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en espa españñol ■ Diseño de bloque divisor cambia a partir de CC Technology ..............2 ■ Las reservas de gas y de petróleo de México están enfrentando un rápido vaciamiento ..................................................6 ■ Noticias de la industria ............................................................................7 ■ De jugador regional a jugador internacional ..........................................8 ■ Nueva serie de interruptores de velocidad SWT de Dynalco..............11 ■ Apuntando al 2010 ..................................................................................12 ■ Perspectiva desde adentro ....................................................................14 ■ Petrobras entrega GNL para la generación de energía en Brasil ......17 ■ Grandes compresores de aire para mega unidades de separación de aire..............................................................................18 ■ Grouting epoxídico en equipos rotativos y alternativos ....................20 ■ La compresión, desde la superficie del mar a la submarina ..............24 ■ Dolphin Energy comienza a suministrar gas a Omán ........................28 ■ VetcoGray proporcionará el equipamiento para la campaña de perforación de OGX en la costa de Brasil ..................................29 ■ Neuman & Esser en Brasil......................................................................30 ■ Filtros refrigerantes protegeen la actividad de los motores ..............31

— Indice de anuncios — CPI, Compressor Products International ......................Seguna cara de la portada Gaumer Process ................................................................................................25 ITW Polymer Technologies ................................................................................11 McClung Energy Services LLC............................................................................19 Monico, Inc. ........................................................................................................7 Safety Seal Piston Ring Company ......................................................................29 Sintemar S.L.......................................................................................................15

Editor........................................D. Phillip Burnside Editor Asociado ..........................Roberto Chillini Jefe de Redacción ......................Brent D. Haight Redactor Principal ..............Michael J. Brezonick Redactor Principal....................Joeseph M. Kane Redactora Principal ..................Sheila Gailloreto Redactor Principal ..................Michael J. Mercer Redactor Principal ......................Dawn M. Geske Gerente Regional ............................Ian Cameron Gerente Regional ............................Bo Svensson Gerente Regional ........................Roberta Prandi Gerente de Publicidad ........................Kara Kane Gerente de Producción..........Christa L. Johnson Artista Gráfica ..........................Marisa J. Roberts Artista Gráfica ........................Brenda L. Burbach Artista Gráfica..............................Carla D. Lemke Artista Gráfica................................Amanda Ryan Gerente de Circulación ..................Sheila Lizdas Traductora/Asistente de Redacción ....Débora Gonzalez de Galdeano SEDE DE PUBLICACIÓN 20855 Watertown Road Waukesha, WI 53186-1873, U.S.A. Teléfono: 1-262-754-4100 • Telefax: 1-262-754-4175 OFICINA DE HOUSTON Brent D. Haight, Jefe de Redacción 15814 Champion Forest Drive, #308 Spring, Texas 77379 U.S.A. Teléfono: 832-717-4549 [email protected] OFICINA DE ALEMANIA Lisa Hochkofler, Gerente de Publicidad Gabriele Dinsel, Gerente de Publicidad Niemöllerstr. 9 73760 Ostfildern, Alemania Teléfono: +49 711 3416 74 0 • Telefax: +49 711 3416 74 74 OFICINA DEL REINO UNIDO Ian Cameron, Gerente Regional Samantha Doran, Gerente de Publicidad 120 Long Acre, Covent Garden Londres WC2E 9ST, Reino Unido Teléfono: +44 20 7632 9580 • Telefax: +44 20 7632 9585 OFICINAS DE ITALIA Roberto Chelline, Editor Asociado 44, Via Delle Forbici I-50133 Firenze, Italia Teléfono: +39 055 50 59 861 • Telefax: +39 055 57 1155 Roberta Prandi, Gerente Regional Via Fitta, 21a I - 38062 Arco, Italia Teléfono: +39 0464 2430891 • Telefax: +39 0464 244529 OFICINA DE JAPÓN Akiyoshi Ojima, Gerente de Sucursal 51-16-301 Honmoku Sannotani, Naka-ku Yokohama, 231-0824 Japón Teléfono: 045-624-3502 • Telefax: 045-624-3503 OFICINA DE CHINA S.H. Mok, Gerente de Sucursal Rm 1405, Kowloon Building 555 Nathan Road Kowloon, Hong Kong Teléfono: +852 3118 7930 Telefax : +852 3110 3572 OFICINA DE COREA Myung-Shin Lee, Gerente de Ventas 191-1, Pyungchang-dong, Chongno-ku, Seúl, Corea 100-648 Teléfono: +82 2 391 4254 • Telefax: +82 2 391 4255

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Segundo Trimestre de 2009

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Presidente de la Junta..................Russel Palmer Presidente ..............................Michael J. Osenga Vicepresidente ....................Michael J. Brezonick Two COMPRESSORTech en espanol

■ Los bloques divisores “XD” utilizan la gama completa de accesorios de CC Technology, incluyendo el indicador de ciclo NeoMag, las juntas tóricas entre las válvulas de la placa base y los indicadores de presión para restablecer el sistema.

DISEÑO DE BLOQUE DIVISOR CAMBIA A PARTIR DE CC TECHNOLOGY El bloque divisor “XD” aborda problemas relacionados a las presiones operativas Por Ellen Hopkins Los bloques divisores han sido utilizados por más de 50 años sin cambios significativos en su diseño hasta ahora, de acuerdo a Curtis Roys, dueño de CC Technology en Midland, Texas, U.S.A., y dueño de numerosas

patentes para productos relacionados a la lubricación de compresores. A medida que las presiones operativas fueron aumentando con el tiempo dentro de la industria, muchos operadores no se dieron cuenta de que

■ Este sistema OEM muestra el uso de una gran reserva de aceite, un cuadro de ocho bombas de succión lubricantes el cual saca aceite y residuos de la caja lubricadora, controlador del nivel de aceite y ninguna habilidad de establecer o monitorear los niveles de consumición de aceite o de apagar el compresor si las bombas alimentadoras fallaran. Segundo Trimestre de 2009

este aumento en las presiones limita a sus bloques divisores convencionales en la distribución adecuada del esencial aceite lubricante que se necesita para mantener el compresor continúa en la página 4

■ Unidad después de la instalación del nuevo sistema pro-flujo “XD” utiliza una reserva menor, solamente dos bombas de alimentación a presión con aceite filtrado del filtro Delta-P y monitor pro-flujo para establecer los niveles de lubricación y controlar la consumición de aceite. 2

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■ Una instalación profesional del bloque divisor “XD” con todos los accesorios es utilizado aquí en un sistema funcionando a 265 bar (3850).

funcionando de forma confiable. Roys dijo que su nuevo bloque divisor “XD” (Extreme Duty) resuelve numerosos problemas relacionados a las presiones operativas. Roys reportó que una empresa en ingeniería confirmó que las presiones operativas más altas en sistemas de bloques divisores contribuyen a un incorrecto volumen de salida de líquidos, y dijo que la instalación de sus nuevos bloques divisores “XD” en una planta almacenadora de gas natural en Nuevo México le ha ahorrado a un cliente un 30% aproximadamente de sus gastos de aceite lubricante. Roys explicó que las altas presiones perjudican a los bloques divisores en numerosas maneras, las cuales resultan en problemas de confiabilidad causados por la inesperada reducción del aceite que es inyectado hacia los puntos de lubricación. Uno de los problemas más comunes es presión media — a alta- deformando los agujeros del pistón, lo cual conlleva a la circulación de aceite — una causa potencial de falla del compresor. A través de una prueba para medir el volumen de fluido distribuido por varios bloques divisores disponibles comercialmente a variadas presiones, Roys dijo que la empresa en ingeniería midió el volumen de salida y encontró una correlación directa con la expansión del agujero del pistón bajo presión media a alta. Los cálculos exhaustivos de la empresa fueron conducidos utilizando presiones de entre 68,94 bar (1000 psi) y 344 bar (5000 psi). En cada prueba, el agujero del pistón se expandió bajo presiones Segundo Trimestre de 2009

más altas, permitiendo al aceite gotear alrededor del pistón hasta un patrón de presión más baja (camino de menor resistencia). “La válvula divisora ‘XD’ (Extreme Duty) de CC Technology está diseñada y fabricada para eliminar la deformación de los agujeros del pistón,” dijo Roys. “Paredes más anchas rodean al agujero del pistón y pernos de montaje adicionales lo aseguran uniformemente a la placa base para prevenir la distorsión y la desviación del pistón.” En lugar de los dos pernos estándar posicionados debajo del pistón uniendo la sección del bloque divisor con la placa base intermedia, el “XD” utiliza un patrón de montado compensatorio de cuatro pernos para distribuir el esfuerzo de torsión de forma pareja a través de la válvula divisora y de esta manera reducir la distorsión del agujero del pistón. Roys dijo que cuatro tornillos de montaje no solo distribuyen la fuerza de torsión en forma pareja para eliminar la distorsión del bloque asociada con las altas presiones, sino que también asegura que todas las juntas tóricas entre el bloque divisor y la placa base se sellen de manera confiable. El diseño de Roys también ha eliminado los pernos “countersunk”, los cuales él cree que contribuyen a debilitar los bloques divisores estándar de la industria. “A través de las clases que he enseñado durante años para técnicos y mecánicos de la industria de compresores, ha resultado obvio que ajustando demasiado esos pernos les ha 4

causado problemas y ha causado la falla prematura de los componentes del compresor,” dijo Roys. “Los pernos de montaje deben ser ajustados en sus apropiados valores de torsión y no más de eso. Usando valores correctos de torsión se reduce ampliamente la posibilidad de distorsión del agujero. La placa base del bloque divisor “XD” está diseñada para reducir los patrones de goteo a través de la mecanización de las secciones de entrada y salida como una sola pieza y para eliminar los problemas de goteo a través de la utilización de sellos tóricos (O-ring) para lodos los puertos de salida.” El diseño del sistema “XD” de CC Technology incluye la habilidad de utilizar una válvula de balance para igualar y balancear los diferenciales de presión para cada salida. Roys dijo que a pesar de que las válvulas de balance han estado disponibles como una opción relativamente cara por años en los bloques divisores, y que son consideradas por algunos como innecesarias en los sistemas de baja presión, los bloques divi-

■ Parte inferior de la entrada y habilidad de montar un indicador de presión en cada ensamble provee un método fácil para limpiar aire del sistema y permite al operador monitorear las presiones del sistema en ensambles individuales de bloques divisores. Two COMPRESSORTech en espanol

S121.qxp

4/14/09

11:45 AM

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■ Masa agregada alrededor del pistón y cuatro pernos de montaje ofrecen una torsión pareja a través del bloque “XD” y elimina la desviación del pistón y la expansión del agujero en aplicaciones de alta presión.

sores no funcionan en forma confiable sin el uso de válvulas de balance donde los diferenciales de presión varían en más de 55,15 a 68,94 bar (800 a 1000 psi). La nueva placa base “XD” está diseñada para aceptar la instalación de cualquier bloque divisor Graco/ Trabon, Ariel, o CCT estándar de la industria. “Esto le permite al operador poner el compresor en línea de manera inmediata si es que alguna vez encuentra un problema y no tiene un bloque “XD” disponible para reemplazarlo,” dijo Roys. Tres sistemas completos de bloques divisores “XD” fueron instalados en paquetes en mayo del 2008 en la planta almacenadora de gas natural Enstor’s Grama Ridge al noroeste de Eunice, Nuevo México, U.S.A. Arlon Eklund, supervisor de operaciones de Enstor, dijo que la empresa le compró los paquetes a Universal, que incluían compresores DR-HOS de cuatro cojinetes operando a 265 bar (3850 psi). Esas unidades vinieron equipadas con una combinación de bloques divisores estándar de la industria para los cilindros de baja presión y lubricadores “de bomba a punto” para alimentar los cilindros de alta presión y las glándulas de embalaje. Enstor es dueño y operario de unidades de almacenamiento de gas natural en el centro de Alberta, Canadá; en Freeburg, Mississippi, U.S.A.; en Caledonia, Alabama; otra en Katy, Texas, U.S.A.; y una cerca de Cayanosa en el oeste de Texas, donde tiene un proyecto en construcción para el almacenamiento de sal. Segundo Trimestre de 2009

“Esos sistemas de lubricación de los OEM (fabricantes de equipos originales, por sus siglas en inglés) estaban utilizando un montón de aceite, entonces hace siete meses nuestra compañía decidió reemplazar los sistemas OEM con los sistemas ‘XD’ de CC Technology,“ dijo Eklund. “Hemos estado muy conformes con el rendimiento y con el ahorro en los costos. Nosotros utilizamos un sintético que cuesta alrededor de 25 dólares por galón, y hemos notado un ahorro de alrededor del 30% en la consumición de aceite. El servicio y los productos de CC Technology son muy buenos y uno queda conforme con lo que paga.” Eklund conoció por primera vez a CC Technology en los años 90 en la planta almacenadora de Enstor en Katy, donde la empresa operaba compresores JGK Ariel de cuatro cojinetes en el cigüeñal manejados por nueve motores Waukesha 7042. Él dijo que hubo problemas con el empaque y la vara y CC Technology reconfiguró los sistemas de lubricación y acomodó los componentes necesarios para resolver esos problemas. Después de esta experiencia, él fue convencido de las virtudes de la empresa. “Como todos los productos de CC Technology que he usado, estos bloques divisores ‘XD’ son muy confiables,” dijo Eklund. “No hemos tenido ninguna pérdida de tiempo con el nuevo sistema ‘XD’ en Grama Ridge. Desde que los dos cilindros de alta presión de esos nuevos Dresser “skids” tuvieron sistemas “de bomba a punto”, no había necesidad de apa5

gar el sistema de lubricación si una de las bombas fallaba. Si el lubricante se perdía hacía los cilindros de alta presión y “rod packing”, la unidad no decaería. Así que haber reemplazado esos con el sistema ‘XD’ también fue una ventaja y eliminó las preocupaciones sobre la rotura de cualquier equipo. También, el diseño de OEM tenía solamente una bomba en cada extremo de la caja de cambios que llevaba aceite a los interruptores de presión para el apagado. Si las dos bombas funcionaban, todo continuaba andando, pero si alguna de las otras bombas entre ellas fallaba, el compresor seguía funcionando a pesar de todo. Entonces el sistema podía funcionar sin ningún tipo de lubricación y nosotros pensamos que eso era peligroso.” Eklund dijo que con el bloque divisor “XD” de CC Technology, él tiene una medida mucho más precisa de la cantidad de aceite que es inyectado dentro de los cilindros y el empaque, lo cual se convierte en mucho dinero ahorrado. “El saber cuánto aceite usamos realmente nos ha permitido recortar en forma eficiente la cantidad total de aceite, comparado con el diseño del otro sistema que requería que un mecánico contara gotas para tratar de determinar la cantidad total utilizada.” Para una completa versión animada de “Cómo funciona el sistema divisor en bloque”, visite: http: // www.photogroup-inc. com/ cctftp/ VideoPlayerSp.html ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

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LAS RESERVAS DE GAS Y DE PETRÓLEO DE MÉXICO ESTÁN ENFRENTANDO UN RÁPIDO VACIAMIENTO Recientes reformas permitirán el paso del monopolio PEMEX a empresas independientes Por Roberto Chellini

Según el informe estadístico de energía mundial de BP de junio de 2008, las reservas probadas de gas y de petróleo de México han mostrado en los últimos diez años una disminución preocupante. A finales de 2007 las reservas probadas fueron de 12,2 mil millones de barriles, comparadas con 47,8 mil millones de barriles a finales de 1997. La misma situación se presenta para el gas natural — 37 x 1010 m3 (12 tcf), comparado con los 1.8 x 1012 m3 (63 tcf) de diez años atrás. El gas y el petróleo proporcionan casi el 40% de los ingresos estatales y la situación está siendo seguida cuidadosamente por el gobierno. La reforma propuesta por el presidente mexicano Felipe Calderón de liberar el sector de energía del control del estado fue aprobada por el parlamento en octubre de 2008, teniendo en cuenta los pedidos populares y los de la oposición. En el Foro Económico Mundial, llevado a cabo recientemente en Davos, Suiza, Calderón contactó a jefes ejecutivos de BP, Exxon Mobil, Petrobras, Eni, Total, StatoilHydro y Chevron y prometió cambios importantes que se implementarán en 2009 y que provienen de la reforma de octubre de 2008. En la actualidad, la reforma le permite a PEMEX, el que ha controlado la producción de gas y de petróleo desde 1938, ofrecer contrato de servicios a proveedores privados. No obstante, las cláusulas concernientes a la introducción de acuerdos de producción compartida que estaban originalmente en esta reforma fueron sacadas de la ley del parlamento aprobada el año pasado. Esto significó una falla en el intento de atraer inversiones significativas de Segundo Trimestre de 2009

empresas independientes, lo cual es buscado por el gobierno en su intento de detener la rápida caída de la producción de petróleo. De acuerdo a PEMEX, la salida del petróleo mexicano cayó en un promedio de 9,3% por mes en los últimos 11 meses del 2008, alcanzando 2,806 mn b/d en noviembre. La mayor parte de la caída se debe a la disminución más veloz de lo esperado del campo Cantarell. La exportación de petróleo decayó en un 17,3% durante el mismo período. Para hacerle frente a una situación tan dramática, PEMEX está aumentando sus inversiones en un 24% para alcanzar 20 mil millones de dólares en 2009. Sin embargo, a largo plazo, la inversión extranjera es esencial para alcanzar la meta de México de 3 mn b/d para el 2015. PEMEX está apuntando a la cuenca de Chicontepec para compensar la caída de Cantarell. Esta cuenca cubre un área de alrededor de 3800 km2 (1467 millas cuadradas) en los estados de Veracruz, Hidalgo y Puebla. Veintinueve campos de petróleo han sido descubiertos en esta área desde 1926. La cuenca de Chicontepec contiene la mayor reserva de hidrocarburos certificados de México, alcanzando más de 19 Bboe con una cantidad de petróleo original en el lugar de 139 Bboe. La recuperación es complicada por las desafiantes reservas de baja recuperación, pero se hace más atractiva debido a la presencia de petróleo liviano y súper liviano y de gas natural asociado. Para mejorar las tazas de recuperación, sistemas de inyección de agua, nitrógeno y gas natural serán instalados, requiriendo un gran número de bombas y compresores de alta presión. El director ejecutivo de PEMEX es6

tima que serán perforados 20.000 pozos para la explotación de la cuenca. En febrero de 2009, De Goyler & McNaughton certificó que el campo Chicontepec tiene reservas comparables con la mitad de las que están en Arabia Saudita, lo que pone a México en el tercer lugar de los países con mayores reservas de petróleo. Con las actividades de perforación desplomándose en los mercados tradicionales, como Estados Unidos y Canadá, las grandes industrias, como Schlumberger (SLB), Halliburton (HAL) y Baker Hughes (BHI) están buscando expandir en esta región. La empresa china Sinopec también está compitiendo en la licitación por dos grandes contratos de perforación en la cuenca de Chicontepec. La participación de Sinopec hace que sea la primera empresa extranjera en participar en la licitación por un contrato en México desde que el gobierno votó el año pasado por la reforma del sector de petróleo del país. Según la nueva ley, PEMEX tiene la posibilidad de contratar empresas extranjeras para asistirlo en la exploración y desarrollo de petróleo. Si por un lado la reforma todavía no permite los contratos de producción compartida, por el otro lado hace los contratos de servicio más atractivos, permitiéndole a PEMEX ofrecer incentivos como primas para contratistas que completen proyectos en menos tiempo que el programado, compensaciones adicionales para proyectos que resultan más exitosos que lo esperado, y ofrecer premios para proveedores de servicio que compartan tecnologías con PEMEX. Otras empresas independientes están esperando los próximos pasos en la reforma que fueron prometidos por el presidente Calderón en Davos. ■ Two COMPRESSORTech en espanol

Noticias de la industria Cook Compression fue nombrado distribuidor autorizado de partes Ariel Cook Compression se convirtió en un distribuidor autorizado de repuestos de fabricantes de equipos originales (OEM, por sus siglas en inglés) para los compresores de gas Ariel. El acuerdo le permite a Cook Compression comprar y revender partes originales Ariel a consumidores finales, como también utilizar esas partes para el mantenimiento y servicio de reparación ofrecidos por su red de centros de servicio. “Este cambio aumenta nuestra capacidad de entregar una gama completa de servicios de reparación de calidad para compresores Ariel,” dijo Don Cork, presidente de Cook Compression. “Como un distribuidor autorizado le ofrecemos a los clientes de máquinas Ariel, no solo la más alta calidad de servicio y soporte técnico, sino también repuestos que son totalmente compatibles con las garantías de Ariel.” Los servicios de posventa y los repuestos para compresores Ariel están disponibles a través de la red mundial de ventas de Cook Compression y de los centros de servicio posventa.

barriles de petróleo equivalente alcanzó 224.062 barriles de petróleo equivalente por día, 4,9% menos que el año pasado. La variación internacional se produce por factores como el decrecimiento de la producción en campos maduros; la suspensión temporaria en la cuenca Austral, en Argentina; reprogramación de la fecha en la campaña de perforación en Venezuela; la temporada de huracanes en Estados Unidos;

y trabajo de mantenimiento en el campo Guando de Colombia. Los siguientes promedios de producción diaria fueron registrados en Brasil en diciembre de 2008: 1.875.514 barriles de petróleo por día, un aumento del 1,7% comparado con el mes anterior, y 1,1% más que un año antes; 52,257 millones de metros cúbicos de gas natural, un 1,9% de crecimiento sobre el mes anterior y continúa en la página 22

La producción de gas y de petróleo de Petrobras aumentó un 5,4% en Brasil en el 2008 La producción de gas y de petróleo de Petrobras en Brasil en barriles de petróleo equivalente (boe, por sus siglas en inglés) fue de 2.175.896 barriles por día, 5,4% más que en el 2007. La producción de petróleo exclusiva promedió 1.854.655 barriles, lo cual significó un aumento de 3,5% sobre el año anterior, mientras que la producción de gas natural alcanzó el tope de 51 millones de metros cúbicos por día, un 17,8% sobre el promedio del año anterior. Sumando el volumen producido en los campos ubicados en los nueve países en donde Petrobras tiene actividades de producción, el promedio total diario de la empresa subió a 2.399.958 barriles de petróleo y de gas natural en barriles de petróleo equivalente (boe), un 4,3% de aumento comparado con el promedio del 2007. La producción de petróleo fue de 123.635 barriles por día, mientras que 17,063 metros cúbicos de gas natural fueron producidos diariamente en el extranjero en 2008, 2% y 8,2% menos que en el 2007 respectivamente. La producción total en el extranjero de Segundo Trimestre de 2009

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■ Una de las tres unidades de McClung que fueron enviadas a Colombia, Sudamérica. Un motor eléctrico Reliant de 372 Kw. (500CV) que hace funcionar un compresor GE A-354. Las unidades incorporan un panel Murphy para medio ambiente severo y un controlador de arranque suave para el motor de Motortronic.

DE JUGADOR REGIONAL A JUGADOR INTERNACIONAL McClung Energy Services encuentra crecimiento en México y Sudamérica

Por Brent McClung Energy Services es un fabricante de nuevos equipos compresores de gas ubicado en Longview, Texas, U.S.A. La empresa proporciona diseño y fabricación de unidades de equipos compresores de gas y eléctricos de 19 a 372 Kw. (25 a 500 CV). McClung opera en una instalación de 2043 m2 (22.000 pies cuadrados) y puede producir de 350 a 450 unidades por año. McClung fue adquirido por Estis Compression en 2007, una empresa proveedora de alquiler de compresores a gas, que se especializa en proyectos que requieren 372 Kw. (500 CV) o menos. Ubicada en West Monroe, Louisiana, U.S.A., Estis es dueña y operaria de más de 300 unidades de alquiler que sirven al este de Texas, norte de Louisiana y sureste de Mississippi, U.S.A. “McClung estaba suministrando la mayoría de los equipos de la flota de alquiler de Estis,” dijo Roy Saxon, gerente de los servicios de campo de McClung. “Surgió la oportunidad de que Estis comprara McClung. Desde ese entonces hemos crecido considerablemente. Hemos diversificado Segundo Trimestre de 2009

Haight nuestra línea de productos y difundido nuestro mercado a lo largo y a lo ancho.” Lo que solía ser una empresa que apuntaba a las necesidades del este de Texas y Louisiana, cuenta ahora con envíos de productos a través de

todo Estados Unidos, y recientemente expandió a México y Sudamérica. El proyecto de América del Sur era de tres unidades eléctricas de 372 Kw. (500CV). Situadas en el altiplano, en la semi-selva a lo largo de la frontera entre Colombia y Venezuela, las unidades eran necesarias para soportar las altas temperaturas y el terreno irregular. “Las unidades fueron construidas para procesar gases provenientes de la producción de petróleo. El gas era demasiado rico para hacer funcionar un motor a gas natural,” dijo Saxon. “Son máquinas de tres etapas. Los compresores eléctricos son utilizados para procesar el gas, para limpiarlo de manera que el cliente pueda tomar el gas limpio y hacer andar un generador Jenbacher para suministrar energía a todo el campo, la planta y los alrededores. El cliente está utilizando bombas eléctricas de alto voltaje con orificio debajo (down-hole), así que si se quiere, este es el primer paso en un círculo que se está llevando a cabo en su instalación productiva. Este es un campo nuevo en un área remota. Esta fue una necesidad específica de la empresa en un ambiente hostil. Pero aún en este ambiente hostil y con desafíos logísticos, hemos sido capaces de apoyar estas unidades.” Según Saxon, dos unidades son en línea, mientras que la tercera es “standby”. “Todo fue ensamblado y fabricado por McClung Energy Services,” dijo Saxon. “La primera unidad arribó al lugar en febrero de 2008. Las otras dos unidades llegaron durante el curso de seis meses. El envío ocupó gran parte del calendario de entrega. Las unidades fueron al puerto de

■ McClung envió tres unidades de pruebas de pozo a México. Cada unidad está equipada con un conductor Cat 3406 con un compresor de una sola etapa H-302. 8

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■ Este motor KTA19GC manejando un compresor GE H-304 es una de las tres unidades que McClung construyó para una estación colectora cerca de Beeville, Texas, U.S.A.

Houston y abordaron un barco. De ahí fueron enviadas a Barranquilla, Colombia, y después viajaron por carretera más de 1609 Km. (1000 millas). Cruzaron la Cordillera de los Andes y la selva hasta llegar a su destino.” El proyecto de Sudamérica marcó la primera operación fuera de Estados Unidos para McClung. Al cabo de unos meses McClung aseguró su segundo pedido internacional, esta vez para unidades de pruebas en México. “Las unidades que enviamos a México son simples equipos de compresión de gas. Enviamos tres equipos de una sola etapa con motores Caterpillar 3406 que pueden mover hasta 9.4 x 106 m3/d (2.5 MMscf por día),” dijo Saxon. “Las unidades están sobre patines, así se pueden mover frecuentemente. El cliente tiene un vasto número de pozos que nunca han sido comprimidos y quieren probarlos antes de poner más instalaciones permanentes en ellos. Esta es una manera de hacer eso. Ellos pueden mover los compresores y tener todo listo para hacerlos funcionar en un día o dos.” “Tenemos un paquete básico y fundamental que construimos y que después adaptamos a las necesidades especiales que los clientes puedan tener,” agregó Saxon. “En este caso, los sistemas de escape y emisiones son diferentes. En México operan bajo diferentes estándares, así que las unidades no tienen el mismo equipamiento de emisión que hubiesen tenido para otras partes del mundo. Pero los patines, el compresor, el motor y el envoltorio son iguales a los que construimos en nuestros paquetes estándar. Estos Segundo Trimestre de 2009

son equipos de una sola etapa, pero el equipo es capaz de ir hasta tres etapas. Incluso el refrigerante es seleccionado de tal manera que puede ser modificado para que sea de etapas múltiples.” El soporte para un trabajo afuera de Estados Unidos requiere más planeamiento y logística, pero según Saxon, McClung está comprometido con hacer el soporte de sus productos más allá de donde ellos operen. “En México y Sudamérica, simplemente podemos mandar un camión o un mecánico hasta el lugar si es que hay un problema. El procedimiento es importante. Enviar componentes importantes es un asunto mayor. A través de GE, nuestros contratistas en América del Sur y México, y nuestro propio personal,

hemos sido capaces de hacer el soporte para esas unidades. Vamos a hacer lo necesario para asegurar que el producto que tenemos en el campo, más allá de su ubicación, está haciendo el trabajo que nosotros aseguramos que haría.” La instalación de McClung en Longview, Texas, está equipada con un banco de carga. Según Saxon, cada unidad es probada antes de que se envíe. “Cada unidad funciona durante dos horas con un 60% de carga para asegurar que todos los componentes funcionan.” La soldadura dentro de la instalación ayuda a garantizar que se cumplan con los estándares de calidad. “Recibimos acero en bruto y construimos nuestros propios patines desde cero,” dijo Saxon. “También los pedestales en que están montados los motores y los compresores, líneas establecidas, etc. Tenemos capacidad de soldar dentro de nuestra casa. Fabricamos buques y refrigeradores mediante talleres codificados. Todos nuestros patines están rellenos con cemento. Nuestro grupo de diseño utiliza diseños y planificaciones mediante material computarizado de último modelo para asegurar que todos nuestros equipos estén diseñados y fabricados para una entrega a tiempo y dentro del presupuesto.” McClung tiene acuerdos con los fabricantes de equipos originales para máquinas, motores, controles, acoplamientos, paneles, tuberías y válvulas, como también acuerdos con muchos fabricantes y proveedores para su organización de servicios de campo y envasado. De acuerdo a Saxon, la mayoría de sus continúa en la página 10

■ Refrigerante de tubería manejado por un motor Arrow 330. La unidad es capaz de enfriar 5 x 106 m3/d (20 MMcfd) de 121 a 48 grados C (250 a 120 grados F). 9

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■ McClung Energy Services comienza con acero bruto y construye sus propios patines desde cero.

compresores son construidos para la renta. “Los paquetes estándar son de 48 a 283 Kw. (65 a 380 CV) e incorporan compresores y motores Caterpillar, Cummins, Arrow o motores eléctricos GE. Usamos paneles de control Murphy en nuestros paquetes básicos, pero tenemos clientes que piden paneles específicos.” Además de los equipos de compresores eléctricos o de gas, McClung ofrece especialidades. “Construimos refrigerantes de tuberías que son utilizados en campos donde el gas y el petróleo que salen del suelo están demasiado calientes para ir derecho a la tubería. Esta línea de refrigerantes establece y enfría el gas y tiene separadores que eliminan la condensación que se forma durante el proceso de enfriamiento,” dijo Saxon. La empresa comenzó recientemente a ofrecer remolques de compresión móvil a clientes en Estados Unidos. “Se nos acercaron clientes con inquietudes sobre maneras de montar equipos compresores en remolques,” dijo Saxon. Muchos campos requieren pruebas en los pozos. Ellos necesitan mover los compresores. Llevar los compresores montados sobre patines, cargarlos y descargarlos repetidamente de un camión es dañino para la unidad. Un ejemplo de esto es que los patines rellenos de cemento se presionan y agrietan. Y el tiempo de preparación se convierte en un problema. Con un equipo tradicional hay que re-comisionar la unidad casi cada vez que se la mueve. Nos enfocamos en encontrar una manera de montar el paquete compresor de tal manera que este tuviera la durabilidad suficiente y que a la vez sea suficientemente portátil para que se lo pueda mover desde una ubicación a otra rápidamente, sin Segundo Trimestre de 2009

que sea necesaria la utilización de camiones enormes de sobrecarga.” McClung comenzó a adquirir remolques con capacidad para 18.143 Kg. (40.000 libras) que tienen conexiones de enganche tipo militar “piadle-hitch”, los cuales son comunes en lo equipos de los grandes campos de petróleo y movimiento de tierra. “Tomamos un equipo compresor estándar y lo montamos fuertemente a un remolque. Este es soldado con escudetes que se pueden cortar y que pueden ser montados permanentemente al suelo otra vez,” dijo Saxon. “Todo es independiente dentro del remolque. Hay un espacio independiente de contención para los tanques de petróleo, para el anticongelante, el remolque lleva todo lo que es necesario. Diseñamos los equipos para que todas las válvulas puedan ser enchufadas fácilmente. Nivelación mínima puede llevarse a cabo en los remolques mediante cigüeñales manuales si llegara a ser necesario.” Hasta ahora McClung ha montado

en remolques tres medidas diferentes de caballos de fuerza, desde 70 a 160 Kw. (95 a 215 CV). Según Saxon, el límite en el remolque portátil es de 215 CV por causa del peso. Un remolque portátil utiliza un equipo convencional, similar al que el cliente ya tiene en su flota. La única diferencia es que McClung lo ha hecho portátil. “No hay nada nuevo o especial en lo que concierne al operador. El mantenimiento y la operación es la misma que si la unidad estuviera en el suelo. La diferencia es la posibilidad para el cliente de moverla rápidamente.” La predicción de Saxon es que el crecimiento de McClung continuará en Estados Unidos y también internacionalmente. De acuerdo a Saxon, McClung está actualmente en la puja por más unidades en México. “Mucho de esto depende del mercado. Desde que empezamos esta empresa el mercado ha cambiado,” dijo Saxon. “Pero los pozos que han sido perforados tienen que ser producidos. La gama de caballos de fuerza de los paquetes compresores que nosotros construimos es necesaria en la industria. Los equipos con menos caballos de fuerza resultan más atractivos que la opción de poner grandes plantas e instalaciones de muchos caballos de fuerza, que requerirían grandes inversiones de capital, lo cual nadie se atreve a hacer en estos días. “En este momento nuestro mercado es un reto, pero somos afortunados de estar en un nicho por la gama de caballos de fuerza con la que trabajamos – de hasta 400 CV (298 Kw.) – lo cual nos ayuda realmente a ser capaces de mantener la producción.” ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

■ La empresa comenzó recientemente a ofrecer remolques compresores móviles a clientes en Estados Unidos. McClung hasta ahora ha montado tres medidas de caballos de fuerza a los remolques, de 70 a 160 Kw. (95 a 125 CV). 10

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NUEVA SERIE DE INTERRUPTORES DE VELOCIDAD SWT DE DYNALCO Para el monitoreo y la protección de maquinarias recíprocas y rotativas

Dynalco presentó su nueva serie de interruptores de velocidad SWT para el monitoreo y la protección de maquinarias recíprocas y rotativas. La serie SWT de interruptores de velocidad se puede montar en riel DIN para una fácil instalación y está totalmente aislada para que sea compatible con los sistemas existentes, dijo la empresa. El SWT-2000, un interruptor/transmisor de velocidad de 2 canales, contiene dos interruptores de velocidad aislados en un solo paquete. El SWT-2000 es capaz de monitorear y proteger simultáneamente dos máquinas o procesos separados, con salidas proporcionales separadas de 4-20 mA. También contiene cuatro relevadores de ajuste y dos salidas colectoras abiertas con una variedad de opciones de configuración. Las aplicaciones incluirán doble protección de turbo-cargadores y redundante protección para operaciones críticas. La programación se lleva a cabo a través de una conexión a Ethernet. El interruptor/transmisor de velocidad SWTD-1000 tiene la misma funcionalidad que el SWT-1000 e incluye una pantalla retro-iluminada integrada. Este producto es programable mediante software y utiliza un paquete 1/8 DIN para una fácil instalación. El SW-100 es un interruptor de velocidad que se puede montar en riel DIN y que utiliza un solo punto de consigna para protección de exceso o de baja velocidad. De acuerdo a la empresa, el SW-100 es de fácil configuración, sin equipo de pruebas o necesidad de computadoras. Dynalco, una empresa de Crane, provee instrumentos intrínsecamente seguros, sensores, controles y calibradores, analizadores portátiles, sistemas analíticos inteligentes de predicción en tiempo real, gestión de activos de software y servicios detallados para la producción de gas y de petróleo, gasoductos de gas natural, marinos, generación de energía y la industria de procesamiento. Dynalco dijo que la serie SWT mejora su línea actual de interruptores y transmisores, concediendo una amplia variedad de soluciones para el monitoreo y la protección de las maquinarias. ■

■ El interruptor/transmisor de velocidad SWT-1000 tiene un solo punto de consigna para protección de exceso de velocidad y ofrece una salida aislada de 4-20mA.

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■ Caterpillar comenzará los envíos de los motores G3520B y G3516B durante el primer trimestre del 2009. Los G3508B y G3512B les seguirán más entrado el 2009.

APUNTANDO AL 2010

Caterpillar presenta motores con tecnología Ultra Lean Burn (ULB) Por Brent Haight La agencia de protección ambiental de Estados Unidos (EPA, por sus siglas en inglés) establece actualmente en sus regulaciones un límite para la emisión de gases de escape de 2 g NOx /CV-h para las SI NSPS estacionarias. En el año 2010, las regulaciones bajarán a un límite de 1 g NOx /CV-h. Los motores con tecnología Ultra Lean Burn (ULB) de Caterpillar ofrecen emisiones de NOx de hasta 0,5 g/CV-h. Caterpillar comenzará con los envíos de los motores G3520B y G3516B de 1400rpm durante el primer trimestre del 2009. De acuerdo a la empresa, los G3508B de 1400 rpm y los G3512B de 1400 rpm les seguirán más entrado el 2009. “Caterpillar tiene un programa muy bien estructurado para llevar un producto nuevo desde el concepto hasta los frutos,” dijo Chuck Dewees, profesional superior de mercado — Segundo Trimestre de 2009

Compresión de gas, Caterpillar Global Petroleum Group. “Nosotros sabíamos que queríamos una versión de 20 cilindros del 3516, pero queríamos una versión aún mejor. El resultado de eso es un motor con más capacidad que ningún 3500 que jamás hayamos construido. Este tiene mayor capacidad de altitud, mejor capacidad de la temperatura ambiente, mejor capacidad de disminución de la velocidad y mejor medida de combustible que ningún motor de la familia de los 3500.” Según Dewees, la serie G3500B ejemplifica el compromiso de Caterpillar por encontrar una solución para los NOx dentro del motor. “No estamos buscando ir a los NOx después del tratamiento. Hemos desarrollado algo que les proporcionará consistencia a los usuarios,” dijo Dewees. “Todo lo que sabemos sobre motores nos dice que sí, que se 12

puede agarrar un motor de alta combustión y ponerle un catalizador de tres vías (TWC, por sus siglas en inglés), pero tendrás constantemente dificultades para alcanzar emisiones muy bajas. Históricamente, la gente ha sacado motores de alta combustión con un catalizador de tres vías porque es fácil y en los papeles parece efectivo. Un estado realizó recientemente una prueba al azar en motores de alta combustión con TWC y un gran porcentaje de los motores fallaron la prueba.” “Nuestro enfoque es alcanzar el grado de emisión con una solución dentro del motor que pueda ser puesta en marcha sin problemas. Los motores ULB cumplirán constantemente con los requisitos de emisión.” El G3520B tiene las mismas especificaciones que el motor G3520 que Caterpillar presentó en el 2007. Este es un motor a gas de cuatro tiempos, Two COMPRESSORTech en espanol

■ Las emisiones fueron una fuerza impulsora en el desarrollo de los motores con tecnología ULB. Caterpillar ofrecerá mundialmente los motores G3500B con tecnología ULB y continuará vendiendo los motores NSPS internacionalmente.

V-20, que presenta un calibre y un golpe de 170 x 190 mm (6,7 x 7,5 pulgadas), un desplazamiento de 86,2 litros (5263 pulgadas cúbicas) y un radio de compresión de 8,1. Hay dos versiones disponibles: 1104 Kw (1280 CV) a 1200 rpm y 1286 kW (1725 CV) a 1400 rpm. De acuerdo a Caterpillar, el G3520B ofrece mejorada altitud y rendimiento ambiental sobre el G3516. “El G3520 no requirió ningún cambio de ferretería para ir desde la versión NSPS a la versión ULB,” explicó Dewees. “La diferencia está en el archivo flash del sistema de control. Cambios en el archivo flash entregan posiciones de emisiones súper bajas. Comenzamos la prueba de esos motores en el campo en diciembre del 2008.” De acuerdo a Dewees, el G3520B es el precursor del resto de los motores ULB que seguirán. El G3516B trae un aumento de caballos de fuerza de 1340 a 1380 (999 a 1029 kW) e incluye las características claves de la tecnología ULB. “El G3516B es el producto G3516 más competente que jamás hayamos creado,” dijo Dewees. “Nuestros clientes nos dijeron que teníamos que tener mejor capacidad de altitud, mejor capacidad de temperatura ambiente, mejor medida de combustible y mayor capacidad de disminución de velocidad, mientras que a la vez teníamos que cumplir con las bajas emisiones de NOx. Para satisfacer las necesidades de nuestros clientes, hemos desarrollado una nueva tecnología que provee todo eso y con la menor emisión de NOx en un motor de cámara abierta de la historia.” Las emisiones fueron una fuerza imSegundo Trimestre de 2009

pulsora en el desarrollo de los motores con tecnología ULB. “La línea de motores NSPS que ofrecemos actualmente cumple con los requisitos vigentes de EPA para emisiones,” dijo Dewees. “Estos motores producen 1,5 g NOx /CV-h con más o menos 20% de control sobre ellos. Entonces este motor nunca excederá 1,8 g de NOx, lo cual nos posiciona dentro de los requisitos de emisiones de EPA 2008, que es de 2 g de NOx y con un margen seguro. Pero en el 2008, el Comité de Control de Aire de Texas, U.S.A. (Texas Air Control Board) demandó repentinamente un límite de 0,5 NOx /CV-h para nueve condados.” Dewees es pronto en señalar que los nueve condados afectados por esta regulación están dentro de Barnett Shale y se encuentran entre los condados más activos del país para la compresión de gas.” “Tenemos muchos negocios ligados al alquiler de flotas,” dijo Dewees. “Los operadores de flotas de alquiler demandan un activo para que puedan construir y estacionar en sus patios, para que cuando el teléfono suene, puedan mandar su flota a cualquier lado, ya sea dentro de esos nueve condados en Texas, o en Louisiana, Michigan o donde sea que necesiten ir. Los envasadores necesitan tener un activo flexible. Eso realmente expandió esos nueve condados en forma conceptual para nosotros. Lo que ha ocurrido en Texas nos colocó en una situación difícil, porque el tiempo límite para las emisiones se corrió antes de lo anticipado. En el 2010 las regulaciones de EPA irán hasta 1 g. Los nueve condados de Texas fueron a 0,5 g de NOx en el 2008.” 13

“Gracias a los motores con tecnología ULB, vamos un año y medio adelantados al programa del gobierno federal. Los motores ULB cumplirán con los requisitos de emisión de NOx de EPA 2010 y de los nueve condados de Texas desde el vamos.” Algunas de las diferencias entre los G3516 y los G3516B incluyen el sistema de manejo de aire, el sistema de entrada de aire, el sistema de combustible y la forma de la corona del pistón. Caterpillar ha pasado a un post-enfriamiento de dos etapas para hacer el enfriamiento lo más eficiente posible. “Para alcanzar estas capacidades mejoradas contamos con un robusto sistema de turbo-alimentación en el motor,” dijo Dewees. “Este cuenta con múltiples gases de escape secos y la corona del pistón tiene una forma diferente para asegurar la obtención de un buen giro en el cilindro.” “El sistema de control desarrollado por Caterpillar Electronics es un robusto sistema de control, muy sofisticado y de último modelo,” dijo Dewees. Caterpillar ofrecerá mundialmente los motores G3500B con tecnología ULB y continuará vendiendo los motores NSPS internacionalmente. “No seremos capaces de vender los motores NSPS en Estados Unidos después de mediados del 2010 porque no van a cumplir con el estándar establecido de 1 g de NOx,” dijo Dewees, “pero todavía habrá oportunidades internacionales para los motores NSPS.” ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

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PERSPECTIVA DESDE ADENTRO Una conversación con Mohammad Ehteshami, vicepresidente de Ingeniería de GE Oil & Gas Por Roberto Chellini Mohammad Ehteshami es vicepresidente de Ingeniería de GE Oil & Gas. Nació en Irán y se mudó a Estados Unidos en 1978. Asistió a la universidad Old Dominion University, donde se graduó con el título de Ingeniero Mecánico en 1982. Recibió de la Universidad de Cincinnati su maestría en Ingeniería Mecánica. Se sumó a GE Aviation en 1984 y trabajó en Cincinnati, Ohio, U.S.A., Wilmington, Virginia, U.S.A. y también en Francia. Trabajó en la división de Ingeniería y Abastecimiento para todos los motores comerciales y militares, y se convirtió en el líder del equipo para el desarrollo del GE90, el motor más poderoso desarrollado por GE. En 1998 fue promovido a gerente de Desarrollo de Montaje e Instrumentación y en el 2000 a gerente de Ingeniería de Diseño de Combustión. En julio del 2003 fue promovido a gerente general del Centro de Excelencia en Rotado de Partes. Se sumó a GE Oil & Gas en marzo de 2006 como gerente general de Ingeniería y fue promovido a su actual posición de vicepresidente de Ingeniería de GE Oil & Gas en junio del 2007. CompressorTech en español se reunió con el Sr. Ehteshami para charlar sobre el mercado de compresión de gas. Considera que la industria de gas y de petróleo se verá afectada por los problemas económicos que se viven en la actualidad? Segundo Trimestre de 2009

Para ser honesto, hemos visto muy poco cambio hasta el momento. Algunos proyectos están sufriendo pequeñas demoras, muy pocos han sido cancelados y otros siguen en marcha. El negocio total de GE Oil & Gas está marchando bien. La adquisición de VetcoGray y Hydril nos ha proporcionado un crecimiento tremendo y estamos apuntando a US$ 10 mil millones para el 2010. Creo que la crisis en Europa y Norteamérica será compensada por el aumento de la actividad en los países ricos en petróleo y en el desarrollo de las naciones asiáticas: China, India, etc.

En contraste, el negocio de la aviación está caracterizado por grandes cantidades de motores altamente estandarizados, mientras que el negocio del gas y del petróleo ha sido hasta ahora completamente diferente. Cada trabajo fue diseñado para una aplicación específica, que era diferente a la anterior y a la próxima. La singularidad de cada sector del gas y del petróleo no permite altos grados de estandarización. Las aerolíneas comerciales han fomentado siempre el avance tecnológico como una manera de hacer frente a la competencia, mien-

“Algunos proyectos están sufriendo pequeñas demoras, muy pocos han sido cancelados y otros siguen en marcha.” — Mohammad Ehteshami Al principio de su carrera en GE se desempeñó en el negocio de la aviación. Observa conexiones entre el negocio de la aviación y el negocio de gas y de petróleo? Entré a GE, dentro del negocio de la aviación, hace 25 años. Puedo ver algunas similitudes y algunas diferencias si se compara la división de aviación con la división de gas y de petróleo de GE. Ambas industrias se caracterizan por tener clientes muy grandes: por un lado, aerolíneas comerciales como Air France-KLM, Delta, etc., y por el otro, compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés). A esto se le suman las compañías petroleras nacionales que están cada vez más envueltas en el negocio. 14

tras que la industria de gas y de petróleo ha sido siempre más conservadora. Sin embargo, esta industria también está cambiando. Durante los últimos años, el comportamiento sinusoidal de la economía ha dejado en claro a la industria de gas y de petróleo que los avances tecnológicos son recompensados con la disminución de los costos operativos, mayor confiabilidad de la planta, disponibilidad y mayor volumen de producción. La industria está pidiendo un ciclo de tiempo más veloz. Un producto que antes tomaba tres o cuatro años para ser lanzado al mercado ahora tiene que estar disponible en un año o 18 meses, y debe entregar un mejor valor. Two COMPRESSORTech en espanol

Cómo hace eso? Hemos creado lo que llamamos “Estructuración del Producto”. Seguimos ofreciendo al cliente lo que ellos requieren, pero en lugar de diseñar cada trabajo a partir de una hoja de papel en blanco, comenzamos con paquetes pre-diseñados. Debido a nuestra vasta experiencia, podemos ofrecer numerosos paquetes pre-diseñados, que van por ejemplo desde Power Gen a accionamiento mecánico (con módulo compresor incluido) de la tubería a gas natural a GNL flotante, por ejemplo una turbina a gas está

han sido convertidos a gas natural, el combustible preferido por la industria de generación de energía. Frecuentemente en la industria de gas y de petróleo los motores deben operar con combustibles que no sean 100% metano; para implementar los sistemas de combustibles de estos conductores, somos capaces de aprovecharnos de la experiencia que GE Energy ha adquirido en la flexibilidad de combustible con su resistente línea de turbinas a gas. Paquetes prediseñados para múltiples combustibles están disponibles para satisfacer estas necesidades.

“Creo que la crisis en Europa y Norteamérica será compensada por el aumento de la actividad en los países ricos en petróleo y en el desarrollo de las naciones asiáticas.” — Mohammad Ehteshami disponible para una aplicación en el desierto y también para una aplicación en el Ártico, con colectores arriba o abajo, etc. El uso de turbinas a gas aeroderivativas en aplicaciones de accionamiento mecánico está siendo más común debido a su eficiencia y a su poder de densidad. Estos conductores, diseñados originalmente para combustible líquido, como es utilizado en la industria de la aviación,

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Estos productos estructurados están disponibles en un período más corto, su costo es menor, su confiabilidad es mayor y cuando llega el tiempo de servicio, el mantenimiento puede realizarse en menos tiempo con partes estandarizadas que el equipo de mantenimiento ya ha aplicado en otras instalaciones. Familiarización con una solución ayuda a ahorrar tiempo y a evitar errores. Diversos paquetes pre-diseñados

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han sido desarrollados en estrecha cooperación con nuestros clientes. Ellos nos dicen qué es lo que necesitan y nosotros diseñamos e implementamos la mejor solución para ellos. Los productos estructurados también son una herramienta poderosa para lidiar con la escasez mundial de recursos EPC (ingeniería, procuración y construcción, por sus siglas en inglés). Un ejemplo reciente de las ventajas que pueden alcanzarse mediante la aplicación de este sistema, es la instalación de 12 estaciones compresoras a lo largo del segundo gasoducto de oeste a este en China. Este fue diseñado idénticamente a la línea anterior, la cual fue considerada un “piloto”. Gracias a la estandarización, fue posible completar la instalación de las 12 estaciones en tan solo 108 días, en lugar de los 200 días que se tenían previstos. Podría detallar los avances tecnológicos que tienen en camino? La industria de gas y de petróleo está buscando ahora lo que llamamos “Densidad de Potencia”. En otras palabras, nos pidieron que proporcionemos máquinas que hicieran el mismo trabajo que las máquinas existentes, pero con una huella más continúa en la página 16

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pequeña. Reduciendo el tamaño de una turbina o un compresor implica una reducción en peso, cimientos, conexiones y demás. Esto puede alcanzarse de tres maneras: • Incrementando la velocidad en un 20 a 30% puede llevar a un 50% de reducción en el peso y la huella. • Mediante la utilización de tecnología de aviación. Impulsores diseñados para la aviación, con sus altos radios de compresión, pueden reducir la cantidad de impulsores y también el número de carcasas que se necesitan para realizar un trabajo específico. • Utilizando tecnología de aviación para ir a velocidades supersónicas. Lo que es aplicable para compresores centrífugos es también aplicable para compresores recíprocos. Los clientes están requiriendo que realicemos un trabajo que antes requería seis cilindros, ahora con cuatro o hasta dos cilindros.

ha proporcionado una visión más amplia sobre lo que la industria de gas y de petróleo está demandando y sobre cuando las variadas piezas de equipamiento estarán disponibles industrialmente. Nuestra visión se expande 360° desde el pozo “árbol de navidad” hasta los colectores, válvulas, controles, etc. Nuestra planta de Bari, en el sur de Italia, está especializada en la fabricación de bombas para la industria de petróleo, y en conjunto con GE Global Reserch, hemos revitalizado un proyecto de bomba multifase que había sido iniciado algún tiempo atrás por Nuovo Pignone. Pruebas recientes han demostrado que esta bomba de doble tornillo es capaz de manejar eficientemente lo que en realidad sale del pozo: gas natural acompañado de arena, agua, petróleo y todos los contaminantes que vienen en el flujo desde la reserva subterránea. Nuestras pruebas demostraron que esta bomba puede hacerse cargo de montones

“El uso de turbinas a gas aeroderivativas en aplicaciones de accionamiento mecánico está siendo más común debido a su eficiencia y a su poder de densidad.” — Mohammad Ehteshami Durante los últimos tres años hemos implementado un proyecto de aviación llamado “First Time Yield”, lo cual define qué hacer adelante para que cuando una máquina vaya a ser testeada ya no haya que tocarla. Este proceso nos ha permitido incrementar la velocidad de entrega en un 20 a 30% en varios productos, y en algunos casos ha reducido el tiempo de entrega en un 50%. Para alcanzar esto, se deben rediseñar varios componentes para hacerlos mejores y más fuertes, y analizar continuamente los datos de las pruebas (ASME PTC10) para afinar las herramientas de predicción para optimizar la predictibilidad. El mismo proceso se aplica para las dinámicas del rotor. Un incremento de velocidad implica el uso de cojinetes modificados (modified bearings). Hasta ahora era común mantener la velocidad rotativa de un compresor arriba de la primera velocidad crítica pero debajo de la segunda velocidad crítica. Con las dinámicas del rotor de última tecnología, podemos operar un compresor centrífugo sobre la segunda velocidad crítica. La plataforma submarina es el nuevo horizonte en la industria de gas y de petróleo; podría explicar el interés de GE en este sector? La adquisición de VetcoGray nos Segundo Trimestre de 2009

de arena sin ser dañada. Al contrario, tomando prestados materiales especiales desarrollados por la industria de aviación, es posible usar la arena como un lubricante para el cojinete! El compresor llamado Ormen Lange va por el buen camino con su programa de pruebas de calificación. Este prototipo presenta un motor ABB, pero en GE Oil & Gas estamos desarrollando un motor de inducción de tipo enlatado capaz de rotar hasta 20.000 rpm. Este motor y su impulsor, también desarrollado por nosotros, estará disponible en un período de dos años.

hace 10 años. El equipo italiano es el que tiene la mayor experiencia en la industria de gas y de petróleo, e incluso hasta hoy, es el más valorado por nuestros clientes. GE está invirtiendo fuertemente en investigación y desarrollo. Por cada dólar que gasto dentro del negocio de petróleo y de gas de GE puedo utilizar otros $10 de otros negocios de GE, principalmente del negocio de la aviación, pero también del de energía y por último, pero no menos importante, de los centros de investigación global de GE. Puede darnos una pista de lo que ve en un futuro cercano? Fuentes de energía renovables (hidráulica, solar, eólica, etc.) se van a desarrollar significativamente, pero están obligadas a jugar un rol menor — restringido a un porcentaje bajo — en el total de la mezcla de energía. Los hidrocarburos van a seguir siendo la mayor fuente de energía por lo menos durante los próximos 30 a 50 años. La separación e inyección de CO2 se harán más fuertes para tratar de hacer más pequeño el impacto en el medio ambiente relacionado con el uso de combustibles fósiles. Hemos vendido [nuestra] primera bomba para la inyección de CO 2, y estoy convencido de que este negocio se desarrollará fuertemente en un futuro cercano. La compresión de gas amargo y de gas ácido es otro sector que se va a desarrollar fuertemente. Hay inmensas reservas de este peligroso gas ubicadas en el Medio Oriente. La empresa Shell ha sido contratada recientemente para desarrollar dos de esas reservas. GE ha adquirido vasta experiencia en este campo mediante la compresión de gas amargo a altas presiones en Tengiz, Kashagan y Karachaganak en Asia Central.

“La adquisición de VetcoGray nos ha proporcionado una visión más amplia sobre lo que la industria del gas y del petróleo está demandando…” — Mohammad Ehteshami Por lo que dice, queda en claro que las actividades de investigación dentro de GE Oil & Gas están muy activas. Nos podría dar más detalles? Hoy en día, mi equipo de ingeniería cuenta con 3000 ingenieros trabajando en Nuovo Pignone, Thermodyn, VetcoGray y en diversas compañías norteamericanas envueltas en equipos de rotación. Esto es un gran avance si lo comparamos con el equipo de 400 ingenieros que teníamos trabajando en Florencia 16

Puedo ver el negocio creciendo en esa área en un futuro cercano. El tiempo de la extracción fácil de gas y de petróleo ha terminado, y las necesidades actuales de energía tienen que ser satisfechas mediante la explotación de reservas ubicadas en ambientes hostiles y/o conteniendo hidrocarburos con altos niveles de contaminantes. El progreso tecnológico es necesario y nosotros en GE Oil & Gas estamos comprometidos con este desafío. ■

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PETROBRAS ENTREGA GNL PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EN BRASIL

■ Buque de regasificación de gas natural licuado Golar Spirit amarrado en la terminal de Pecém.

Primera entrega de gas natural licuado para generar energía eléctrica en Brasil Petrobras ha completado la primera entrega de gas natural licuado (GNL) para generar energía eléctrica en Brasil. Las plantas que recibieron el gas natural fueron Termoceará, de Petrobras, y Termofortaleza, la cual pertenece a Endesa. La primera es capaz de producir 220 MW, consumiendo 1,4 millones de metros cúbicos por día, mientras que la segunda puede producir 346 MW, consumiendo 1,55 millones de metros cúbicos por día. Durante nueve días (del 18 al 26 de enero), las plantas termoeléctricas generaron un promedio de 105 MW (Termoceará) y 163 MW (Termofortaleza), con picos de generación de 220 MW y 339 MW respectivamente, provenientes de mayores flujos de GNL regasificado. El proceso de regasificación fue llevado a cabo en la terminal de GNL Pecém (en el estado de Ceará), la cual está a cargo de Transpetro. La carga de GNL estaba almacenada en el buque Golar Spirit, el primero en el mundo remodelado para almaceSegundo Trimestre de 2009

nar y regasificar GNL abordo. Esta fue la primera vez que un buque tipo FSRV (buque flotante, almacenador y regasificador, por sus siglas en inglés) realizó la regasificación de GNL. Después del proceso de transformación GNL al estado gaseoso, el gas natural fue transferido sin parar por nueve días seguidos – mediante el brazo de transferencia de gas natural comprimido (GNC – 100 kgf/ cm2) instalado en la terminal – hasta un gasoducto de 22,5 km de largo, construido para interconectar la terminal de GNL hasta el gasoducto Guamaré-Pecém (Gasfor). El gasoducto utilizado para interconectar la terminal con Gasfor fue construido paralelamente con el proceso de construcción de la terminal de GNL. El proceso de regasificación fue la principal etapa de pruebas a las cuales se sometió la terminal de GNL Pecém durante su construcción y comisionamiento. La terminal es capaz de regasificar 7 millones de metros cúbicos por día. Todas las actividades fueron llevadas a cabo 17

siguiendo estrictos estándares internacionales de seguridad operativa. Durante nueve días (del 18 al 26 de enero), la planta regasificadora instalada a bordo del Golar Spirit realizó actividades operativas en distintos grados de salida del volumen de GNL regasificado. Durante este período, Termoceará y Termofortaleza fueron utilizadas en su capacidad total, modulándose la cantidad de energía eléctrica generada por el volumen de gas natural enviado desde la terminal. En Pecém, el gas natural regasificado cumplía con los estándares de calidad requeridos por la norma brasileña (resolución ANP 16/2008). El gas natural fue recolectado y analizado el 19 de enero, probando que su calidad era apropiada para el uso en cualquier segmento del mercado (termoeléctrico o no-termoeléctrico). Los resultados fueron enviados a la Agencia Nacional de Petróleo (ANP). ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

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GRANDES COMPRESORES DE AIRE PARA MEGA UNIDADES DE SEPARACIÓN DE AIRE

■ Ensamblado de un compresor principal de aire axial-radial.

Siemens presenta línea de compresores para servir a las unidades de separación de aire (ASU, por sus siglas en inglés) hasta 7000 t/d en producción de O2 Por Roberto Chellini El tamaño de las plantas petroquímicas, CTL y GTL aumenta constantemente mientras que la industria está tratando de reducir los costos de producción para obtener ventajas competitivas. Hasta hace un par de años una unidad de separación de aire (ASU) apuntando a una producción de 3500 t/d O2 era considerada un máximo absoluto. Pedidos más grandes fueron satisfechos mediante el armado paralelo de más unidades. A pesar de esto, la economía de escala ha llevado a grandes compañías sirviendo al mercado internacional, como Air Products, Linde, Air Liquide y otras, a considerar la posibilidad de construir plantas de mayor tamaño. Una de las obstrucciones en este proceso fue el volumen de aire requerido para ser manipulado por el compresor de aire principal. En 2003 Siemens fabricó su comSegundo Trimestre de 2009

presor de aire principal más grande hasta ese momento, el STC-SR (450), el cual fue comisionado en octubre de 2003 a la refinería Sasol Secunda, ubicada en Sudáfrica, para una de sus líneas C/GTL. Este compresor de 44 MW fue capaz de manipular 720.000 Nm3/h (25 MMscf/h) de aire para la planta productora de 3800 t/d O2. Desde ese entonces, la empresa alemana ha recibido pedidos para otros seis compresores principales de aire SR 450 para plantas petroquímicas ubicadas en Arabia Saudita y China. El compresor de aire principal STC-SR 450 combina en una sola carcasa 10 etapas axiales seguidas por dos etapas radiales que incluyen impulsores envueltos de 1600 mm (63 pulgadas). El aire del compresor axial es extraído y enfriado antes de que pase a la sección radial y antes de que pase hasta 10 bar (145 psi) al 18

elevador del compresor de aire que sirve a la unidad de separación de aire. Mientras que la unidad Secunda tenía una carcasa fabricada, una carcasa de fundición ha sido adoptada para las máquinas siguientes. Los pedidos del mercado han planteado a Siemens la inquietud de cómo proveer a los clientes máquinas aún más grandes para servir a plantas productoras en el futuro con 5000 y 7000 t/d O2. En lugar de diseñar nuevas máquinas desde cero, la solución se encontró utilizando componentes probados de la cartera de productos de Siemens, especialmente de la línea de turbinas a gas. La línea de Siemens de turbinas a gas de 60 Hz construida en Berlín, Alemania, presenta compresores axiales con flujos y presiones de entrega que coinciden exactamente con los pedidos para las nuevas plantas ASU. Two COMPRESSORTech en espanol

■ (Izquierda) Hojas de la sección axial del compresor principal de aire. (Derecha) Transportador de la hoja (Blade carrier).

El compresor axial SGT6-2000E (anteriormente V84.2) tiene un flujo de masa de aproximadamente 350 kg/s (717 lb/s), y el SGT6-4000E (anteriormente V84.3A) un flujo de masa de aproximadamente 450 kg/s (992 lb/s). En teoría, estos componentes podrían ser utilizados ya que se aplican a la turbina a gas. En la práctica, el poder requerido para manejar el compresor axial completo, como se utiliza en la turbina a gas, no es aceptable para un ASU. La solución se encontró mediante la combinación de las primeras ocho etapas compresoras axiales de la turbina a gas con las dos etapas radiales del STC-SR 450 después del intercooler (si se requiere, se puede obtener un flujo reducido mediante la selección de la etapa dos a nueve en lugar de la uno a ocho). La posibilidad de enfriar el aire durante la compresión lleva a una reducción de entre 9 y 10% en el poder absorbido con la consecuente reducción del conductor (motor eléctrico o más frecuentemente turbina a vapor). Vapor frecuentemente está disponible “gratis” proveniente del proceso exotérmico de la planta petroquímica, pero el tamaño de las máquinas, turbina a vapor, condensador, tuberías, etc., necesita una inversión considerable, y tanto ahorro en la energía se refleja positivamente en una inversión tan grande. El mismo tamaño de impulsor (1600 mm [63 pulgadas]) conducido a mayor velocidad, 3600 rpm en lugar de 3400 rpm, como en el compresor STC-SR450, es capaz de manipular el mayor flujo de masa, así que el tamaño de la carcasa de la sección radial no necesita grandes modificaciones. La carcasa de la sección axial, el transportador de la hoja del estator (stator blade carrier), y el IGV han sido tomados de la turbina a gas. El rotor es el resultante de la combinación de los dos sistemas originales, la primera parte del eje incluye un perno central, el que permite que el ensamblado de los nueve discos de de las etapas axiales, y la segunda mitad es sólida para el ensamble de los impulsores centrífugos. El diseño, la fabricación y el balanceo del nuevo rotor se lleva a cabo en Berlín, donde también son ensambladas las etapas del compresor axial. Los componentes son enviados luego a Duisburg, Alemania, donde se lleva a cabo el ensamble del rotor en el compresor y se realiza Segundo Trimestre de 2009

una prueba de toda la máquina en el nuevo mega centro de testeado. Los nuevos tipos de compresores, denominados STCSR (1000) y STR-SR (1300) están diseñados para manipular entre 880.000 y 1.300.000 Nm3/h (31 y 45 MMscf/h) de aire con un radio de presión de hasta 10. ■

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■ Supervisión del curado del mortero epoxi Chockfast Rojo del re-grouting de una cimentación de un compresor con más de 30 años de servicio. Se puede observar el típico encofrado de madera para reconstruir la cimentación.

GROUTING EPOXÍDICO EN EQUIPOS ROTATIVOS Y ALTERNATIVOS Los sistemas epoxídicos aplicados como grouting en la fijación de equipos rotativos Por Miguel Pellón

Miguel Pellón pertenece a la División Industrial de Montaje y Mantenimiento de Equipos Dinámicos de la empresa Sintemar, distribuidor exclusivo de las Resinas Chockfast para España y Portugal. SINTEMAR (Sistemas Industriales y Navales S.L.) lleva más de 45 años en el campo de la ingeniería de sistemas epoxídicos aplicados a fijación de maquinaria y reparación de sus cimentaciones siendo pioneros en este campo en el sector naval e industrial. En todos estos años ha realizado más de 30.000 instalaciones de maquinaria, siendo líderes en España y Portugal, trabajando para los principales astilleros y empresas industriales. Sus principales clientes en el sector petroquímico y energético son REPSOLYPF, CEPSA, BP, ENAGAS, MEDGAZ, AIRLIQUIDE, ENDESA y GALP. En paralelo, SINTEMAR cuenta con un servicio de montaje y mantenimiento mecánico especializado principalmente en líneas de propulsión en buques así como en compresores, turbinas y bombas en la Industria. Segundo Trimestre de 2009

El siguiente artículo tiene por objeto describir los sistemas epoxidicos aplicados como grouting en la fijación de equipos rotativos así como justificar su empleo frente a los tradicionales productos cementosos. El grouting (o interfase entre la cimentación y el skid metálico de la máquina) forma parte del sistema de fijación o anclaje de los equipos dinámicos. El sistema de fijación o anclaje lo componen cuatro elementos principales: la cimentación, el grouting, el skid metálico y la máquina, teniendo el grouting unas funciones bien definidas. Por ello, el grouting debe de seleccionarse de manera que cumpla con su cometido. Es misión del fabricante de la maquina aportar suficiente información al que defina el sistema de anclaje acerca de los requisitos que los nuevos equipos han de cumplir para evitar anomalías durante la ope20

ración. Con esta información se han de generar especificaciones suficientemente claras para que la ingeniería, contratista y/u operador seleccione el mortero o grout (1) más idóneo para cada caso. En este cometido, es conveniente apoyarse en la Norma API RECOMMENDED PRACTICE 686 (Machinery Installation and Installation Design) que sirve de guía para la selección de los elementos más adecuados. En la actualidad, no es habitual que en fase de proyecto venga definido que tipo de grouting ha de aplicarse en la instalación de la máquina, y es frecuente que se deje al contratista ejecutor de los trabajos — en base a su experiencia en ejecuciones anteriores — la elección del mismo. El contratista en el momento de seleccionar el tipo de grout (2), normalmente basa su decisión en el aspecto económico, sin Two COMPRESSORTech en espanol

■ Alineación por laser y nivelación antes del vertido del mortero epoxi Chockfast Rojo en la reparación una cimentación fisurada y con varios pernos de anclaje sueltos.

considerar los requisitos técnicos adecuados. El resultado es una elección de grouting inadecuado normalmente de tipo cementoso que no tiene en cuenta las ventajas a medio y largo plazo que ofrece otros productos con mayores prestaciones técnicas como el grouting (3) epoxi. Las resinas y morteros epoxi, sin duda los más convenientes para la fijación de maquinaria, ofrecen una serie de ventajas frente a los cementosos, entre otras: • Amortiguar mejor las vibraciones al ser un producto más elástico que el hormigón y el acero. • Proporcionar una interfase excelente entre el hormigón y el acero consiguiendo un monolitismo entre maquina y la cimentación gracias a su capacidad de autonivelación y ausencia de contracción medible. Este monolitismo permite la óptima transmisión de las vibraciones a la cimentación. • Proteger la cimentación de hormigón frente a la degradación por el ataque de productos químicos al evitar el ingreso de sustancias que puedan degradarlo. • Resistir las cargas dinámicas a compresión mejor que el grout cementoso dado que es un producto de gran consistencia que tiene además una alta resistencia a la tracción y una óptima transmisión de cargas a la cimentación. • Mantener las alineaciones en el tiempo entre equipos en difeSegundo Trimestre de 2009

rentes skids ya que las cimentaciones no se deterioran con el paso del tiempo. Como consecuencia de todo ello, la utilización del grout epoxídico disminuye notablemente los costes totales de operación y mantenimiento del equipo evitando costosas reparaciones y paradas a lo largo de la vida de la mismo, con las implicaciones productivas y económicas asociadas. Son múltiples las experiencias reales que nos han demuestrado la reducción de vibraciones en los equipos después de reparar las cimentaciones de hormigón con resinas y grouts epoxídicos.

La aplicación de este tipo de productos no requiere en absoluto de personal altamente especializado, sí bien es aconsejable la asistencia de un técnico adecuadamente formado en la aplicación de materiales epoxídicos. Uno de los errores mas frecuentes a la hora de la ejecución de estos trabajos es adjudicarlos a contratistas de obra civil carentes muchas veces de esa formación o que lo realizan sin la supervisión adecuada de una empresa especializada. En la actualidad, la utilización de los sistemas epoxídicos se limita a equipos de compromiso para las instalaciones productivas como son compresores, grandes bombas, motores diesel, reductoras, turbinas. No obstante, debido a sus ventajas técnicas, este tipo de grouting puede ser empleado en la totalidad de los equipos dinámicos obteniéndose un efecto beneficioso de la reducción de mantenimiento haciendose notar de una manera considerable en costos de reparación y mantenimiento en la planta a medio y largo plazo. Estas resinas y morteros epoxídicas autonivelantes y sin retracción también se utilizan en reparación de cimentaciones de equipos dinámicos deterioradas, aprovechando su mayor adherencia frente al cementoso para formar un bloque monolítico tanto con el acero como con el hormigón. Adicionalmente, los materiales epoxídicos curan en aproximadamente 36 horas, pudiendo dar el apriete correspondiente transcurrido ese tiempo. Ello permite que las reparaciones de continúa en la página 22 ■ Vertido de la resina epoxi líquida Chockfast Negro para la realización de calzos o tacos sobre el grouting realizado con el mortero epoxi Chockfast Rojo en la instalación de un nuevo compresor.

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■ Eliminación del grouting cementoso deteriorado mediante picado hasta encontrar hormigón en buen estado para su posterior regeneración con mortero epoxi Chockfast Rojo.

las cimentaciones se pueden llevar a cabo en pocos días, teniendo así la máquina parada el menor tiempo posible, siendo normalmente de 2 a 7 días la duración de las reparaciones, dependiendo del tamaño de la cimentación. Se puede concluir que el uso de sistemas epoxídicos en la instalación de equipos dinámicos es una solución más económica que el uso de sistemas cementosos debido a sus excepcionales propiedades que reducen de forma significativa las averías, si bien el análisis dede ser realizado teniendo en cuenta toda la vida útil del equipo. Es muy importante que todas las partes involucrados en la selección del sistema tomen conciencia de la impor-

tancia que tiene el grouting para la operación y prolongación de la vida útil de la maquinaria. ■ (1) El “grout” también se denomina “mortero” o “lechada” (2) Los grouts epoxídicos están compuesto de tres componentes adecuadamente dosificados en cada unidad de producto: resina epoxídica, agregado de cuarzo o similar y catalizador. (3) El “grout” o “mortero” o “lechada” una vez curado, cuando ya forma la interfase entre la cimentación y el skid metálico de la máquina se denomina “grouting” OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

Noticias de la industria proviene de la página 7 hasta 13,9% comparado con diciembre de 2007. 2.204.203 barriles de petróleo equivalente (petróleo y gas), 2,8% más que un año atrás y un 1,7% más alto que en noviembre de 2008.

Mafi-Trench recibe pedido para una aplicación de GNL FPSO Expandiendo su presencia en el suministro de equipos de hidrocarburos, Mafi-Trench Company ha ganado un pedido por una aplicación de Gas Natural Licuado (GNL) para la empresa KANFA Aragon A.S., con sede en Noruega, que es parte del Sevan Marine Group. El contrato es para seis compresores turboexpansores para ser utilizados en la licuación de gas. El primer emplazamiento se espera que esté fuera de la costa de Nigeria. Las unidades compresoras turboexpansoras tienen la entrega programada para el primer trimestre del 2010. La producción flotante, de almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) de GNL es una creciente aplicación en el procesamiento de gas mar adentro, diseñado para un seguro procesamiento y almacenamiento de gas natural extraído de Segundo Trimestre de 2009

un sitio mar adentro cercano hasta que este pueda ser descargado en un tanque de GNL. Instalado a bordo de un buque de almacenamiento llamado M-flex, los seis compresores turboexpansores serán una fuerza motriz en la primera planta flotante de licuación de gas natural mar adentro de la historia (una aplicación denominada LNG-FPSO). Las máquinas son utilizadas para producir las bajas temperaturas necesarias para facilitar el proceso de licuación. Operando en su capacidad total, el buque puede tratar y licuar 1,7 millones de toneladas de gas cada año.

Burckhardt Compression fue adjudicado con dos pedidos para hiper-compresores Burckhardt Compression fue adjudicado con dos grandes pedidos que incluyen un hiper-compresor y un compresor para procesamiento de gas para plantas de polietileno de baja densidad (LDPE, por sus siglas en inglés) en Qatar y Venezuela. Burckhardt Compression recibió dos pedidos para entregar un hiper-compresor K10 para plantas de LDPE en Qatar y Venezuela. Cada pedido incluye también un motor eléctrico con 25.000 Kw (33.500 CV) para el hiper22

compresor y un compresor de procesamiento de gas de seis cigüeñales como compresor primario/impulsor. Las entregas de los hiper-compresores están programadas para mediados del 2010. Los hiper-compresores son compresores recíprocos de alta presión para plantas de polietileno de baja densidad y comprimen etileno hasta 50.000 psi. (3500 bar). Burckhardt Compression es uno de los líderes en el mercado de tecnología de compresores recíprocos y ofrece una completa gama de Laby (laberinto del pistón), procesamiento de gas e hiper-compresores. Estos compresores son utilizados en una amplia variedad de aplicaciones en la industria química y petroquímica, en refinerías, en sistemas de separación de aire, y para la transportación y almacenamiento de gas. Los productos de Burckhardt Compression son utilizados para comprimir, enfriar y licuar gas, como hidrocarburos o gases industriales. Entre sus clientes se encuentran empresas multinacionales de las industrias químicas, petroquímicas, de gas y de petróleo. Además de sus nuevas instalaciones comerciales, la empresa cuenta con continúa en la página 32 Two COMPRESSORTech en espanol

■ Para conquistar los desafíos técnicos de la compresión submarina Siemens ha desarrollado su motor compresor STC-ECO. La unidad usa un diseño de eje común incorporando cojinetes magnéticos y una carcasa herméticamente cerrada que permiten la eliminación de sellados para gas en el extremo del eje y sistemas de lubricación de aceite. Todo el módulo compresor requerirá mantenimiento en intervalos no menores a cinco años.

LA COMPRESIÓN, DESDE LA SUPERFICIE DEL MAR A LA SUBMARINA El abarcamiento paso a paso de Siemens en el problema de la compresión submarina Por Roberto Chellini

La compresión submarina ha sido un tema importante de discusión en la industria del gas y del petróleo en el camino de reducir los costos de extracción de las reservas costeras de gas ubicadas en ambientes hostiles. Pero la verdadera pregunta es: Esto es posible con la actual tecnología en compresores de último modelo? La respuesta — según las respuestas de los operadores — es que no es posible. Segundo Trimestre de 2009

De hecho, el costo de instalación de un sistema de gas compresor en el fondo del mar es enorme, y los beneficios económicos pueden alcanzarse solamente si la confiabilidad de estos sistemas puede asegurar un servicio ininterrumpido por un período de tiempo que ha sido establecido como de cinco años o más. Diversos sistemas de recolección de gas han operado en el fondo del mar desde hace algún tiempo, pero 24

estas son estructuras “estáticas”. La compresión de gas submarina requiere una máquina de rotación de alta velocidad; el compresor centrífugo con su motor eléctrico, su sistema refrigerante, los controles, etc., hacen que todo el sistema sea muy sofisticado. La utilización de compresores convencionales está fuera de la discusión, la única solución es una unidad motor-compresor sellada herméticamente. Más de un fabricante de equipos originales (OEM, por sus siglas en inglés) ha fabricado compresores sellados herméticamente, y muchas docenas de ellos han probado su confiabilidad aguas abajo en la distribución en tierra y en los sistemas de almacenamiento. Pero todas estas unidades están manipulando gas natural tratado (limpio). En aplicaciones de aguas abajo, el gas que será manipulado por el compresor contiene todo tipo de impurezas: rastros de agua, condensado, vanadio, potasio, mercurio, etc. Las máquinas selladas herméticamente utilizan, como un medio de refrigeración del motor, el mismo gas que es parcialmente extraído después de la primera etapa de compresión y devuelto a la entrada del compresor — una práctica que ha probado seguridad cuando se manipula gas muy limpio. En aplicaciones de aguas abajo esta práctica ya no es posible sin tomar precauciones especiales, de otra manera el gas no tratado del pozo rápidamente creará depósitos en los lugares calientes del motor y bobinados del cojinete del estator, con el riesgo inherente de cortocircuito y falla del motor y de los cojinetes magnéticos (magnetic bearings). Siemens cree en un abarcamiento paso a paso para este problema. Este consiste en el desarrollo de una nueva generación de compresores sellados herméticamente que probarán su confiablidad primero en aplicaciones de aguas abajo en plantas de la superficie del mar (plataformas costeras o mar adentro). Una vez que este sistema compresor haya probado su confiabilidad, el paso siguiente, de la adaptación del diseño para aplicaciones submarinas, debería requerir solamente ajustes menores que no pondrían en peligro la confiabilidad del sistema. La experiencia de Siemens en este campo comenzó en 1999 cuando Shell/NAM (50% Shell y 50% Exxon) le pidió a Siemens un compresor sin sellado, con una reducida huella y períodos más largo de operación sin Two COMPRESSORTech en espanol

atención para ser instalado en ambientes con base en tierra o en plataformas en alta mar. El compresor Economical & Ecological (ECOll) fue diseñado desde cero como un compresor experimental. El compresor ECO-ll, presentando un motor de inducción de velocidad variable de 6,3 MW (8448 CV) que funciona a 12.200 rpm, con una velocidad operacional de entre 30% y 105% de velocidad nominal, fue instalado en el sitio de reunión del campo de gas Vries-4, en la parte norte del campo Groningen en Holanda. La operación comercial comenzó en noviembre de 2006 y los planes eran poner la máquina bajo inspección después de seis meses de operación, en mayo de 2007. El rendimiento de la máquina continuó siendo totalmente satisfactorio para el operador, de manera tal que NAM decidió continuar su operación hasta el final del 2007. La inspección mostró que todos los componentes internos estaban en perfectas condiciones y fueron re-ensamblados en la máquina que está hasta ahora realizando servicios regulares. La marca de 10.000 horas de operación fue superada en agosto de 2008.

■ Se observan aquí trabajadores de la planta de Siemens cerrando la carcasa del compresor durante el ensamblado. La tapa contiene la combinación axial/radial de cojinetes magnéticos activos.

En abril de 2007 Siemens firmó un contrato con StatoilHydro por un compresor similar para ser probado en la instalación K-Lab, un circuito cerrado de pruebas en Karsto, Noruega. La prueba será realizada con gas no tratado producido mar

adentro y también con condensado/ agua, lo cual será agregado al gas para determinar el correcto rendimiento de la máquina bajo las más duras condiciones de funcionamiento. Este es el primer pedido para continúa en la página 26

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un STC-ECO, como llamaron al nuevo producto herméticamente sellado. En la terminología de Siemens esto quiere decir Turbo Compresor Siemens, Enlatado Eléctricamente y Libre de aceite (Siemens Turbo Compressor, Electrical Canned and Oil-free). La plataforma tecnológica está basada en un concepto común, tiene dos versiones y ofrece cuatro tamaños diferentes en total – 10.057, 13.410, 20.115 y 26.820 CV (7.5, 10, 15 and 20 MW). Estos compresores, organizados verticalmente, reducen la huella en un 40% cuando se los compara con un compresor horizontal convencional con cambios. Los STC-ECO son del tipo sellado herméticamente con un motor eléctrico de velocidad variable en la sección superior y con el compresor ubicado abajo. Ellos presentan un eje común para el motor y el compresor apoyado en dos cojinetes magnéticos enlatados, radiales, y activos. El de arriba presenta también un cojinete magnético axial encerrado en el mismo ambiente enlatado. La carcasa herméticamente cerrada y el uso de cojinetes magnéticos permiten la eliminación de sellados para gas en el extremo del eje y de sistemas de lubricación de aceite — dos componentes que necesitan mantenimiento periódico. En aplicaciones en la superficie del mar, la carcasa del barril está provista con una brida que permite el levantamiento de la sección superior con el motor y el compresor sin desconectar las tuberías de gas desde la entrada del compresor y collares (bridas) de descarga que están ubicadas en la sección inferior. Esta característica será eliminada para las aplicaciones submarinas donde el módulo compresor entero tiene que ser levantado del fondo del mar periódicamente para mantenimiento, lo cual debe realizarse en intervalos no menores a cinco años. Mientras que la sección del motor es estándar para todas las aplicaciones, la parte del compresor es confeccionada para la aplicación en tamaño y número de impulsores, y también en el material, teniendo en cuenta las características y contaminantes del gas que será manipulado en esas aplicaciones puede variar sustancialmente en el tiempo. El espacio disponible para el compresor permite hasta seis impulsores en la configuración en línea o en la configuración “back-to-back” para ensamblar en el eje. STC_ECO está apuntando a aplicaciones donde hay poca confiabilidad de sellado, especialmente arriba del Segundo Trimestre de 2009

■ Se muestra un rotor de un solo eje para el compresor ECO de Siemens siendo inspeccionado. En el lado izquierdo está la sección del compresor con sus tres impulsores mientras que en el lado derecho está la sección del motor de inducción clase 7,5 MW.

glicol deshidratado, y fluidos volátiles del pozo, como H 2 S, mercurio y CO2, los cuales están demostrando ser motivos para interrumpir el funcionamiento de la máquina. El vaciamiento del campo, la recolección de gas o la separación de gas y de petróleo están vistos como aplicaciones potenciales donde ECO proporcionará el mayor valor agregado para la comunidad del gas y del petróleo. Para mantener la distancia del cojinete tan corta como sea posible, el bobinado del estator del motor de inducción ha sido diseñado con ángulos de 90°. Con la jaula de ardilla fija en el sólido eje y protegida por un revestimiento, el rotor del motor puede ser expuesto sin riesgos al contacto directo de gas de enfriamiento no tratado. La filosofía de Siemens de “no exponer componentes eléctricos a procesos de gas sucio” ha llevado a una solución diferente para el enfriamiento del bobinado del estator. Ya que la tecnología actual no provee alambres barnizados capaces de soportar agentes corrosivos por largos períodos de tiempo, la solución adoptada fue “enlatar” el estator y enfriarlo con un líquido limpio, que a su vez es enfriado externamente. El tarro del estator es un cerramiento no metálico (para evitar la formación de corrientes arremolinadas) ubicado en el hueco entre el estator y el rotor. La experiencia ganada en el compresor ECO ll le ha permitido a Siemens el desarrollo de una segunda generación de 26

tarros para el estator. El enfriamiento externo de los líquidos refrigerantes del estator no es un problema en las aplicaciones en la superficie del mar, pero puede causar preocupaciones en aplicaciones submarinas por la posible acumulación de depósitos orgánicos en el intercambio de calor. Extensivo trabajo de calificación está actualmente en camino a través de su sociedad con FMC. Sin embargo, de acuerdo a Siemens, el mercado submarino no está a la vuelta de la esquina. Primero los fabricantes de equipos originales (OEM, por sus siglas en inglés) tendrán que probar que la nueva tecnología es capaz de proveer compresores que puedan operar sin mantenimiento por más de cinco años. Después esta tecnología tiene que ser implementada para aplicaciones submarinas y debe probar que es confiable en tal ambiente. Una vez que todo esto ocurra, el mercado submarino ganará gran potencial, pero probablemente esto no sucederá hasta la segunda mitad de la próxima década. StatoilHydro es pionero en estas aplicaciones a través de sus grandes inversiones en Investigación y Desarrollo y financiando a los fabricantes de equipos originales para el desarrollo de esta tecnología. El éxito de dichos procesos seguramente proporcionará una ventaja competitiva a la empresa noruega, pero esto sucederá a largo plazo. ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN Two COMPRESSORTech en espanol

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DOLPHIN ENERGY COMIENZA A SUMINISTRAR GAS A OMÁN Así completan el trazado de gas natural Qatar-Emiratos Árabes Unidos-Ománque fue propuesto por primera vez en 1999 Dolphin Energy Limited comenzó el suministro de gas a Omán, completando así el estratégico trazado de gas natural Qatar-Emiratos Árabes Unidos-Omán que fue propuesto por primera vez en 1999. El acuerdo de venta de gas (GSA, por sus siglas en inglés) fue firmado con Omán Oil Company el 5 de septiembre de 2005 en Abu Dhabi, y estipulaba la entrega de un promedio de 5,6 x 106 m3/d (200 millones de pies cúbicos estándar de gas por día). El acuerdo establece que el gas de Dolphin sea trasladado desde Qatar por medio del sistema distributor de gas oriental de Dolphin (EGDS, por sus siglas en inglés), a través de un conector que se encuentra cerca de Al Ain, en la frontera entre los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y Omán. El acuerdo es válido por un período de 25 años. El gas llegará a Omán después de su paso por el gasoducto de exportación de Dolphin en Qatar y después será monitoreado en su llegada a las instalaciones recibidoras de la empresa en Taweelah, Abu Dhabi, antes de su travesía por el país a través del EGDS. El gas de Dolphin es producido mar adentro en Qatar y es procesado en tierra en su planta procesadora de gas Ras Laffan. El gas es entonces comprimido y bombeado a través del gasoducto de exportación hacia Segundo Trimestre de 2009

las instalaciones recibidoras de Dolphin en Abu Dhabi, EAU, para su distribución a los clientes. El proyecto de Dolphin de $4,8 mil millones para la unión del gigantesco Campo Norte de Qatar con los Emiratos Árabes Unidos y Omán fue el primer proyecto de gas cruzando fronteras en la región del Golfo de Arabia. Este bombea alrededor de 56 x 106 m3/d (2 mil millones de pies cúbicos por día) hacia EAU. Dolphin Energy Limited fue creada para el desarrollo de substanciales proyectos de energía a través del Gulf Cooperation Council (GCC) y para crear riqueza económica a largo plazo y nuevas oportunidades de negocios para el futuro de los ciudadanos del GCC. El GCC está formado por Bahréin, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita y EAU. La mayor iniciativa estratégica de Dolphin Energy, el proyecto Dolphin, abarca la producción y el procesamiento de gas natural del Campo Norte de Qatar, y la transportación de gas seco a través del gasoducto de exportación submarino de Qatar hacia los EAU, el cual comenzó en julio de 2007. Ha estado suministrando a los clientes de los EAU con un promedio de 56 x 10 6 m 3 /d (2 mil millones de pies cúbicos estándar de gas por día) desde febrero de 2008. Omán estará recibiendo alrededor del 10% de 28

esta cantidad, 5,6 x 106 m3/d (200 millones scf/d), bajo los términos del GSA (Acuerdo General de Venta). La inversión total en pozos, líneas de mar, planta procesadora, gasoducto de exportación e instalaciones recibidoras ha convertido a este en uno de los proyectos más grandes relacionados con la energía que jamás haya tenido lugar en el Medio Oriente. Los clientes qataríes del gas Dolphin a largo plazo son ADWEA (Abu Dhabi Water & Electricity Authority), UWEC (Union Water & Electricity Authority), DUSUP (Dubai Supply Authority) y, desde 2008, OOC (Oman Oil Company). Cada uno de ellos ha firmado un acuerdo de suministro de gas con Dolphin Energy por 25 años. Mubadala Development Company, en nombre del gobierno de Abu Dhabi, es dueño del 51% de Dolphin Energy, y el 49% restante se reparte en partes iguales para Total de Francia y Occidental Petroleum de U.S.A. La planta de procesamiento y compresión de gas de la ciudad industrial Ras Laffan de Qatar, es primordial para las actividades y formaciones de los elementos fundamentales de las operaciones de Dolphin. El procesamiento de gas crudo incluye la eliminación de sulfuro de hidrógeno y otras impurezas. La extracción de valiosos subproductos para la venta internacional se realiza entonces y el resultante gas metano refinado es comprimido para abastecer a los EAU a través del gasoducto de exportación. En el proceso de limpieza se remueven mercurio y otras impurezas — como así también los gases ácidos utilizados en la planta para la fabricación de sulfuro. Valiosos subproductos sacados en Qatar incluyen petróleo liviano condensado y los líquidos del gas natural (NGL) etano, propano y butano. El etano es suministrado en un contrato a largo plazo dentro de Qatar — los otros productos son vendidos en mercados internacionales, tanto a plazo como al contado. El producto principal, gas metano refinado, se introduce entonces a través del sistema compresor de gas de Dolphin y es transportado a través del gasoducto de exportación hacia los EAU. JGC Corporation de Japón llevó a cabo la ingeniería, la puesta en marcha y la construcción durante el período 2004-2007. Los trenes compresores de gas fueron provistos por Rolls Royce. ■ Two COMPRESSORTech en espanol

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VETCOGRAY PROPORCIONARÁ EL EQUIPAMIENTO PARA LA CAMPAÑA DE PERFORACIÓN DE OGX EN LA COSTA DE BRASIL El programa podría incluir hasta 51 pozos y aumentar significativamente los descubrimientos del país

VetcoGray, una empresa de GE Oil & Gas, ha firmado un acuerdo de cuatro años con OGX Petroleo e Gas para proveer sistemas de pozos submarinos y tubos de revestimiento para una campaña exploratoria de perforación que podría incluir más de 50 pozos en la costa de Brasil. La campaña de perforación tiene el potencial de aumentar significativamente los hallazgos de petróleo de Brasil. Creada en 2007 en respuesta al creciente interés sobre los descubrimientos de grandes reservas de petróleo en la costa de Brasil, OGX es la compañía petrolera independiente más grande del país. OGX ha asegurado contratos de largo plazo con cuatro torres de perforación semi-sumergibles para llevar a cabo una campaña exploratoria de perforación mar adentro por un término de cuatro años que tiene el potencial de perforación de hasta 51 pozos en diversos bloques ubicados en las cuencas de Santos, Campos,

Espírito Santo y Pará-Maranhão, en la costa de Brasil. OGX tiene los derechos exploratorios mar adentro en 22 bloques de alto potencial, 4,8 mil millones de barriles de petróleo equivalente del total estimado de recursos recuperables de petróleo y de gas natural. El acuerdo con OGX, uno de los acuerdos más grandes que VetcoGray ha asegurado en Brasil, cubrirá la provisión de sistemas de pozos submarinos MS-700 y MS-800, incluyendo grandes tubos de revestimiento, alquiler de herramientas relacionadas y asistencia en la costa y mar adentro durante toda la campaña de perforación. El pedido para los primeros seis pozos ya se ha llevado a cabo y la primera entrega está programada para julio de 2009. Los pozos serán fabricados en la planta Jandira de VetcoGray ubicada en el estado de San Pablo, Brasil, y el paquete de tubos de revestimiento será fabricado

en el centro de servicio ubicado en Macaé, estado de Río de Janeiro. VetcoGray ha provisto pozos submarinos y sistemas de árbol de navidad en Brasil por más de 30 años, con más de 1200 pozos submarinos y 180 árboles producidos e instalados ahí. GE Oil & Gas continúa expandiendo su presencia en Latinoamérica en el sector de gas y de petróleo, con más de 1000 unidades de turbinas a gas y compresores instalados a través de toda la región y más de 50.000 Km. (31.068 millas) de tuberías de petróleo, gas, agua y productos refinados inspeccionados exitosamente. Con la adquisición de VetcoGray, la empresa tiene ahora oficinas claves en Argentina, Bolivia, Brasil, Ecuador, Perú, México y Venezuela, ofreciendo a los clientes fabricación, ventas y capacidad de servicios de manera local. ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

■ La instalación en Belo Horizonte, Brasil, incluye un edificio de oficinas de 800 m2 (8611 sq.ft.) y un edificio de ensamble y almacenamiento de 1000 m2 (10,762 sq.ft.).

NEUMAN & ESSER EN BRASIL El centro de envasado y el edificio administrativo aumentan el estándar de calidad de la empresa y mejora el tiempo de entrega Las primeras ventas de Neuman & Esser (NEA) en Brasil pueden rem ontars e casi 4 0 años atrás, cuando el primer molino de rodil l os fue in stalad o en 1969 en Campino Grande para moler bentonita. En 1977, recibieron los primeros pedidos de Petrobras para la instalación de compresores reciprocating. Para finales de los 70, diez compresores NEA y seis molinos moledores estaban funcionando. En 1984, otro desafío que surgió fue la relación con Demag. Esta comenzó con una licencia y contrato de conocimientos (know-how contract) en Vespasiano después que Demag dejara de dedicarse a la fabricación de compresores en Alemania el año anterior. Neuman & Esser Comerçio e Participações fue fundada como una compañía de inversiones de la empresa para establecer una sociedad contracSegundo Trimestre de 2009

tual con Demag en Brasil. En 1987 este contrato fue expandido para poner a Neuman & Esser a cargo de la modernización de la línea de compres ores reciprocating de Demag con un enfoque en la moción de trabajo. Las actividades de venta comunes han sido muy exitosas, no solo en Brasil, sino también en Estados Unidos y Europa. Por otro lado, desde que las actividades de Demag en Vespasiano apuntaron a diferentes mercados y la construcción de compresores reciprocating perdió mucha de la importancia que tenía anteriormente, Demag en Brasil dejó de producir compresores reciprocating en 1997. Esta fue la oportunidad de Neuman & Esser de adquirir la línea de producción de compresores reciprocating de Demag en Diusburg, Alemania, y de vender este producto alrededor del mundo. El contrato en30

tre Demag y Neuman & Esser fue firmado en Duisburg el 12 de septiembre de 1997, y de allí surgió la base para la fundación de Neuman & Esser América do Sul Ltda., el centro de venta e ingeniería de Neuman & Esser para Sudamérica. Ubicado en Belo Horizonte, Brasil, Neuman & Esser posee un edificio de oficinas de dos pisos de 800 m 2 (8611 sq.ft.) y un hall de envasado de 1000 m2 (10,763 sq.ft.) para ensambles y almacenamiento, equipado con una grúa de 20 toneladas y un banco de pruebas. Este hall multifuncional ha permitido a Neuman &Esser América do Sul extender sus capacidades internas para el montaje de plantas compresoras, acortando los tiempos y aumentando el estándar de calidad de las plantas y servicios compresores. ■ OPRIMA AQUÍ PARA MÁS INFORMACIÓN

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■ Acá se observa el filtro refrigerante de Motortech instalado en un motor Caterpillar a gas. El filtro viene en medidas de 23 o 46 cm de largo (9 a 11 pulgadas). Las unidades tienen que ser especificadas dependiendo del tamaño y la antigüedad del motor.

FILTROS REFRIGERANTES PROTEGEEN LA ACTIVIDAD DE LOS MOTORES. Alambre fino amigo del medio ambiente, filtro de red metálica de acero inoxidable que puede lavarse y volverse a usar Motortech, empresa especializada en accesorios para motores a gas (con sede en Alemania), ofrece un filtro refrigerante de acero inoxidable que ayuda a proteger el medio ambiente. Motortech llevó a cabo una investigación en los controles de sus motores a gas, incluyendo el sistema sensible de detonación DetCon. En los datos extraídos de la investigación fue evidente que el estado de los motores refrigerantes podría crear condiciones favorables para degradación electroquímica, erosión, cavitación y hasta detonación y preencendido en condiciones extremas. Cantidades excesivas de partículas en el glicol prevendría que partes indispensables, como la cabeza de cilindros (culata), disiparan de manera eficiente energía térmica. En caso de que haya que apagar los motores por una emergencia, los componentes de la cámara de combustión “chuparían el calor”, lo que llevaría a que se agrietaran la cabeza de los cilindros (culata). Pero también se observó que durante el funcionamiento normal, las Segundo Trimestre de 2009

temperaturas del sistema de escape aumentaban en un motor que no tenía un sistema de filtración refrigerante. Esta situación acarrearía un riesgo aún mayor, y es que fuera a detonar, lo cual según observaciones de la empresa, sería una falla catastrófica. Otros resultados de un análisis a largo plazo indicaron la posibilidad de que el mantenimiento en partes como el depósito de la bomba de agua e impulsores, tuviera precios más altos. Los sólidos en suspensión del refrigerante actúan como un abrasivo, cortando líquidos en las bombas, rotando partes y sellando mientras circulan a través del motor. Las bombas de agua afectadas por la erosión y que ya no son tan eficientes, no pueden sostener el flujo necesario para mantener y satisfacer secciones imprescindibles, como la cabeza de cilindros y camisas (liners). La empresa observó que los resultados fueron el aumento de los costos de mantenimiento y menos motores disponibles. El filtro refrigerante está diseñado 31

para una fácil instalación ya que es implementado en el circuito refrigerante como un sistema filtrante de derivación (bypass). Este opera con un alambre fino, filtro de malla de acero inoxidable, que es lavable, puede volverse a usar y cuida el medio ambiente. La característica más destacada de una malla (red) de acero inoxidable, utilizada como un medio de filtración, es que no permite ninguna canalización en el filtrado. La fina malla de acero (con una medida estándar de 50 micrones y una medida opcional de 25 micrones) puede ser limpiada en cualquier momento. También cuenta con la característica de ser reusable y de no crear ningún tipo de residuos peligrosos, lo cual podría acarrear problemas de eliminación de basura en algunos países. Los filtros pueden ser limpiados cuidadosamente con un lavado a presión. Para una limpieza más intensa, puede limpiarse con un proceso de lavado ultrasónico. continúa en la página 32 Two COMPRESSORTech en espanol

tores. Cada vez son más los operadores de motores que ven la necesidad de no solo filtrar constantemente el aceite lubricante de sus motores, sino también de instalar un sistema de filtración en sus circuitos refrigerantes. La instalación es fácil y los resultados en la eficiencia son inmediatamente evidentes cuando se observa que el indicador del caudal en los impulsores se detiene después de varias horas de operación, indicando que no hay flujo. Esto indica que el filtro está bloqueado por sólidos en suspensión que han sido extraídos del sistema refrigerante el motor. Esto no representa una preocupación para el funcionamiento, ya que el sistema es instalado solamente como un sistema de derivación (bypass), circuito operado por “slipstream”. Se comprobó que cuanto más estuvieran los motores en funcionamiento, más rápido el sistema refrigerante alcanzaba un estado de detener el flujo. La compañía notó que normalmente los motores más antiguos, con más horas de operación, presentaban mayor cantidad de depósitos de sólidos en suspensión. Típicamente, una vez que el filtro fue limpiado e intercambiado en un período de entre tres y cuatro semanas, una condición de intervalos constantes fue alcanzada. El ensamblado incluye válvulas de aislamiento, por lo cual no es necesario apagar los motores para el mantenimiento, limpieza o intercambio del filtro de acero inoxidable. Por lo tanto se puede lograr la limpieza sin que haya tiempo de inactividad o pérdida de producción. Motortech dice que es una compra de una sola vez, ya que el sistema no tiene desgaste de sus elementos o componentes. El filtro tal vez necesite ser cambiado después de años de uso, pero esto se debe a la manipulación de los operarios y al proceso de limpieza. ■

■ Un elemento extraído de un motor MAN E2842TE312 mostraba depósitos después de solo tres días de funcionamiento. (Foto) Esta foto nos muestra el mismo elemento después del proceso de limpieza.

La compañía dijo que retirando los sólidos en suspensión también permite que los inhibidores en escala y los agentes anticorrosivos del refrigerante actúen dentro de los límites esperados, colaborando así a mantener los motores funcionando en su mejor eficacia. Motortech aseguró que el sistema ha sido muy bien aceptado por los clientes que están intentando aumentar la disponibilidad, eficiencia, y producción de los mo-

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Noticias de la industria proviene de la página 22 una red de servicios globales, lo que le permite ofrecer a sus clientes servicio de soporte, como la entrega de componentes, servicio de válvulas compresoras, completo sistema de revisión, servicio de ingeniería y el cumplimiento de detallados contratos de mantenimiento. Venezuela lanza un proyecto de gas de miles de millones de dólares La empresa estatal Petróleos de Venezuela (PSVSA) ha creado una empresa conjunta con empresas argentinas, portuguesas, estadounidenses y japonesas para aprovechar yacimientos de gas natural mar adentro. La empresa desarrollará reservas conocidas de gas natural estimadas en 28,8 billones de pies cúbicos (81 x 1010 m3) en la costa de la plataforma Deltaza y el golfo Paria, con planes de comercialización apuntando a principios del año 2014. El proyecto de 19,65 mil millones incluye la construcción de dos trenes, o unidades de producción, para gas natural licuado (GNL), cada uno con un rendimiento anual proyectado en 4,7 millones de toneladas, así como también extracciones mar adentro e instalaciones de bombeo. Segundo Trimestre de 2009

La mezcla de capital de la empresa conjunta proviene de PDVSA de Venezuela, Galp Energia de Portugal, Chevron and Technology Services de Estados Unidos, Energía Argentina de Argentina y las empresas japonesas Mitsubishi Corporation, Mitsui e Itochu Corporation. PDVSA tendrá el 60% de participación en la empresa conjunta. La empresa conjunta se encargará del diseño, la construcción y la operación de trenes de GNL, como también de los gasoductos que alimentarán las fábricas en el complejo industrial Gran Mariscal de Ayacucho, en Guira, al noroeste del estado de Sucre. Chromalox recibe certificación Chromalox, un fabricante de calor eléctrico y productos de control, ha sido galardonado con la certificación ATEX por sus instalaciones de fabricación en Nuevo Laredo, México. Mediante la obtención de la certificación ATEX otorgada por la Unión Europea, los productos provenientes de las instalaciones de Nuevo Laredo son considerados seguros en áreas donde pueden ocurrir concentraciones potencialmente explosivas de gas, vapor, niebla o polvo. ATEX cubre 32

una variedad de equipos utilizados en escenarios industriales como plataformas mar adentro, plantas de procesamiento petroquímico, minas e instalaciones de procesamiento de alimentos. Una gama de calentadores son fabricados en la instalación de Nuevo Laredo, incluyendo tubulares, de cartucho, banda cerámica, banda de mica, de tufo y calentadores de confort de aire. FMC gana el contrato de Petrobras FMC Technologies Inc. ha sido galardonado con un contrato con Petrobras por $75 millones para diseñar y fabricar cuatro colectores y controles submarinos para el proyecto de Petrobras Roncador Módulo III. La empresa de tecnología de energía de Houston proveerá dos colectores submarinos de seis ranuras para distribuir inyección de gas a 12 pozos. FMC también abastecerá a Petrobras con dos colectores adicionales para inyección de agua que utilizarán los actuadores All-Electric de FMC para la operación del estrangulador. El equipo será diseñado y fabricado en la instalación que FMC Technologies tiene en Río de Janeiro, Brasil, con las entregas programadas para principios de 2010. ■ Two COMPRESSORTech en espanol

COMPRESSORTechTwo en español ofrece cobertura sin precedentes sobre aplicaciones, tecnologías y productos de compresión de gas cuatro veces por año.

El ejemplar del tercer trimestre de 2009 de COMPRESSORTechTwo será enviado por e-mail en julio.

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