REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICO PARA EL REEMPLAZO
DE SEPARADORES DE ALTA EN ESTACIONES DE FLUJO Trabajo de Grado presentado para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Carlos G. Rincón Eizaga Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, Diciembre de 2004
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
EVALUACIÓN TÉCNICO ECONÓMICO PARA EL REEMPLAZO
DE SEPARADORES DE ALTA EN ESTACIONES DE FLUJO
Trabajo Especial de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Carlos G. Rincón Eizaga Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, Diciembre de 2004
APROBACION Este Jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado Evaluación Técnico Económico Para El Reemplazo De Separadores de Alta en Estaciones de Flujo que Carlos Rincón Eizaga, C.I. 10.415.964 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Post Grado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al grado Académico
MAGÍSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERÍA DE GAS
__________________________ Coordinador del Jurado Prof. Jorge Barrientos
C.I. 3.509.055
__________________________ __________________________ Prof. Edinson Alcántara A. Prof. Orlando Zambrano
C.I. 3.453.064 C.I. 7.548.612
__________________________ Director de la División de Postgrado
Prof. Carlos Rincón
Maracaibo, Diciembre de 2004
Rincón Eizaga, Carlos Gerardo. Evaluación Técnico Económico Para El Reemplazo De Separadores De Alta En Estaciones De Flujo, Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Post Grado. Maracaibo. Tutor Prof. Jorge Barrientos.
RESUMEN
Para llevar a cabo el objetivo principal de una empresa del ramo petrolero es fundamental disminuir sus costos y poder ampliar la capacidad de diseño en instalaciones costa afuera y de esta forma sobrevivir a la exigencias de un mundo muy competitivo. La incorporación de nuevas tecnologías en los sistemas de separación de las estaciones de flujo ha permitido optimizar los procesos y los costos a lo largo de la vida útil de los activos. Es un objetivo fundamental de la gerencia incorporar estas nuevas tecnologías en las instalaciones que han sobrepasado su vida esperada, pero que financieramente posee un valor monetario. Cumpliendo con las normas y procedimientos de calidad, seguridad, higiene y ambiente establecidos. Dado que los tiempos entre fallas y los impactos en producción por indisponibilidad de estos activos se han venido incrementando, surgió la necesidad de identificar oportunidades de mejora al proceso, incorporar tecnología que permitan maximizar el proceso interno como los procesos alrededor de este, mediante la evaluación de modelos probabilísticos que representen la vida real de estos activos. Con el estudio y análisis realizado a éstos modelos de sistemas de separación se minimizará el impacto operacional y los tiempos de entre; evitando con esto un riesgo por déficit de producción y costos de mantenimiento correctivo de 2 MMMBs aproximadamente, en operaciones de las EF’s correspondientes a las Unidades de Explotación que poseen operaciones costa afuera.
Palabras Claves: Costo de Ciclo de Vida, Separador, Análisis Modo de
Efecto de Falla, Costos de Mantenimiento, Optimización.
Email del Autor: [email protected]
Rincón Eizaga, Carlos Gerardo. Technical Economic Evaluation For the Replacement of High Pressure Separators In Flow Stations (2004), Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Post Grado. Maracaibo. Tutor Prof. Jorge Barrientos.
ABSTRACT
In order to carry out the primary target of a company of the oil branch it is fundamental to diminish its costs and power outside of extending the capacity of design in facilities coast and this form to survive the exigencies of a very competitive world. The incorporation of new technologies in the systems of separation of the flow stations has allowed optimizing the processes and the costs throughout the cycle life of the assets. It’s a main target of the management to incorporate these new technologies in the facilities that have exceeded their waited for life, but that financially it has a monetary value. Fulfilling the norms and established procedures of quality, security, hygiene and environments. Since the times between faults and the impacts in production by unavailability of these assets have come increasing, the necessity to identify opportunities of improvement to the process, to incorporate technology that allow to maximize the internal process like the processes around this, by means of the evaluation of probabilísticos models that represent the real life of these assets. The study and analysis made to these models of separation systems one will diminish the operational impact and the times of between; avoiding with this a risk by production deficit and costs of corrective maintenance of 2 MMMBs approximately, in operations of the EF's corresponding to the Units of Operation that have operations outside coast. Key words: Life cycle cost, Separator, Failure Modes Effect Analysis, Costs of Maintenance, Optimization. Email del Autor: [email protected]
DEDICATORIA
Doy infinitas gracias a DIOS por darme salud, iluminación y constancia
para llevar a cabo la culminación de mi Trabajo Especial de Grado.
A mi Mamá, que siempre me han enseñado el amor, la tolerancia, la
constancia, el respeto y ponerme en el camino del constante aprendizaje
para alcanzar las metas propuestas.
A Lolymar, que sin su apoyo, comprensión, ayuda y amor, hubiera sido
difícil la culminación de esta etapa tan importante en nuestras vida.
Gracias a todos.
AGRADECIMIENTO
A mi tutor académicos Jorge Barrientos, por su dedicación, interés,
orientación y el apoyo brindado durante la realización de este trabajo.
Al Ing. Lenín Juárez, mi asesor industrial, por brindarme su amistad y
confianza, por ayudarme y orientarme para realizar un buen trabajo. Muchas
Gracias.
A todo el Equipo de Confiabilidad de la verdadera PDVSA por apoyarnos
en la culminación de este post grado.
A todo mis familiares y amigos que de una u otra forma me apoyaron en
poder alcanzar este objetivo.
A mis amigos de Lagocinco, por su dedicación e interés brindado durante
la realización de este trabajo de grado.
Gracias a todos.
CONTENIDO
Página RESUMEN 3 ABSTRACT 4 DEDICATORIA 5 AGRADECIMIENTO 6 CONTENIDO 7 INDICE DE TABLAS 10 INDICE DE FIGURAS 11 CAPITULO I PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.......................................................................... 12
1.1. Generalidades...................................................................................................... 1.2. Antecedentes de la Investigación................................................................ 1.3. Planteamiento del Problema........................................................................... 1.4. Justificación y Delimitación de la Investigación..................................... 1.5.Objetivos..................................................................................................................
1.5.1. Objetivo General ...................................................................................... 1.5.2. Objetivo Específicos ................................................................................
1.6. Hipótesis.................................................................................................................1.7. Viabilidad de la Investigación........................................................................
12 13 14 15 16 16 16 17 17
II INGENIERÍA DE GAS................................................................................................. 18 2.1. Proceso de Producción de Crudo y Gas............................................................
2.1.1. Estaciones Recolectora s de Crudo.......................................................... 2.1.2. Sistema de Separación de Crudo.............................................................
2.1.2.1. Separadores............................................................................................ 2.1.2.2. Funciones del Separador.................................................................... 2.1.2.3. Clasificación de los Separadores..................................................... 2.1.2.4. Partes del Separador...........................................................................
2.1.3. Instrumentación Asociada a los Separadores de Producción........ 2.2. Sistema de Separación Nueva Tecnología......................................................
2.2.1. Ciclón Cilíndrico Gas Líquido...................................................................... 2.2.1.1. Procedimiento de Simulación del Programa GLCC VX 7.0 para Diseño de GLCC............................................................................................ 2.2.1.2. Criterio de Diseño del GLCC............................................................. 2.2.1.3. Diámetro del GLCC............................................................................... 2.2.1.4. Diámetro de la Sección Inclinada de Entrada........................... 2.2.1.5. Área en la Boquilla de Entrada....................................................... 2.2.1.6. Análisis en la Boquilla para Flujo Estratificado....................... 2.2.1.7. Longitud del GLCC en la Parte Superior..................................... 2.2.1.8. Longitud del GLCC en la Parte Inferior......................................... 2.2.1.9. Sección de Liquido y Gas...................................................................
2.2.2. Recomendaciones de Diseño para la Relación de Esbeltez L/D del GLCC..........................................................................................................................
18 18 23 24 25 25 26 28 30 30
31 33 33 34 34 35 37 38 38
38
2.2.2.1. Velocidad Crítica .................................................................................. 2.2.2.2. Relación de Esbeltez de la Región del Vórtice........................... 2.2.2.3. Velocidad Radial de la Gota.............................................................. 2.2.2.4. Posición de la Partícula....................................................................... 2.2.2.5. La relación de Esbeltez Total .......................................................... 2.2.2.6. Altura de Equilibrio del Nivel de Líquido...................................... 2.2.2.7. Pérdidas por Fricción...........................................................................
2.2.3. Modelo para Describir la Trayectoria de la Partícula........................ 2.2.4. Modelo para Describir la Región del Vórtice........................................
38 39 40 41 42 42 43 43 46
III INGENIERÍA DE CONFIABILIDAD....................................................................... 49 3.1.- Costo de Ciclo de Vida..........................................................................................
3.1.1.- Elementos del Costo de Ciclo de Vida................................................... 3.1.1.1.- Costo Inicial ó Inversión (CIC) ...................................................... 3.1.1.2.- Costo de Instalación (CIN) ............................................................. 3.1.1.3.- Costo de Energía (CE) ..................................................................... 3.1.1.4.- Costo de Operación (CO) ............................................................... 3.1.1.5.- Costo de Mantenimiento y Reparación (CM) .......................... 3.1.1.6.- Tiempo Fuera de Servicio y Pérdida de Producción (CS) ... 3.1.1.7.- Costo de Impacto Ambiental, Disposición de Partes Y Contaminación por Derrames (CENV) .......................................................... 3.1.1.8.- Costos de Desincorporación y Restauración del Ambiente (CD) ............................................................................................................................
3.1.2.- Costos de Ciclo de Vida, Valor del Dinero........................................... 3.1.3.- Inflación ........................................................................................................... 3.1.4.- Tasa de Descuento ...................................................................................... 3.1.5.- Valor Presente Neto (VPN) ....................................................................... 3.1.6.- Elemento de Costo ...................................................................................... 3.1.7.-Costos Anuales y Promedios......................................................................
3.2.- Optimización Costo Riesgo.................................................................................. 3.3.- Mantenimiento Centrado En La Confiabilidad (MCC) .............................
49 52 52 53 54 55 56 59
59
60 60 62 62 63 63 64 64 65
IV MARCO METODOLÓGICO........................................................................................ 78 4.1. Tipo de Investigación..................................................................................... 4.2. Población.......................................................................................................... 4.3. Recopilación de la Información...................................................................
4.3.1. Modelos Probabilísticos de Diseño de Separación.......................... 4.3.2. Modelo Probabilístico de Costo de Ciclo de Vida.............................
4.4. Propiedades de los Fluidos.................................................................................. 4.5. Modelo Probabilístico de Diseño de Separadores....................................
4.5.1. Caracterización Probabilística de las Propiedades Físicas............. 4.5.2. Modelo Probabilístico del Separador Ciclónico...................................
4.6. Modelo de Costo de Ciclo de Vida.................................................................
78 78 79 79 80 80 81 82 86 90
V COSTO DE CICLO DE VIDA............................................................................... 92 5.1. Costo de Ciclo de Vida Separadores Bifásicos............................................. 5.2. Costo de Ciclo de Vida Separador Ciclónico (Modos De Fallas Y Política De Mantenimiento Sep Bifásico) ................................................................. 5.3. Costo de Ciclo de Vida Separador Ciclónico. ...............................................
92
97 100
VI CONCLUSIONES................................................................................................ 103 6.1. Conclusiones...................................................................................................... 103 6.2. Recomendaciones............................................................................................. 104 BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................... 105
ÍNDICE DE TABLAS
Página
Tabla 4.1 Datos de la Variables del Modelo 83
Tabla 4.2 Base de Datos de la Variables 85
Tabla 4.3 Rangos y parámetros de Variables 87
ÍNDICE DE FIGURAS
Página Figura 2.1 Sistemas principales de una EF. 19
Figura 2.2 Distribución de los sistemas principales de la EF 23
Figura 2.3.- Esquema de un Separador. 28
Figura 2.4 Nomenclatura GLCC. 32
Figura 2.5 GLCC usado como depurador de gas. 33
Figura 2.6 Flujo estratificado en la boquilla. 37
Figura 2.7 Esquema de trayectoria de partícula. 45
Figura 2.8 Fuerzas sobre la partícula en zona del vórtice. 47
Figura 3.1 Representación gráfica de la hoja de decisión. 74
Figura 4.1 Barra de Herramientas del Crystal Ball 83
Figura 4.2 Galería de Distribuciones Probabilísticas 84
Figura 4.3 Asunción de la Variable Potencial acotada 85
Figura 4.4 Barra de Menú del GLCC Vx7 86
Figura 4.5 Pantalla de Entrada de Valores caraterizados 88
12
CAPÍTULO I
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1.- Generalidades
De los desafíos principales para cualquier corporación, quizás ninguno es
más difícil el desafío de manejar la investigación y el desarrollo de nuevas
tecnologías en un ambiente de recursos obligados. Para encarar este desafío,
las corporaciones han emprendido varias iniciativas dirigidas a alinear sus
programas con las realidades de su presupuesto. Estos esfuerzos han sido el
desarrollo del plan estratégico del proceso. Para resolver las metas
estratégicas dispuestas en cada una de las gerencias, en el plan estratégico,
y en el plan de las mejoras del análisis de costo, las corporaciones han
respondido comenzando nuevas iniciativas propias, con el fin de conseguir
niveles alto de rendimiento.
Las Corporaciones del sector petrolero juegan un papel importante dentro
de la economía del país, es por esto implementan nuevas estrategias para
incrementar su calidad, y es parte de la búsqueda de un equilibrio entre los
procesos y los recursos básicos. El área medular es la de producción, con el
fin de alcanzar el objetivo de llevar a la corporación al ámbito de Categoría
de Clase Mundial, para obtener la excelencia en su gestión corporativa,
el reconocimiento internacional de la calidad y la rentabilidad de sus
productos y procesos, se apoya en enfoques engranan una serie de
elementos técnicos, de negocio y filosóficos en una estrategia global,
denominado Confiabilidad Operacional.
Dentro de la Confiabilidad Operacional se cuenta con una herramienta
técnica llamada Costo de Ciclo de Vida (Life Cycle Cost LCC), esta
13
herramienta de alto impacto permite establecer, reducir y controlar de
manera estructurada los costos incurridos durante la vida útil de un activo,
partiendo de la realidad del campo y del contexto operacional al cual están
sometidos los equipos.
El Análisis de Costo de Ciclo de Vida es una metodología basada en una
revisión sistemática de los costos y posee varias aplicaciones, como:
identificar las más beneficiosas estrategias de procura, estrategias de toma
de decisión y diseño, determinación del uso de la nueva tecnología,
estimación de los presupuesto futuros y otros.
El presente análisis está enfocado en la aplicación del Costo de Ciclo de
Vida a los sistemas de separación de las Estaciones de Flujo que se ubican en
el Lago de Maracaibo, centrado en la factibilidad de incorporación de nueva
tecnología vs. la utilización de la tecnología existente optimizada.
Debido a la elevada tasa de fallas, a los altos costos de mantenimientos y
al impacto operacional y ambiental de los sistemas de separación
pertenecientes a las Estaciones de Flujo; como consecuencia de los cambios
operacionales realizados a lo largo de más de 20 años, se vió en la
necesidad de identificar nuevas tecnologías para el reemplazo de estos
activos acorde al contexto operacional de los siguiente 20 años,
considerando las inversiones para la puesta en marcha de este proyecto, los
costos planificados y los costos de la baja confiabilidad.
1.2.- Antecedentes de la Investigación
El cambiante mundo de los procesos de producción de hidrocarburos ha
permitido el desarrollo y la maximización de las facilidades encargadas de la
recolección de crudo debido a los planes de explotación establecido por la
gerencia. La generación de mayor fuente de crudo debido a la perforaciones
14
exitosas a lo largo de mas de 40 años ha permitido establecer volúmenes de
entrega de crudo según especificaciones a nuestros clientes. Pero por otro
lado, la vida útil de los activos dentro de instalaciones de producción se han
visto afectadas debido a un entorno socio económico, requiere el mayor
aprovechamiento de los recursos con un mínimo de inversión para conseguir
un mayor retorno originado por políticas carentes de proyección de ciclo de
vidas; ocasionando un deterioro de las instalaciones recolectoras de crudo
como la posibilidad de reemplazo de dichos activos la conforman. La
incorporación de nuevos pozos en facilidades de producción aunado a la
necesidad de generar un mayor provecho acorde a las necesidades
prevalecen en el mercado, ha permitido evaluar escenarios para un mayor
aprovechamiento de los ya existentes.
1.3.- Planteamiento del Problema
Los Sistemas de Separación de las Estaciones de Flujo ubicadas en el
Lago de Maracaibo han estado por mas de 20 años en funcionamiento, han
experimentado en los últimos años un incremento de los caudales de manejo
debido a la incorporación de nuevos pozos, ocasionando una disminución de
los tiempos de retención provocando los equipos controlan el proceso ciclen a
una frecuencia mayor a la de diseño, situación origina que los separadores
no cumplan con su objetivo. La superación de la capacidad de diseño de
estos equipos ha originado incrementos en los costos producto de la baja
confiabilidad, representado por:
• Costos de mantenimiento correctivo, Impactos de producción, e
• Impactos ambientales.
Por tal motivo, para contrarrestar esta situación se hace necesario
evaluar la incorporación de nuevas tecnologías acorde al plan de explotación
15
de la instalación vs. mantener los equipos existentes, siempre y cuando sea
técnicamente factible, económicamente rentable y presupuestariamente
viable.
1.4.- Justificación y Delimitación de la Investigación
La realización de este estudio surge de la necesidad de incorporar nuevas
tecnologías para optimizar los procesos de separación dentro de las
Estaciones de Flujo, presentan una superación de la capacidad de diseño,
debido al incremento de los caudales manejados, originando un incremento
de los costos de la baja confiabilidad, de igual forma conseguir la mejor
optimización de los espacios para un mejor aprovechamiento del área (crítico
en instalaciones de producción costa-afuera).
Por tal motivo se evaluará el costo de ciclo de vida de los Sistemas de
Separación de Alta de las EF’s, incorporando comportamientos probabilísticos
para vislumbrar escenarios permitan mitigar la problemática existente.
Con el desarrollo de este estudio y soportado por otras herramientas de
Confiabilidad Operacional nos permitiría vislumbrar:
• Incremento de la capacidad productiva
• Satisfacción del cliente
• Reducción del costo por barril.
• Redefinir los planes de mantenimiento.
• Dirigir o enfocar los esfuerzos a tareas de mantenimiento optimizadas.
• Incremento de la confiabilidad y seguridad.
Al posicionarse en el ámbito de empresas mundiales con las mejores
prácticas en mantenimiento se lograría.
16
• Minimizar los tiempos de parada de los equipos.
• Generar las frecuencias programadas de mantenimiento.
• Aumentar la disponibilidad de las instalaciones, mediante procesos de
mejoramiento analizables.
• Mejorar la efectividad de mantenimiento.
• Integrar la Gestión de Operaciones, Mantenimiento y Producción.
1.5.- Objetivos
1.5.1.- Objetivo General
Realizar un análisis técnico económico para evaluar el reemplazo de los
Separadores de Altas en las Estaciones de Flujo presenten una superación de
la capacidad de diseño existentes por Separadores Ciclónicos basado en la
Metodología de Costo de Ciclo de Vidas con el objeto de asegurar la
eficiencia y capacidad de producción de dichas instalaciones.
1.5.2.- Objetivo Específicos
• Desarrollar un procedimiento de cálculo probabilístico para el
dimensionamiento de un separador ciclónico para estaciones de flujo.
• Evaluar el costo de ciclo de vida probabilístico de los separadores
ciclónicos considerando los costos de la baja confiabilidad.
• Evaluar el costo de ciclo de vida probabilístico de los separadores de
producción de alta existentes en las estaciones de flujo .
• Evaluar los indicadores económicos para cada uno de los escenarios de
reemplazo de los separadores de producción de alta por separadores
ciclónicos.
17
1.6.- Hipótesis
Con la incorporación de nuevas tecnología para la separación de crudo
mediante la utilización de Ciclones en el área de separación de producción de
alta presión de aquellas instalaciones donde estos activo han superado su
vida útil, se podrá cumplir con el plan de explotación establecido y de esta
forma garantizar la optimización de los procesos e infraestructura dentro de
las estaciones de flujo.
1.7.- Viabilidad de la investigación El desarrollo de este trabajo de investigación forma parte de una serie de
estudios de carácter técnico económico para el proceso de optimización de
las facilidades de superficie como lo son los múltiples de producción,
múltiples de gas lift y estaciones de flujo. La suma de los resultados
obtenidos en este estudio son necesarios para los futuros planteamientos en
los portafolios de oportunidades que se genera la empresa a establecer en
los años 2005, 2006, 2007 y 2008.
18
CAPÍTULO II
INGENIERÍA DE GAS
2.1.- Proceso de Producción de Crudo y Gas
El proceso de producción se inicia con la extracción del flujo multifásico
de los pozos, este flujo está conformado por crudo, gas y agua. Luego, de su
extracción el crudo es transportado a través de tuberías hacia los múltiples
de producción. Allí se recolecta la producción de varios pozos en una tubería
o directamente en la estación de flujo, encargada de separar y distribuir gas
y líquido a su respectivo destino.
El ciclo productivo del crudo, presenta lazos de realimentación o de
reemplazo de fluidos, a través de la inyección de gas y de agua mediante la
utilización del gas para el levantamiento de los líquidos, también denominado
levantamiento artificial o Gas Lift; creados con el propósito de aumentar la
producción y el recobro de crudo, permite extraer el mayor número de
barriles de crudo al menor costo y con mayor eficiencia.
2.1.1.- Estaciones Recolectoras de Crudos
Definición
La estación de flujo es una estructura de mediana complejidad,
conformada por un conjunto de equipos interrelacionados, donde se
recolecta, separa y almacena temporalmente, bombeando la producción de
petróleo y gas proveniente de los pozos asociados a ella. Los sistemas
principales de una estación de flujo tal como se esquematizan en la Figura
2.1 son:
19
Sistemas principales en una EF:
• Múltiples de recolección.
• Sistema de Separador Producción.
• Sistema de Separación de Prueba.
• Sistema de Depuración de Gas.
• Sistema de Almacenamiento temporal
• Sistema de Bombeo.
MÚLTIPLE O CAÑÓNDE PRODUCCIÓN
POZOS
MÚLTIPLE O
DE RECOLECCIÓN
VENTEOAL SISTEMA DE
REC. DE GAS
2
AL SISTEMA DERECOLECCIÓN DE CRUDO
43
Tanque de
almacenamiento
6
6
Tanque de
almacenamiento
15 5
MÚLTIPLE O CAÑÓNDE PRODUCCIÓN
POZOS
MÚLTIPLE O
DE RECOLECCIÓN
VENTEOAL SISTEMA DE
REC. DE GAS
2
AL SISTEMA DERECOLECCIÓN DE CRUDO
43
Tanque de
almacenamiento
6
6
Tanque de
almacenamiento
MÚLTIPLE O CAÑÓNDE PRODUCCIÓN
POZOS
MÚLTIPLE O
DE RECOLECCIÓN
VENTEOAL SISTEMA DE
REC. DE GAS
2
AL SISTEMA DERECOLECCIÓN DE CRUDO
43
Tanque de
almacenamiento
6
6
MÚLTIPLE O CAÑÓNDE PRODUCCIÓN
POZOS
MÚLTIPLE O
DE RECOLECCIÓN
VENTEOAL SISTEMA DE
REC. DE GAS
2
AL SISTEMA DERECOLECCIÓN DE CRUDO
43
Tanque de
almacenamiento
6
6
Tanque de
almacenamiento
15 5
Figura 2.1.- Sistemas principales de una estación de flujo. Manual de
Ingeniería de Producción Nivel 1. CIED. Año 1999
Múltiples de recolección.
Es un conjunto de válvulas y componentes de tuberías prefabricadas,
donde convergen las líneas de flujo proveniente de los pozos, cuya función
es recibir el flujo multifásico de una estación recolectora de flujo.
Estos múltiples están formados por dos o tres tubos, los cuales
conforman el múltiple de alta presión, múltiple de baja presión y el múltiple
20
de prueba (en instalaciones tanto en tierra como en lago) instalados en
posición horizontal, paralelos uno respecto al otro y conectados a la línea de
flujo proveniente del pozo. En el punto de convergencia de la línea de flujo
con el múltiple, se encuentra instalada una válvula para tomar muestras de
crudo, una válvula de retención (check) para evitar el retorno del fluido en
caso de una línea de flujo rota y válvulas de compuertas, de bola o tapón, las
cuales permiten cerrar o dejar pasar el flujo.
Separadores de producción
En este sistema se lleva a cabo una de las funciones principales de la
estación de flujo, la cual consiste en separar del crudo la fase gaseosa (gas)
de la fase líquida (petróleo y agua), utilizando para ello, recipientes
cilíndricos reciben el nombre de “Separadores de Producción”.
Dependiendo de las presiones de los pozos asociados a cada estación de
flujo, se pueden tener dos etapas de separación de producción, una etapa de
alta presión y una de baja presión, donde la fase líquida proveniente del
sistema de alta será descargado al sistema de baja para sufrir una segunda
separación, y la fase líquida proveniente del sistema de baja será descargado
hacia los tanques de almacenamiento temporal. El número de separadores
para cada etapa varia de acuerdo con la producción asociada a cada estación
de flujo.
Separadores de prueba
Este sistema tiene funciones muy parecidas al sistema de separadores de
producción, con la diferencia que es usado por un pozo a la vez, es decir, por
el pozo sometido a prueba (medida). La función principal es cuantificar la
producción tanto de crudo como de gas entregada por cada pozo asociado a
la EF. Los separadores de pruebas pueden medir pozos tanto en alta como
en baja presión.
21
El proceso de prueba de un pozo consiste en la medición a volumen
constante del líquido registrando el tiempo tarda el crudo en subir desde un
nivel mínimo hasta un nivel máximo prefijado, para un período
preestablecido y además la medición del volumen de gas producido durante
la separación. Este registro permite cuantificar el número de descarga que
realiza el separador en un período de tiempo determinado, obteniendo de
esta forma la tasa de producción del pozo. Es importante acotar, existen
procedimientos de medición masiva en línea donde se miden en forma
continua la producción pozo a pozo, enviando esta información a través de
algún medio (telemetría, micro-ondas o fibra óptica) hasta un sistema Scada
donde se registran los eventos pasados y usando algoritmos se podrían
predecir los eventos de producción en el futuro cercano.
Sistema de almacenamiento temporal (Tanques)
Son recipientes destinados al almacenamiento temporal del crudo
proveniente de los separadores. En la estación de flujo existen por lo
general, más de un tanque y están interconectados por una tubería, actúa
como vaso comunicante. El crudo se almacena en los tanques sirve de
alimentación para la succión de las bombas de transferencia.
Depuradores de gas
Son recipientes con características similares a los separadores, pero con
elementos físicos internos adicionales, permiten purificar el gas y eliminar las
diminutas partículas de crudo en suspensión, provenientes de los
separadores de producción y prueba. Estos depuradores están diseñados
para trabajar a un volumen constante, de tal manera, el gas sea más seco,
evitando el posible envío de líquidos a las plantas compresoras. En cada
estación existe por lo menos un depurador por cada una de las etapas de
separación alta y baja.
22
Sistema de bombeo (Bombas)
Este sistema esta constituido por los múltiples de succión, múltiples de
descarga y conjunto de Bombas-Motor. Los múltiples de succión: Son
tuberías provenientes de los tanques de almacenamiento para alimentar la
succión del tren de bombas. Los múltiples de descarga: son tuberías donde
convergen las descargas de las bombas, uniéndose posteriormente al
oleoducto a tierra (patio de tanques). Conjunto de Bomba-Motor: es el
sistema impulsor del crudo hacia la red de oleoductos. La bomba es el
elemento hidráulico del conjunto y el motor el elemento motriz de la bomba.
Las bombas son generalmente, del tipo reciprocantes (desplazamiento
positivo), pero también hay centrífugas acopladas a los motores eléctricos.
Sistemas auxiliares
Son aquellos equipos sirven de apoyo a los procesos que realizan en la
estación de flujo, estos equipos son:
Sistema eléctrico: se encarga de suministrar la energía necesaria para
permitir la operación de los equipos eléctricos existentes en la estación. Esta
puede ser generada localmente o provenir de la red de distribución eléctrica
del área. Fosa de recolección de líquido: Tiene como función recolectar todos
aquellos líquidos son drenados o derramados en la estación con el fin de
prevenir derrames directos al lago y con la consecuente contaminación.
Consta de un tanque ubicado en la parte más baja de la estación y de una
bomba permite enviar los líquidos aquí contenidos a los tanques principales
de almacenamiento de crudo. En la Figura 2.2 se muestra la distribución del
los sistemas dentro de la Estación de Flujo:
23
T-1
S-1A
T-1
S-1B
S-2AS-2BS-2PS-1P
PARARRAYOPARARRAYO
PARARRAYOPARARRAYO
MU
LTIP
LE O
ESTE
DESDE NIVEL INFERIOR
HACIA NIVEL SUPERIOR0062 I/ 0106 A/ 0024 I115 A/ 0026 I0078 I/ 0100 A0033 I/ 0089 A0035 I0079 I/ 0092 ALINEA DE MP 6-6/ 0124 A0088 A0110 A/ 0015 I/ 0032 I0052 A0049 A0064 A / 0049 I0086 A/ 0035 I0013 A0045 I/ 2016 A
0005 I/ 0003 A0109 A0104 A
DISPDISP
0102 A/ 0077 I0116 A/ 0021 I
0119 I/ 0008 I/ 0051 I0107 A/ 0011 I
LINEA DE MP 14-6
Dep.
T-1
S-1A
T-1
S-1B
S-2AS-2BS-2PS-1P
PARARRAYOPARARRAYO
PARARRAYOPARARRAYO
MU
LTIP
LE O
ESTE
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Dep.
Figura 2.2.- Distribución de los sistemas principales de la EF. Informe de
Mantenimiento Predictivo Gerencia de Mantenimiento Occidente. PDVSA.2000
2.1.2.- Sistema de Separación de Crudo
Luego de su recolección a través de los múltiples de producción, el fluido
multifásico es sometido a un segundo proceso a su paso por la Estación de
Flujo, el cual es llamado separación en el cual, el gas y el líquido (petróleo
+ agua) son separados, dentro de un rango de altas y bajas presiones que
oscilan entre 60 y 250 psig. dependiendo de las características de los pozos.
Una vez separado el gas del líquido, este sale por la parte superior del
separador hacia el depurador, mientras el líquido va a la parte inferior del
recipiente y es dirigido hacia el tren de baja, en el caso de provenir de un
separador de alta o hacia los tanques de almacenamiento cuando el fluido
provenga del tren de baja presión.
El sistema de separación está dividido en dos etapas:
24
• Separadores de producción donde se encuentra el tren de separación
por alta presión y el tren de separación por baja presión.
• Separadores de medida o prueba, el cual está diseñado para trabajar
con alta o baja presión dependiendo de las características del pozo que
se encuentre en prueba.
El recipiente en ambos trenes tiene la misma característica física, su
diferencia radica en la instrumentación asociada a cada uno de ellos.
2.1.2.1.- Separadores
Los separadores son recipientes cilíndricos presurizables, cuyo propósito
es liberar la fase deseada (petróleo y agua) tan completamente de la otra
(gas) como sea posible, para ello es necesario seleccionar el proceso físico
adecuado. Para la separación dentro de las Estaciones de Flujo los procesos
físicos más utilizados son:
• Gravedad.
• Fuerza Centrifuga (inercia)
• Choque.
Algunas de las razones por las cuales es necesario separar el gas del
crudo proveniente de los pozos en las Estaciones de Flujo se mencionan a
continuación:
• El crudo debe satisfacer las normas para su almacenamiento,
refinación y venta.
• La medición precisa de la tasa de producción requiere que el crudo
(petróleo) esté libre de gas.
• La presencia de gas en líquido disminuye la capacidad de bombeo, la
eficiencia de las bombas y dificulta el transporte del crudo a través del
oleoducto.
25
• El gas debe satisfacer las normas para su procesamiento en las plantas
de conservación y compresión, para su utilización en la producción
petrolera y su comercialización.
• El gas puede ser utilizado en un proyecto de mantenimiento de presión
en un yacimiento o también para el levantamiento artificial (Gas Lift).
2.1.2.2.- Funciones del Separador
Los separadores deben ser capaces de separar en forma eficiente las
fases de la mezcla a procesar, a presiones altas, medias y bajas,
dependiendo de la característica de los pozos, durante una vida útil
prolongada.
Un separador bien diseñado debe cumplir con las siguientes funciones:
• Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente
líquido y vapor.
• Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas
líquidas atrapadas en la fase gaseosa (Demister o extractor de
neblina), para evitar su arrastre con el gas a la salida.
• Libera parte de la fracción de gas en solución, aún pueda permanecer
en la fase líquida (tiempo de retención del crudo), para así obtener un
crudo libre de gas, que es llamado comúnmente “crudo muerto”.
• Descargar separadamente las distintas fases a fin de evitar puedan
volver a mezclarse.
2.1.2.3.- Clasificación de los Separadores
Los separadores gas-líquido se clasifican generalmente según su forma,
numero de fases a separar, función y posición.
26
Según su forma
• Separadores cilíndricos: Son los que presentan en su cuerpo ésta
geometría y son los más comúnmente usados.
• Separadores esféricos: Son difíciles de construir debido a la forma de
su cuerpo, por lo tanto, son pocos usados en la industria petrolera.
Según el número de fases
• Separadores bifásicos: Tienen como objetivo separar el gas del líquido.
• Separadores trifásicos: Son usados para separar además del gas, el
agua pueda estar mezclada con el crudo.
Los separadores bifásicos y trifásicos en su diseño base son muy
similares, sin embargo a estos últimos debe agregarse el cálculo de las tasas
de asentamiento petróleo-agua, así como los medios para remover el agua
libre.
Según su función
• Separadores de producción general: Son aquellos reciben el fluido
provenientes de la línea general del múltiple de producción.
• Separadores de medida o prueba: Son aquellos separadores poseen
características e instrumentos especiales permiten medir la producción
de un solo pozo.
Según su posición
• Cilíndricos verticales.
• Cilíndricos horizontales.
2.1.2.4.- Partes del Separador
Los separadores están constituidos por las siguientes partes:
27
Cuerpo
Es la parte principal del separador, en forma cilíndrica o esférica y de
tamaño variable, dependiendo de la capacidad de diseño. Este cuerpo a su
vez esta constituido internamente por: láminas de deflexión ubicadas
inmediatas a la entrada del crudo, donde al producirse el choque del flujo
con las mismas, produciéndose el desprendimiento del gas asociado al fluido.
En la parte superior se encuentra una malla o superficie metálica colocada de
manera tal, el gas con gotas pase a través ella y encuentre numerosos
obstáculos, quedando atrapado y precipitándose hacia la parte inferior del
recipiente, esta malla es llamada extractor de neblina o “Demister”.
Conexiones a proceso
• Boquilla de entrada del crudo (fluido multifásico): Se ubica
generalmente casi a la mitad del separador. Permite la conexión de
una válvula de entrada, encargada de dar paso al flujo multifásico al
interior del separador.
• Boquilla de salida del crudo: Ubicada en la parte inferior del separador,
permite la conexión de la válvula de descarga, la cual permite la salida
del líquido.
• Boquilla de salida del gas: Ubicada en la parte superior del separador,
permitiendo la conexión de la línea de gas hacia el depurador.
• Boquilla de conexión para dispositivos de seguridad: Ubicadas en la
parte superior del separador, utilizadas para el disco de ruptura y para
la válvula de seguridad.
• Drenaje: Ubicada en la parte inferior del separador (en el fondo),
permite la conexión de una válvula para drenar el líquido está por
debajo de la salida del separador.
• Conexiones para instrumentos: Ubicadas en el entorno del cuerpo,
permitiendo la conexión de los instrumentos de medición, la ubicación
del medidor de nivel para los equipos de control del proceso.
28
• Boca de inspección o visita: Permite la inspección y realización de
trabajos de limpieza en el interior del separador.
Figura 2.3.- Esquema de un Separador para Alta Presión.
2.1.3.- Instrumentación Asociada a los Separadores de Producción
Esta instrumentación tiene como función garantizar la ejecución de la
separación del fluido, para los separadores de producción tanto los de alta
como los de baja presión se utilizan los siguientes instrumentos y elementos:
Switch de posición
Son dispositivos electromecánicos se encuentran acoplados a una válvula
manual o automática para indicar el estado de apertura o cierre de la misma,
29
a través de una alarma audible o señal luminosa como una advertencia del
cambio de posición o mal funcionamiento del sistema.
Switch de presión
Son dispositivos electromecánicos tiene como función sensar la presión
del proceso comparándola con el punto de ajuste, ejecutando una acción de
control que puede ser una alarma o un paro de equipo.
Switch de nivel
Encargados de detectar el nivel de líquido dentro del separador, para el
cual están ubicados bien sean alto, muy alto y bajo nivel. Además se
encargan de enviar una señal al PLC para que este último sea capaz de
ejecutar alguna acción. Son dispositivos de protección provocando el cierre
del separador ó apertura de válvula de salida cuando alguna anormalidad
este ocurriendo.
Controlador de nivel
Se encarga de gobernar la apertura o cierre de la válvula de descarga del
separador. Para ello, realiza la comparación de variable controlada con un
valor deseado, ejerciendo luego una acción correctiva de acuerdo a la
desviación.
Posicionador
Tiene como función amplificar la señal de salida del control de nivel hacia
la válvula de descarga, para realizar la apertura de la misma.
Válvulas automáticas de descarga
Es el elemento final de control gobernada por el controlador de nivel, la
cual permite el paso del crudo proporcional al nivel presente en el recipiente
hacia la descarga.
30
Válvulas automáticas de presurización: Es la encargada de permitir el paso
del fluido multifásico a través de la línea de 2", cuando se requiera arrancar
el separador. Esta válvula es gobernada por el PLC a través una válvula
solenoide.
Válvulas automáticas de control de entrada: Es el elemento final de control
gobernada por los switches de nivel a través del PLC, encargada de dar o
restringir el paso del flujo hacia el separador.
Transmisor de presión: Es un instrumento capaz de convertir un balance de
cargas en una señal proporcional a la presión presente en el recipiente.
Indicador de presión: Es el instrumento mecánico utilizado para medir la
presión del separador, usualmente son instalados con rangos de 0-200 psi y
de 0-300 psi.
2.2.- Sistema de Separación Nueva Tecnología
2.2.1.- Ciclón Cilíndrico Gas Liquido
El ciclón cilíndrico es un tubo vertical consta de una entrada tangencial
inclinada y dos salidas una por el tope y otra por el fondo, no tiene ninguna
parte interna y en su forma más básica como separador convencional no
necesita de ningún tipo de dispositivo interno para ayudar a la separación.
Debido a la entrada tangencial de fluido se forma un remolino que produce
fuerzas centrífugas y de gravedad que separan las dos fases que ingresan al
dispositivo. El líquido es forzado radialmente hacia la pared del cilindro y es
recolectado en el fondo, mientras el gas se mueve hacia el centro del ciclón
donde es empujado hacia el tope.
31
Las aplicaciones actuales del GLCC es como separador gas crudo, y
depurador gas-líquido; pudiendo estar colocado en fondo de pozo, superficie
o en el fondo sobre el lecho marino. Los GLCC son la última frontera en
investigaciones petroleras, sin embargo debido a la compleja hidrodinámica
del fluido se necesita investigación y desarrollo adicionales. La transferencia
del conocimiento de los investigadores hacia los operadores es fundamental
para disminuir los tiempos de aplicación y el desarrollo de la tecnología.
2.2.1.1.- Procedimiento de Simulación del Programa GLCC VX 7.0
Para Diseño de GLCC
El simulador GLCC (Gas Liquid Cylindrical Cyclone) Versión 7.0 fue
desarrollado en una plataforma Excel-Visual-Basic, ha sido usado para
diseñar mas de 150 GLCC, están operando en la actualidad en Estados
Unidos y alrededor del mundo; este simulador ayuda a predecir la
hidrodinámica compleja del flujo en el GLCC. El código desarrollado tiene la
ventaja de que es fácilmente accesible al usuario a manera de hacer
modificaciones permitan adaptar el programa a las condiciones particulares
de diseño de cada ambiente.
La nomenclatura de una configuración genérica de GLCC se muestra en
la Figura 2.4:
• “Lg” es la longitud desde la zona central (donde entra líquido) hasta el
tope del GLCC.
• “Li” es la longitud desde la parte central hasta el fondo del GLCC.
• “dg” es el diámetro del GLCC.
• “din ” es el diámetro de la entrada inclinada a un ángulo θ.
• “Liquid Meter”, medidor de líquido en el segmento de tubería
horizontal.
32
• “Lli “ longitud del segmento de tubería horizontal en la sección de
líquido.
• “Lg3 “, longitud del segmento de tubería vertical.
• “Gas Meter”, medidor de gas en zona de gas aguas abajo.
• “Lg2 ”, longitud horizontal del segmento de tubería en zona de gas.
• “Lgv“, longitud vertical de tubería en la zona de gas.
El flujo ingresa al dispositivo por la entrada inclinada y es acelerado
hasta el área de la ranura. En el dibujo del ejemplo las corrientes de gas y
líquido se recombinan a la salida del dispositivo, en el caso de nuestro
estudio esta recombinación no se hace, se necesita aislar completamente la
corriente de gas del líquido. Adicional en el modelo planteado en el
presente trabajo, se adicionan dos válvulas de control una a la entrada del
dispositivo ciclónico donde se hace una expansión previa al gas se usará para
levantamiento artificial y otra válvula de control a la salida del condensado,
a manera de mantener el control de nivel de líquido dentro del dispositivo.
Figura 2.4 Nomenclatura GLCC. Manual del GLCC. Universidad de Tulsa.
1998 El procedimiento de diseño del GLCC se lleva a cabo en dos partes
consistiendo la primera en la definición de los parámetros de contorno y la
33
segunda parte en la verificación del diseño inicial aplicando los criterios de
diseño; en la Figura 2.5 se observa el GLCC adaptado como depurador de
gas.
Figura 2.5 GLCC usado como depurador de gas. Manual del GLCC.
Universidad de Tulsa. 1998
2.2.1.2.- Criterio de Diseño del GLCC
El criterio de diseño del GLCC fue desarrollado basado en los mecanismos
físicos del fluido dentro del dispositivo, experiencia de campo y las
limitaciones propias de su aplicabilidad. Este criterio debe ser considerado
para determinar los parámetros de cada elemento del GLCC a manera de
asegurar el correcto funcionamiento del dispositivo ciclónico.
2.2.1.3.- Diámetro del GLCC
El diámetro debe ser tal que la velocidad superficial del gas en el GLCC
sea menor a la velocidad crítica para que caigan las gotas de líquido,
evitando arrastre de líquido en el gas, (ver Ec. 2.1 en la siguiente sección).
34
Por otro lado, el diámetro debe ser lo suficientemente pequeño para
mantener la separación centrífuga. Esto es necesario para no ocurra arrastre
de gas en el líquido.
2.2.1.4.- Diámetro de la Sección Inclinada de Entrada
El diámetro de esta sección debe ser lo suficientemente largo como para
permitir estratificación del fluido en la boquilla inclinada de entrada, también
se recomienda este ángulo esté entre –22° y –30°, para mejorar la
estratificación y asegurar la separación local entre las fases de gas y líquido
en la sección de entrada.
2.2.1.5.- Área en La Boquilla de Entrada
El área en la boquilla de entrada debe ser lo suficientemente pequeña
como para asegurar el líquido de entrada al GLCC experimente las
velocidades tangenciales recomendadas en el rango de 10-20 ft/seg. Las
velocidades tangenciales excedan los límites recomendados pudieran causar
mayores longitudes del vórtice ocasionando arrastre de líquido en el gas o
arrastre de gas en el líquido. También las velocidades tangenciales en el
GLCC deben ser menores a las velocidades de erosión de acuerdo a la Norma
API RP14E. Es de vital importancia comprender el estudio acerca de la
geometría de la sección de entrada de ella depende en gran medida el éxito
del diseño del GLCC. El régimen de flujo en la boquilla de entrada al GLCC
puede ser estratificado, tapón, anular o de burbujas dispersas, la
configuración de la boquilla determina la distribución del líquido y las
velocidades tangenciales iniciales de las dos fases. Conocer la velocidad
tangencial inicial de la partícula es fundamental para definir su trayectoria,
el arrastre de líquido en el gas y la forma del vórtice forma el paraboloide
interno, permitiendo la separación de líquido y al gas.
35
Los separadores y depuradores convencionales usualmente usan una
entrada horizontal es perpendicular al cilindro, investigaciones conducidas
por Kouba1 han demostrado la entrada inclinada promueve la estratificación
del fluido y ayuda a tener separación preliminar en la boquilla,
adicionalmente la inclinación de la boquilla promueve la formación de la
espiral dentro del cilindro.
La forma de la entrada del fluido es importante, y se ha determinado que la
óptima es un rectángulo, cuya área se estima como sigue:
A slot= LhWeqreducciónAin *100
)(%*= para Lh<d………………………….Ec. 2.1
• Aslot, área de la boquilla de entrada definitiva
• Ain, área preliminar de entrada dada por el simulador GLCC vx 7.0
• Weq, número de Weber, él determina el tamaño de la gota, en este
estudio se asume que es 8 por el mínimo tamaño de gota.
• Lh, altura de líquido dentro de la boquilla.
• d, diámetro interno de la boquilla.
2.2.1.6.- Análisis en la Boquilla para Flujo Estratificado
Para condiciones de flujo estratificado el nivel de líquido a la entrada hll
es el resultado de una reducción de la sección transversal causada por la
geometría de la boquilla. Los parámetros como velocidad de líquido vll,
velocidad de gas vgl y la altura del nivel de líquido hll, son usados en este
análisis aplicando las ecuaciones de momento y continuidad entre las
secciones de entrada a la boquilla y de entrada al cilindro para las dos fases
1 KOUBA, E. GENE, ASPECT RATIO MODELING FOR GLCC, Chevron Petroleum Co, La Habra, CA-90633.
36
por separado, se considera la boquilla sin fricción y se usa la ecuación de
Bernoulli en lugar de la ecuación de momento como sigue:
( )θθ
θρ cos2cos2
12122
1
22
1
1 hgvPPhllsingllvP
++=+++ ………………………..Ec. 2.1.1
122 weqvh
qlVl = ………………………………………….………………........Ec. 2.1.2
Similarmente para la fase gas despreciando efectos de gravedad,
222
22
21 g
g
vPglvg
P+=+
ρρ…………………………………………………......Ec. 2.1.3
)( 22
l
gg hLhweqv
qV
−= ……………………………………………………......Ec. 2.1.4
Combinando las ecuaciones 2.1.1 hasta 2.1.4 e igualando las caídas de
presión de gas y líquido se obtiene:
0222
23
24
25 =+−−++ fehdhchbhah lllll ……………………………..….....Ec. 2.1.5
Donde los coeficientes son:
θθθ
ρρ
θ cos2
)cos
122
,cos
22 glhhlgsinllvvbg
a gl
l
g −+−−⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛==
,coscos
2cos
2 22
2 glLhvhglglhhllsinglhvcl
gll ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−+−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ ++=
ρρ
θθθθ
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
222
221 2
weq
qhLvd
g
gl
l
g
ρρ
37
eqvWhlLqf
eqvWLhqle
2
22
2
2
2, ==
Figura 2.6 Flujo estratificado en la boquilla. Manual del GLCC. Universidad
de Tulsa. 1998
La solución numérica de la ecuación polinomial de quinto orden se hace
por Newton Rhapson a manera de obtener convergencia al final del proceso.
Las soluciones de esta ecuación permiten definir el nivel de líquido en la
boquilla hl2 y las correspondientes velocidades de gas y líquido.
2.2.1.7.- Longitud del GLCC en la Parte Superior
La longitud del GLCC desde la zona de entrada de líquido hasta el tope
debe ser lo suficientemente alta como para prevenir el arrastre de películas
de líquido o gotas hacia arriba en forma de remolinos; cuando esto sucede
hay exceso de líquido en el GLCC, antes el arrastre de líquido ocurra durante
flujo disgregado o régimen de tapón. El valor recomendado mínimo para
esta longitud basado en experiencia previa es de 3-5 pies.
Lh
38
2.2.1.8.- Longitud del GLCC en la Parte Inferior
La longitud desde la entrada de líquido hasta el fondo del GLCC debe
ser la suficiente para mantener una columna de líquido por debajo del
vórtice para diferentes condiciones de flujo, para permitir suficiente tiempo
para la separación de burbujas de gas de la fase líquida y prevenir el
entrampamiento de burbujas en la corriente de líquido. El valor recomendado
para la longitud de la parte baja es de 4-5 pies, mínimo.
2.2.1.9.- Sección de Liquido y Gas
Las longitudes exactas de las secciones de gas y líquido no son críticas,
sin embargo, los correspondientes diámetros internos deben ser los
apropiados para los respectivos medidores, conexiones y otros. Esto se hace
con el propósito de mantener el nivel de líquido dentro del GLCC alrededor
0.5-1 pie bajo la zona de entrada de líquido para diferentes condiciones y
rangos de fluido.
2.2.2.- Recomendaciones de Diseño para la Relación de Esbeltez L/D
del GLCC
La relación de esbeltez L/D se obtiene a partir del fluido predominante
en la región de entrada, región del vórtice, región de gotas y región de
burbujas del sistema.
2.2.2.1.- Velocidad Crítica
39
Es la velocidad requerida para el inicio del arrastre de líquido dentro de
la corriente de gas en forma de gotas finas, esta velocidad dicta el diámetro
mínimo del GLCC para las condiciones de operación. 25.0
2
)(6809.0
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ −=
g
glWeVcritρ
ρρσ
…………………………………….....Eq 2.2
donde We es el número de Weber determina el tamaño de la gota, en este
estudio se asume que es 8 para un tamaño mínimo de gotas.
Diámetro Mínimo: es el diámetro mínimo permisible pueda tener el GLCC,
puede ser calculado a partir de la velocidad crítica como:
5.0
*4
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡=
crit
g
vq
dsepπ ………………………………………..........…………Eq 2.3
Donde qg es el caudal de gas entra al GLCC. Se recomienda un valor
mínimo de longitud del vórtice entre 1-2 pies como valor inicial (Lv
asumido); considerando este valor Lv como asumido la velocidad tangencial
de líquido a la entrada del GLCC Vtl, produce el vórtice y determina la
trayectoria de la burbuja hacia la parte baja del GLCC es dada por:
Vtl= asumidaLvn
gn
glg
gl 5.0
5.0
)()2())(42(
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
++
−+
− ρρρρρ
…………………….....…...……Ec. 2.4
En este estudio se usa un valor de n=2, asumiendo un diámetro apropiado
del GLCC mayor el indicado por la velocidad crítica del gas.
2.2.2.2.- Relación de Esbeltez de la Región del Vórtice
sep
vasumido
sep
v
dL
dL
= ……………………………………………..........…….Ec. 2.5
Área ocupada por la corriente de líquido en la ranura de entrada:
40
θcostl
l VqlA
slot= ………………………………………….........….Ec. 2.6
Asumiendo un valor para el holdup de líquido en la región de la ranura de
manera de Hl slot=50%, el área total de la ranura es calculada con:
Aslot=slot
slot
HlAl
………………………………………………............……….Ec. 2.7
La velocidad tangencial del gas Vlg la cual es responsable de la trayectoria
de la gota se calcula mediante:
Vtg= θcos)1( slotslot
g
AHlq
− ………………………………………............….Ec. 2.8
La relación entre área de la ranura y área de la sección de entrada debe
estar entre Fslot=Aslot/Ainlet de 0.25 a 0.5, la relación de esbeltez de la región
de entrada es una función del diámetro interno sobre sobre la dirección axial
del GLCC, como sigue:
sepslot
slot
sep
inl
sep
entrada
dFA
dd
dL
θπθ cos14
cos]
5.0
2 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡== …….…………......…Ec. 2.9
2.2.2.3.- Velocidad Radial de la Gota
Se asume que la entrada del fluido al GLCC está justo en la corona del
vórtice, el análisis de trayectoria de la gota es desarrollado por el GLCC
justo bajo la entrada para determinar la razón Ldt/dsep en la región de las
gotas. La mínima longitud del GLCC es la distancia axial, recorre la gota
d100 liberada en el centro de la región de entrada al GLCC antes de golpear
las paredes del GLCC.
41
La expresión para velocidad radial de la gota Vdr(r) ha sido
simplificada aplicando un modelo para unificar la trayectoria de la partícula,
considerando un factor de decadencia del remolino Ω(z).
d
d
g
glsg
Cd
rdsep
zVzVdr
3)(2)( 2/1
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ Ω= −
ρρρ
………………………......……..Ec. 2.10
La velocidad terminal de caída axial de la gota es dada por:
g
dgl dVdz
μρρ
18)( 2−
= ……………………………………….....……........…..Ec. 2.11
La posición axial de la partícula viajando hacia arriba es dada por:
∫+−
=Δ drV
VVz
rdr
dzsgid
)(
) …………………………………........……Ec. 2.12
Finalmente la relación de esbeltez de la parte superior del GLCC o región
de la gota es determinada a partir de la distancia total que recorre la
partícula antes de tocar la pared del GLCC, y es dada por:
∑=
=
Δ=sepr
r sepid
sep
dt
dz
dL
03
1)) ……………………………………...…….Ec. 2.13
2.2.2.4.- Posición de la Partícula
El fondo de la corona del vórtice es el punto de partida para el análisis de
trayectoria de la burbuja, este análisis se desarrolla en la parte baja del
GLCC para determinar la relación Lbt/dsep. La longitud mínima de la parte
baja del GLCC es la distancia axial recorrida por la burbuja d100 cuando se
suelta en la pared del GLCC para alcanzar su centro. Procediendo a lo largo
42
de líneas de trayectoria de gota similares, la velocidad radial de la burbuja se
puede obtener mediante:
d
b
g
glsl
Cd
rdsep
zVzVbr
3)(2)( 2/1
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ Ω= −
ρρρ
……………………....Ec. 2.14
La velocidad axial de la burbuja terminal es dada por:
l
dgl dVbz
μρρ
18)( 2−
= …………………………………………........……...Ec. 2.15
La posición axial de la burbuja viajando hacia abajo es determinada por:
∫+−
=Δ drV
VVzrbr
dzslib
)(
) …………………………………….....…..Ec. 2.16
Finalmente, la relación de esbeltez de la parte baja del GLCC o región de
burbuja es determinada a partir de la distancia recorrida por la burbuja d100
antes de alcanzar el centro del GLCC, y es dada por:
∑=
=
Δ=Rsepr
r sepib
sep
bt
dz
dL
04
1)) ………………………………….......……Ec. 2.17
2.2.2.5.- La relación de Esbeltez Total
Lsep/dsep es definida por la adición de todas las relaciones de esbeltez, que
son de la región de trayectoria de la gota, en la región de entrada y en la
región de trayectoria de la burbuja, resultando:
4321 )))))dsepLbt
dsepLdt
dsepLentrada
dsepLv
dsepLsep
t +++= ………………...……Ec. 2.18
43
2.2.2.6.- Altura de Equilibrio del Nivel de Líquido
La ecuación de forma del vórtice evaluada para r=0 da la altura del fondo
del vórtice, la cual también es igual a la distancia recorrida por la burbuja
d100 antes de alcanzar el centro del GLCC, la altura de equilibrio del nivel de
líquido Leq medido desde el fondo del GLCC se consigue mediante:
gVLbtLeq tl
gl
g2
)(4 ρρρ−
+= ……….…………………………......…..Fig. 2.19
2.2.2.7.- Pérdidas por Fricción
Los diámetros de las secciones de gas y líquido se obtienen asumiendo la
altura del punto de recombinación de la sección de líquido sea un pie menos
la suma de la longitud de la trayectoria de la burbuja y la longitud del
vórtice, la ecuación de pérdidas por fricción viene dada por:
( )[ ]1)(2
*)(2
1 −+−−+−=− LbtLvgdsep
VslLeqgLeqCgCl glgl ρρρρρ …...…Ec. 2.20
Donde Cl y Cg son las pérdidas por fricción en las secciones de líquido y
gas respectivamente y son dadas por:
l
li
ill
i
iilt q
dk
qdLf
C⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡+= ∑∑ 2
422
52
88π
ρπ
ρ …………….....……Ec. 2.21
g
gi
igl
i
iigt q
dkq
dLfC ⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡+= ∑∑ 2
422
52
88π
ρπ
ρ ………..……….....Ec. 2.22
44
Los valores de diámetro en las secciones de gas y líquido pueden ser
determinados iterativamente hasta se satisfaga la Ec. 2.20.
2.2.3.- Modelo para Describir la Trayectoria de la Partícula
El modelo a describir es válido para la trayectoria de burbujas y
partículas usando una descripción lagrangiana. Se sitúan las partículas en
un medio infinito con no ocurrencia de vórtices y en condiciones isotérmicas
sin transferencia de calor, la descripción lagrangiana ayuda a la partícula a
tener una distribución en tamaños.
La partícula escogida se asimila como no deformable y esférica. La
ecuación 2.23 es la ecuación de movimiento de una partícula de masa mp
moviéndose a una velocidad Vp:
( )VcVpVcVpApCdPmpmpgfmdt
dVpmp cp
−−−∇−=+ ρρ 2
1 ………………..Ec.2.23
• Segundo término izquierda: fuerza añadida por la masa.
• Segundo término derecha: fuerza en la interfase debido al gradiente de
presión.
• Tercer término: fuerza de arrastre.
Cuando la partícula está en equilibrio estas dos fuerzas se anulan.
Antes de calcular la posición principal de las partículas se debe conocer su
distribución de velocidades, el movimiento radial de la partícula puede ser
determinado mediante el balance de las fuerzas centrífuga / flotación y
arrastre en la dirección radial, en la ecuación 2.24 se ve la expresión para
velocidad radial:
45
)(1)(
34)(
2
rVpdCddp
rrVct
rVprc
cp
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= −
ρρρ
……………………………………Ec.2.24
La expresión para de las fuerza gravitacionales / flotación y arrastre de
la partícula en la dirección axial por ley de Stokes es la siguiente:
( )c
cp dprVpz
μρρ
18)(
2−= …………………………………………….........…..Ec. 2.25
La velocidad usada para cálculos de la fuerza de arrastre, Vpd es basada
en las velocidades relativas resultantes sobre la partícula, dada por:
)()()( 22 rpzVrprVrVpd += ………………………………………......…..Ec. 2.26
El coeficiente de arrastre Cd, en este estudio se usan expresiones para
gotas y partículas, el coeficiente de arrastre para una partícula se define
como:
( )687.0Re15.01Re24
+=Cd …………………………………………….....…….Ec. 2.27
y el coeficiente de arrastre para una burbuja se define como:
( )⎪⎭
⎪⎬⎫
⎪⎩
⎪⎨⎧
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ +++=
−−
12/1Re315.31
21
Re81
Re16Cd ………………………………Ec. 2.28
Donde Re es el número de Reynolds de la partícula, el cual es calculado
en base al diámetro dp, la densidad ρp y la velocidad relativa resultante Vpd
de la partícula y la viscosidad de la fase continua μc.
46
Figura 2.7 Esquema de trayectoria de partícula. Manual del GLCC.
Universidad de Tulsa. 1998
El esquema anterior representa la localización de la partícula en un
instante tt Δ+ , la partícula se mueve radialmente con una velocidad absoluta
Var(r), la cual es igual a Vpr(r) desde la velocidad radial de la fase continua.
Vcr(r) es alcanzada y las velocidades axiales y absolutas Vaz(r) son
alcanzadas.
Durante el intérvalo tΔ , la partícula se mueve según trdr Δ= )var( y
trvazdz Δ= )( en las direcciones axiales y radiales respectivamente. Integrando
esta ecuación a lo largo de la trayectoria total de la partícula se obtiene:
∫ ∫ −+−+
−+−+==Δ )(
)()()(/ dr
rVprrVpzrVczdr
VarVazz p ……………………………Ec. 2.29
2.2.4.- Modelo para Describir la Región del Vórtice
Para describir la región del vórtice, se debe asumir éste se forma a partir
del fluido tangencial a la entrada del dispositivo ciclónico. Supone el volumen
de control rota a una velocidad angular constante ω, la cual se calcula a
partir del análisis en la zona de la boquilla de entrada.
47
Aplicando balance de fuerzas sobre el volumen de control, en un sistema
de coordenadas cilíndricas y asumiendo la aceleración de los componentes
como:
• az=0, aθ=0, ar= -ω2rr , la variación de presión sobre el volumen de
control está dada por:
dzzPdr
rpdp
δδ
δδ
+= ……………………………………………….....……..Ec. 2.30
Aplicando balance de fuerzas en las direcciones axiales y radiales se
obtiene:
( ) rRsep
rzP
n
glg2ωρρρ
δδ
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡+= − …………………………………….....….Ec. 2.31
gzP
gl )( ρρδδ
−= …………………………………………………….........….Ec. 2.32
Sustituyendo las ecuaciones 2.30 y 2.31 en la ecuación 2.29 e
integrando la ecuación resultante a lo largo de una superficie libre a presión
constante, resulta:
( ) 1
2222
22Cgz
RnrPr
sepn
ng −Δ=
+Δ
++
ρωωρ…………………………………...…….Ec. 2.33
48
Figura 2.8 Fuerzas sobre la partícula en zona del vórtice. Manual del GLCC.
Universidad de Tulsa. 1998
θδδ dzddrrdr
rPP ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −
22: Fuerza centrífuga
θδδ dzddrrdr
rPP ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +
22: Fuerza centrípeta
Resolviendo para z, la ecuación de la forma del vórtice sería:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−=
222 221
4 dsepr
gdsepvNLeqZ ωρ …………………………………......Ec. 2.34
Donde la densidad adimensional del vórtice Nρv es:
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+
+−
=n
gl
g
dsepr
nvN 2
)2(1
)(2 ρρρ
ρ …………………………………..….Ec. 2.35
Longitud del vórtice:
( ) ( )( )( ) g
Vtln
nLv
gl
gg
222 2
1
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
+
−++=
ρρρρρ
……………………………………...……Ec. 2.36
49
CAPÍTULO III
INGENIERÍA DE CONFIABILIDAD
3.1.- Costo de Ciclo de Vida
Ha sido por mucho tiempo la práctica de los dueños de planta,
diseñadores, y gerentes, evaluar el beneficio financiero de un activo,
calculando los ingresos de la inversión. Los ingresos simplemente han sido
calculados comparando el valor de ventas ganado por el activo con el costo
de diseñarlo y ejecutarlo. El concepto de Ganancia de Ciclo de Vida (GCV) a
veces se ha usado, particularmente cuando se analiza el beneficio de una
inversión. Esta sección examina el lado del costo, basado en la asunción
reduciendo el costo mejorarán el GCV, o mejorará la posición competitiva en
el mercado.
Se evalúan los costos considerados, la dependencia de éstos y como
afectan la figura final. Por ejemplo, en el proceso usa un material en
particular, costo del contratista, el servicio de o del apoyo, podrían tratar
estos elementos más rigurosamente la labor. Históricamente el costo de
mano de obra se ha tratado rigurosamente, considerando la energía y costos
de mantenimiento se han tratado de manera menos agresiva.
Tres factores básicos han causado los diseñadores y gerentes cambiaran
sus puntos de vistas:
• conocimiento del incremento de los costos y uso futuros de la energía;
• la realización que el diseño inicial del activo o planta puede influir en el
funcionamiento, mantenimiento, y producción perdida;
• el desarrollo de modelos técnicos y económicos diferentes pueden
comparar las posibilidades de la inversión alternada de manera fácil.
50
El Costo de Ciclo de Vida (Life Cyclo Cost LCC) describe el costo total
asociados de proporcionar, manejar, mantener, y disponer de planta y
equipo asociado. Está en los intereses fundamentales del dueño de la planta
y gerente evaluar el LCC de soluciones diferentes antes de instalar una
nueva planta o llevar a cabo un mantenimiento mayor. Aplicando el proceso
de evaluación y selección a los separadores y otro equipos, el gerente de la
planta debe establecer la información mas confiable del rendimiento y
funcionamiento de ésta. El propio proceso puede ser matemáticamente
legítimo, pero si la información es incorrecta o imprecisa, resultará una
valoración imprecisa del escenario del activo se está evaluando. El proceso
de LCC es una manera de predecir la solución más rentable, no garantiza un
resultado particular pero permite al diseñador de la planta o gerente
comparar las distintas soluciones dentro de los límites de los datos
disponibles.
El diseñador de la planta o gerente debe decidir primero si un separador
se necesita. Si el sistema puede diseñarse sin el uso de un separador, el
costo inicial del separador que se ahorrará sin la utilización de éste, como los
costos directos relacionado a este activo. En la vida, estos costos pueden
compensarse por la utilización de distintos esquemas operacionales. Un
separador normalmente se diseña en ambientes de presiones elevadas según
el proceso. Éste puede usarse para propiciar cambio del proceso o
simplemente para mantener la continuidad operacional. El costo de no
utilizar un sistema de separación adecuado, se puede comparar con los
costos de un sistema de separación acorde al ciclo de vida de la instalación
(por ejemplo estudio técnico económico de una instalación más compacta).
Los sistemas de separación tienen a menudo un ciclo de vida de 25 a 30
años. Algunos costos de los elementos se incurrirán igual el equipo principal
y otros pueden incurrirse en momentos diferentes, a lo largo de las vidas de
51
las distintas soluciones. Es por consiguiente factible, y posiblemente esencial,
calcular un valor presente del LCC para evaluar las diferentes soluciones con
precisión. Este análisis se preocupa por las valoraciones en casos donde
detallan el diseño y el ejercicio puede ayudar a determinar que alcance está
justificado para supervisar o controlar, o si deben proporcionarse otros
medios de control de proceso diferentes. Cualesquiera de estas
especificaciones deben compararse con la base.
Para hacer una comparación justa, el diseñador de la planta o gerente
deben considerar la misma data. Por ejemplo, el mismo volumen de
rendimiento de proceso debe ser considerado, y si los dos activos a
examinarse no pueden dar el mismo volumen, puede ser apropiado expresar
las figuras en el gasto unificando el rendimiento (por ejemplo, $/ton, o
Euro/kg). Una propuesta puede requerir un equipo de levantamiento, o
cambios estructurales para ganar acceso, o protección. Un sistema puede
tener la instalación especial que necesita, como medidores especiales,
previsión de desviación, o sensores de bajo-flujo deben reconocerse y deben
añadirse a los costos de la inversión iniciales y costos de operación.
Finalmente, el diseñador de la planta o gerente podrían necesitar
considerar los mantenimientos o los costos de reparación. Cualquier cosa es
considerado y debe estar en una base estrictamente comparable. Si el
diseñador de la planta o gerente deciden recortar o llevar las estrategia a un
nivel bajo completamente conveniente, este criterio debe usarse para todos
los sistemas a evaluarse. Si es el resultado de mantenimiento que sólo puede
llevarse a cabo por un contratista especializada, entonces su costo aparecerá
correctamente contra la evaluación de ese sistema.
52
3.1.1.- Elementos del Costo de Ciclo de Vida
Los elementos que constituyen el LCC son:
LCC = (Cic + Cin + Ce + Co + Cm + Cs + Cenv + Cd)
Donde: LCC = costo de ciclo de vida Cic = costo inicial, precio de compra (el separador, sistemas de instrumentación, tuberías, los servicios auxiliares) Cin = costo de la instalación y procura (incluso el entrenamiento) Ce = costo de energía (el costo previsto para el funcionamiento del sistema, incluso operadores y cualquier servicio auxiliar) Co = costo de operación (costo de mano de obra) Cm = el mantenimiento y reparación costaron (la rutina y predijo las reparaciones) CS = tiempo perdido y pérdida de producción Cenv = costo por seguridad del medio ambiental (la contaminación del líquido manejado y equipo auxiliar) Cd = costo de desincorporación (incluso la restauración del ambiente local y disposición de servicios auxiliares)
Las siguientes secciones examinan cada elemento y hacen pensar en
cómo determinar un valor realista por el uso del LCC. Debe notarse que este
cálculo no incluye las materias primas consumidas por la planta haciendo un
producto.
3.1.1.1.- Costo Inicial ó Inversión (CIC)
El ingeniero o diseñador de separadores o gerente deben decidir el plan
del control del sistema. Las tuberías y los diámetros de diseños, el más bajo
costo de adquirir e instalarlos, sin embargo, la instalación de diámetro menor
requiere de modificaciones considerables llevan a un incremento de los
costos de operación y posiblemente un separador más grande y más caro.
Además, los tamaños de tubería menores reducirán la capacidad de
separación, a menudo el resultado será un activo a la larga incrementará los
costos.
53
Otras opciones durante la fase de planificación puede afectar el costo de
la inversión inicial. Una opción importante es la calidad del equipo
seleccionado. Puede haber opciones para los materiales, o paquetes del
mando más extensos, todos de los cuales aumentarían la vida activa del
separador. Éstos y otras opciones pueden incurrir en los costo de inversión
sean superiores, pero reducen LCC.
El costo inicial normalmente también incluye los siguientes items:
• diseño
• contratación
• procura o administración de órdenes de compra
• inspección
• el inventario de partes de repuesto
• equipos auxiliares
3.1.1.2.- Costo de Instalación (CIN)
Los costo por instalación incluyen lo siguiente:
• las fundaciones (es decir, diseño, preparación, concreto, y refuerzos)
• poniendo y lechada de equipo en la fundación
• la conexión de conducto del proceso
• la conexión de instalación eléctrica e instrumentación
• la conexión de sistemas auxiliares y otras
• entrenamiento
Los sistemas pueden ser instalados por un proveedor de equipo,
contratista, o personal propio. Esta decisión depende de varios factores,
incluso las habilidades, las herramientas, y equipo exigieron para completar
54
la instalación; los requisitos contractuales; reglas de trabajo gobiernan el
sitio de la instalación; y la disponibilidad de personal de la instalación
competente. Personal de Planta o del contratista deben coordinar la
vigilancia del sitio con el proveedor. Deben seguirse las instrucciones de la
instalación cuidadosamente. El entrenamiento al personal operario de la
planta, es un elemento importante en una instalación exitosa.
El aseguramiento se requiere para la atención íntima a la instrucción del
fabricante de equipo en el funcionamiento inicial. Una lista de control debe
usarse para asegurar ese equipo y el sistema este operando dentro de los
parámetros especificado. Una última señal ocurre típicamente después del
funcionamiento exitoso es demostrado o verificado.
3.1.1.3.- Costo de Energía (CE)
El consumo de energía es a menudo uno de los elementos del costo más
grandes y puede dominar sobre todo el LCC. El consumo de energía es
primero calculado recogiendo los datos en el modelo del rendimiento del
sistema. Si el rendimiento es firme o esencialmente para el cálculo sea
simple. Si varía con el tiempo, entonces un modelo basado en el uso del
tiempo se necesita ser establecido. Este modelo puede lograrse produciendo
un gráfico de rendimiento contra tiempo encima del ciclo de operación que
puede ser cada hora, diario, semanal, mensual o anualmente. El uso o
utilización se analiza para determinar el tiempo gastado entregando el
rendimiento entonces en tasa o rata.
El diseñador de la planta o gerente necesita obtener datos separados
muestran la actuación de cada sistema siendo considerado encima del rango
del rendimiento. La actuación puede medirse por la eficacias globales de la
55
unidades o de la energía consumida del sistema a los niveles del rendimiento
diferentes. La selección del operador afectarán el consumo de energía.
La planta debe trazarse los niveles totales de potencia consumidos en la
misma base de tiempo como los valores de los sistema poder usados. El área
bajo la curva para el uso de sistemas representa la energía total absorbida
por el sistema encima del ciclo de operación seleccionado entonces. El
resultado estará en el kWh (kilovatio-horas).
Una vez las cargas son determinadas por la energía, ellos pueden
aplicarse al kWh total para cada carga (el período de la proporción). El costo
total de la energía absorbido puede encontrarse entonces para cada sistema
bajo un lapso de tiempo común.
Finalmente, todos los costos necesitan ser incluidos. Ellos no difieren a
menudo para los diseños de sistema diferentes pero pueden afectarse por la
selección de diferentes materiales.
3.1.1.4.- Costo de Operación (CO)
Los costos de operación son costos de mano de obra relacionados al
funcionamiento de un sistema. Éstos varían, dependen ampliamente de la
complejidad del sistema. Por ejemplo, un separador puede requerir los
chequeos diarios para las emisiones de sus rangos de operación, fiabilidad
operacional, y actuación dentro de los parámetros aceptados. Por otro lado,
un sistema totalmente automatizado puede requerir vigilancia muy limitada.
La observación regular del funcionamiento de un sistema de separación
pueden alertar a operadores a las pérdidas potenciales en la actuación del
sistema. Los indicadores de la actuación incluyen los cambios en la
producción, la temperatura, el ruido, la proporción de flujo, y presión.
56
3.1.1.5.- Costo de Mantenimiento y Reparación (CM)
La vida óptima de un separador requiere de un servicio regular y eficaz.
El fabricante le aconsejará al usuario la frecuencia y la magnitud de este
mantenimiento rutinario. Su costo depende del tiempo y frecuencia de
servicio y el costo de materiales. El plan puede influir en estos costos a
través de los materiales de construcción y componentes escogidos y la
facilidad de acceso a las partes deben ser reparados. El programa de
mantenimiento puede comprender las actividades menos frecuentes pero
sustanciales; así como el servicio más frecuente pero más simple. Las
actividades principales requieren a menudo trasladar el equipo a un taller.
Durante este tiempo, la unidad no está disponible a la planta del proceso,
puede haber pérdida de producción o el costo adicional por un reemplazo
temporal. Estos costos pueden minimizarse con un programa de
mantenimiento mayor durante el cierre anual o pueden planificarse cambios.
El servicio mayor no puede describirse como" la unidad reparable en el
lugar," mientras el trabajo rutinario se describe como" la unidad reparable en
el lugar”.
El costo por el evento es calculado como sigue:
Costo de unidad reparable en el lugar =
el costo de mano de obra de reparación
+ los costos de partes del reemplazo y el
inventario asociado
+ otro, material consumible
+ el costo de pérdida de producción o el
reemplazo temporal (si es aplicable)
57
Gasto adicional de unidad no reparable en el lugar =
el costo de mano de obra de levantamiento
+ el costo de limpiar
+ el costo de transporte
+ el costo de inspección (si es aplicable)
+ el costo de reinstalación
Los costos de la mano de obra deben incluir la carga completa, y
cualquier costo de entrenamiento puede necesitarse o traer la labor
competente para cumplir con el mantenimiento rutinario. Deben hacerse las
concesiones para los costos no esperados,, cambios de cualquier artículo
encima del período de la revisión. El valor de tiempo del dinero debe ser
considerado para la energía y el mantenimiento como fue sugerido antes.
El costo total de mantenimiento rutinario se encuentra multiplicando los
costos por el evento por el número de eventos esperado durante el ciclo de
vida del separador.
Aunque no pueden predecirse los fracasos inesperados, ellos pueden
estimarse estadísticamente calculando el tiempo promedio entre fallas
(MTBF). MTBF puede estimarse para los componentes y entonces puede
combinarse para dar un valor.
Podría ser suficiente simplemente considerar “el mejor” y “el peor” caso
dónde la vida probable más corta y las vidas probables más largas son
consideradas. En muchos casos, el datos histórico está disponible.
El usuario debe decidir lo que es la vida de útil o de uso de un activo de
forma cuidadosa. Por ejemplo, la vida de un activo L en el año 10 calculada
de una tubería o interno es la estimación estadística del tiempo promedio
58
entre falla, para este punto se estima 10% de confiabilidad. Aunque esto
significa un 90% de probabilidad de falla. Las muestras del análisis
estadísticas
R(t)= e -�xt
λ
λ1
0
==−∞
∫ xdteMTBFxt
Entonces R(t)= e –t/MTBF
Donde: R(t) = la confiabilidad al tiempo t λ = rata de falla al tiempo t
Los valores sustituidos para el cálculo de L10, es decir, 90 % de
supervivencia después del tiempo t (= L10 vida del activo).
El fabricante puede definir y puede proporcionar MTBF de los activos
cuyas fallas impedirá la unidad opere o reduzca su vida esperada por debajo
de lo planificado. Estos valores pueden derivarse de la experiencia del
pasado o de los análisis teóricos. Puede esperarse que los activos incluyan
sus subsistemas. Los valores de MTBF pueden compararse con la vida activa
del plan de la unidad y el número de eventos de fracaso calculado.
Debe reconocerse las variaciones del proceso y el usuario quiera el más
ciertamente tener un mayor impacto en el MTBF de una planta incluso los
separadores incorporados en él. Debe ponerse el énfasis en obtener los datos
de MTBF históricos y disponibles en el mismo o similar, en lugar de los datos
teóricos del proveedor de equipo.
El costo de cada evento y el costo total de estas fallas inesperados puede
estimarse del mismo modos, los costos de mantenimiento rutinarios son
calculados.
59
3.1.1.6.- Tiempo Fuera de Servicio y Perdida de Producción (CS)
El costo de tiempo fuera de servicio inesperado y producción perdida
podría ser un artículo muy significante en el LCC total y puede rivalizar con
los costos de energía y los costos de reemplazo de partes y su impacto. El
valor de la producción puede empequeñecerse a los otros elementos. A pesar
del plan o la vida designada de una separador y sus componentes, habrá
ocasiones cuando una falla inesperado ocurre. En esos casos dónde los
costos de perdida de producción son inaceptablemente alto, un separador de
repuesto puede instalarse en paralelo y por ende reducir el riesgo. Si un
separador en stand by o disponible se usa, el costo inicial será mayor pero el
costo de mantenimiento no programado serán incluidos sólo en el costo de la
reparación.
El costo de producción perdida es dependiente al tiempo fuera de servicio
y difiere de caso a caso.
3.1.1.7.- Costo de Impacto Ambiental, Disposición de Partes Y
Contaminación por Derrames (CENV)
El costo de disposición del contaminantes durante la vida del sistema de
separación varía, mientras dependen significativamente de la naturaleza del
producto procesado. Ciertas opciones pueden reducir la cantidad de
contaminación significativamente, pero normalmente el costo de la inversión
aumentado.
Los ejemplos de contaminación del medioambiental pueden incluir líquidos
de procesos y disposición de goteo de líneas de procesos, el producto
60
procesado, disposición lubricante usados, como cualquier parte, pueda ser
contaminada, debe ser inspeccionada y por ende su costo debe considerarse.
También deben ser incluidos costos para la inspección del medio ambiente.
3.1.1.8.- Costos de Desincorporación y Restauración del Ambiente (CD)
En la inmensa mayoría de los casos, el costo de desincorporación de un
sistema de separación variará poco con los diferentes diseños. Esto es
ciertamente verdad para los líquidos no riesgosos y, en la mayoría de los
casos, para los líquidos riesgosos también. Tóxico, los líquidos riesgosos
radiactivos u otros. Una diferencia puede ocurrir cuando un sistema tiene los
arreglos de disposición como parte de sus arreglos de operación (por
ejemplo, equipos de limpiezas del lugar) mientras otros no. Pueden aplicarse
los argumentos similares a los costos de restauración del ambiente local.
Deben evaluarse los costos de desincorporación y restauración del
ambiente local con un grado de precisión alto para evaluar los verdaderos
costos globales de los sistemas de separación. Sin embargo, este ejercicio
compara sólo los costos de diseños de sistema diferentes para escoger el
diseño con los costos perpetuos mejores. Ninguna evaluación se necesita
donde puede mostrarse cualitativamente que no hay ninguna diferencia
significante.
Cuando los costo de desincorporación es muy alta, el LCC se vuelve
mucho más sensible a la vida útil del equipo.
3.1.2.- Costos de Ciclo de Vida, Valor del Dinero
Los costos estimados para los distintos elementos, comprenden el LCC
total necesitan ser agregados para permitir una comparación de los diseños a
61
ser considerados. Esto se hace mejor por medio de una tabulación identifica
cada elemento y un valor a ser insertado. Donde los valores no introducido
en la evaluación se deben comentar o explicar por que no se ha incorporado.
El costo calculado de antemano puede ser totalizado y es la suma de todos
los elementos para comparar el valor de LCC, las comparaciones cualitativas
también se anotan.
La siguiente ecuación es una apreciación global breve de LCC.
LCC = la suma de (Cic + Cin + Ce + Co + Cm + Cs + Cenv + Cd)
Donde: LCC = costo de ciclo de Vida Cic = costo inicial, precio de compra (el separador, sistemas de instrumentación, tuberías, los servicios auxiliares) Cin = costo de la instalación y procura (incluso el entrenamiento) Ce = costo de energía (el costo previsto para el funcionamiento del sistema, incluso operadores y cualquier servicio auxiliar) Co = costo de operación (costo de mano de obra) Cm = el mantenimiento y reparación costaron (la rutina y predijo las reparaciones) CS = tiempo perdido y pérdida de producción Cenv = costo por seguridad del medio ambiental (la contaminación del líquido manejado y equipo auxiliar) Cd = costo de desincorporación (incluso la restauración del ambiente local y disposición de servicios auxiliares)
Los factores financieros también deben ser considerados para el
desarrollo del LCC. Éstos incluyen:
• El precio de energía presente
• La subida de precio de energía anual esperada (la inflación) durante la
vida de del activo
• La tasa de descuento
• La tasa de interés
• La vida de equipo esperada
62
Los precios de la energía, la influencia de cargos fijos, los cargos de
alcance, cargos por penalidades, es demandado un incremento de capacidad,
debe pesarse si es posible. Los factores deben ser considerados para los
formularios de energía de otra manera que electricidad.
Además, el usuario debe decidir qué costos incluir, como el
mantenimiento, el tiempo perdido, medioambiental, la desincorporación, y
otros costos importantes.
3.1.3.- Inflación
La inflación reduce el poder adquisitivo de dinero con el tiempo. Para
hacer una comparación significativa entre los costos ocurren a diferentes
tiempos, esos costos deben ajustarse para los cambios del poder adquisitivo.
El ajuste de costos de la corriente a los valores constantes no es igual que
descontar los costos futuros al valor presente. Las Organizaciones tendrán
tablas con los valores de ritmos de inflación por el uso en los proyectos de
inversión de capital.
3.1.4.- Tasa de Descuento
La tasa de descuento es la tasa de rentabilidad se usa para comparar los
gastos a diferente puntos en el tiempo. Es decir, el inversionista se satisface
para tener una cantidad de dinero recibida antes con respecto a otra
cantidad, pueda recibir después.
No pueden combinarse costos proyecto-relacionados, ocurren en puntos
distintos en el tiempo de un período de estudio cuando calculamos
63
directamente el valor de LCC, porque los flujos de caja ocurrido en
momentos diferentes tiene los valores diferentes al inversionista. Una tasa
de descuento real (el precio neto de inflación general) se usa con el valor
constante del dólar o Euro, y una tasa de descuento nominal (inclusivo de
inflación general) se usa con el valor actual del dólar o Euro. Las ecuaciones
usadas en este documento reflejan el uso de tasas de descuento reales con
valor del dólar constante o Euro. La tasa de descuento del inversionista es
generalmente determinada por la tasa de rentabilidad aceptable mínima del
inversionista. La tasa de descuento apropiado de inversionista a
inversionista, y de proyecto a proyectar dependen del riesgo involucrado.
3.1.5.- Valor Presente Neto (VPN)
Dinero gastado en algún tiempo en el futuro tiene un valor diferente, la
misma cantidad gastada hoy. Algunos costos ocurren cada año regularmente
(por ejemplo, energía, plan de mantenimiento) a donde algunos costos
ocurren frecuentemente pero no cada año y pueden ser promediados a un
gasto anual (por ejemplo el reemplazo de una válvula). Otros gastos ocurren
con un patrón de frecuencia impredecible, ellos deben tratarse como
elementos solos de costo y no deben promediarse (por ejemplo, una
reparación mayor, costos de desincorporación). Estos costes se tratan
diferentemente, como es mostrado en el siguiente punto.
3.1.6.- Elemento de Costo
El costo presente (Cp) de un elemento de costo, Cn, pagado después de"
n" años, puede calcularse aproximadamente como sigue:
64
( )[ ]npiCnCp−+
=1
Donde: n = el número de años, p = inflación anual promedio esperada (incremento de precio) i = tasa de interés, i-p = tasa de descuento real, Cn = el costo pagó después de" n" años Cp = el costo presente de un solo elemento del costo, Cn,
Para calcular el valor presente (PV) de algunos los elementos, es
calculado agregando o añadiendo los valores de costo presentes de cada
elemento.
∑= XCpPV
3.1.7.-Costos Anuales y Promedios
Es útil usar un "factor del descuento," df, es un factor de la suma total
durante los años de “n” para el valor presente. El factor se clasifica como una
función de la tasa de descuento real y número de años. Este factor es muy
útil al hacer cálculos simples dónde el gasto anual es constante. En estos
modelos simplificados, la tasa de interés (i) e inflación (p) ha sido la suma
constante durante la vida del producto y ha combinado una proporción de la
tasa real de descuento (i-p). En un cálculo más exacto, los gastos anuales
están en el nivel de flujo de caja durante cada año y las figuras de costo
resultantes se puede descontar.
3.2.- Optimización Costo Riesgo
Es una metodología, permite identificar la frecuencia óptima de las
actividades de mantenimiento preventivo, con base en el costo total mínimo
65
/ óptimo. Esto se logra a través del balance de los costos / riesgos asociados
a tales actividades y los beneficios generados, es decir, compara el costo del
riesgo contra el costo de mantenimiento. Los logros encontrados en la
aplicación del OCR son:
• Costos totales óptimos, en cuanto a la relación Producción-
Mantenimiento.
• Frecuencias óptimas (Costos vs. Riesgos) de actividades de
mantenimiento, basadas en un contexto de producción.
• Extensión de vida útil de componentes y equipos.
• Optimización de inventarios de repuestos.
• Optimización de fuerza hombre asociada a ejecución de actividades de
mantenimiento.
3.3.- Mantenimiento Centrado En La Confiabilidad (MCC)
El MCC es un proceso, se usa para determinar la actividad de
mantenimiento más adecuada (económicamente justificada), debe hacerse
para asegurar los elementos físicos continúen las funciones.
El objetivo fundamental del MCC es la identificación sistemática de los
componentes más críticos dentro de un sistema por el análisis de función, así
como del modo y efecto de sus fallas. A través del entendimiento del efecto
de una falla sobre el proceso (no sobre un equipo), pueden ser especificadas
las tareas para prevenir las mismas. La metodología acepta la operación de
ciertos equipos hasta su falla, sin ninguna práctica de mantenimiento
preventivo, mientras sus efectos no impacten sobre la función del proceso
(producción), seguridad, ambiente o altos costos de reparación. Toda
aproximación de implementación MCC, se basa en responder siete preguntas
básicas:
1. ¿¿Cuál es la función de un activo?
66
2. ¿De qué maneras puede fallar?
3. ¿Qué origina la falla?
4. ¿ Qué pasa cuando falla?
5. ¿Importa si falla (impacto)?
6. ¿ Se puede hacer algo para prevenir la falla?
7. ¿ Qué pasa si no podemos prevenir la falla?
Equipo Natural De Trabajo O Grupo De Revisión
En la práctica, el personal de mantenimiento no puede contestar las siete
preguntas básicas del MCC por sí mismo. Esto es porque muchas (si no la
mayoría) de las respuestas sólo pueden ser proporcionadas por un equipo de
trabajo integrando al personal operativo, de mantenimiento y el de
producción. Esto se aplica especialmente a las preguntas conciernen al
funcionamiento deseado, los efectos de los fallos y las consecuencias de los
mismos.
Por esta razón, una revisión de los requisitos del mantenimiento de cualquier
equipo debería hacerse por equipos de trabajo incluya por lo menos una
persona de la función del mantenimiento y otra de la función de producción.
La representación de equipo natural de trabajo (ENT) típico es.
• Facilitadores
• Ingeniero de Procesos
• Mantenedor
• Operador
• Programador
• Especialistas
PASOS PARA LA APLICACIÓN DEL MCC
Para responder las 7 preguntas anteriormente expuestas, es necesario
la utilización de las herramientas fundamentales del MCC las cuales son:
67
Análisis de los Modos y Efectos de Fallas (AMEF) y Árbol Lógico de
Decisiones.
- AMEF: Es una herramienta, permite identificar los efectos o
consecuencias de los modos de fallas de cada activo en su
contexto operacional (Con este análisis es posible responder las
preguntas 1, 2, 3, 4 y 5).
- Árbol Lógico de Decisiones: permite seleccionar de forma
óptima las actividades de mantenimiento según la filosofía del
MCC (Es posible responder las preguntas 6 y 7).
FLUJOGRAMA DE ANÁLISIS
Es una forma general para conducir el MCC y se resume en el siguiente
diagrama de bloque, donde se detallan los pasos a seguir:
Diagrama EPS
Es un diagrama de Entrada, Proceso, Salida, es una herramienta que
facilita la visualización del sistema, para su posterior análisis. Tiene la misma
configuración para cualquier sistema o elemento de equipo: uno o muchos
insumos son procesados para generar uno o varios productos.
Las entradas se dividen en tres clases principales, las cuales son:
• Insumos: Materia prima a transformar.
• Servicios: servicios como energía, agua de enfriamiento, aire de
instrumentos, y otros.
• Controtes: Son los efectos o acciones de aquellos equipos o elementos,
es decir, son entradas que permiten el control de sistema, como
arranque-parada, y otros.
• El Proceso, es la descripción simple de la acción a realizar por el
sistema, es aquí donde se concentran las ideas sobre el mantenimiento
68
de la función que está siendo ejecutada. Ej.: Inyectar, calentar, y
otros.
• Productos Primarios, son los principales productos del sistema y el
propósito de su uso.
• Productos Secundarios, son aquellos derivados aprovechables del
proceso principal, por lo general son procesados en otra instancia.
• Desechos o Productos residuales, son productos que se deben
descartar, para los cuales se genera una función con tal fin.
• Servicios Externos, en algunos casos, se deben generar servicios a otra
parte del proceso o a otro subsistema, por lo general pueden ser
ignorados en lo que respecta al análisis del proceso y al Análisis de
Modos y Efectos de Fallas.
• Alarmas, Controles, son señales que funcionan como advertencia o
control para otros sistemas.
Diagrama funcional.
Es una representación gráfica, permite comprender de manera
sintetizada el proceso de los sistemas.El diagrama funcional es elaborado
como un diagrama de flujo que vincula los procesos de bajo nivel. El
diagrama debería reducir la función global del sistema a sus procesos
constituyentes más sencillos. En todos los casos, los contenidos de los
recuadros deberían ser escritos en infinitivo, “hacer algo”.
Consideraciones para Elaborar un Diagrama Funcional
• El diagrama funcional representará la manera como se alcanzan las
funciones primarias del sistema.
• Cada bloque del diagrama representará cada uno de los
subsistemas y ejecutará una función subsidiaria.
• Identificar cada bloque con verbos en infinitivo.
69
• El diagrama funcional debe dar una descripción gráfica del sistema.
• No conducir las funciones de cada bloque con el equipo que las
ejecuta.
• En el diagrama no deben aparecer equipos.
• Alinear las salidas a la derecha y con la misma numeración e
información que posee el diagrama EPS.
Contexto operacional
Existen una serie de factores del proceso ayuda a formular el contexto
operacional, entre estos factores están:
• Perfil de operación.
• Ambiente de operación.
• Calidad / disponibilidad de los insumos requeridos (combustible, aire,
y otros.)
• Alarmas.
• Monitoreo de primera línea.
• Políticas de repuestos, recursos y logística.
Es necesario para la realización del contexto operacional tener una correcta
información del campo, es decir, la información sobre el activo debe ser de
buena calidad, para ello la recolección y uso de data, se debe:
• Recolectar la data de forma precisa y segura, ya que esta impulsa
todo el proceso.
• Seleccionar los indicadores más efectivos en función de la data
recolectada.
• Esquemáticos del sistema y/o diagramas de bloque.
• Manuales de diseño y operación de los sistemas.
• Manuales de los equipos pertenecientes al sistema.
70
• Archivos históricos de los equipos que puedan contener historia de
fallas y mantenimiento correctivo realizados.
Otra herramienta fundamental para la realización del contexto operacional es
el Diagrama EPS .
DETERMINACIÓN DE LAS FUNCIONES
Los problemas clave afectan el análisis de las funciones se tratan bajo los
títulos siguientes :
• los diferentes tipos de funciones
• los criterios de funcionamiento
• las funciones y el contexto operacional
• cómo deben registrarse las funciones.
Cada uno de los elementos de un equipo suele tener una (a menudo
varias) funciones. Evidentemente, si deseamos asegurar continúe
desempeñando estas funciones, todas deben identificarse desde el principio.
Es esencial registrar todas las funciones de los equipos importantes
Se pueden dividir las funciones en cuatro categorías:
a.- funciones primarias
b.- funciones secundarias
c.- dispositivos de seguridad
d.- funciones supérfluas
Se considera en más detalle cada una de estas categorías en los párrafos
siguientes.
Fallas funcionales
Una falla funcional se define como la incapacidad de cualquier elemento
físico de satisfacer un criterio de funcionamiento deseado. Esta definición
71
abarca situaciones, el comportamiento funcional queda al margen de los
límites admisibles, a este tipo de fallo se denomina fallo parcial, y el caso
donde se produce la pérdida total de la función, este caso es definido como
fallo total.
Cabe destacar, los criterios de funcionamiento deben establecerse por los
operarios y trabajando conjuntamente. Es bueno recordar que elementos
idénticos pueden tener fallos funcionales diferentes si el contexto operacional
es diferente.
Modos de fallas
Las causas de las fallas se conocen como modos de falla. El proceso de
evaluación de las consecuencias y selección de las tareas se aplica a los
modos de fallos individuales, y el paso siguiente en el proceso de revisión es
registrar la causa cada fallo funcional.
En la práctica, la información sobre los modos de los fallos, han ocurrido o
tienen una probabilidad razonable de producirse puede obtenerse de:
• los operarios, especialistas o encargados que hayan tenido una larga
asociación con la maquinaria.
• el fabricante o vendedor de la misma.
• otros usuarios de la misma maquinaria
• Antecedentes técnicos y bancos de datos.
De ellos, la mejor fuente de información suele ser las personas conocen
bien los equipos. Si bien los registros y los bancos de datos pueden ser una
valiosa fuente de información, deben tratarse con cautela por las razones
siguientes:
• a menudo son incompletas
• raras veces describen todas las circunstancias en el fallo tuvo lugar
72
• por su propia naturaleza no pueden describir fallos, todavía no se han
producido
• con frecuencia describen modos de fallo, en realidad son el efecto de
algún otro fallo.
Efectos de las fallas.
Las consecuencias de los fallos funcionales se denominan efectos de los
fallos. La descripción de estos efectos debería incluir toda la información
necesaria para ayudar en la evaluación de las consecuencias de los fallos.
Concretamente, al describir los efectos de un fallo, debe hacerse constar lo
siguiente:
• la evidencia (si la hubiera) se ha producido un fallo.
• las maneras (si las hubiera) en el fallo supone una amenaza para la
seguridad o el medio ambiente
• las maneras (si las hubiera) como afecta a la producción o al
funcionamiento.
• los daños físicos (si los hubiera) causados por el fallo.
• qué debe hacerse para corregir el fallo.
Los efectos de los fallos se caracterizan de la siguiente forma:
• Deben tener la información necesaria para determinar las
consecuencias y tareas de mantenimiento.
• Debe describirse como si no se estuviera haciendo algo para
prevenirlos.
• Deben considerarse el resto de los dispositivos y procedimiento
operacionales funcionan o se llevan a cabo.
ÁRBOL LÓGICO DE DECISIONES
La hoja de decisiones o árbol lógico de decisiones es una herramienta de
amplio valor usado por el ENT el cual, permite clasificar los modos de fallas
según sus consecuencias, al mismo tiempo permite elaborar las tareas de
73
mantenimiento óptimas para prevenir la falla.El árbol comienza preguntando
si el servicio evitaría la ocurrencia de la falla (como servicio se han de tomar
las buenas prácticas de mantenimiento), lubricación, reemplazo de
consumibles, limpieza y en general los buenos hábitos de mantenimiento,
después de esto clasifica las fallas según sus consecuencias, para luego
buscar su tarea preventiva o su acción por omisión según sea el caso. Las
siguientes preguntas acompañan al árbol lógico de decisión:
• Tareas a condición.
• Tareas de reacondicionamiento cíclico.
• Tareas de sustitución cíclica.
• Tareas de búsqueda de fallos.
• Consecuencia del fallo oculto.
• Consecuencias para la seguridad o el medio ambiente.
• Consecuencias operacionales.
• Consecuencias no operacionales.
Consecuencias de las fallas
Las tareas de mantenimiento a ejecutarse dependen de las consecuencias
producto de la pérdida de la función. Si las consecuencias se pueden
aceptarse, se debe siempre evitar se presente la falla. Si las consecuencias
son aceptables, quizás la respuesta correcta sea no prestar mantenimiento
alguno. El hecho de la necesidad de prestar mantenimiento depende de las
consecuencias de las fallas es válido para cualquier sistema o elemento de
equipo. La complejidad del sistema o la falla del equipo puede ser superada
mediante la categorización de las consecuencias de las fallas.
• Consecuencias de fallas ocultas
• Consecuencias para la seguridad
• Consecuencias ambientales
• Consecuencias operacionales
• Consecuencias operacionales no operacionales
No
74
Figura 4.1 Representación gráfica de la hoja de decisión. Manual de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad CIED PDVSA 1999
Tareas De Mantenimiento
El análisis de las consecuencias genera las reglas para comprobar si vale
o no la pena una posible tarea de mantenimiento. También brinda el marco
de referencia general para aplicar las acciones por omisión que han de
emplearse cuando el mantenimiento no sea posible o no constituya la mejor
estrategia.
ÁRBOL LÓGICO DE DESICIONES DEL MCC
No
Si No
¿Restauración programada?
¿Descarte programado?
¿El rediseño puede ser obligatorio?
¿Tareas de pesquisa de fallas ocultas?
Si
Si
¿El rediseño es obligatorio?
¿Combinación de tareas?
¿Descarte programado?
¿Restauración programada?
Si
Si No
¿El rediseño debe justificarse?
¿No se realiza mantenimiento programado?
¿Descarte programado?
¿Restauración programada?
Si No
¿El rediseño debe justificarse?
¿No se realiza mantenimiento programado?
¿Descarte programado?
¿Restauración programada?
Si
Si
Si No
No
Si No
Si No
Si No Si
No
¿tareas de monitoreo de condiciones?
¿tareas de monitoreo de condiciones?
¿tareas de monitoreo de condiciones?
¿tareas de monitoreo de condiciones?
¿El modo de falla es evidente a los operarios?
Si
¿El modo de falla afecta la seguridad o el medio ambiente?
¿El modo defallo afecta las
operaciones?
Si Si
No
Si No
Si No
Si No Si No Si No
Si No
Si
75
Selección de las Tareas de Mantenimiento
Al seleccionar una tarea de mantenimiento éstas deben ser aplicables y
efectivas.
Aplicabilidad. Las tareas deben prevenir o mitigar las fallas, detectar las
fallas potenciales o descubrir las fallas escondidas, su evaluación dependerá
del tipo de consecuencia de falla.
Falla Oculta. La tarea deberá disminuir el riesgo de falla múltiple a un nivel
aceptable. De no encontrarse una tarea adecuada o combinación de estas se
debe implantar un sistema de búsqueda de fallas.
Seguridad o ambiente. Se debe reducir el riesgo de falla a un nivel muy
bajo. De no encontrarse una tarea o combinación de éstas sea aplicable, el
rediseño es obligatorio.
Operacional y no operacional. El riesgo de falla debe disminuirse a un nivel
aceptable. De no encontrarse una tarea o combinación de éstas sea
aplicable no se debe realizar ningún mantenimiento cíclico.
Efectividad. Las tareas o combinación de éstas que se seleccionen deberán
ser la opción de mejor relación costo-beneficio.
Las tareas de mantenimiento bajo un ambiente de trabajo MCC pueden
ser.
a. Tareas preventivas
b. Tareas “A Falta De”
76
Tareas Preventivas
• Tareas programadas en el tiempo (fallos asociados con el
envejecimiento)
• Tareas de Reacondicionamiento cíclico
• Tareas de sustitución cíclicas
• Límites de vida segura
• Límites de vida económica
• Tareas programadas por condición (fallos no asociados con el
envejecimiento)
• Tareas “a condición” cíclicas
Fallo Potencial
Un fallo potencial es un estado físico identificable indica que está a punto
de producirse un fallo funcional o está ocurriendo ya.
Ejemplos de fallos potenciales.
• Vibraciones presagian el fallo inminente de un cojinete
• Grietas indican la fatiga del metal
• Partículas en el aceite de una caja de engranajes significan el fallo
inminente de los mismos.
Frecuencia de las Tareas “A Condición”
En este tipo de mantenimiento se ha de considerar la curva o intervalo P-
F (figura 2.13), representa el tiempo transcurrido entre un fallo potencial y
su empeoramiento hasta que se convierte en fallo funcional.
Categorías de las técnicas a condición
• Técnicas de monitoreo de la condición (condition monitoring).
• Técnicas detectan los fallos potenciales en base de las variaciones en
la calidad del producto.
• Técnicas de monitoreo de los efectos primarios.
• Técnicas de chequeo basados en el sentido humano.
77
Condition Monitoring
Involucran el uso de algún tipo de maquinaria para detectar los fallos
potenciales. Algunos son usados por operarios semicalificados al tiempo otros
precisan técnicos altamente formados, otros servicios de condition
monitoring son ofrecidos por agencias centrales a base del cobro de
honorarios.
Clasificación de las Técnicas de Condition Monitoring
• Monitorización dinámica
• Monitorización de partículas
• Monitorización química
• Monitorización de efectos físicos
• Monitorización de temperatura corrosión
• Variación de la calidad del producto
• Monitoreo de los efectos primarios
• El sentido humano
• Tareas “a falta de” o por omisión
• Tareas cíclicas de búsqueda de fallos
• Ningún mantenimiento preventivo
• Rediseño
• Lubricación
• Chequeos de recorrido
• Inspecciones por zonas
78
CAPÍTULO IV
MARCO METÓDOLOGICO
4.1.- Tipo de Investigación
La presente investigación es de naturaleza Probabilística, por cuanto la
determinación de los Modelos de Diseño de Separador Ciclónico y de Costo
de Ciclo de Vida en estudio, se sustenta en criterios de riesgo e
incertidumbre. No obstante, se maneja información determinística,
ubicándose en las categorías siguientes:
"In Situ" o de Campo; por cuanto se estudia un fenómeno real en el
yacimiento.
Analítica; ya que pretende la búsqueda o el descubrimiento de los activos
óptimos en una instalación. Es el tipo de investigación verdadera porque
profundiza el conocimiento racional de la realidad.
Predictiva; por cuanto se proyecta el comportamiento de las variables o
características involucran el diseño y los costos implican en el tiempo,
mediante la construcción de curvas probabilísticas, permitan primero
dimensionar el activo y segundo estimar los flujos de cajas, a partir de la
producción. Así mismo, se establece un marco de referencia para futuros
estudio.
4.2.- Población
Se define la población como: " La totalidad del fenómeno a estudiar en
donde las unidades de la población poseen una característica común, la cual
se estudia y da origen a los datos de la investigación ".
79
El tamaño de la población a estudiar está constituido por 9 pozos
completados en el yacimiento.
4.3.- Recopilación de la Información
Para el desarrollo de este trabajo de grado establecemos dos modelos a
estudiar, el primero concerniente al diseño del separador ciclónico y un
segundo modelo donde se estudia el costo de ciclo de vida de los
separadores bifásicos y ciclónicos.
4.3.1.- Modelos Probabilísticos de Diseño de Separación
• La información fue tomada de los libros de producción, carpetas de
pozos, la herramienta “CENTINELA” y la base de datos “OFM”.
• Se recopilaron análisis de Presión - Volumen - Temperatura (PVT),
realizados en el yacimiento, para de esta forma considerar las
características físico - químicas de los fluidos producidos.
• Para la estimación de las tasas de flujo, se recopilaron las presiones de
fondo fluyentes de los pozos activos. Las mismas fueron suministradas
por la Ing. de producción del área, abarcando la información
correspondiente al último reporte de producción emitido.
• Para la estimación de eficiencia de los separadores bifásicos, se recopilo
los análisis composicional del crudo y el gas, para determinar el
arrastre de líquido en la línea de gas o gas en la línea de flujo.
80
4.3.2.- Modelo Probabilístico de Costo de Ciclo de Vida
• La información de falla fue tomada de los libros de mantenimiento,
programación y sistemas de información de mantenimiento, para la
estimación de la rata de falla de cada uno de los modos de fallas
preestablecidos en el estudio de Mantenimiento Centrado en
Confiabilidad de los Sistemas de Instrumentación de los Separadores
Bifásicos.
• Para la estimación de los costos de labor, materiales y servicio, se
recopiló la información del estudio de Costos Basado en Actividad de
Producción.
• Los impactos de producción e impactos al medio ambiente se estimaron
según la opinión de expertos.
4.4.- Propiedades de los Fluidos
Los fluidos que se encuentran en yacimientos petrolíferos son mezclas de
hidrocarburos, con composiciones variables y comportamientos complejos
ante las diversas condiciones de presión y temperatura a las que son
sometidos.
Con la explotación de los yacimientos, se ocasionan cambios importantes
en la presión, y por lo tanto, en las propiedades de los fluidos presentes. Aún
mas significativos, son los cambios experimentados cuando adicionalmente
varía la temperatura, al momento en los fluidos llegan a superficie. Todos
estos comportamientos son reflejados en el análisis PVT (Presión-Volumen-
Temperatura), los cuales son de vital importancia para realizar cualquier
análisis de yacimiento.
81
Este análisis consiste en determinar las propiedades físicas de los fluidos
presentes en el yacimiento, los cuales son fundamentalmente:
• Los factores volumétricos (Bo, Bg y Bw),
• Las razones de gas en solución (Rso y Rsw)
• Las compresibilidades (Co, Cg y Cw), y
• Las viscosidades (μo, μg, μw).
El comportamiento PVT de los fluidos, se puede obtener a partir de dos
formas: directamente de una muestra de fluido en la etapa inicial de la vida
productiva del yacimiento o a partir del uso de correlaciones empíricas,
cuando no se dispone de muestra de fluidos, o teniéndolas no cumplan con
las pruebas de validación.
En el yacimiento, el comportamiento PVT de los fluidos, se obtuvo de
manera directa, mediante muestras de fluido, tomadas en la etapa inicial de
la vida productiva del yacimiento.
4.5.- Modelo Probabilístico de Diseño de Separadores
Para el desarrollo de este modelo se escogió un grupo de valores de
propiedades del crudo. A partir de aquí se inicia un período de iteraciones
determinísticos con el software GLCC Vx7 para determinar un diseño
correspondiente a estos valores, ya que se debe determinar Diámetros del
Cuerpo, Longitudes por debajo de la entrada y por encima de la entrada,
ángulo de entrada del brazo (es aquí donde se debe estratificar el fluido, se
produzca la separación gas líquido en el separador, otras variables que se
deben determinar son especificaciones de área de entrada del brazo y área
de salida de este, caudales de operación, velocidades criticas de gas y
líquido, y otros.
82
De esta forma obtendremos rangos de valores de dimensiones del
separador ciclónico nos permitirán tener un acercamiento a las dimensiones
finales evaluadas según la caracterización probabilísticas de las propiedades
de físicas del crudo se este analizando.
Los rangos de valores de las dimensiones del separador ciclónico serían:
• Diámetro Interno del GLCC 20 a 23 in
• Brazo de Alimentación de 6 a 11 in.
• GLCC Longitud de sección de gas 5 a 5.5 ft.
• GLCC Longitud de sección de liquido 12.5 a 15 ft.
4.5.1.- Caracterización Probabilística de las Propiedades Físicas
En la estimación de producción de un pozo y en este casos de los pozos
llegan al separador, las variables intervienen están asociadas a parámetros o
datos de yacimiento. Estas variables no tienen un valor único, por lo general
se mueven dentro de un rango de valores probables, es decir, obedecen a
una distribución probabilística, las cuales tienen asociada incertidumbre, por
lo que el resultado no es un valor único, sino un rango de valores probables.
Para generar distribuciones probabilística a partir de un conjunto de
datos reales, se utilizó la herramienta “CRYSTAL BALL”. Este simulador debe
estar instalado en la “PC” o a nivel de Red, el cual al ser activado, presenta
un libro Excel con una barra de herramientas adicional a la tradicionalmente
conocida en este programa, tal y como se muestra en la Figura 4.1.
83
Figura 4.1.- Barra de herramientas del “CRISTAL BALL”.
En una hoja Excel, con la aplicación “CRYSTAL BALL” activada se
organizó la información sujeta al análisis, bajo la premisa, se analizarán
pozos producidos por alta; activando las celdas de las variables en estudio,
las cuales correspondieron a un valor numérico colocado manualmente. Se
consideró el valor promedio del conjunto de datos asociados a dichas
variables y en algunos casos el valor más probable. Véase Tabla 4.1.
Tabla 4.1.- Datos de las variables del Modelo.
Una vez ubicados en la celda correspondiente se seleccionó el icono “Define
Assumption”, sobre la barra de herramientas para activar la distribución
probabilística. El programa muestra automáticamente la galería de modelos
probabilísticos, tal como se muestra en la Figura 4.2.
Pozo Tren POT BND BBD G TOTAL RGP CHP THPPozo 1 Alta 400 432 888 666 373 1434 392Pozo 2 Alta 350 250 1837 1355 3200 1785 644Pozo 3 Alta 290 110 114 1255 2245 600 130Pozo 4 Alta 650 703 1977 1202 885 1530 220Pozo 5 Alta 1295 576 602 838 1332 1600 610Pozo 6 Alta 500 483 517 1681 2468 1539 606Pozo 7 Alta 750 684 733 1516 1039 1556 634Pozo 8 Alta 600 288 593 799 983 1560 290Pozo 9 Alta 800 518 761 928 645 1581 222
Promedio 626 449 891 1138 1465 1465 416
84
Figura 4.2.- Galería de Distribuciones Probabilísticas.
Al conocer, previamente el comportamiento probabilística de las
variables, se selecciona directamente el modelo de la galería.
Puesto que no se conocía el comportamiento probabilística de la mayor
parte de las variables en estudio, se seleccionó el recuadro “Fit”, para
generar la distribución probabilística capaz de reproducir el comportamiento
de la data real. Se procedió a establecer las premisas necesarias para
evaluar la data como es el test de ajuste y de esta forma visualizar el mejor
comportamiento de las propiedades físicas de los pozos en la entrada del
separador. Establecido los rangos de evaluación se considero el test de
ajuste de Anderson Darling, consideramos este test nos apoya
indistintamente según sea el numero de datos posea la muestra. De igual los
rangos establecidos para la propagación de la incertidumbre fueron los
valores máximos y mínimos de cada variables. Como se muestra en la Figura
4.3
85
Figura 4.3.- Asunción de la variable potencial acotada.
Cada unas de las variables se caracterizó utilizando CRYSTAL BALL para
visualizar sus parámetros y comportamiento, esto se hizo mediante la
función Define Forecast y poder propagar la incertidumbre según las
premisas establecidas anteriormente.
Pozo Tren POT BND BBD G TOTAL RGP CHP THP
Pozo 1 Alta 400 432 888 666 373 1434 392Pozo 2 Alta 350 250 1837 1355 3200 1785 644Pozo 3 Alta 290 110 114 1255 2245 600 130Pozo 4 Alta 650 703 1977 1202 885 1530 220Pozo 5 Alta 1295 576 602 838 1332 1600 610Pozo 6 Alta 500 483 517 1681 2468 1539 606Pozo 7 Alta 750 684 733 1516 1039 1556 634Pozo 8 Alta 600 288 593 799 983 1560 290Pozo 9 Alta 800 518 761 928 645 1581 222
626 449 891 1138 1480 1465 416Σ 6261 4493 8913 11378 14650 14650 4164
Promedio 626 449 891 1138 1465 1465 416 Tabla 4.2.- Base de Datos de Variables .
Posteriormente se corre la simulación, mediante el icono de “Start
Simulation”, de la barra de herramientas; es en este momento donde se
observaron todas las iteraciones realizadas por el programa.
El resultado es una distribución probabilística definida, la cual es producto
de la combinación aleatoria de las distribuciones asociadas a cada variable.
86
4.5.2.- Modelo Probabilístico del Separador Ciclónico
La estimación probabilística del dimensionamiento del separador ciclónico
se estableció mediante la utilización de la herramienta GLCC Vx7.0 y el
CRYSTAL BALL, para generar distribuciones probabilística a las dimensiones
del separador soportado por la teoría de ingeniería de gas y la gerencia de la
incertidumbre, estas dos herramientas trabajan baja plataforma Excel de MS
Office.
Debido a la complejidad del software, se realizó una interfase con la tabla
base de datos de las variables, y mediante modo “Step by Step” del Crystal
Ball, se realizó el sampling y así de esta forma generar distintos escenarios
para los distintos números de iteraciones. Para abreviar el proceso de
escenarios, se prefijó que el número de iteraciones serían 20, de esta forma
obtendríamos un espectro de 20 escenarios para obtener una mejor
caracterización de cada unas de las dimensiones del separador ciclónico.
Figura 4.4.- Barra de Menú del GLCC Vx7.
87
Assumption: Potencial Lognormal distribution with parameters: Mean 632.46 Standard Dev. 309.80
Selected range is from 290.00 to 1,295.00
Assumption: BND Weibull distribution with parameters: Location -2,005.81 Scale 2,542.44 Shape 15 Selected range is from 110.00 to 703.00
Assumption: BBD Lognormal distribution with parameters: Mean 980.77 Standard Dev. 976.45
Selected range is from 114.00 to 1,977.00
Assumption: G Total Lognormal distribution with parameters: Mean 1,145.46 Standard Dev. 373.29
Selected range is from 666.00 to 1,681.00
Assumption: RGP Weibull distribution with parameters: Location -549.39 Scale 2,097.08 Shape 1.80135591
Selected range is from 373.00 to 2,468.00
Assumption: CHP Weibull distribution with parameters: Location -2,659.64 Scale 4,271.30 Shape 15
Selected range is from 600.00 to 1,785.00
Assumption: THP Lognormal distribution with parameters: Mean 431.53 Standard Dev. 277.87 Selected range is from 130.00 to 644.00
141.29 676.77 1,212.25 1,747.73 2,283.21
Potencial
-2,005.81 -1,289.62 -573.44 142.75 858.94
BND
57.64 2,138.40 4,219.16 6,299.92 8,380.68
BBD
419.89 1,021.12 1,622.35 2,223.57 2,824.80
G Total
-549.39 867.03 2,283.45 3,699.87 5,116.29
RGP
-2,659.64 -1,456.45 -253.25 949.94 2,153.13
CHP
61.99 577.35 1,092.71 1,608.07 2,123.43
THP
88
Tabla 4.3.- Rangos y Parámetros de Variables.
En la siguiente figura se muestra la pantalla de entrada de valores
previamente caracterizado y posee una interfase con el archivo de la base de
dato de las variables de entradas.
Figura 4.5.- Pantalla de entrada de valores caracterizados.
De esta forma obtenemos en cada escenarios la siguiente información con
respecto a cada análisis PVT Probabilístico:
1. Operational Conditions
Oil Rate [Qov] 4498.3 [stbopd]Water Rate [Qwv] 3351.7 [stbwpd]Gas Rate [Qgv] 11312.5 [Mscf/d]Inlet Pressure [Pinv] 176.7 [psia]Inlet Temperature [Tinv] 91.9 [oF]
89
2. PVT Properties
Oil specific gravity [SGov] 48.82 [API]Gas specific gravity [SGgv] 0.76
Water density [Rhowv] 60.8 [lbm/ft3]Oil viscosity [Viscov] 50.0 [cP]Gas viscosity [Viscgv] 0.011 [cP]Water viscosity [Viscwv] 10.00 [cP]Surface tension of oil [Sigmaov] 33.1 [dynes/cm]Surface tension of water [Sigmawv] 72.2 [dynes/cm]Oil Density [Rhoov] 48.66 [lbm/ft3]
3. Inlet DimensionsInlet diameter [Dinv] 11 [in]
Percent of slot area /inlet area [rNozzlev] 25 [%]Height of slot sector [Hslot] 10.072 [in]Width of slot sector [Wslot] 3.289 [in]Inclination angle [Alfav] -27.0 [degree]
4. GLCC DimensionsID [in] Length [ft]
Below inlet 20.00 15.00Above inlet 20.00 5.00
5. Loop DimensionsLiquid Leg
ID [in] Length [ft] Abs. Roug. [ft] Fitting K value Fitting No
5.76 12.50 0.000150 Tee-Flow Thru Branch 0.900 115.76 4.20 0.000150 Pipe Entrance 0.500 125.76 12.00 0.000150 Elbow 90 0.450 8
Tee-Flow Thru Branch 0.900 11
Gas Leg ID [in] Length [ft] Abs. Roug. [ft] Fitting K value Fitting No
9.75 12.50 0.000150 Tee-Flow Thru Branch 0.840 119.75 4.20 0.000150 Pipe Entrance 0.500 129.75 7.00 0.000150 Elbow 90 0.420 8
90
4.6.- Modelo de Costo de Ciclo de Vida
Para el desarrollo de un modelo, donde los costos estimados a lo largo de
la vida de un activo nos hemos soportados en los estudios realizados para la
actualización de la política de mantenimiento preventivo partiendo de un
análisis de modo de falla y de esta forma considerar los costo planificados y
de la baja de confiabilidad de los equipos de instrumentación, a estos
equipos se le deben sumar los costos por mantenimientos correctivos a las
partes estáticas, presentan una frecuencia de falla muy baja pero un impacto
de producción.
Para la consecución de este modelo se cumplieron los siguientes pasos:
• Costo Inicial o de Inversión, y Costos de Instalación
Costos del Activo
Costos de los equipos auxiliares
Tiempo de Diseño y de Construcción
Tiempo de Instalación y Prueba
Impacto de Producción por instalación y Prueba
• Costos de Energía
Consumo de energía por equipo.
• Costos de Operación
Costo de labor en sitio
4. Tangential Velocity & Vortex Region
Flow pattern @ inlet (upstream) [FPP]Liquid holdup @ inlet (upstream) [hlinp] 0.010Liquid holdup @ slot [Hlisg] 0.050Liquid height @ slot [hls] 0.01 [in]Tangential velocity @ inlet slot [VT1] 14.77 [ft/s]Tangential velocity @ vortex bottom [VT3] 12.54 [ft/s]
Vortex length [ztot] 1.36 [ft]Height of vortex crown from the bottom [rllw] 13.39 [ft]Height of bub. traj.region from the bottom [rLtraj] 12.03 [ft]Bubble diameter [Dbmmv] 0.100 [mm]
STRATIFIED
91
Costo de labor por supervisión a distancia
Costos por servicios (Lancha)
• Costo de Mantenimientos y Reparación
Costos por Mantenimientos Preventivos
Costo por labor.
Costo por materiales
Costos por servicios
Costos por Mantenimiento Correctivo
Costo por labor.
Costo por materiales
Costos por servicios
• Impacto de Producción
Producción Diferida en términos monetarios
• Impacto Ambiental en términos monetarios
• Costos de Desincorporación.
Para este modelo profundizaremos en los costos de mantenimiento y
reparación, donde evaluamos la rata de falla para cada uno de los modos de
fallas, esto se realizó mediante la opinión de expertos.
92
CAPÍTULO V
COSTO DE CICLO DE VIDA
5.1.- Costo de Ciclo de Vida Separadores Bifásicos
El propósito principal de este estudio es visualizar la alternativas de
reemplazo de los separadores bifásicos por separadores de nueva
tecnología en instalaciones existente costa afuera, el esquema operacional
de esta instalación seleccionada, posee dos separadores bifásicos manejan
una producción de 5000 barriles brutos c/u, y al momento de incorporar
nueva tecnología con el fin de mejorar los tiempos entre fallas y disminuir
el impacto de producción estos equipos serían reemplazados por un
separador ciclónico, pueda manejar la producción de los separadores
bifásico y al mismo tiempo este acorde al plan de explotación de la EF.
Se estableció los costo de:
• Costo de Mantenimiento Mayor (necesarios para restablecer la
eficiencia del activo)
• Costos de Mantenimiento Preventivo, conformado por:
Política de Mantenimiento Preventivo Instrumento
Política de Inspección Equipos Estático
Política de Inspección Equipos Instrumentos
• Costos de Mantenimiento Correctivo, conformado por los modos de
fallas de las 27 funciones analizadas en el estudio de MCC a los
equipos de instrumentación de los separadores de producción, de
igual forma se cotejo con las actividades expuestas en el estudio de
93
Costos ABC, consiguiéndose las actividades expuesta en el ultimo
estudio mencionado estaba contenidas en el AMEF.
• Costos de Desincorporación.
Con respecto a las rata de falla de los modos de falla se estableció
mediante entrevista al personal de mantenimiento, estableciéndose rata
de fallas anuales, bianuales y algunos casos trianuales para los equipos
instrumento y una rata de falla de 7 años para la estructura del separador
(ejemplo líneas, codos, y otros).
Costos de Mantenimiento Mayor
Costos de Mantenimiento Preventivo
Costos por Mantenimiento Preventivo - InstrumentoNivel I Nivel II Nivel III
Duracion Hrs 2 2 3Mano de Obra 2 2 2
Min Probable MaxCosto de Mano de Obra - MBs 50 60 70 60Servicio MBs 55 62 65 62Materiales MBs 10 40 60 40Frecuencia 8 2 2
Costo por Ano 3232 808 1172 5212
Costos por Mantenimiento Predictivo - Equipos EstaticosMin Probable Max
Duración 4 6 8 6Mano de Obra 1Servicio 55 62 65 62Costo de Mano de Obra 15 20 25 20Equipos 5 10 15 10Frecuencia 1 Ano 502
Costos por Mantenimiento Predictivo - InstrumentosMin Probable Max
Duración 2 3 4 3Mano de Obra 1Servicio 55 62 65 62Costo de Mano de Obra 15 18 21 18
Frecuencia 1 Ano 240
94
Costo de Desincorporación
Costos por Mantenimiento Correctivo estructura.
Para el desarrollo se estableció una plantilla en Excel donde se
evaluará un horizonte de 20 años con una tasa de descuento asumida en
una distribución triangular donde el valor mínimo asumido es 10%, un
valor probable de 12% y un valor máximo de 15%. El orden de esta
plantilla se expresa de la siguiente forma :
1. Ingresos dado por la producción expresado en MBs.
2. Costos de Desincorporación
3. CAPEX o Inversiones para este caso este item no posee valores
4. OPEX
a. Costos de Mantenimiento Preventivo Menor e Inspección
b. Costos de Mantenimiento Mayor
Dando como resultado:
LCC = VPN
Desincorporacion
Costo del Mtto Mayor 20000 30000 35000 35000Dias de Labor 2 5 7 5Impacto 808200
Costos por Mantenimiento Correctivo - Estatico
Costo de la Reparcion 1000 2000 5000 2000Dias de Labor 1 2 3 2Impacto 323280
95
Frequency Chart
MMBs
.000
.005
.010
.015
.020
0
50.25
100.5
150.7
201
105,438.55 266,477.35 427,516.15 588,554.96 749,593.76
10,000 Trials 9,976 Displayed
Forecast: LCC
Statistics: Value Trials 10000 Mean 433,545.93 Median 447,294.06 Mode --- Standard Deviation 141,425.67 Variance 20,001,220,975.64 Skewness -0.29 Kurtosis 2.31 Coeff. of Variability 0.33 Range Minimum 95,892.12 Range Maximum 762,920.03 Range Width 667,027.91 Mean Std. Error 1,414.26
Percentiles: Percentile MMBs 0% 95,892.12 10% 227,760.34 20% 304,203.40 30% 358,564.91 40% 405,705.77 50% 447,294.06 60% 485,949.80 70% 523,594.48 80% 564,335.38 90% 611,367.32 100% 762,920.03
Summary: Display Range is from 105,438.55 to 749,593.76 MMBs Entire Range is from 95,892.12 to 762,920.03 MMBs After 10,000 Trials, the Std. Error of the Mean is 1,414.26
96
Hoja de Calculo de LCC para Separadores Bifásico
97
5.2.- Costo de Ciclo de Vida Separador Ciclónico (Modos De Fallas
Y Política De Mantenimiento Sep Bifásico)
Para este estudio se evaluó la inversión de un separador ciclónico
añadiéndole los modos de falla del separador bifásico, de esta forma
visualizar como la incorporación de nuevas tecnología no variaría el Costo
de Ciclo de Vida del Sistema de Separación de Dicha Instalación
.
LCC
Frequency Chart
MMBs
.000
.005
.009
.014
.019
0
46.5
93
139.5
186
102,262.49 265,582.76 428,903.03 592,223.30 755,543.57
10,000 Trials 9,994 Displayed
Forecast: LCC Ciclon
Statistics: Value Trials 10000 Mean 436,828.82 Median 449,484.02 Mode --- Standard Deviation 142,735.70 Variance 20,373,480,989.10 Skewness -0.29 Kurtosis 2.32 Coeff. of Variability 0.33 Range Minimum 95,463.67 Range Maximum 773,772.39 Range Width 678,308.71 Mean Std. Error 1,427.36
98
Percentile MMBs0% 95,463.67
10% 228,784.3420% 306,288.5730% 363,604.9040% 407,304.8150% 449,484.0260% 490,104.5170% 527,630.7580% 568,497.7890% 615,398.93
100% 773,772.39
Comparación entre LCC Separador Bifásico vs. LCC Separador Ciclónico.
Frequency Comparison
.000
.006
.011
.017
.023
0.00 200,000.00 400,000.00 600,000.00 800,000.00
LCC Ciclon
LCC
Overlay Chart
De esta forma podemos evaluar los costos de ciclo de vida,
observando la aplicación nueva tecnología es posible ser usada y sería
soportada por que su VPN o LCC sería igual o mayor al de los dos
separadores bifásico previamente instalado.
El beneficio no solo queda en la reducción de disminución de procura
de materiales, ni la reducción de costo de labor o servicio, sino del espacio
disponible dejado por uno de los separadores permitiría la instalación de
cupos de pozos nuevos.
99
Hoja de Calculo de LCC para Separadores Ciclónico con Modos de Fallas de Sep Bifásico
100
5.3 .- Costo de Ciclo de Vida Separador Ciclónico.
Para el estudio del costo de ciclo de vida para los separadores ciclónico
se debe considerar el nivel de instrumentación, este activo debe utilizar
para controlar su proceso, en el estudio realizado para el desarrollo de un
separador ciclónico a nivel Probabilístico se observó el nivel de operación
podía ser controlado sin la utilización de un sistema de instrumentación,
solo se consideraría instrumentación básica para su supervisión, esto hace
los modos de fallas se puedan presentar en los separadores bifásico no se
presente en estos separadores por su poca instrumentación requerida.
LCC
Frequency Chart
MMBs
.000
.005
.010
.015
.020
0
49.25
98.5
147.7
197
96,080.12 266,649.99 437,219.85 607,789.72 778,359.59
10,000 Trials 10,000 Displayed
Forecast: LCC Ciclon Original
Statistics: Value Trials 10000 Mean 439,159.34 Median 453,536.43 Mode --- Standard Deviation 143,998.62 Variance 20,735,603,916.89 Skewness -0.29 Kurtosis 2.30 Coeff. of Variability 0.33 Range Minimum 96,080.12 Range Maximum 778,359.59 Range Width 682,279.46 Mean Std. Error 1,439.99
101
Percentile MMBs
0% 96,080.1210% 228,617.8320% 306,404.4030% 364,125.0940% 410,703.1850% 453,536.4360% 492,492.3170% 529,963.7480% 571,369.3990% 620,442.32
100% 778,359.59
Comparación LCC Sep Bifásico vs. LCC Sep. Ciclonico
Frequency Comparison
.000
.006
.012
.018
.024
0.00 200,000.00 400,000.00 600,000.00 800,000.00
LCC
LCC Ciclon Original
Overlay Chart
102
Hoja de Calculo de LCC para Separadores Ciclónico
103
CAPÍTULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1.- Conclusiones
• La utilización de los modelos probabilísticos permite identificar fallas a
nivel de procesos, nos permite identificar como los distintos escenarios
pueden afectar la eficiencia, en este caso la separación de gas y
líquido.
• La aplicación de una herramienta de alto impacto como lo es el Costo
de Ciclo de Vida, permitió evaluar el sistemas de separación de las
estaciones de flujo, dirigido hacia la optimización de los procesos
productivos, asegurando la eficiencia y capacidad de producción de
dichas instalaciones.
• La utilización de modelos Probabilístico en la evaluación del costo de
ciclo de vida de los sistemas de separación nos permite evaluar los
flujos de cajas en el tiempo, debido a los costos de la baja confiabilidad
y de esta forma tomar los correctivos para un mayor aprovechamiento
del activo.
• La implantación de nuevas tecnología en la estaciones de flujo son
justificadas para la optimización de las instalaciones, como se observó
en este estudio, la incorporación de separadores ciclónicos no solo nos
permitiría optimizar el proceso de separación, sino también optimizar
los procesos aguas debajo de este, buscando obtener un máximo
global dentro de la estación de flujo.
104
6.2.- Recomendaciones
• Monitorear el control estadístico de cada una de las fallas de los
sistemas de instrumentación de los sistemas ciclónicos para evaluar su
comportamiento a través del tiempo y de esa forma optimizar los
recursos destinados para este proceso.
• Evaluar con mayor énfasis el modo de deterioro de la estructura de los
separadores ciclónicos, ya la velocidad de erosión es una de las
variables mas sensible en el diseño de estos activos.
• Evaluar la frecuencia óptima de reemplazo y de procura de las partes
estructurales de los separadores ciclónico, específicamente el brazo de
entrada de los separadores ciclónicos.
105
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Liquid Cylindrical Cyclone Compact Separators. JPT de la SPE. Octubre 1999.
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