Termodinamica en La Industria Petrolera

Universidad de San Carlos de Guatemala Facultad de Ingeniería Ing. Fredy Monroy Termodinámica 1

2014 Termodinámica en la industria petrolera

Integrantes del Grupo: Ana Luisa Hernández Lionel José Ríos García Gerson Gil Abner Misael Estrada Julio Fernando Méndez Dilan Arnulfo Zamora Tobar

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INDICE Tabla de contenido INDICE.................................................................................................................................................. 1 INTRODUCCION ................................................................................................................................... 2 ...............................................................................................................Error! Bookmark not defined. 1.

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GLOSARIO ..................................................................................Error! Bookmark not defined.

ANEXOS ............................................................................................................................................. 23 PRESENTACIONES .......................................................................................................................... 24 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................................... 24

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INTRODUCCION

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OBJETIVOS

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MARCO TEORICO Debido a que la Termodinámica es una ciencia multidisciplinaria las cuales abarcan diversas aplicaciones entre ellas una de las más importantes como lo es la industria petrolera. Dichas aplicaciones se realizan desde la extracción del crudo hasta el aprovechamiento de los desechos del mismo. La industria petrolera incluye procesos globales de exploración, extracción, refino, transporte (frecuentemente a través de buques petroleros y oleoductos) y mercadotecnia de productos del petróleo. Los productos de mayor volumen en la industria son combustibles (fueloil) y gasolina. El petróleo es la materia prima de muchos productos químicos incluyendo productos farmacéuticos, disolventes, fertilizantes, pesticidas y plásticos. La industria del petróleo se divide normalmente en tres fases: "Upstream": Exploración y producción. "Midstream": Transporte, procesos y almacenamiento. "Downstream": Refino, venta y distribución. Las operaciones medias generalmente se incluyen en la categoría final. El petróleo es un producto esencial para muchas industrias, y es de vital importancia para el mantenimiento de la misma civilización industrializada, por lo que se considera una industria crítica en la mayoría de las naciones. El petróleo alimenta un porcentaje muy alto del consumo de energía del mundo, entre el 32% de Europa y Asia hasta el 53% de Oriente Medio. En otras regiones geográficas el peso energético del petróleo es el siguiente: Sudamérica y América Central (44%), África (41%) y Norteamérica (40%). El mundo en general consume 30 billones de barriles (4.8 km3) de petróleo por año, y los mayores consumidores son en su mayoría el grupo de naciones más desarrolladas. De hecho, el 24% del petróleo consumido en el año 2004 se le atribuye a Estados Unidos en su totalidad.1 La producción, distribución, refino y venta del petróleo tomados éstos como uno solo, representan la industria más grande en términos de valor en dólares en la Tierra.

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La refinación del petróleo es un proceso que incluye el fraccionamiento y transformaciones químicas del petróleo para producir derivados comercializables.

La primera etapa del refino es la destilación atmosférica o topping. Se realiza en una torre como la descrita anteriormente, donde la cabeza tiene una presión ligeramente superior a la atmosférica. De ella se sacan 4 extracciones, cuyo 5|Página

"corte" viene determinado por un rango de temperaturas, y una salida de gases por cabeza. Por lo general, suelen ser: - 4ª Extracción: Gasóleos muy pesados - 3ª Extracción: Gasóleos comunes. - 2ª Extracción: Keroxenos. - 1ª Extracción: Naftas pesadas + Naftas ligeras. - Gases de cabeza: Butano, propano y otros gases más ligeros. En el fondo de la torre queda un resíduo del crudo que no destila, al que comúnmente se le llama "resíduo atmosférico" o "crudo reducido". La cantidad de este residuo depende mucho del tipo de crudo con el que se alimenta a la torre, aunque suele estar alrededor de un 45%. Con este dato, podemos determinar que si el proceso de refino se quedase en este punto, el rendimiento de la refinería seria muy bajo, ya que este resíduo sólo se puede aprovechar para hacer asfaltos y algunos lubricantes (productos de bajo coste/tonelada). Por tanto, la mayor parte las refinerías procesan este residuo mediante otras etapas posteriores y tratamientos. La destilación, comúnmente llamada columna de destilación, donde debido a la diferencias de volatilidades comprendidas entre los diversos compuestos hidrocarbonados va separándose a medida que se desplaza a través de la torre hacia la parte superior o inferior. El grado de separación de los componentes del petróleo esta estrechamente ligado al punto de ebullición de cada compuesto. El lugar al que ingresa el petróleo en la torre o columna se denomina "Zona Flash" y es aquí el primer lugar de la columna en el que empiezan a separarse los componentes del petróleo.

Copa de burbujeo de una torre de destilación. Se ven los flujos de los gases que suben y de los líquidos que bajan. Los compuestos más volátiles, es decir los que tienen menor punto de ebullición, ascienden por la torre a través de platos instalados en forma tangencial al flujo de vapores. En estos platos se instalan varios dispositivos llamados "copas de Burbujeo", de forma similar a una campana o taza, las cuales son instaladas sobre el plato de forma invertida. Estas copas tienen perforaciones o espacios laterales. El fin de las copas de burbujeo, o simplemente copas, es la de hacer condensar cierto porcentaje de hidrocarburos, los más pesados, y por consiguiente llenando el espacio comprendido entre las copas el plato que lo sostiene, empezando de esta manera a "inundar" el plato. La parte incondensable, el hidrocarburo volátil, escapará de esa copa por los espacios libres o perforaciones con dirección hacia 6|Página

el plato inmediato superior, en el que volverá a atravesarlo para entrar nuevamente en las copas instaladas en dicho plato, de manera que el proceso se repita cada vez que los vapores incondensables atraviesen un plato. Al final, en el último plato superior, se obtendrá un hidrocarburo "relativamente" más ligero que los demás que fueron retenidos en las etapas anteriores, y que regularmente han sido extraídos mediante corrientes laterales. La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente graduada desde 350°C, según el ejemplo, en el punto de entrada de la carga, hasta menos de 100°C en su cabeza. La entrada continua de crudo caliente genera una gama de platos con distinta temperatura y desde donde se extraen diversas fracciones a distintas alturas. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a características bien definidas, pero su proporción relativa depende de la calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de fraccionamiento y de las presiones, caudales y temperaturas de operación. En la parte alta de la torre están los livianos (naftas) y hacia abajo van saliendo los pesados (gas oil-fuel oil). De la cabeza de las torres emergen gases que sirven de carga a las petroquímicas para obtener nuevos productos o pueden ser usados como combustible. Las fracciones líquidas son, de el tope hacia el fondo, es decir, de menor a mayor temperatura de destilación: Gas licuado. Esta fracción tiene baja temperatura de destilación: menor de 40°C. Está compuesta por hidrocarburos de 1 a 5 átomos de carbono. Naftas. Estas fracciones son muy livianas (densidad= 0,75 g/ml) y de temperatura de destilación de 40°C a 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 6 a 10 átomos de carbono. Kerosenes (incluyen al JP1, el combustible para aviación)destilan entre 175°C y 230°C, siendo de densidad mediana (0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 11 y 12 átomos de carbono. Gas oil liviano. El gas oil es un líquido de densidad 0,85 g/ml y aceitoso, que destila entre 180ºC y 230ºC. Sus componentes son hidrocarburos de 13 y 17 átomos de carbono. Gas oil pesado. Es un líquido denso (0,9 g/ml) que destila entre 305°C y 405°C. Sus hidrocarburos poseen de 18 a 25 átomos de carbono. Crudo reducido. Es el producto de fondo de la torre, viscoso, que destila a más de 405°C y tiene mas 25 átomos de carbono. 7|Página

Estos productos obtenidos se tratan para conseguir productos comerciales en la forma siguiente: Los gases ligeros (metano y etano) se endulzan para eliminar el ácido sulfhídrico y se aprovechan como combustible en la propia refinería. El GLP se separa en propano y butano que son envasados a presión o usados como materia prima para producir etileno y propileno y combustible para automóviles. Las naftas se tratan en las unidades de reformado catalítico para mejorar sus cualidades y se mezclan para obtener gasolinas comerciales. La fracción ligera de la nafta también se procesa en unidades de isomerización para mejorar su índice de octano; asimismo puede ser usada para producir etileno y propileno. El keroseno es tratado para cumplir las especificaciones de combustible para aviación o para usarse en la formulación del diésel de automoción. El gasóleo se lleva a las unidades de hidrodesulfuración, donde se reduce su contenido en azufre, tras lo cual se usa para formular diésel de automoción o gasóleo de calefacción. El gasoil de vacío no es un producto final. Se lleva a las unidades de FCC (cracking catalítico fluidizado) donde a elevada temperatura y con presencia de un catalizador en polvo sus largas moléculas se rompen y se transforman en componentes más ligeros como GLP, naftas o gasóleos. El gasoil de vacío también puede convertirse en las unidades de hidrocraqueo, donde a unos 400440 °C y alta presión, en presencia de catalizadores apropiados, se transforma también en GLP, naftas o gasóleos libres de azufre. Estas unidades producen un gasóleo de mejor calidad (con mejor índice de octano) que las unidades de FCC. El residuo de vacío se puede utilizar como asfalto o bien someterlo a altísimas temperaturas en las unidades de coque en las que se producen componentes más ligeros y carbón de coque que puede calcinarse para formar carbón verde. Este residuo de vacío también puede ser usado para fabricar fuelóleo, bien directamente o previa su conversión térmica en unidades de viscorreducción. En todas las refinerías se produce también azufre sólido, como subproducto, debido a las limitaciones impuestas a la emisión del dióxido de azufre a la atmósfera.

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COMPORTAMIENTO CUALITATIVO DE LAS FASES DE SISTEMAS HIDROCARBONADOS Los sistemas heterogéneos son aquellos que consisten de dos o más fases, definiendo una fase como una porción de materia que posee una homogeneidad de propiedades físicas y químicas. Sin embargo una fase no es necesariamente continua. Las propiedades de una fase pueden ser intensivas o extensivas. Una propiedad intensiva es independiente de la cantidad total de materia en el sistema. Por ejemplo la densidad, peso específico son propiedades extensivas ya que su valor depende de la cantidad de materia contenida en el sistema. El comportamiento de sistemas heterogéneos está influenciado por el número de componentes que contiene. Un sistema que consiste de una sola fase se comportará de manera distinta que el sistema que contenga una fase líquida y una fase gaseosa presente.

SISTEMAS CON UN SOLO COMPONENTE

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Diagrama Presión-Temperatura para una sustancia Pura. Gráfica que muestra la variación de la temperatura para una sustancia pura, divide las áreas donde la sustancia existe tanto en estado gaseoso como líquido. La línea OA representa la presión de vapor como función de la temperatura, los sistemas representados por puntos arriba de la línea OA se encuentran en estado líquido, mientras que aquellos representados por puntos debajo de la línea OA se encuentran en estado gaseoso. El punto A se denomina como punto de presión y temperatura crítica, es aquel donde los estados líquido y gaseoso de una sustancia se vuelven indistinguibles. Si el sistema contiene un vapor a temperatura crítica y se le aplica presión, el vapor no se licuara. El punto O representa la presión y la temperatura en la que las fases sólida, líquida y gaseosa de una sustancia pura coexisten en equilibrio.

La línea OC representa el cambio del punto de fusión con la presión y divide el área sólida del área líquida. Para hidrocarburos puros, el punto de fusión generalmente aumente con la presión, de esta manera la forma de la línea OC es positiva como se muestra en la figura. Cada hidrocarburo posee su diagrama Presión-temperatura pero las características generales son similares. Si se posea el diagrama para una sustancia, puede predecirse el comportamiento de la sustancia cuando la temperatura y la presión varían.

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Considérese dos sistemas representados por los puntos A y B de la figura anterior. Si el sistema se calienta a presión constante, una fase menos densa se formará en el punto D, comparando las propiedades intensivas de los dos sistemas en D se observa que el sistema original en A era líquido. De manera similar, enfriando el sistema B a D a una presión constante, aparece una fase más densa. Esto sugiere que el sistema original en B era vapor o gaseoso. Ahora considérese la siguiente secuencia de procesos. Empezando con el sistema en estado líquido en el punto A aumentar la presión isotérmicamente a un valor mayor que Po en el punto E. Manteniendo la presión constante, aumente la temperatura a un valor mayor que Tc en el punto F. Ahora disminuya la presión a su valor original en el punto G. Finalmente disminuya la temperatura, manteniendo la presión constante hasta que alcance el punto B. El sistema ahora se encuentra en estado vapor y la transición de líquido a vapor fue efectuada sin ningún cambio abrupto de fase. Esto demuestra que las fases de líquido y vapor en realidad son muy similares. Es posible pasar de un estado a otro por una serie de gradaciones muy pequeñas que nunca se consideran como cambios abruptos de fase. Se consideran los términos líquido y vapor en el diagrama de fases únicamente en la región de las dos fases. Como consecuencia, en áreas muy remotas de la región de las dos fases, particularmente en la región donde la temperatura y la presión sean mayores que el punto crítico, la definición de los estados líquido y gaseoso es imposible y se denomina como estado fluido.

DIAGRAMA PRESIÓN-VOLUMEN PARA UN SISTEMA DE UN COMPONENTE Este diagrama representa a la presión como función del volumen a una temperatura constante. Considérese que inicialmente se posee un sistema con una presión tan baja que se encuentre en estado gaseoso, se disminuye el volumen y la presión aumenta hasta que esta iguala a la presión de vapor, dado que la temperatura esté por debajo de la temperatura crítica. Cuando esto sucede, el líquido comienza a condensarse. Este punto se conoce como punto de rocío y 11 | P á g i n a

se representa en el diagrama por el punto B. Las fases líquidas y gaseosas coexisten a la presión de vapor. Consecuentemente, la presión permanece constante mientras más líquido se condense y el volumen del sistema disminuya. Este proceso está representado por la línea recta horizontal BC. El punto C es conocido como el punto de burbujeo y representa al sistema cuando está en estado líquido excepto por una cantidad infinitesimal de vapor. Una característica de un sistema de un solo compuesto es que a una temperatura dada, la presión de vapor, la presión del punto de rocío y la presión del punto de burbujeo son iguales. Dado el hecho de que los líquidos son incompresibles un mayor decrecimiento en el volumen puede ser posible solo por un aumento relativamente grande de presión. Como consecuencia, la línea isotérmica CD es casi perpendicular.

La línea AB representa el cambio isotérmico a través de la región de vapor, la línea BC atraviesa la región bifásica y la línea CD atraviesa la región líquida. Es usual incluir varias líneas isotermas en un diagrama presión-volumen. Este diagrama se muestra en la siguiente figura. Las isotermas a la temperatura crítica Tc da una inflexión en el punto C. C representa el punto crítico y Pc la presión crítica. La línea NC muestra al punto crítico en función de la temperatura

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SISTEMA DE DOS COMPONENTES DIAGRAMAS DE COMPONENTES

PRESIÓN

VOLUMEN

PARA

SISTEMAS

DE

DOS

Uno de los componentes se designa como el más volátil y el otro como menos volátil. La fase gaseosa AB y la fase líquida CD son muy similares a las de un diagrama de un solo componente. Sin embargo, la isoterma entre la región de dos fases es fundamentalmente diferente a la correspondiente a una sustancia pura, en que la presión aumenta en la medida que el sistema pasa del punto de rocío al punto de burbujeo. Esto ocurre debido a que la composición del líquido y el vapor cambia continuamente a medida que el sistema pasa por la región de las dos fases. En el punto de rocío la composición del vapor es igual a la composición total del sistema excepto una cantidad infinitesimal de líquido que se condensa y posee una cantidad mayor de componente menos volátil. Sin embargo a medida que más líquido se condensa, la mezcla adquiere mayor cantidad de la sustancia más volátil, hasta que la composición del líquido iguale a la del sistema como un todo en el punto de burbujeo. La cantidad infinitesimal de vapor en el punto de burbujeo está compuesta por una mayor cantidad de la sustancia más volátil que el sistema como un todo.

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Habrá una isoterma similar a ABCD para cada temperatura. El diagrama P-V para n-pentano, n-heptano que contiene 52.4% de peso de n-heptano se muestra en la siguiente figura. El punto crítico es el punto donde la línea del punto de burbujeo y la línea del punto de rocío coinciden. Esto es equivalente al hecho de que las propiedades intensivas de líquido y vapor coexistentes son idénticas en el punto crítico. Consecuentemente, la fase líquida y vapor es indistinguible a la temperatura y presión críticas.

DIAGRAMA PRESIÓN COMPONENTES

TEMPERATURA

PARA

SISTEMAS

DE

DOS

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Representa la variación de la presión en los puntos de burbujeo y de rocío en función de la temperatura, para diferentes composiciones. Los puntos por encima del punto de burbujeo representan sustancias en fase líquida, los por debajo del punto de rocío representan sustancias en fase gaseosa. Los puntos ABC representan sistemas que contienen dos fases. El diagrama P-T muestra los cambios de fase que ocurren cuando se varía la temperatura o la presión.

SISTEMAS MULTICOMPONENTES DIAGRAMA P-V PARA SISTEMAS MULTICOMPONENTES Para un sistema multicomponente de sustancias relativamente volátiles, gasolina por ejemplo, el diagrama isotérmico P-V es similar al diagrama para sistemas binarios. Sin embargo, es común encontrar que pico del punto de rocío no es muy pronunciado como en los diagramas de sistemas binarios. En consecuencia, para sistemas de este tipo puede ser muy difícil encontrar el punto de rocío de esta manera. La forma más sencilla puede ser realizando experimentos controlados hasta que aparezcan los primeros trazos de líquido en el sistema. Un diagrama típico P-V para un sistema de aceite crudo es mostrado en la siguiente figura. El punto A representa un sistema enteramente líquido a una presión relativamente alta. Cuando la presión disminuye, se alcanza el punto de burbujeo en B. La presión del punto B se designa como presión de saturación Ps para sistemas de aceite crudo. A partir de la presión de saturación, si se disminuye la presión resulta en la formación de gas. Cuando se alcanza la presión atmosférica generalmente contiene fase líquida y gaseosa. Para vaporizar el sistema completamente se requiere de una presión extremadamente baja, por lo que el punto de rocío es inalcanzable.

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DIAGRAMA P-T PARA UN SISTEMA MULTICOMPONENTE Las características de un diagrama P-T para un sistema multicomponente son similares a las de un diagrama de un sistema de dos componentes. Estos diagramas P-T para sistemas multicomponentes son útiles para describir el comportamiento de fases en las reservas de petróleo. Considérese una mezcla de hidrocarburos con una composición dada cuyo diagrama P-T se muestra en la imagen siguiente. Este diagrama, que indica presiones de punto de rocío extremadamente bajas a temperaturas bajas, puede representar un sistema de aceite crudo. Si la temperatura de la superficie está dada por el punto A y el reservorio se encuentra en el punto B, indica que del reservorio se pueden extraer tanto líquidos como gases. Si el reservorio se representa por el punto D, representa un crudo insaturado (solido sin gas libre presente) que produce tanto líquido como gases.

El punto E representa un reservorio de gas seco. Si las condiciones del reservorio se representan por el punto F, el reservorio produce gas seco. Si las condiciones de superficie se encuentran en el punto G, el reservorio produce tanto líquido como gases y se conoce como reservorio condensado.

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REGLA DE FASE DE GIBBS Si un sistema de un componente existe como una sola fase es necesario especificar la temperatura y la presión para definir el sistema en la medida en que sus propiedades intensivas sean de interés. Dicho sistema es bi-variante o que posee dos grados de libertad. Sin embargo, si un sistema de un componente se encuentra en la región de dos fases es necesario especificar una sola variable para definirlo. Por tanto, cuando líquido y vapor están presentes a una temperatura especificada la presión se fija a la presión de vapor y todas las propiedades intensivas de las fases liquida y gaseosa son definidas. Por el contrario, si la presión se especifica y la temperatura es también definida como la temperatura a la que la presión de vapor es igual a la presión especificada. Consecuentemente, a dos fases, un sistema de un componente es un-variante o tiene un grado de libertad. Finalmente, si tiene tres fases presentes en un sistema de un componente, el sistema está en su punto tripe y se dice que es invariante desde que las propiedades intensivas de sus tres fases están definidas. La regla de fase de Gibbs se establece en forma de ecuación como F=C–P+2 Donde F es la varianza o el número de grados de libertad, C es el número mínimo de componentes o compuestos químicos que conforman el sistema, y P es el número de fases presentes en el sistema cuando está en equilibrio. Esta ecuación es válida para sistemas cuyo comportamiento es determinado por la temperatura, presión y composición. Esta ecuación establece que para un sistema con un componente (C=1) es bivariante (F=2) cuando hay una fase presente (P=1), univariante (F=1) cuando hay dos fases presentes (P=2), e invariante (F=0) cuando hay tres fases presentes (P=3).

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Debe enfatizarse que esta regla es meramente cualitativa y no predice los valores de las propiedades intesivas del sistema. Tampoco predice la cantidad relativa de fases presente en el sistema.

APLICACIONES

1.

Uno de los pasos para el mejoramiento de octanaje

Isomerización Convierte la cadena recta de los hidrocarburos parafínicos en una cadena ramificada. Se hace sin aumentar o disminuir ninguno de sus componentes. Las parafinas, son hidrocarburos constituidos por cadenas de átomos de carbono asociados a hidrógeno, que poseen una gran variedad de estructuras; cuando la cadena de átomos de carbono es lineal, el compuesto se denomina parafina normal, y si la cadena es ramificada, el compuesto es una isoparafina. Las isoparafinas tienen número de octano superior a las parafinas normales, de tal manera que para mejorar la calidad del producto se utiliza un proceso en el que 18 | P á g i n a

las parafinas normales se convierten en isoparafinas a través de reacciones de isomerización. La práctica es separar por destilación la corriente de nafta en dos cortes, ligero y pesado; el ligero que corresponde a moléculas de cinco y seis átomos de carbono se alimenta al proceso de isomerización, mientras que el pesado, con moléculas de siete a once átomos de carbono, es la carga al proceso de reformación antes descrito. Las reacciones de isomerización son promovidas por catalizador de platino. 2.

GLP de gas natural

El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turbo expansores para lograr temperaturas menores de -40 º C necesarias para recuperar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP. 3.

Comercialización

En Europa estos gases se comercializan por separado, aunque en realidad siempre es una mezcla de los dos, en la que domina el gas que da el nombre. Normalmente el butano se distribuye en bombonas y el propano a granel, para abastecer depósitos situados en el terreno (enterrados o no), aunque también se vende en bombonas o cilindros. Los GLP se caracterizan por tener un poder calorífico alto y una densidad mayor que la del aire.

4.

Destilación fraccionada del petróleo

El petróleo natural no se usa como se extrae de la naturaleza, sino que se separa en mezclas más simples de hidrocarburos que tienen usos específicos, a este proceso se le conoce como destilación fraccionada. El petróleo natural hirviente (unos 400 grados Celsius) se introduce a la parte baja de la torre, todas las sustancias que se evaporan a esa temperatura pasan como vapores a la cámara superior algo más fría y en ella se condensan las fracciones más pesadas que corresponden a los aceites lubricantes. De este proceso se obtienen las fracciones:

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•

Gases: metano, etano y gases licuados del petróleo (propano y butano)

•

Nafta, ligroína o éter de petróleo

•

Gasolina

•

Queroseno

•

Gasóleo (ligero y pesado)

•

Fuelóleo

•

Aceites lubricantes

•

Asfalto

•

Alquitrán

Los componentes químicos del petróleo se separan y obtienen por destilación mediante un proceso de refinamiento. De él se extraen diferentes productos, entre otros: propano, butano, gasolina, queroseno, gasóleo, aceites lubricantes, asfaltos, carbón de coque, etc. Todos estos productos, de baja solubilidad, se obtienen en el orden indicado, de arriba abajo, en las torres de fraccionamiento.

PROCESOS TERMODINÁMICOS Si sobre un sistema se realiza un proceso termodinámico de modo tal que no haya intercambio de calor (energía) con el medio circundante, se lo denomina proceso adiabático. Este tipo de proceso tiene lugar si el sistema estuviera perfectamente aislado térmicamente o bien si se lo realiza suficientemente rápido como para que no haya tiempo suficiente para que se produzca un intercambio de calor con el medio circundante.Si el sistema puede intercambiar energía con su medio y el proceso se realiza lentamente, de modo que el sistema tenga tiempo de entrar en equilibrio térmico con el medio circundante, el proceso es isotérmico. Cuando el proceso es intermedio entre estos dos extremos (adiabático e isotérmico) el proceso se denomina politrópico. A presiones moderadas, P≤3 bar, casi todos los gases pueden ser considerados como ideales. Esto significa que, entre otras propiedades, ellos se comportan siguiendo la ecuación de estado: P.V = n RT P: Presión absoluta del gas, 20 | P á g i n a

V: Volumen, T: Temperatura absoluta, N: Número de moles del gas R: La constante universal de los gases. Es importante considerar que para estudiar las propiedades de un gas es crucial evitar la presencia de vapores (agua) en el mismo, ya que los vapores no siguen la misma ley. Cuando a un gas se lo somete a distintos procesos termodinámicos, el mismo sigue trayectorias en un diagrama PV que son características del tipo de proceso al que es sometido. El cuadro siguiente indica algunos procesos usuales con sus ecuaciones características: Proceso Ecuación característica Isotérmico P.V = constante Isocórico V = constante Isobárico P=constante Adibático P.Vg = constante Politrópico P.Vk = constante BOMBA MEDIANTE ACCIONAMIENTO NEUMÁTICO (GAS)

Descripción del proceso: a) Succión: En esta etapa el pistón se mueve en forma ascendente, mediante la acción del suministro neumático que ingresa a la bomba por la parte inferior del 21 | P á g i n a

actuador. De esta manera el líquido es succionado hacia la bomba. Cabe señalar que la válvula check de la descarga de dicha bomba impide el retroceso del flujo, permitiendo que el líquido succionado sea solamente el de la línea de entrada (liquid in).

b) Descarga: En esta etapa el suministro neumático ingresa por la parte superior del actuador, realizando el movimiento del pistón de manera descendente, permitiendo así la descarga del líquido succionado en la etapa anterior. Nótese que la válvula check a la entrada impide el retroceso del flujo, por lo que el el desplazamiento del fluido a alta presión solamente se realiza hacia la salida de la bomba (liquid out).

Este es un proceso de Ingeniería aplicada a Procesos petroleros.

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CONCLUSIONES

ANEXOS 23 | P á g i n a

PRESENTACIONES

BIBLIOGRAFIA 24 | P á g i n a

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TYLER G. HICKS, Bombas, Ed. CECSA

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ROCA, Felip, "Oleohidráulica Básica". Ed. Alfaomega. Barcelona 1999.

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KENNETH J. Mc NAUGHTON,Bombas Selección, Uso Y Mantenimiento, Ed. Mc.GRAW HILL.-MEXICO, 1988, 373 P.

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MANUEL VIEJO ZURUCARAY, Bombas: Teoría, Diseño Y Aplicación, Ed. LIMUSA

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OÑATE, Esteban. "Energía hidráulica" Ed. Paraninfo, Madrid 1992

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POTTER, Merle. "Mecánica de Fluidos". Ed. Prentice Hall. México 1998

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