1.- Informe Tecnico Tcb-cur

UCP –TCB -01/2012 INFORME TECNICO CAMPOS TACOBO - CURICHE

A:

Ing. José Luis Hiza C. JEFE DE UNIDAD CONTROL PRODUCCIÓN Y.P.F.B.

VÍA:

Ing. Alfonzo Flores CERTIFICADOR PRODUCCIÓN

DE:

Ing. M. Juliany Yavary P. / Tec. Nicolas F. Torrez Montes. FISCALES DE CAMPO TCB-CUR

FECHA:

13/06/2012

REF:

INFORME TECNICO CAMPOS TCB-CUR

1.

ANTECEDENTES En cumplimento a lo solicitado por la Jefatura de producción se elabora el siguiente informe en el que se hace una descripción técnica de los Campos TCBCUR.

2.

INTRODUCCION El Contrato de Operación “Tacobo y Otros” tiene por objeto la ejecución por parte del Titular de todas las operaciones petroleras dentro del Área de Contrato que incluye los Campos Madrejones, Río Seco, Huayco, Tacobo y Tajibo. El Contrato fue firmado entre YPFB y Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. (Titular) en fecha 28 de octubre de 2006, y aprobado mediante Ley Nº3667 del 23 de abril de 2007; fue protocolizado ante Notaria de Gobierno en fecha 2 de mayo de 2007 que constituye la fecha efectiva del Contrato. El término del Contrato es de 31 años a partir de la fecha efectiva.

3.

AREA DE CONTRATO El Área de Contrato “Tacobo” incluye la siguiente área:

Área

Campo

Parcela

Dpto.

San Isidro

TCB (CUR) - TJB

15,2

Santa Cruz

El área de explotación San Isidro se encuentra ubicado aproximadamente a 120 km al sur de la ciudad de Santa Cruz y en ella se encuentran los Campos y Curiche.

4.

DESCRIPCION FORMACION (ESTRATIGRAFIA – AREA SAN ISIDRO) Y POZOS PRODUCTORES

CAMPO TCB

CUR

POZOS PRODUCTORES TCB X-1001 TCB X-1002 TCB X-4 CUR X-1001 Línea Corta CUR X-1001 Línea Larga CUR X-1002 Línea Corta CUR X-1002 Línea Larga CUR X-1004 Línea Corta CUR X-1004 Línea Larga CUR X-1006 Línea Corta CUR X-1006 Línea Larga CUR X-1005D (Prueba Extend.)

FORMACION PRODUCTORA Humampampa Humampampa Escarpment Chaco Inferior Yecua - Petaca Chaco Inferior Yecua - Petaca Chaco Inferior Yecua - Petaca Chaco Inferior Yecua - Petaca Chaco Medio

TIPO DE GAS Amargo (Alto Cont. CO2) Amargo (Alto Cont. CO2)

Dulce

Pozos – Bateria CUR

Pozos – Planta TCB

4.1 Pozos Productores Campo TACOBO Los Pozos Productores del campo Tacobo están ubicados a unos metros y Kilómetros a la redonda del campo Dos de ellos tiene arreglo de Pozo tipo “Solid Block” Marca Cameron; mientras el otro es de “armadura Simple”. 4.1.1 Pozo TCB X-1001 Ubicado a unos 900 metros al sur de la planta de gas, éste pozo profundo se encuentra produciendo desde el mes de abril del año 2005, simultáneamente a la puesta en marcha de la planta de gas, instalada con una mayoría de equipos y personal calificado provenientes de las plantas de descenso de Dew Point de Bermejo y de absorción y regeneración de aminas de Madrejones. La perforación de éste pozo comenzó el año 2002. Su arreglo final consta de tubería de producción que al llegar a superficie se conecta al arbolito de producción con capacidad de presión de 15000 PSI de marca Cameron®, adquisición debido a la WHP (presión de cabeza de pozo) inicial mayor a 11000 PSI.

Entre los componentes principales de la terminación y arbolito (tipo solid block) se encuentran:

4A 6A

3

4B 6B

5A 2

5B

1

Arreglo: Tipo Solid Block



Válvula Maestra Inferior (Lower Master Valve): Cierra el flujo de producción en caso de hacer mantenimiento a válvulas aguas arriba, (véase imagen ref. 1).



Válvula Sobre maestra superior (Upper Master Valve): Cumple misma función de la anterior, en arreglos similares ésta válvula es actuada hidráulicamente, (véase imagen ref. 2).



Válvula de Maniobra (Swab Valve), (véase imagen ref. 3): Ésta válvula es la que se conecta con el lubricador del equipo de slick y wire line, para intervenciones de pozos. Durante la producción cotidiana del pozo se puede conectar un manómetro o un registrador de Presiones de cabeza de pozo (véase líneas adelante).



Válvulas de producción manuales (flow valves): Ubicadas a cada lado de los brazos o alas del arbolito de producción (véase imagen ref. 4A y 4B), estas válvulas se usan con mayor frecuencia para maniobras de cambio de choke o simplemente cierran el tramo al que pertenecen, cierran y/o abren tras 29 vueltas.

Nota: Es importante tomar en cuenta el número de vueltas (ver, Cronología de actividades, Procedimiento cambio de choke).



Termocuplas: Son dispositivos electromecánicos para lectura de temperatura (termo-sensores), se ubican en cada brazo o tramo de producción (véase imagen ref. 5A y 5B), se leen con el empleo de scanner especial (ver imagen).

Termocupla

Escáner lector termocupla

de



Válvula de Seguridad de Superficie (WSV): Se encargan de abrir o cerrar los tramos a los que corresponden de manera actuada (véase imagen ref. 6A y 6B), ejerciendo o liberando presión hidráulica desde el panel de control neumático de Baker Oíl tolos, cumplen la misma función de las válvulas de maniobra.



Portachokes fijos: Se encuentran ubicados en los extremos de los brazos del arbolito de producción (véase imagen ref. 7A y 7B), su función es de alojar el choke respectivo para una determinada producción, en el caso específico de éste pozo el tramo 1 trabaja con choke de diámetro 14/64” y el tramo 2 trabaja con choke de diámetro 18/64”.

Panel de control de válvulas de seguridad: Está comprendida de una caja de acero inoxidable, desde la cual se pueden controlar las válvulas de seguridad SSSV y WSV, así mismo presenta manómetros correspondientes a las presiones de apertura y cierre de dichas válvulas.

Panel de Control de Válvulas de Seguridad

Caja de control de válvulas: Exclusivas para el cierre de válvulas de seguridad superficiales y sub-superficiales en caso de alguna emergencia, presentan manómetros indicadores de presión de apertura de dichas válvulas.

Caja de Control de Válvulas

Registrador de Presión: Este registrador de presiones está conectado mediante un capilar de presión a la cabeza de pozo con la finalidad de tener un registro y enviarlo en tiempo real a la sala de control mediante fibra óptica, éste registrador de marca Spider posee una memoria que se recupera en una computadora portátil

Instrumentistas instalando el WHPR Spider

Condiciones de Presión y Temperatura de Cabeza actuales:

4.1.2 Pozo TCB X-1002 Este pozo se encuentra ubicado a unos 8 kilómetros al sur de la planta de gas, éste pozo profundo (> 5100 mts) al igual que el x-1001 se encuentra produciendo desde los primeros meses del año 2008. La perforación de éste pozo se llevó a cabo en gran parte del año 2007. Su arreglo final consta de tubería de producción de material cromo 13 anticorrosivo que al llegar a superficie se conecta al arbolito de producción con capacidad de presión de 15000 PSI de marca Cameron® similar al solid block x1001.

Condiciones de Presión y Temperatura de Cabeza actuales:

4.1.3 Pozo TCB X-4

4.2 Pozos Productores Campo Curiche 4.2.1 Pozo CURX-1001 Este pozo se encuentra ubicado a 150 m. de la planta de acondicionamiento de gas, este presenta una Tubería de producción dual es decir presenta línea corta como una línea larga debido a las dos formaciones productoras. En la siguiente tabla se muestran las características más importantes de este Pozo:

Arreglo Simple MMA

4.2.2 Pozo CUR X-1002 EL pozo está ubicado a 2780 m. al igual que los dos anteriores pozos este presenta una línea corta y una línea larga. En la siguiente tabla se muestran las características más importantes de este Pozo:

Arreglo Simple MMA

4.2.3 Pozo CUR X-1004 EL pozo está ubicado a 2780 m. al igual que los dos anteriores pozos este presenta una línea corta y una línea larga. En la siguiente tabla se muestran las características más importantes de este Pozo:

Arreglo Simple MMA

4.2.4 Pozo CUR X-1006 EL pozo está ubicado a 1500 m. al igual que los dos anteriores pozos este presenta una línea corta y una línea larga. En la siguiente tabla se muestran las características más importantes de este Pozo:

Arreglo Tipo Solid Bolck MMA

4.2.5 Pozo CUR X-1005D El pozo CUR-X1005D es un pozo exploratorio del área SAN ISIDRO que se encuentra Ubicado en la zona Norte del Campo Curiche, en el departamento de Santa Cruz. Se inicio la perforación del Pozo CUR X-1005D con número de AFE 382 EX022 con el objetivo de verificar la extensión de los reservorios Chaco Inferior y Yecua - Petaca respectivamente se descubrió el reservorio CHACO MEDIO. Los ensayos de Producción realizados en Fecha 23 y 24-04-12 realizados confirmaron que es productor de Gas y Condensado. En fecha 14-06-12 se inicio la puesta en producción del Pozo CUR X-1005D a Hrs. 11:45 a.m.

5.

CAPACIDAD DE PLANTA - TCB Y BATERIA – CUR

5.1 Planta TACOBO CAUDAL DE GAS MMPCD

CAUDAL DE CONDENSADO BPD

100

500

Condiciones Actuales:

GAS

Caudal de Gas MMPCD

Presión (Prom.) PSI

Temp. (Prom.) ⁰F/C

Contenido de agua LbH20/MMPC

Poder Calorífico BTU/PC

Alimento

55

1.075

123/50

209

977,22

Venta

51

1.150

80,7 – 27

2

1020,76

5.2 Batería CURICHE CAUDAL DE GAS MMPCD

CAUDAL DE CONDENSADO BPD

40

200

Condiciones Actuales – Ingreso a Planta TCB:

GAS

Caudal de Gas MMPCD

Presión PSI

Alimento

30

1.100

6.

Temp. ⁰F/C

Contenido de agua – entrada a Planta TCB LbH20/MMPC

GE

Poder Calorífico btu/PC

80/27

31,2

0,6200

1.076,6

DESCRIPCION DE FACILIDADES BATERIA

BATERIA CURICHE La batería recolecta la producción de Gas de los Pozos CUR X-1001,1002, 1004,1006 L/L Y L/C en total 4 pozos de terminación dual cada uno con 2 líneas ingresan al sistema de colectores (M-100) a excepción del CUR X1006 L/L que se mantiene cerrado. Posteriormente el fluido recolectado ingresa en los separadores trifásico y se separa en Gas, Condensado y Agua. NOTA.- Desde fecha 14-06-12 se realiza la puesta en Producción del Pozo CUR-X1005D a Hrs. 11:45 a.m. Entra en producción con choque 24/64" por separador de prueba V201 con flujo instantáneo 2.75 MMPCD, con presión de cabeza de Pozo 1.345 Psi, Presión en el separador 1.173 Psi. @83 ⁰F. (CONTINUA EN PRUEBA EXTENDIDA para completar información de la “Declaratoria de Comercialidad”). 6.1 Líneas de Recolección.- Se utilizan líneas de 3” normales porque el gas producido no tiene presencia de CO2. (M-100) El colector es una instalación de válvulas con el objetivo de recibir el flujo proveniente de los Cinco pozos que llegan a la planta de tratamiento de gas, estos colectores están diseñados de manera tal que permiten controlar la producción de todos los pozos. Consta de dos líneas, la línea principal de producción y la línea principal de prueba, la primera nos permite la producción de un grupo de pozos. La segunda línea nos permite controlar la producción o el comportamiento de un solo pozo en particular. A la vez en el área de recolección se tiene una válvula de seguridad para controlar la presión con la que viene el hidrocarburo.

Colectores



Líneas de Prueba o Ensayo

Las líneas de prueba o ensayo permiten el flujo de un solo pozo para probar y analizar los caudales de petróleo y/o agua en un periodo de tiempo. El diámetro de las líneas de prueba es menor a las líneas de producción por ser exclusivamente para el flujo de un solo pozo en nuestro caso estas son de 4”. El colector posee una válvula actuada que consta como dispositivo de seguridad en caso de existir sobrepresiones, en caso de emergencia actúan las válvulas PSV (Pressure Safety valve). 

Líneas de Producción

Las líneas de producción colectan el fluido proveniente de varios pozos el cual es dirigido al área de separación en la Planta de acondicionamiento de Gas. Las líneas de producción cuentan con un diámetro mayor a las líneas de prueba, esto se debe a que por el interior de estas líneas fluye un caudal mayor con respecto al caudal en la línea de prueba. Véase figura línea 2.

6.2 Separadores.La principal función de los separadores que presenta la planta (V-101 y V201) es el de separar el condensado, gas, compuestos sólidos y agua de formación que se produce de los campos.

Separadores V-201 (Prueba) V-201 (Grupo)

6.2 SISTEMA DE SEPARACIÓN.La batería está provista de 2 separadores horizontales trifásicos (para alta presión 1440 y 1100 Psi.). Uno es un separador de Grupo (V-101) y el otro es un separador de Prueba (V-201) El Gas que sale del separador de los pozos de CUR se los direcciona al gasoducto directamente.

SEPARADOR DE GRUPO V-101

SEPARADOR DE PRUEBA V-201 El condensado se lo bombea a Planta TCB para su respectiva estabilización por el Oleoducto 2” de fibra de vidrio (ERFV) construido de forma paralela al gasoducto de 6” (Longitud de 11 Km). 6.1.1.- Pruebas de Producción.- En la Batería se realizan de acuerdo a un cronograma de Pruebas cada 4 días se cambia una nueva línea para su prueba, a continuación un promedio de los resultados obtenidos por Pozo con su línea respectiva: Nota.- Datos promedios actualizados hasta Mayo – 2012.

En el siguiente cuadro podemos conocer de acuerdo a las pruebas de producción que se realizan la producción individual por pozo y así tener la información de cuál es el pozo que tiene mayor producción tanto de Gas como de Condensado y cuál es el Que tiene menor producción; de tal manera que se lleve un control y análisis del comportamiento de los mismos.

7.

DESCRIPCION DE FACILIDADES PLANTA

PLANTA TACOBO

Planta de Gas - Tacobo Planta de Tratamiento de gas en el Campo Tacobo que tiene una capacidad de proceso de 100MMpcd, e incluye:  Sistema de Separadores de producción y pruebas  Sistema de endulzamiento del Gas Natural con aminas para remoción de CO2.  Sistema dew point para el control del punto de rocío de agua e hidrocarburos. 

Circuito del Glicol (Deshidratación del Gas)



Circuito de Propano (Enfriamiento del Gas)

 Dos compresores de gas de salida  Sistema de Estabilización del Condensado  Tanques de Almacenaje, Sala de Generadores y Red Contra Incendios.

7.1 LÍNEAS DE RECOLECCIÓN.- Se trata de un conjunto de conexiones y válvulas que permitirán manejar en forma Individual y/o conjunta el flujo que ingresa.  La Planta TCB recolecta los Gases de los Pozos del Propio Campo como ser: TCB X-1001, 1002 Y 4. Se utilizan líneas de 8” y 10” protegidas interiormente (revestimiento fenólico TK-7) para evitar su corrosión interna por efecto del alto contenido de CO2 que tiene el gas. (> 4 %). Los Pozos X-1001 y 1002 tienen el revestimiento anticorrosión en tubería excepto el TCB X-4 por ser un Gas Dulce con bajo porcentaje de contenido de impurezas.  También ingresa como alimento el Gas Rico que viene desde la Batería Curiche (con una Pres. Prom = 1.045 Psi @ 22 ⁰C) a procesarse y acondicionarse para su posterior entrega.

Ingreso Del Gas Pozo TCB X-4 Ingreso del Gas Rico - CUR Ingreso Del Gas Pozo TCB X-4

Ingreso Del Gas Pozo TCB X-1001 y 1002

Colector de Gas - Pozos TCB X-1001 y 1002 y 4

Colector del Gas Rico - Curiche y Pozo TCB X-4

7.2

SISTEMA DE SEPARACIÓN.- Los Separadores son dispositivos mecánicos encargados de la separación del flujo de producción de hidrocarburos en gas, petróleo y agua y sedimentos básicos provenientes del yacimiento. El sistema de separación Primaria en planta consta de 2 separadores, uno es de grupo (V-101) y otro es de Prueba (V-201).

El Flujo de Gas Rico que ingresa de los Pozos de TCB se dirige a los separadores Horizontales para su separación y posterior ingreso al sistema de Endulzamiento de Planta ya que su contenido de CO2 de la corriente de Gas es elevado. (Antes pasa la corriente de gas de la descarga de los dos separadores por el Aéreo – Enfriador AC101 y el Separador vertical V-110)

Ingreso Del Gas

Salida Del Gas

Separador Primario de Grupo

Separador Primario de Prueba

Salida Del Gas

Ingreso Del Gas CUR

Separador V-120, Ingreso de los Gases de Curiche

En el caso del gas que ingresa a Planta como alimento de la Batería Curiche no necesita ingresar al Sistema de Endulzamiento con aminas ya que este gas tiene un % de dióxido de carbono (CO2) bajo tiene un contenido de 0.0565 no es corrosivo por lo que es dirigido al proceso de dew point directamente, este gas se une a la salida (Sistema de endulzamiento) del Gas tratado de TCB y la mezcla de Gases de TCB y CUR se van juntos a su respectivo proceso de acondicionamiento.

7.2.1.- MEDIDORES.- Producto de la Separación Primaria se separan los diferentes fluidos y estos son medidos. (Gas, Condensado y Agua)  Para la medición del Gas de entrada se cuenta con dos tipos de Medidores como ser Placa de Orificio y Ultrasónico.  Los Medidores de Condensado son Tipo Coriolis – Másico  De agua son Medidores Magnéticos Tienen las siguientes características – MEDIDORES GAS:

Tienen las siguientes características – MEDIDORES LIQUIDOS (CONDENSADO – AGUA):

7.2.3.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN.obtenidos por Pozo:

A continuación un promedio de los resultados

Nota.- Datos promedios actualizados hasta Mayo – 2012.

 Grafico Producción Individual – Pozos TCB donde se observa que el Pozo TCB X1001 es el Pozo de mayor producción de Gas como de Condensado, el TCB X-4 es el Pozo que tiene menor producción de Gas pero aporta mayor aporte de Condensado que el TCBX-1002.

ZONA DE ENFRIAMIENTO DEL GAS AMARGO Y SEPARADOR VERTICAL DE CONDENSADO Aeroenfriador AC-101.- Este equipo tiene la finalidad de bajar la temperatura del gas que sale de la descarga de los separadores V-201 y V-101, esto con la finalidad le lograr condensar los pesados que puedan existir en el gas. Este aéreo enfriador son prácticamente unos ventiladores que presentan tubos en la parte superior que es por donde pasa el gas y es enfriado. Separador de Condensado V-110.- Es un separador vertical Bifásico de alta nos ayuda a separar los caudales de condensado obtenido en el enfriamiento de gas aguas abajo del aero – enfriador AC-101. El gas ingresa a una altura media del separador vertical e inmediatamente choca con la placa deflectora, el condensado obtenido cae y el gas sube pasando a través del extractor de niebla ubicado en la salida de gas, el condensado cuyo nivel es controlado por su respectiva válvula de flujo LCV-110 es conducido al skid de estabilización de condensado, mientras que el gas sigue su recorrido hacia el filtro coalecedor.

Ingreso Del Gas TCB Salida Del Gas - TCB

AC -101

V-110

BYPASS DE FLUJO DE GAS Luego de que el gas ha sido separado de sus fases adjuntas aguas arriba, se realiza la bifurcación del flujo: una gran parte ingresa a la planta de endulzamiento y otra va directamente hacia el siguiente tratamiento que es la planta de descenso de dew point y deshidratación del gas, esto se realiza en una proporción del 70 – 30 y se debe

principalmente a que la máxima cantidad de gas a tratar en la planta de aminas es de 31 MMscf, es decir que el gas que entra a la planta de endulzamiento sale con un porcentaje molar de CO2 menor al 0,5%, al mezclarse con la otra corriente de gas promedia los 2% necesarios para cumplir las especificaciones establecidas por la transportadora.

1 3 2

3 1

7.3 SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL.El Sistema de endulzamiento existente en la planta tabobo proviene de la planta Madrejones cuyos equipos datan del año 2001. La función de ésta planta es de separar el CO2 excedente del gas natural, llegando de esta manera a cumplir las condiciones de gas de venta que establece un contenido molar porcentual menor al 2%. Esta planta se encuentra compuesta de los siguientes equipos:  

CONTACTO AMINA POBRE – GAS AMARGO Filtro Coalescedor F-213 Torre Contactora de Amina T-213



Depurador de Gas Dulce V-204

   

REGENERACIÓN DE AMINA TK Flash V-208 Intercambiador de Placa E-202 Torre Regeneradora T-206 Reboiler E-207

  

REFLUJO Coolers AC-215 Separador Vertical V-216 Bombas

 

Tanque de Surgencia Amina T-205 Bombas Booster P-202 A/B

2

  

Aeroenfriador AC-209 Filtros de Amina Pobre F-212 A/B y F-214 Bombas de circulación de amina – Reda P-201 A/B

CONTACTO AMINA POBRE – GAS AMARGO Una vez el Gas de TCB sale del Separador Vertical V-110 se dirige a la entrada del Filtro Coalescedor F-213 ya que Antes de ingresar a la torre contactora se Eliminan líquidos y sólidos que pueden afectar la operación de la planta. – Hidrocarburos Liquido (espuma miento) – Aguas Saladas (espuma miento y corrosión) – Sulfito de Hierro (espuma miento) – Químicos para tratar a Posos de Gas (espumamiento y corrosión) – Aceites de compresores (espuma miento) 7.3.1 Este Filtro Calescedor F-213.- es el encargado de separar las últimas partículas de hidrocarburos líquidos (mayores a 0.3 micrones), partículas sólidas como sulfuro de hierro (S2Fe), carbón, óxidos de hierro coloidal y productos de degradación los cuales pueden ocasionar problemas durante la absorción con aminas. Ingresa el gas por la parte superior en donde las gotas de condensado que puedan existir se hacen más grande para optimizar el segundo paso que es la separación en la parte inferior donde son removidas y drenadas como corresponde.

Ingreso Del Gas TCB

Salida Del Gas - TCB

Filtro Coalescedor F-213

7.3.2 Torre Contactora de Amina T-203.Posterior al paso del gas por el filtro coalecedor este ingresa a la torre por la parte inferior a la contactora de aminas (T203) y en contra corriente ingresa la amina Pobre para atrapar las moléculas de CO2 de la corriente del Gas Amargo. La Torre Contactora de amina está equipada por indicadores de temperatura de gas de entrada y amina de salida que pueden usarse para monitorear el perfil de temperaturas de la torre, y un visor de nivel de amina. La torre consta de una serie de 20 platos contactores de acero inoxidable y es ahí donde el gas entra en contacto con un caudal de amina. Opera a alta Presión y moderada temperatura. Dentro de la torre contactora existe un fenómeno que es la formación de espuma que a medida que se va generando impide la salida del gas haciendo que aumente la presión diferencial en la torre y entonces la temperatura de la misma. Para detectar este problema se ha provisto a lo largo de toda la torre unos transmisores de temperatura que me indican cualquier cambio que exista dentro de esta. Se debe controlar la temperatura dentro de la torre para que no pase los 85° C ya que por encima de esta temperatura se produce la desabsorcion del CO 2 y se corre el riesgo de formación de espuma y también se debe controlar que la temperatura no sea muy baja para evitar problemas en la cinética de la reacción.

Salida Del Gas dulce – TCB a V-204

Entrada de Amina Pobre de bomba REDA

Ingreso Del Gas AMARGO TCB

Salida de Amina Rica a V-208

Torre Contactora de Aminas T-203

Los platos están diseñados de la siguiente manera: 

La solución de amina fluye a través de cada plato por sobre un vertero en el borde de salida que mantiene un nivel de liquido constante en cada plato y fluye hacia abajo a través de un down cover al plato inmediato inferior.



El gas se mueve hacia arriba a través de pequeñas aberturas ubicadas en todo el plato.



Estas aberturas están cubiertas con válvulas de tipo flotante, permiten que el gas se mueva hacia arriba mientras se minimizan la cantidad de líquido que lagrimea hacia el plato inferior a través de los agujeros. El lagrimeo reduce la eficiencia del plato.

El gas y la amina entran en contacto íntimo en cada plato con tiempo de contacto suficiente para que la solución de amina absorba el dióxido de carbono que está en el gas de entrada. En este mecanismo de absorción el dióxido de carbono es el componte ácido (gas ácido) y la solución de amina es el componente básico. Las reacciones generan calor de manera que se observa un aumento de temperatura, se produce una reacción exotérmica (Liberación de calor por el contacto intimo de la amina con el gas en los platos).

PROPIEDADES DE LA AMINA UTILIZADA Nombre Fabricante Formula Congelamiento ºC: Ebullición ºC: Flash Point ºC:

Dens. ºC: 20 C Flash Point ºC: Punto de Ignición ºC Compuesto PM

MDEA BASF C5H13NO2 -21 243 137 g/cc 1.04 137 265 Metil Dietanolamina (Activa) 119,2

7.3.3 Depurador de Gas Dulce V-204.Una vez el Gas Dulce sale de la Contactora se dirige al V-204 es en este punto es donde se separa al gas de cualquier rastro de amina que haya pasado por el extractor de niebla de la Torre Contactora, este separador es muy necesario cuando existe aparición de espuma en la Torre, ya que evita el arrastre de amina y permite la recuperación de aminas. Su funcionamiento es igual al del separador V-110, y posee un drenaje que comunica con el tanque flash de amina V-208, el cual será explicado en la sección de regeneración de amina. El gas que sale de éste scrubber se denomina gas dulce ya que apenas cuenta con una composición molar de 0.5% de dióxido de carbono. Este gas dulce se pone en contacto con el gas agrio del bypass y se llega al porcentaje indicado para continuar hacia la planta de ajuste o descenso del dew point.

Salida Del Gas DULCE - TCB

Ingreso Del Gas DULCE - TCB

Depurador de gas Dulce Características del Separador:

ZONA DE ENFRIAMIENTO DEL GAS DULCE (TCB-CUR) Y SEPARADOR VERTICAL DE CONDENSADO Es necesario enfriar el gas antes del ingreso al ajuste de dew point. El gas Dulce de la salida del V-204 se pone en contacto con el gas agrio del bypass y se llega al porcentaje indicado para continuar hacia la planta de ajuste o descenso del dew point pero antes ingresa a Pre-enfiarse en el aeroenfriador AC-100. Este separador es el encargado de remover todos los líquidos que hayan podido formarse en el paso del gas por el aéreo enfriador, tiene el mismo funcionamiento que separador V-110.

Salida Del Gas DULCE – TCB CUR

Ingreso Del Gas DULCE – TCB CUR

Ingreso Del Gas DULCE – TCB CUR

El Gas que sale del V-110 se dirige al sistema de la Dew Point, más adelante se continuara con la explicación del RECORRIDO DEL GAS. REGENERACIÓN DE AMINAS El sistema de regeneración de amina cumple la función de remover el dióxido de carbono, filtrar y bombear la amina constantemente hacia la torre de absorción T-206 Este proceso de regeneración se denomina desorción ya que se realiza el proceso inverso al realizado en la torre contactora T-203, además de trabajar con condiciones opuestas de presión y temperatura. Si bien la regeneración es un proceso costoso y complicado es la única solución para remover el CO2 sin alterar propiedades de la misma.

Resumen del proceso: La amina rica que sale por debajo de la torre contactora pasa luego por un separador tipo flash V-208 (1285 a 75 PSI), en donde se separa del poco gas que pueda arrastrar la amina. Luego, la amina rica, pasa a través de un intercambiador de placas E-202 en donde intercambia calor con la amina pobre y es conducida hasta la parte superior de la torre regeneradora (TR) T-206 por donde desciende 20 platos, al llegar a la parte inferior de la TR e ingresa al re-hervidor E-207 por la parte inferior de este último y en el ascenso intercambia calor con el aceite caliente proveniente del horno elevando su temperatura hasta los 252 °F, al salir por la parte superior del re-hervidor ingresa al fondo de la TR liberando vapor el cual asciende hasta la cabeza de la TR y desciende por un conducto paralelo a ésta denominado reflujo ingresando al aeroenfriador AC215 perdiendo temperatura hasta alcanzar unos 135 °F para ingresar al separador de reflujo V-216, ubicado por debajo de la TR, el cual separa el CO2 que se va acompañado con vapor de agua hacia la chimenea correspondiente y el liquido del separador es bombeado a la torre contactora nuevamente acabando el reflujo. La amina pobre es la entregada por el re-hervidor E-207 y va al TK acumulador de amina pobre que posteriormente es bombeada por la bomba booster e introducida al intercambiador de placas para posteriormente salir a un aeroenfriador AC-209 que les reduce la temperatura a unos 130 °F y finalmente es bombeada por la bomba REDA de circulación de aminas hacia la torre contactora.

REGENERACIÓN DE AMINA 7.3.4 Tanque Flash de amina V-208. Este tanque se encuentra al lado de la torre contactora de aminas, es en esencia un separador trifásico horizontal que tiene la función de separar el gas y los Hidrocarburos líquidos que puedan existir de la amina rica y puedan causar problemas aguas abajo en la torre de regeneración T-206. La separación se produce gracias al flasheo o expansión que se experimenta en este separador de aproximadamente 1280 PSI a 75 PSI, suficiente para que la amina rica venza las pérdidas de presiones por fricción en las líneas, intercambiador de calor e hidrostática del ascenso a la torre de regeneraciónT-206. Este tanque tiene adicionalmente un sistema de gas Blanketing el cual mantiene la presión de 75 PSI. El gas separado se va a venteo previo paso por el knock-out drum, este gas es extremadamente corrosivo ya que su composición molar de CO2 asciende al 20%.

Ingreso de la Amina Rica de T-203

Salida de Amina Rica a E-202

Tanque Flash de Amina

7.3.5 Intercambiador de Placa E-202 Es un intercambiador de calor del tipo de placas, estos intercambiadores se caracterizan por su alta eficiencia en la transferencia térmica pero producen una caída de presión considerable entre 12 a 20 PSIG. Permite el intercambio de calor entre la amina pobre proveniente del Rebolier E-207 la cual se encuentra a temperaturas por encima de los 120 °C con la amina rica la cual proviene del tanque flash V-208 y se encuentra a una temperatura de 60 °C. De esta manera se optimizan 2 procesos: 

Primero: se calienta la amina rica hasta unos 90 °C aproximadamente optimizando el proceso de calentamiento antes del Ingreso a la torre Regeneradora de amina.



Segundo: se enfría considerablemente la amina pobre optimizando el proceso de enfriado realizado por el aeroenfriador AC-209.

Salida de Amina Rica a T-206

Intercambiador de Placas

7.3.6 Torre regeneradora de amina T-206 Es en esta torre donde se realiza la desorción, al igual que la torre de absorción T-203 está conformada de 20 platos con la diferencia que ésta trabaja con baja presión y alta temperatura. La amina rica (90° C) ingresa por la parte superior de la torre procedente del intercambiador de placas E-202, desciende por los 20 platos de acero inoxidable donde una placa separadora de nivel deriva el flujo (115° C) hacia el reboiler el cual calienta la amina y la devuelve al fondo de la torre (125° C). Gracias a la alta temperatura en el fondo de la torre es que se produce la evaporación del agua el cual arrastra el CO2 hasta la cabeza de la torre en donde es conducida hacia el reflujo. Una vez que se ha evaporado el vapor de agua cargado de CO2 desde el fondo de la torre se puede decir que la amina se encuentra completamente regenerada y es conducida hacia el tanque de surgencia de Amina V-205.

Reflujo

CO2 a la atmosfera

Torre Regeneradora de Amina

7.3.5 Reboiler E-207 La Amina Pobre Sale por la parte inferior de la Torre Regeneradora T-206 e ingresa al reboiler que es el encargado de calentar la amina, previa entrada a este reboiler la amina ya no deberá tener CO2 ya que a esta temperatura aumenta su efecto corrosivo, la función en sí del Reboiler es de vaporizar una gran parte de agua, sin embargo no de amina ya que la diferencia en los puntos de ebullición es altamente diferenciable. Una vez sale la amina del reboiler se dirige al TK-205 de surgencia pasando previamente por el Intercambiador de Placa intercambiando temperatura con l amina Rica.

Salida de H2O c/ CO2

Entrada de Amina Pobre

Rebolier

Reflujo El sistema de reflujo comienza desde que el vapor de agua con CO2 sale por la parte superior de la torre regeneradora T-206, luego es conducido al condensador de reflujo AC-215, posteriormente se separa en el acumulador de reflujo V-216 la fase gaseosa la cual es conducida hacia la atmósfera. 7.3.8 Condensador de Reflujo AC-215 El condensador de reflujo es un aeroenfriador compuesto de 2 ventiladores eléctricos los cuales reducen la temperatura de aproximadamente 95° C hasta los 58° C, aquí se condensa vapor de agua rico en CO2 parcialmente.

Aeroenfriador de Reflujo

7.3.9 Acumulador de Reflujo V-216 El acumulador no es más que un separador vertical bifásico de muy baja presión (4 PSIG). Este acumulador recibe flujo del condensador de reflujo A-215, donde una parte se condensa y otra queda como vapor, el flujo cae al acumulador de reflujo V-216 aquí el gas principalmente CO2 sale a la atmósfera y el líquido es bombeado por las bombas de reflujo nuevamente hacia la cabeza de la torre T-206

7.3.10 Bombas de reflujo Son las encargadas de conducir el reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora, tienen que tener la potencia suficiente para vencer esta hidrostática además de las pérdidas de carga por fricción.

7.3.11 Tanque de surgencia de amina Este tanque cumple 3 funciones:  Recibir y acumular la amina pobre.  Sirve como indicador de la cantidad de agua en la amina.  Recepciona los 2500 litros de agua desmineralizada que se agregan a diario para reponer el agua evaporada a la atmósfera.

Tanque acumulador de Amina

7.3.12 Bombas Booster P-202 A/B Al igual que en todo el proceso existen 2 bombas booster de amina pobre, una en uso y otra en espera o stand by. La función principal de éstas bombas es de hacer circular la amina pobre por el intercambiador de placas amina-amina, vencer la hidrostática hasta el aeroenfriador AC-209 de amina pobre y la pérdida de carga de los filtros además de ejercer presión necesaria para que las bombas reda de circulación de aminas tengan succión.

Bombas Booster

7.3.13 Aeroenfriador AC-209 Luego de ser bombeada por las bombas booster la amina pobre intercambia calor en el intercambiador de placas enfriándose hasta los 90° C para optimizar el proceso de enfriamiento efectuado por el aeroenfriador AC-209.

7.3.14 Filtros de Amina F-212 A/B y F-214 F-212 A/B un filtro mecánico que remueve partículas sólidas de tamaño mayor a 5 micrones de la corriente de amina pobre. F-214: Es un filtro de carbón activado es cual cumple la función de filtrado físicoquímico. El filtrado es un proceso necesario ya que reduce la tendencia a la formación de espuma aguas abajo, la erosión, la corrosión, el ensuciamiento y al taponamiento. Dentro del filtro, la amina pobre es forzada a través de elementos filtrantes donde las partículas sólidas quedan atrapadas. A medida que los elementos filtrantes se van obstruyendo con partículas la perdida de carga a través del filtro aumenta. En ese caso se debe lavar los filtros o en última instancia los elementos filtrantes deberán ser reemplazados.

Filtros de Amina Pobre

7.3.15 Bomba de circulación de Amina – Reda P-201 A/B Luego de ser filtrada la amina es bombeada (succión 18 PSI, descarga 1330 PSI) hacia la torre contactora T-203 por la Válvula check completando el ciclo, para realizar esto se tiene una bomba con las siguientes

Bomba Reda

7.4 SISTEMA DE AJUSTE DEL DEW POINT Es necesario enfriar el gas aproximadamente de unos 55 °C (de 40°C hasta -15°C) con la finalidad de que a esa temperatura se puedan separar los hidrocarburos líquidos ajustando el punto de rocío o lo que dice el punto B.1.15 de los TCGS de la transportadora en el que se establece un punto de rocío de 0 °C a una presión de 45 Kg/cm2 (640 PSI). “Dew Point” o planta de punto de rocío Básicamente es un proceso que consiste en provocar la condensación del vapor de agua y los hidrocarburos pesados mediante enfriamiento. Es evidente que esta operación necesite de otro agente a efectos de impedir la formación de hidratos en la instalación al reducir considerablemente la temperatura del gas, para este fin se utilizan glicoles por su doble acción como absorbente y como anticongelante. Atendiendo a las bajas temperaturas de trabajo el más apto para la planta es el monetilenglicol (MEG), soluciones al 70% altamente higroscópicas y de muy alto punto de congelamiento se puede decir que prácticamente las soluciones que oscilan entre 60 – 80% no congelan.

El acondicionamiento es una tarea inevitable, ya que el gas proveniente de batería separadora de petróleo se encuentra saturado de agua y gasolina y, seguramente contendrá también petróleo líquido. Durante el calentamiento del petróleo en las baterías, se produce la volatilización de los hidrocarburos más livianos y cuando esto ocurre antes de un separador, estos derivados livianos saldrán por la parte superior del separador en forma de gas y luego, con el enfriamiento natural dentro de las líneas, se condensará pasando al estado líquido, lo que traerá problemas en el transporte. El agua presente en el gas, bajo ciertas condiciones de alta presión, baja temperatura, flujo en torbellinos y en presencia de algunos hidrocarburos más pesados, puede provocar la formación de hidratos. Hidratos: sistemas sólidos cristalinos agua–hidrocarburos parecidos a la nieve, que tienen la particularidad física de presentarse como sólidos. Se ha comprobado que los vapores de agua e hidrocarburos (gasolina) se combinan para formar el hidrato, el que bajo ciertas condiciones puede formarse a temperaturas aún por encima del punto de congelación del agua, o sea superiores a cero grado centígrado. Estas formaciones sólidas ocasionan graves perjuicios en los conductos y válvulas pues producen taponamientos que disminuyen y hasta llegan a interrumpir el pasaje de gas. Una vez formado el hidrato, para producir su disolución no queda otra alternativa que disminuir la presión que se ejercía sobre a mezcla. Tal operación trae consecuentemente la pérdida del gas venteado a la atmósfera, con el inevitable perjuicio económico y la interrupción en el suministro. La única forma eficiente y racional para prevenir la formación de hidratos es la extracción del vapor de agua del gas natural. Factores que afectan la velocidad de formación del hidrato:       

La composición del gas. Altas velocidades de flujo. Pulsación de la presión. Existencias de pequeños cristales. Existencia de lugares apropiados. Presencia de agua líquida. Por lo general en este tipo de planta se encuentran instalados los siguientes equipos:

Para acondicionar el Punto de Roció se dispone de los siguientes equipos:   

Intercambiador Gas – Gas E200 A/B Enfriador o Chiller E-210 Circuito del Propano Separador Frio V-220 Circuito del Glicol

7.4.1 Intercambiador de calor gas-gas E-200 A/B El Gas Rico (TCB-CUR) que viene de la descarga del V-115 ingresa 1010 Psi @ 23 C por la Cabeza del Intercambiador E-200 A (pasa por el interior del Haz de tubos) junto con una inyección de monoetilen glicol para absorber el agua y evitar congelamiento. Se preenfriar con el Gas Pobre frio que esta de salida que viene del separador frio V220 e ingresa a un segundo Intercambiador que es el E-200 B y realiza el mismo recorrido preenfriandose aun mas y nuevamente recibe una inyección de Monoetilen glicol a la salida del segundo intercambiador.

Salida del Gas Pobre al E-200A

Entrada del Gas Rico al E-200A

Intercambiadores Gas - Gas

7.4.2 Enfriador o Chiller E-210 Luego este Gas Rico ingresa a enfriarse -15°F en la primera sección del Chiller junto con una nueva inyección de mono-etilen Glicol. En el Chiller habrá una condensación de HCB y Agua. Esta unidad utiliza el propano para enfriar convirtiéndose en un evaporador frigorífico de un ciclo termodinámico.

Entrada del Gas Propano

Chiller

CIRCUITO DEL PROPANO SISTEMA DE REFRIGERACION MECANICA CON PROPANO C3H8 = Propano. Peso Molecular = 44 El propano es utilizado como refrigerante debido a que una separación de sus moléculas genera cambio de energía, de la misma manera al momento de la expansión se absorbe energía disminuyendo la presión y por consiguiente la temperatura. El objetivo principal del propano es de generar un cambio de temperatura, ya sea líquido o gas en un flujo dentro de una tubería donde el propano en contracorriente actúa de manera refrigerante.

Resumen del proceso: En el ciclo de refrigeración mostrado en la Figura 1, la corriente “1” contiene propano líquido saturado a una temperatura de 20 °C y se expande isoentálpicamente en la válvula LCV-108. La mezcla líquido-vapor en la corriente “2” es vaporizada completamente a una temperatura de 0 °F al entrar al chiller y, a su vez, dicho vapor es comprimido y condensado para regenerar la corriente “1” en estado de líquido saturado y de esa forma se completa el ciclo.

El enfriamiento se realiza en equipos diseñados para este fin , denominados chiller, que son intercambiadores con tubos en “U”, usando un refrigerante de primera especie como es el propano con un grado de pureza del orden de 99%, el cual cumple un ciclo termodinámico que se inicia de la siguiente manera: El circuito comienza en un tanque acumulador o de surgencia, donde se encuentra propano líquido a 158 PSIG y 34,5ºC, para dirigirse a un economizador donde se expande a 75 PSIG y 9ºC. El gas desprendido en esta expansión va a la etapa intermedia de los compresores propano y el propano líquido se despacha al chiller donde se expande nuevamente hasta 25 PSIG y -20ºC con lo que produce el enfriamiento del propano por expansión. En el Chiller el propano líquido tiene que mantener un nivel controlado que permita estar constantemente bañando el haz de tubos del gas en “U” para que el intercambio de temperatura haga que el propano líquido se vaporice, debido a la propiedad de los gases de enfriarse con el cambio de estado, del líquido al gaseoso y se dirija a un depurador antes de ingresar a la primera etapa del compresor. En este depurador eventualmente se hace circular aceite de caliente, para vaporizar algún arrastre de propano líquido.

La succión del compresor de propano es de 20 PSIG a una temperatura de 20ºF, en esta etapa el propano gaseoso es comprimido a 70 PSIG, pasa a la segunda etapa junto con el gas desprendido en el economizador y son comprimidos a 160 PSIG de descarga con una temperatura de 35º C, luego el gas propano entra a unos aeroenfriadores para la condensación del mismo para que finalmente termine el circuito nuevamente en el tanque acumulador. Los equipos utilizados para el proceso de refrigeración con propano son:        

Acumulador de propano Intercambiador liquido – liquido Economizador Chiller o evaporador Scrubber de succión Compresor de propano Separador de aceite refrigerante Aero-Condensador

Acumulador de propano V-350 En este equipo se inicia el ciclo del propano, este equipo es utilizado para el depósito de propano líquido y gaseoso. Sistema de control:  La presión es controlada atreves de un by pass con las válvulas PCV-xx y PCV-xx  Presenta un visor de nivel que muestra dos interfaces del propano liquido/gaseoso  Presenta válvulas de alivio en la parte superior.

Tanque acumulador de Propano

La fase liquida se dirige hacia el intercambiador de temperatura liquido/liquido pasando previamente por el filtro F-346 para atrapar alguna impureza que pueda tener. Intercambiador de calor líquido – liquido E-205 Este equipo es utilizado para bajar la temperatura del propano proveniente del Acumulador con una corriente de gasolina fría proveniente del V-220. El propano ingresa por la cabeza del intercambiador y pasa a través de la coraza del mismo mientras la gasolina que debe bajar la temperatura es inyectada por los tubos que tiene el intercambiador en la parte media.

Salida del Gas Propano

Entrada de la Gasolina

Luego de que el propano haya perdido temperatura se dirige hacia el economizador V-345. Economizador V-345 El economizador cumple la función de un separador bifásico haciendo que el gas se desprenda del líquido.  La fase gaseosa ingresa directamente a la etapa intermedia de los compresores K-360A/B.  Los líquidos descienden por la parte inferior del economizador hacia el chiller E210; antes de ingresar al chiler el propano líquido será expandido, es decir que

existe una caída brusca de presión y temperatura lo que ocurre por el efecto Joule Thompson en la válvula de nivel LCV-210.

Economizador

EFECTO JOULE THOMPSON El Efecto Joule Thompson se refiere cuando un gas es sometido a una expansión cambia su temperatura y por ende la presión pero de la misma manera mantiene su energía interna.

Chiller E-210 El propano ingresa al chiller donde es utilizado para enfriar el gas el propano ingresa por la parte inferior del chiller pasando a través de la carcasa y el gas que debe ser enfriado pasa por los tubos intermedios. El propano gaseoso sale por la parte superior hacia el Scrubber V-315.

Scrubber V-315.El scrubber tiene como función principal separar el propano líquido del propano gaseoso, permitiendo solo el paso del gas de propano protegiendo así a los compresores. El gas sale por la parte superior del scrubber y es succionado hacia el compresor K 360 A/B.

Scrubber

Compresor K 360 A/B.Estos son compresores reciprocantes que succionan el propano del V-315. Estos compresores y equipos complementarios (separadores de aceite, bombas de aceite, etc.) se operan desde un PLC local donde se podrán observar en pantalla las indicaciones y condiciones de estado en las que se encuentren. El compresor tiene limitaciones para que pueda dejar de funcionar, por lo tanto el 360 se detiene por:  PRESION: Alta presión de succión Baja presión de descarga  TEMPERATURA: Alta temperatura de descarga  ACEITE LUBRICANTE: Alta temperatura de aceite lubricante Baja temperatura de aceite lubricante Alto nivel de aceite en el separador de aceite y propano V-370

K-

Compresor de Propano

Separador de aceite refrigerante V-370 A/B Este equipo es utilizado para separar el propano y el aceite proveniente del compresor K-360 por efecto de la decantación o densidades se logra obtener la separación. El aceite retorna al compresor y el gas es llevado a los aéreo-enfriador AC-355A/B a presión y temperatura.

Aero condensador o enfriador AC-355 A/B. Los equipos son utilizados para bajar la temperatura de propano, que salen de las descargas de V-370A/B. Las dos ventiladoras son accionadas por dos motores de 5.5 Kw @ 1800 RPM. Se logra condensar el gas y nuevamente son almacenados en el Acumulador V-350 concluyendo así el ciclo del propano.

Almacenaje y distribución de propano El propano requerido para la carga y reposición de los circuitos de refrigeración es suministrado mediante camiones y almacenado en un taque a acumulador de propano V – 114 desde donde se distribuye al circuito. La instalación está constituida por los siguientes elementos:     

Descargadero de camiones Tanque de almacenaje de propano V – 114 Bombas de transvase de propano (P – 103) Deshidratador de propano liquido D – 102 Cañerías de recepción y distribución.

7.4.2 Separado Frio V-220 Todo el fluido de Gas y Condensado producido por el enfriamiento pasan a un Separador de Glicol o Trampa, el cual se caracteriza por tener un compartimiento adicional que permite un mayor tiempo de residencia para una buena separación del HCB del Glicol y H2O de la parte inferior o Bota sale el Glicol Rico para ir a Regenerarse. El Gas sale por la Parte Superior del V-220 se dirige hacia los intercambiadores E-200 A/B e ingresa por el cuerpo se precalienta con el gas rico que viene del V-115 para luego dirigirse a la succión de los compresores AJAX K-101 A/B.

Entrada del Gas Rico

Separador Frio

CIRCUITO DEL GLICOL La inyección de MEG tiene por objetivo evitar la formación de hidratos en distintos puntos de la planta. De tal manera se inyecta el MEG en los puntos más fríos de la Dew Point. (Entrada E-200A y Salida de los Intercambiadores Gas – Gas E-200B y a la entrada del Chiller).

La unidad de regeneración de glicol se ha diseñado de manera de regenerar el caudal de MEG rico que se encuentra saturado con agua proveniente desde los intercambiadores y chiller, E-200 A//B y E-210 respectivamente.

Circuito Torre Regeneradora de Glicol

Nuestro sistema podemos iniciarlo desde el separador frio V-220, donde se produce la separación del gas pobre o residual, gasolina y glicol rico; definimos al GLICOL RICO cuando cumplió la función de absorción del agua que se encuentra en el gas y así evitar la formación de hidratos en la DEW POINT. Entonces la acumulación de glicol Rico en la parte inferior del V-220 (bota), el mismo está saturado con agua y presenta cierto porcentaje de gasolina, pasa por una LVC (válvula controladora de nivel de glicol en V-220) donde ingresa a la torre STILL, el mismo que se precalienta pasando por un serpentín que se encuentra en la columna evaporadora, de esta forma el glicol va aumentado su temperatura y genera vapores de gases volátiles de la gasolina. Luego todos los vapores son enviados a un tanque de flasheo V-280 en el cual se logra separar del glicol de los vapores volátiles de la gasolina por la cabeza, la gasolina líquida por la parte media y MEG rico por el fondo, logrando separar fluidos no deseados en el glicol.

Luego pasa por un porta-filtro mecánico con elementos filtrantes de tela F-286, el cual retine partículas e impurezas en el MEG Rico, posteriormente sale hacia el porta-filtro mecánico de carbón activado el cual retiene rastros o trazas de condensado, aceites e impurezas.

Separador Flash

Filtros

De esta manera el MEG rico puede ingresar al Reboiler del H-290 en el cual se regenera con alta temperatura 120 C para evaporar toda el agua que tiene el MEG rico, este equipo es calentado por aceite caliente que ingresa por tubos y la Torre por una válvula controladora de temperatura (TCV). Podemos decir que el MEG rico pasó a MEG pobre sin saturación de agua ya regenerado listo para volver a inyectarse a los puntos fríos del sistema de Dew point. Sale el MEG pobre del reboiler e ingresa al Skimer del H-290 en el cual se acumula y se controla el nivel del sistema. Las bombas de glicol P-295 A/B encargadas de aumentar la presión del MEG pobre a 1210 psi succionan del skimer para luego pasar por un medidor de flujo / caudal en el que muestra 25 m3/d.

7.5 SISTEMA DE COMPRESION La Planta cuenta con dos compresores Ajax Integrales cuya función es de inyectar gas al gasoducto a la presión que éste se encuentre.

Características del Motor y Compresores AJAX:

PUENTE DE MEDICION Antes de que el gas acondicionado vaya a gasoducto pasa por el puente de medición con el propósito de medir los datos de la presión de salida, el caudal acumulado, el instantáneo, y un parámetro importante que es la cromatografía de salida del gas con todos sus componentes y el poder calorífico del gas. Los encargados de realizar la calibración y fiscalización de los instrumentos de medición es realizada por YPFB transporte mismos que se encuentran monitoreados en tiempo real vía ROC SCADA.

Válvula de Seguridad

Cromatografo

Puente de Medición Gas Venta

Salida del Gas TCB hacia el Km 20

7.6 SISTEMA DE ESTABILIZACIÓN DEL CONDENSADO.7.6.1 Separador V-240 El Condensado ingresa de la descarga del V-101 y V-201, V-120, V-110, V-115, F-213 y del Oleoducto CUR se produce una separación intermedia donde el condensado se va a estabilización, el agua al drenaje de la Pileta API y el Gas va a reciclo con los gases de cabeza de la torre estabilizadora.

Separador V-240 de Condensado

7.6.2 Torre Estabilizadora T-225 El Condensado que viene del V-240 controlado por la válvula LCV-240 Ingresa por la Parte media de la torre Estabilizadora en donde por elevadas temperaturas del fondo de la torre se eliminan todos los HCB Livianos que contenga el condensado hasta el normal butano (n-C4). De esta manera estabilizamos el condensado quedando sin livianos con un TVR menor que 12 que es lo permitido para su bombeo, el TVR actual que tiene el Condensado varía entre 9 a 9.5. El HCB liviano saldrá por la parte superior de la Torre esto a consecuencia de su menor punto de ebullición en contra corriente ingresa por el cuello de la Torre la gasolina fría (Viene del V-220 controlada por la Válvula LCV-221) y condensa las moléculas de liquido que arrastra la corriente del Gas liviano que esta de salida. Este gas que sale por la cabeza de la torre pasa por un proceso de enfriamiento (RECICLO)

Torre Estabilizadora y Reboiler

7.6.3 Reboiler E-230 El condensado circula por el Reboiler quien controla la Temperatura en el Fondo de la Torre 150 C a través del calor adquirido.

7.6.4 Aeroenfriador AC-235 Una vez estabilizado el condensado es descargado del fondo de la torre hacia el Cooler AC-235 donde se enfría; luego el fluido pasa la válvula controladora de nivel LCV -225 hasta llegar a la válvula SUV-225 y finalmente llegar a los Tanques de Almacenamiento donde será bombeado al OCSCZ.

7.7 ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Luego que el condensado y las gasolinas son estabilizadas se los conduce hacia los tanques de almacenaje TK-701 A/B y C Otra fuente de alimentación de condensado para los tanques es la Pileta API: del compartimiento principal de agua se recupera un poco de condensado el cual es separado por efecto de la gravedad, es filtrado por una malla milimétrica y separado en un compartimiento de condensados, el cual al llenarse es bombeado hacia los tanques. Dentro de las actividades realizadas a diario por se encuentra la medición de los niveles de los tanques, dato que sirve como informe del volumen de condensado producido el cual va en el parte diario .

Tanques de Almacenamiento

7.8 SISTEMA DE GENERADORES La Planta Tacobo cuenta con tres generadores de los cuales dos están en servicio y un tercero esta como respaldo. Si la planta lo requiere, los tres generadores pueden trabajar en serie.

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CONCLUSIONES

Campo Tacobo.- Es un campo nuevo, con 3 pozos productores surgentes naturales, productores de gas y condensados de los reservorios Huamampampa y scarpment, aun se mantiene en etapa exploratoria, productor desde el año 2005. Su producción es procesada en una planta cuya capacidad es de 100 MMPC; la producción actual del campo oscila entre 50 MMPCD incluyendo el alimento que ingresa de la batería Curiche que aporta con 30 MMPCD, en total ingresan a procesarse a Planta TCB 80 MMPCD.

POZOS PRODUCTORES: El pozo TCB X-1001 y 1002 tienen problemas de incremento en el avance del acuífero afectando el factor de recuperación de las reservas del mismo; razón por la cual en esta gestión se tiene programado la perforación del Pozo Profundo TCB X-1003 que estará ubicado entre los 2 pozos ya perforados con el objeto de recuperar reservas de la Fm. Huamampampa en la zona central del campo que de otra forma se quedarían sin producir.



En el siguiente cuadro correspondiente al mes de MAYO podemos apreciar que continúa el incremento de la producción del agua con un promedio de 1.468 BPD.

El campo TCB tiene el mayor aporte de agua comparado con la producción de agua del campo CUR que es mínima un promedio de 3 BPD según datos de producción de agua mes de Mayo.

OPERACION EN PLANTA: 

Formación de Espuma en la torre contactora.

Campo Curiche.- Es un campo nuevo al igual que TCB, con 5 pozos productores surgentes naturales, cuatro de ellos con terminación Dual y uno Terminación Simple (CUR X-1005D) productores de gas y condensados de los reservorios Chaco Inferior,

Medio y Yecua-Petaca, aun se mantiene en etapa exploratoria, productor desde el año 2010. Tiene una Producción Promedio de 30 MMPCD. POZOS PRODUCTORES: La línea Larga del Pozo CUR X-1006 se mantiene cerrada desde que se inicio la Producción del mismo siendo un Pozo de terminación Dual solo está en produciendo actualmente la línea corta con una producción promedio de 3,8 MMPCD Y 7,8 BPD de condensado. 9

RECOMENDACIONES

Al ser un campo nuevo TCB Y CUR, que todavía está en etapa exploratoria, la recomendación sería la de Optimizar el proceso en Planta TCB. Por otra parte también se aprovecharía de optimizar los insumos de planta. En la parte de pozos los problemas de incremento de agua se sugiere el inicio de la Perforación del nuevo pozo para recuperar la reserva más rápido debido al avance del acuífero. Con respecto a la línea larga de CUR X-1006 L/L se sugiere un análisis del reservorio e intervención del Pozo para poder recuperar la producción. Continuar con los mantenimientos programados en planta, Realizar un análisis del filtrado del Gas a la entrada de la torre contactora de aminas ya que la presencia de Condensado origina problemas de espuma.

AFG/MJYP/NFTM Cc. UCP-VPACF Archivo TCB