Diseñados para cumplir las más exigentes condiciones en cada aplicación, no es un modelo estándar, se calcula y diseña cada unidad, basándose estrictamente en las especificaciones. Su principal característica es el sistema de sellado estático, que permite efectuar su desmontaje para el mantenimiento, sin necesidad de efectuar el vaciado del tanque. Dependiendo de la geometría del tanque, se convierte en la mejor opción cuando estos tiene gran altura o las condiciones del espacio dificultan la utilización de los agitadores verticales. Aplica para casi todos los procesos de agitación y mezcla de fluidos, en la homogeneización de fases líquidas y de sedimentos en el fondo del tanque como: Almacenamiento de productos petrolíferos, tratamiento y almacenamiento de productos químicos y agro-alimenticios, homogeneización de las torres y tinas de pasta de papel, entre muchas otras. 

Especificaciones básicas:

• Montaje del agitador: SIDE ENTRY - LATERAL 

• Motoreductor de ejes paralelos.

• Equipado con motor eléctrico trifásico a 1.750 RPM, 230/460 V., 60 Hz, IP55, Aislamiento clase F. 

• Brida de montaje en acero A36 terminado epóxico. 

• Material de todas las partes húmedas en acero inoxidable 304 SS con acabado tipo industrial.

• Sello mecánico - Manual de instrucción. 

Aunque no es noticia nueva la conversión de algas marinas u otras materias primas de origen vegetal en petróleo crudo, en esta oportunidad lo han podido hacer en tiempo récord, menos de una hora, mejorando el proceso en busca también de la reducción de costos energéticos. Ingenieros de la Pacific Northwest National Laboratory han desarrollado un nuevo proceso que utiliza algas para producir petróleo crudo en menos de una hora y que puede refinarse de forma convencional en gasolina, diesel o combustible para aviación. El prototipo puede procesar casi dos litros de algas sometiéndolas a 350º y a más de 200 bares de presión (200 veces la presión atmosférica), condiciones que inician el proceso mediante el cual la materia orgánica se convierte en crudo de forma natural, bajo tierra y a lo largo de millones de años. Una gran ventaja de este laboratorio, es que las algas son muy fáciles de cultivar en abundancia. 

El sistema solar Solarsys de Flow Control and Handling S.A., permite el bombeo permanente de los productos químicos, debido a su sistema de funcionamiento a través de un panel solar que junto con baterías de ciclo profundo, tienen la capacidad de aprovechar y almacenar la energía solar, con una capacidad de operar hasta por dos días en condiciones de iluminación poco favorables.

La radiación solar recibida es transformada en electricidad por medio de los controladores de carga instalados en el tablero de control. A fin de optimizar el funcionamiento y generar la menor cantidad de perdidas de energía, el controlador permite la operación del sistema a la vez que regula de forma controlada la carga de la batería. El sistema incorpora baterías de gel, seleccionadas en su orden por las prestaciones que esta tecnología ofrece.

Funcionan del mismo modo que las baterías de electrólito líquido, generan vapores de hidrógeno y oxígeno durante la descarga (electrólisis); sin embargo, difieren de aquellas, en que estos gases se recombinan durante la recarga. También son llamadas baterías de ciclo profundo que permiten disponer de una reserva de energía superior y constante, de mayor duración que una batería convencional. Su construcción contra derrames permite la operación fácil y segura en cualquier posición. Ya que los gases generados durante el cargado se recombinan, no hay necesidad de agregar agua.

133 pies de espesor neto de contenedor de hidrocarburos en cuatro reservorios separados, fue el resultado que dio la prueba de flujo del pozo de exploración Leono 1, ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales en Colombia, hecha por Canacol Energy, petrolera que cuenta con una participación del 80% en el contrato LLA23, y Petromont Colombia cuenta con el 20% restante.

En el reservario Barco, uno de los cuatros reservorios donde se realizó la prueba, se perforaron entre 10,584 – 10,600 pies de profundidad y fluyó a una tasa bruta estable de 1.863 barriles de petróleo por día (bopd) de 35 grados API con 17% de corte de agua, usando una bomba hidráulica fijada a 2,400 libras por pulgada cuadrada.

Ahora la petrolera prepara operaciones de pruebas de producción en el reservorio Gachetá, y una vez se terminen estas pruebas se espera poner el pozo Leono 1 en producción de largo plazo, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, la cual se espera ocurra a finales de diciembre de 2013.