrastradas por el gas. CONTACTANOS EN:

ingenieria@pipeisometric.com nelsonpedroza@pipeisometric.com

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SEPARADORES ¿QUÉ NOMBRES RECIBEN LOS SEPARADORES? TIPOS DE SEPARADORES

En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que separa;

se les llama separadores BIFÁSICOS (cuando separan dos fases, como petróleo y gas o agua y petróleo). Siempre se deberá especificar las fases que entran en juego. Se conoce como separadores TRIFÁSICOS a los que se diseñan para separar tres fases (agua, petróleo y gas) y tetrafásicos, aquellos en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la

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separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos. BIFÁSICOS

TRIFÁSICOS

Loa separadores pueden clasificarse por su forma y geometría en HORIZONTALES VERTICALES Y ESFÉRICOS

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Ventajas: 1. Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. 2. Son más económicos que los verticales. 3. Son más fáciles de instalar que los verticales.

4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de

espuma. Para esto, donde queda la interfase gas-líquido, se instalan placas rompedoras de

espuma. Desventajas:

1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o

lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores. 2. El control de nivel de

líquido es más crítico que en los se paradores

verticales.

 VERTICALES

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1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

2. El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede

emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.

3. Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por

bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.

4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos. Desventajas:

1. Son más costosos que los horizontales.

2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.

3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.

 ESFÉRICOS

Ventajas: 1. Más baratos que los

horizontales o verticales. 2. Más compactos que los

horizontales o los

verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera.

3. Son más fáciles de limpiar que los separadores

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4. Los diferentes tamaños disponibles los hacen el tipo más económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

Desventajas:

1.- Tienen un espacio de separación muy limitado.

SEPARADORES

Los separadores son usados para remover los líquidos de los gases. Campos modernos de petróleo que lidian con crudos incluyen medici ones para regalías y pago de impuestos, los cuales requieren que todo el

gas no

disuelto sea removido del petróleo crudo antes de la medición.

Adicionalmente, la venta del gas seco en muchos casos es una fue nte considerable de ingresos. Los Separadores de petróleo y

gas lidian y soportan una

gran cantidad de masa de materiales con una gran

eficiencia. Por ejemplo, con un flujo de 10MmSCF por día de gas c on una gravedad y especifica de 0.70 y 1000 de bbl por día de 35ºAPI

de petróleo,

el separador está manipulando 270 toneladas de gas y 150 tonelada de

liquido por día. El separador para campos de petróleos usual permit e un máximo de trasporte de líquido de 0.10 gal de líquido por millón de SCF de gas, o un máximo de 10 partes de líquido transportado por cada millón de partes de material manipulado.

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CLASIFICACIÓN DE LOS

SEPARADORES

Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o condiciones de trabajo, etc.

En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos; serán bifásicos si solamente separan gas y líquido y trifásicos si separan gas, petróleo y agua. Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones.

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En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos. Los cilíndricos son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos

de gas y cuando deben trabajar a presiones altas (3)..

En cuanto a su posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos, pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo cilindro o dos. Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fáciles relaciones gas-líquidos altas.

De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba, y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existe cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor que la anterior.

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DE ACUERDO A SU FUNCIÓN MAS

IMPORTANTE:

Separadores de agua libre. Conocidos como Free Water Knockout (FWKO) y su función es remover el agua libre de una mezcla de hidrocarburos.

Flash Tank. (Despresurizadores) para bajarle la presión a sistemas de hidrocarburos líquidos y removerles el gas liberado.

Separadores Especiales. Usados especialmente en el tratamiento del gas para removerle humedad o partículas sólidas; cuando es para el primer caso se conocen como despojadores (Scrubbers) y en el segundo caso se conocen como separadores de filtros.

Separadores Generales y de Prueba. Los primeros reciben la producción de varios pozos y los segundos la producción de un solo pozo para determinarle sus características de producción. Normalmente en una estación de tratamiento debe haber un separador de prueba pues a todos los pozos del campo se les debe realizar periódicamente pruebas de producción con el fin de hacerle un seguimiento a su comportamiento productivo.

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Existe un tipo de separador cuya función principal es estabilizar la producción que está llegando a una batería cuando los pozos no tienen producción estable, conocidos como “Slug Catchers”; en estos casos la producción pasa de los colectores al “Slug catcher” donde aunque hay separación gas - líquido la función principal es estabilizar la producción para poder enviar el líquido que sale de este recipiente a los separadores, que requieren que la entrada sea estable, para complementar la separación de fases. Este tipo de separador es muy común en plataformas de producción en las cuales la línea del pozo viene por el lecho del mar y al llegar a la plataforma debe ascender en muchos casos de 150 a 200 pies, lo cual ocasiona segregación de fluidos en la tubería que va del fondo del mar a la plataforma y por tanto si los fluidos fueran a llegar directamente a un separador convencional se pueden presentar problemas en el funcionamiento de este porque no se tiene tasas de flujo estables de líquido y gas(6,8).

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¿Qué es un separador?

Los equipos de separación, como su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de líquido y gas.

Un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para

disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua.

Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas:

a) Por lo general los pozos producen líquidos y gas mezclados en un solo flujo

b) Hay tuberías en las que aparentemente se maneja sólo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases

c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.

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Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son:

1. En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además el gas se quema, una cantidad considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo del gas también es quemado, ocasionando grandes pérdidas

si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial. 2. Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es

conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este ocasiona problemas, tales como: corrosión y abrasión del equipo de transporte, aumento en 2 las caídas de presión y reducción en la capacidad de transporte de las líneas.

3. Como se menciona, el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable.

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4. cuando se utiliza en plantas de tratamiento este equipo se emplea para separar el glicol, que se usa como deshidratante del gas natural, de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción 5. se refiere al uso de las aminas, que circulan en contracorriente con el

gas natural, los separadores se emplean para eliminar los

componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono que se absorben en la solución.