ES2320756T3 - Dispositivo para condensar compuestos organicos volatiles desde un deposito de almacenamiento o de transporte en petroleo. - Google Patents
Dispositivo para condensar compuestos organicos volatiles desde un deposito de almacenamiento o de transporte en petroleo. Download PDFInfo
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Abstract
Dispositivo para condensar compuestos orgánicos volátiles (COV) desde un depósito (4) de almacenamiento o de transporte en petróleo desde el mismo u otro depósito (4) de almacenamiento o de transporte a través de un tubo (6) vertical de bajada, caracterizado porque la parte (8) superior del tubo (6) vertical de bajada, cuya parte superior tiene un área en sección transversal que es sustancialmente no reducida, está conectada a un tubo (14) de gas, comunicándose el tubo (14) de gas con la parte (16) superior del depósito (4) de almacenamiento o de transporte, y en el que la parte (8) superior del tubo (6) vertical de bajada está dispuesta a una altura suficiente por encima de la parte (16) superior del depósito (4) de almacenamiento o de transporte para provocar una entrada de flujo de gas desde la parte (16) superior del depósito (4) de almacenamiento o de transporte debida a la subpresión que se crea en la parte (8) superior del tubo (6) vertical de bajada cuando el petróleo fluye hacia abajo a través del tubo (6) vertical de bajada.
Description
Dispositivo para condensar compuestos orgánicos
volátiles desde un depósito de almacenamiento o de transporte en
petróleo.
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Esta invención se refiere a un dispositivo para
reducir la proporción de compuestos orgánicos volátiles COV que se
separan del petróleo, especialmente durante su transporte en
depósitos grandes, como es habitual por ejemplo durante el
transporte marítimo. Un dispositivo de este tipo se conoce por el
documento US-A-2 944 405.
El petróleo crudo contiene normalmente
fracciones de gases ligeros y pesados que, debido a su volatilidad,
no puede transportarse con la fracción líquida del petróleo crudo.
En cuanto a los aspectos técnicos del transporte, sería conveniente
que el petróleo crudo se separase en una fracción de gas, una
fracción de gas líquido y una fracción líquida. Sin embargo, separar
y transportar los productos petrolíferos desde un campo de
producción en tres fracciones implica costes adicionales
considerables, y por ello el petróleo crudo normalmente se separa en
una fracción de gas y una fracción líquida. La fase de gas líquido
se divide por tanto en una fracción más ligera que ha de
transportarse con la fracción de gas y una fracción pesada que ha de
transportarse con la fracción líquida.
Cuando se transporta una fracción de petróleo
líquida que contiene gases pesados tales como propano y butano a una
presión efectiva del orden de 1,05 a 1,07 bares, se evaporarán
continuamente gases de la fracción líquida. Para evitar un aumento
de la presión en los depósitos de transporte, los gases que se
evaporan, es decir los compuestos orgánicos volátiles, deben
extraerse de los depósitos y enviarse a una planta de combustión o
reinyección.
El documento NO 19996471 se refiere a un tubo
vertical de bajada dotado de un tubo venturi, estando diseñado el
tubo venturi para condensar gases ya separados de una bodega de
carga. Usando un tubo venturi para aumentar la velocidad de fluido y
por tanto la subpresión, se prevé la evaporación innecesaria de COV
debido a la presión relativamente baja.
El objetivo de la invención es remediar las
desventajas de la técnica anterior.
El objetivo se consigue según la invención, por
las características dadas en la descripción siguiente y en las
reivindicaciones posteriores.
Se proporciona un tubo vertical de bajada desde
un nivel por encima de la cubierta del barco y hacia abajo hacia el
depósito de carga del barco, acabando preferiblemente cerca de la
sección de parte inferior del depósito de carga. El fluido se bombea
desde el depósito de carga y hasta la parte superior del tubo
vertical de bajada. Cuando el petróleo fluye hacia la parte de
extremo superior del tubo vertical de bajada y se acelera por la
gravedad, se crea una presión total más baja en la parte superior
del tubo vertical de bajada. Esta subpresión puede reducirse
introduciendo gas en la parte superior del tubo vertical de bajada.
Según la invención, este gas está compuesto de gas ya evaporado del
vacío que está por encima de la carga líquida en el depósito de
carga.
La parte superior del tubo vertical de bajada se
dispone a una altura que garantiza una bajada suficiente en el tubo
vertical de bajada, incluso con un depósito de carga lleno.
El denominado número de Froude se conoce de la
mecánica de fluidos de tuberías abiertas. El número de Froude Fr,
que es adimensional, se define como la proporción entre la fuerza de
la inercia y la fuerza de la gravedad que actúa sobre un fluido:
Donde V = velocidad del fluido en metros por
segundo, g = gravedad de la Tierra en metros por segundo^{2},
y
h_{m} = la profundidad hidráulica promedio.
h_{m} = la profundidad hidráulica promedio.
Al remplazar la profundidad hidráulica h_{m}
en la fórmula con el diámetro D del tubo vertical de bajada se
produce una expresión que se ha probado como apropiada para la
selección de tubos verticales de bajada adecuados.
Los trabajos de desarrollo llevados a cabo han
mostrado que la absorción de gases de COV en el petróleo es
satisfactoria cuando el valor de la expresión
está entre 1 y
2.
\global\parskip1.000000\baselineskip
De este modo el diámetro del tubo vertical de
bajada depende principalmente de la velocidad del fluido de
entrada.
A continuación, se da una descripción de un
ejemplo no limitativo de un dispositivo preferido ilustrado en los
dibujos adjuntos, en los que:
la figura 1 muestra esquemáticamente una
disposición en la que el petróleo se bombea desde el depósito de
carga de un buque cisterna a la parte superior del tubo vertical de
bajada; y
la figura 2 muestra la parte superior del tubo
vertical de bajada a una escala más grande.
En los dibujos, el número de referencia 1 indica
un buque cisterna. Una bomba 2 está conectada a uno o más de los
depósitos 4 de carga del barco y está dispuesta para bombear
petróleo desde el depósito 4 de carga hasta la parte 8 superior de
un tubo 6 vertical de bajada a través de una tubería 10. Si se
desea, la tubería 10 puede conectarse a una unidad 12 de
enfriamiento con el fin de mejorar el proceso de condensación en el
tubo 6 vertical de bajada.
Un tubo 14 de gas discurre desde la parte 16
superior del depósito 4 de carga hasta la parte 8 superior del tubo
6 vertical de bajada.
El extremo 8 superior del tubo 6 vertical de
bajada sobresale lo bastante lejos por encima de la parte 16
superior del depósito 4 de carga para crear una subpresión
suficiente en la parte 8 de extremo, incluso cuando el depósito 4 de
carga está lleno.
La bomba 2 se pone en marcha y el petróleo fluye
desde la parte inferior del depósito 4 de carga a través de la
tubería 10, y posiblemente a través de la unidad 12 de enfriamiento,
hasta la parte 8 superior del tubo 6 vertical de bajada. Cuando el
petróleo fluye hacia abajo a través del tubo 6 vertical de bajada,
la fuerza gravitatoria, que pretende aumentar la velocidad de caída
en el tubo 6 vertical de bajada, origina una presión total reducida
por la parte 8 superior del tubo 6 vertical de bajada.
El gas situado en la parte 16 superior del
depósito 4 de carga se extraerá entonces a través del tubo 14 de
gas, que está dimensionado apropiadamente, y hacia la parte 8
superior del tubo 6 vertical de bajada, en la que la entrada de
flujo de gas evita la formación de una subpresión relativamente
grande en la parte 8 superior. El gas de entrada se mezcla con y se
condensa en el petróleo a medida que fluye hacia abajo a través del
tubo vertical de bajada.
La admisión de gases desde el tubo 14 de gas en
la parte 8 superior del tubo 6 vertical de bajada se debe, según la
invención, solamente a la subpresión que se crea como resultado del
petróleo de entrada que cae a través del tubo 6 vertical de bajada.
Se hace hincapié en evitar las reducciones en la sección transversal
del tubo 6 vertical de bajada, puesto que tales reducciones
provocarían que los COV se separasen del petróleo.
Los depósitos de transporte en movimiento son
más susceptibles de evaporación de COV, pero el dispositivo según la
invención es igualmente adecuado para utilizarse con depósitos de
almacenamiento estacionarios.
Claims (2)
1. Dispositivo para condensar compuestos
orgánicos volátiles (COV) desde un depósito (4) de almacenamiento o
de transporte en petróleo desde el mismo u otro depósito (4) de
almacenamiento o de transporte a través de un tubo (6) vertical de
bajada, caracterizado porque la parte (8) superior del tubo
(6) vertical de bajada, cuya parte superior tiene un área en sección
transversal que es sustancialmente no reducida, está conectada a un
tubo (14) de gas, comunicándose el tubo (14) de gas con la parte
(16) superior del depósito (4) de almacenamiento o de transporte, y
en el que la parte (8) superior del tubo (6) vertical de bajada está
dispuesta a una altura suficiente por encima de la parte (16)
superior del depósito (4) de almacenamiento o de transporte para
provocar una entrada de flujo de gas desde la parte (16) superior
del depósito (4) de almacenamiento o de transporte debida a la
subpresión que se crea en la parte (8) superior del tubo (6)
vertical de bajada cuando el petróleo fluye hacia abajo a través del
tubo (6) vertical de bajada.
2. Dispositivo según la reivindicación 1,
caracterizado porque comprende un enfriador (12) dispuesto
aguas arriba de la parte (8) superior del tubo (6) vertical de
bajada de modo que el petróleo fluirá a través de dicho enfriador
(12) antes de fluir hacia la parte (8) superior del tubo (6)
vertical de bajada.
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