PRACTICANTE: CORTEZ SALAS WILLAN
Cortez Salas Willan Índice
1.-Introducción Descripción Ubicación Plano de pozos Fluidos producidos
2.- Parámetros de diseño VGR 3.- Objetivos de la planta VGR 4.- Marco teórico Árbol de producción Manifold de entrada o colectores Separadores compresores Bombas Filtros intercambiadores intercambiadores Depuradores Turbinas Proceso de deshidratación GLP Gasolina Métodos de reutilización de aguas de formación
5.- Desarrollo Sistema de recolección Sistema de compresión Sistema de deshidratación Sistema criogénico Sistema de gas residual Sistema de estabilización de condensado Aguas de formación Almacenamiento Almacenamiento y transporte de condensado, GLP y gasolina gasol ina Análisis de laboratorio Sistemas auxiliares
6.- Conclusiones 7.- Recomendaciones 8.- Agradecimientos 2
Cortez Salas Willan Índice
1.-Introducción Descripción Ubicación Plano de pozos Fluidos producidos
2.- Parámetros de diseño VGR 3.- Objetivos de la planta VGR 4.- Marco teórico Árbol de producción Manifold de entrada o colectores Separadores compresores Bombas Filtros intercambiadores intercambiadores Depuradores Turbinas Proceso de deshidratación GLP Gasolina Métodos de reutilización de aguas de formación
5.- Desarrollo Sistema de recolección Sistema de compresión Sistema de deshidratación Sistema criogénico Sistema de gas residual Sistema de estabilización de condensado Aguas de formación Almacenamiento Almacenamiento y transporte de condensado, GLP y gasolina gasol ina Análisis de laboratorio Sistemas auxiliares
6.- Conclusiones 7.- Recomendaciones 8.- Agradecimientos 2
Cortez Salas Willan 1.- Introducción Descripción El Campo Vuelta Grande Se encuentra ubicado en la Provincia Luis Calvo Del Departamento De Chuquisaca. Al Sur-Este del Territorio Nacional. Se encuentra a una distancia aproximada de 447 Km de la cuidad de Santa cruz de la Sierra.
3
Cortez Salas Willan -Ubicación de la planta VGR y su respectivo campamento
4
Cortez Salas Willan Este campo fue descubierto por YPFB en Abril de 1978 con la perforación del pozo VGR-X1 alcanzando una profundidad de 3233 m Sucesivamente se perforaron los pozos de avanzada que confirmaron la existencia de reservas en cantidades comerciales y los de desarrollo posibilitando la producción racional del Campo. En este campo se perforaron 37 pozos. La profundidad promedio de estos pozos es de 2.250 metros, donde se encuentran las arenas productoras Tapecua y Cangapi.
5
Cortez Salas Willan
Este yacimiento gasífero produce a distintas profundidades, la configuración de explotación tiene el objetivo de conseguir la mayor recuperación del yacimiento, así como también mantener las condiciones de operatividad de los pozos productores. Actualmente se produce con el mecanismo de surgencia natural, pero en algunos pozos se ha implementado el sistema de levantamiento llamado Plunger Lift, el cual ha resultado beneficioso produciéndose mayor cantidad de hidrocarburos de los pozos.
-POZO VGR-1
6
Cortez Salas Willan
7
Cortez Salas Willan La Planta de Vuelta Grande Grande se caracteriza caracteriza por ser ser uno de los mayores productores de GLP, Gasolina, Gas y Condensado del país, ya que cuenta con hidrocarburos ricos en propano, butano, pentanos y demás componentes.
Plano de pozos VGR
8
Cortez Salas Willan Análisis y Cromatografí Cromatografíaa de los fluidos fluidos producidos producidos
Gas Alimento Nitrogen 1.5815 Carbon Diox 0.0911 Methane 82.4903 Ethane 8.6467 Propane 3.7969 I-Butane 0.5427 N-Butane 1.2692 I-Pentane 0.4266 N-Pentane 0.4688 N-Hexane 0.3637 Heptane 0.3225 TOTAL 100.00000
Gas Residual Nitrogen 1.6499 Carbon Diox 0.0952 Methane 85.3159 Ethane 8.9673 Propane 3.0657 I-Butane 0.2915 N-Butane 0.5195 I-Pentane 0.0505 N-Pentane 0.0311 N-Hexane 0.0134 Heptane TOLTAL 100.0000
AGUA PRODUCIDA PRODUCIDA SAL.(CLNA)ppm INTERM 0 BAJA 0 S-BAJA 7095
PH 0 0 7.1
Super baja
7.1
11106
CONDENSADO ESTABILIZADO Grav. 71.5 TVR 11.2 P. Estab. 168 Reflujo 1 °T Fondo 333
°API Psig Psig % °F
°T Cab.
°F
128
9
Cortez Salas Willan 2.- Parámetros de diseño de la planta VGR Para tener un eficiente y óptimo procesamiento de los hidrocarburos, la planta fue diseñada para operar con los siguientes parámetros:
audal máximo de Diseño
00 MMSCFD
audal Actual
9MMSCFD
resión de Operación(Diseño)
450 PSIG
resión de Operación (Actual)
200 PSIG
emperatura de gas al proceso (máx)
00°F
3.- Objetivos de la planta Un proceso muy importante con el que cuenta esta planta es el proceso criogénico que consiste en separar el etano y otros hidrocarburos del gas natural. El corazón de este proceso es el Turbo-Expander, que enfría y reduce la presión del gas de -11 a -90°F y 1200 a 380 PSIG formando licuables. Por las características de este proceso, el gas antes de pasar al proceso criogénico debe fluir por dos sistemas de deshidratación con TEG y con Cribas Moleculares, para prevenir la formación de hidratos en las tuberías ya que este proceso trabaja a muy bajas temperaturas. El Sistema de Recuperación de GLP está diseñado para recuperar la máxima cantidad de propano de la corriente de hidrocarburos gaseosos, y para producir un producto propano butano que cumpla con las especificaciones, y un producto de condensado con una presión de vapor de 12 RVP.
10
Cortez Salas Willan 4.- Marco Teórico A continuación se presentara un marco teórico breve para identificar claramente los equipos utilizados en todo el proceso a los cuales fluye el hidrocarburo de los pozos:
Árbol de producción producción Árbol de válvulas, es un conjunto de conexiones, válvulas y otros accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la tubería de producción. El elemento que está en contacto con la sarta de la TP es la brida o un bonete. Existen diferentes diseños, todos tienen la particularidad de que se unen al cabezal de la TP usando un anillo de metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexión que tienen con la válvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las válvulas del medio árbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente Generalmente son válvulas de compuerta o de tapón, bridas o roscables.
Manifold de entrada y colectores Los manifold de entrada son arreglos mecánicos de tuberías y válvulas que consisten generalmente en varios tubos colocados en posición horizontal, paralelos uno con respecto al otro y conectados a cada una de las líneas de flujo. Su función es recolectar la producción de los pozos que llegan a las estaciones de flujo y distribuirla hacia los diferentes procesos del sistema. Sin embargo, los arreglos de válvulas, conexiones y tuberías deben ser de manera tal que, cuando sea requerido, el flujo de cada pozo individual pueda ser aislado para propósitos de prueba de pozos. Esto es que el flujo de cada pozo pueda ser llevado a un separador de prueba, para segregar y medir petróleo o productos de destilación, producción de gas y en algunos casos producción de agua. Se pueden reducir costos con un buen diseño del sistema de recolección, con la debida atención a la distribución de las tuberías y la localización de los tanques, para obtener una ventaja máxima del flujo por gravedad, con un consumo mínimo de energía para bombeo y mínima pérdida en el manejo del aceite. La topografía del terreno no solo tiene mucho que ver con la disposición del sistema de recolección, sino que influye en la selección del sitio para la planta deshidratadora, centro de almacenamiento almacenamiento o punto de distribución con los que se debe conectar, Por lo cual es necesario contar con un plano topográfico de la localidad. Comúnmente, el sistema de recolección va creciendo a medida que se van ampliando las operaciones de perforación y eventualmente parece mal diseñado o inadecuado para las necesidades de la localización al aproximarse a su desarrollo completo, necesitando tal vez costosos reacondicionamientos reacondicionamientos o duplicación de líneas
11
Cortez Salas Willan Las tuberías de recolección deben tenderse con un gradiente tan uniforme como sea posible, evitando irregularidades de declive que pueden producir caídas de presión y dejar aceite atrapado en los puntos bajos y gas en los puntos altos. Cuando las tuberías cruzan caminos o carreteras transitados por vehículos pesados, deben enterrarse profundamente para evitar aplastamiento, doblez o vibración indebida que podría aflojar juntas y ocasionar fugas
Separadores Las corrientes de entrada desde los pozos tienen que ser separadas en una fase de gas, una fase de hidrocarburos líquidos, y una fase de agua. Esta separación es requerida para el procesamiento posterior de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Tipos de separadores Separadores cilíndricos horizontales Ventajas •
Resultan mas económicos cuando se manejan Hcb. de alta RGP.
•
Fáciles en su instalación y traslado.
Desventajas •
Las capacidades para sedimentos básicos son reducidos.
•
Su limpieza es muy difícil
Separadores cilíndricos verticales Ventajas •
Manejan mayor cantidad de petróleo por los volúmenes de gas.
•
Mayor capacidad para Oleajes y turbulencias.
•
El control de nivel no necesita ser muy sensible.
Desventajas •
Para mayor capacidad de gas requieren mayor diámetro.
•
Son mas caros que los otros.
12
Cortez Salas Willan Separadores esféricos Ventajas •
Son más económicos que los tipos anteriores.
•
Son ideales para efectuar pruebas de producción en boca de pozo.
•
Debido a su compactación, su transporte resulta fácil
Desventajas •
Pequeña capacidad de procesamiento.
•
Control de nivel critico
Todos los separadores poseen el mismo principio de funcionamiento. El fluido ingresa al separador tangencialmente a través de un desviador de entrada causando una primera separación eficiente resultado de tres acciones simultáneas (segregación gravitacional, acción centrífuga y el impacto o choque del flujo contra el armazón del separador); la parte gaseosa de la primera sección se dirige hacia arriba mientras que el líquido cae hacia la sección de acumulación del líquido. Cuando poseen extractor de nieblas ubicado cerca de la salida del gas este atrapa las gotas líquidas suspendidas por el gas, logrando que las partículas líquidas se unan y se acumulen hasta llegar a ser lo suficientemente pesado para caer dentro de la sección de acumulación de líquido.
Compresores Tienen la finalidad de incrementar la presión de salida de un fluido entrante al mismo, es utilizado para incrementar la presión de descarga del gas para su posterior entrada a proceso. Igual que para el estudio de fluidos la ecuación resultante de la combinación de la primera y segunda ley de la termodinámica, es la base para calcular el trabajo necesario para comprimir los gases. Al ser este trabajo adiabático reversible y donde la energía potencial y cinética son nulas.
Tipos de compresores Existen diversos tipos de compresores, pero los dos tipos de compresores mas utilizados en la industria petrolera para el manejo del gas son:
13
Cortez Salas Willan • Compresores Reciprocantes. Consiste en uno o más cilindros y cada uno posee un pistón o
embolo que se mueve hacia atrás y hacia delante, desplazando el volumen en cada carrera • Compresores Dinámicos Centrífugo. Cubierto por un tipo lóbulo, tornillo y paleta cada tipo tiene un tubo con uno o más elementos rotacionales que desplazan un volumen fijo en cada rotación
Siendo las ventajas de un compresor centrífugo sobre un reciprocante las siguientes: -
Bajo costo de instalación donde la presión y volumen son favorables. Bajos gastos de mantenimiento. Mayor uso en plataformas marinas por su menor peso. Adaptables para altas velocidades Gran capacidad de volumen por unidad de área – gráfica.
Las ventajas de un compresor reciprocante sobre un centrífugo son: Gran flexibilidad en el rango de capacidad y presión. Alta eficiencia del compresor y bajos costos en potencia. -
Capacidad de descargar altas presiones. Capacidad de manejar pequeños volúmenes. Menos sensitivos a cambios de composición del gas y su densidad.
Luego de dar a conocer a grandes rasgos las ventajas de cada compresor; llegamos a la conclusión que el compresor reciprocante es el ideal y el más usado en el diseño de una batería se separación. Por lo tanto solo basaremos nuestros estudios en este tipo de compresión reciprocante.
Bombas Son unas maquinas hidráulicas que entregan energía a un liquido a fin de transportarlo de un punto a otro. El tipo más utilizado es el de desplazamiento positivo, teniendo en cuenta las siguientes consideraciones: o La velocidad de la bomba estaría limitada de 300 – 350 r.p.m. o El lubricante no puede estar en contacto con el glicol. o La máxima temperatura de bombeo podría limitarse a 170 °F. o Para asegurar el bombeo se instala un cumulador de glicol.
Tipos de bombas Existen dos tipos básicos de bombas comúnmente usado en la industria petrolera:
14
Cortez Salas Willan • Bombas Centrífugas; son usados cuando el volumen del líquido a ser bombeado es
relativamente mayor y las presiones diferenciales son moderadas.
• Bombas Reciprocantes; o también llamada bomba de desplazamiento positivo o de
pistón, Son usados para bombear pequeños volúmenes de líquidos a altas presiones diferenciales y altas velocidades de operación. Este tipo de bomba es mayormente usado en los sistemas de oleoductos y para la inyección de agua dentro de la formación productora; logrando de esta manera elevar la presión. La elección del tipo de bomba depende primordialmente del volumen a ser bombeado y las presiones que debe vencer. Para la elección de la bomba se debe hacer el estudio de las curvas de comportamiento de las diferentes bombas y determinar cual operará con mayor eficiencia (estas curvas son realizados por el fabricante); pero como la experiencia con relación a otros diseños ya realizados a campos cercanos; nos han demostrado que las bombas centrífugas son las más convenientes y de mayor eficiencia.
Bombas centrífugas La forma de operación de una bomba centrífuga consiste de un impulsor y una cañería; el impulsor es girado por el conductor de bomba a través de un eje, lanzado al líquido dentro de la cañería de la bomba, luego se realiza el incremento de energía del líquido por medio de una fuerza centrífuga. Este incremento en energía causa el flujo del líquido a través de la línea de descarga. La descarga del líquido fuera del impulsor reduce la presión del impulsor de entrada; permitiendo el ingreso de nuevo fluido desde la línea de succión.
Filtros El "filtro" (filtro de gas o filtro/separador) se refiere a un depurador de gas tipo-seco; especialmente si la unidad es utilizada en principio para remover el polvo de la corriente de gas. Un medio filtrante es utilizado en los recipientes para remover polvo, finos, herrumbre y otros materiales extraños del gas. Tales unidades removerán líquido del gas.
Intercambiadores Son equipos en los q dos fluidos de diferentes temperaturas intercambian calor a través de una interface metálica aprovechando la energía de un fluido q necesita ser enfriado y la transfiere a otro que necesita ser calentado reduciendo las perdidas y mejorando el rendimiento.
15
Cortez Salas Willan Clasificación de los intercambiadores Para calentar: Precalentador.- Calienta un fluido recibiendo calor sensible de vapor de agua o de otro fluido caliente Revoiler.- Vaporiza un liquido recibiendo calor de vapor de agua o de otro fluido caliente Generador de vapor.- Genera vapor de agua recibiendo calor de otro fluido caliente
Para enfriar: Enfriador o cooler.-enfría fluido cediendo calor al agua Condensador.-condensa vapores cediendo calor al agua, empleando para recuperar vapores de destilación y vapores de la turbina reduciendo la presión de descarga.
Depuradores de Gas Antes del ingreso a los compresores, el gas que debe ser comprimido debe pasar a través de depuradores de gas, con el objeto de extraer pequeñas trazas de líquidos que el gas estuviera arrastrando. Todos los sistemas de la planta cuentan con un depurador a la salida de cada sistema de separación.
Turbinas Motor rotativo que convierte en energía mecánica la energía de una corriente de agua, vapor de agua o gas. El elemento básico de la turbina es la rueda o rotor, que cuenta con palas, hélices, cuchillas o cubos colocados alrededor de su circunferencia, del tal forma que el fluido en movimiento de una maquina se transfiere a través de un eje para proporcionar el movimiento de una maquina, un compresor, un generador eléctrico o una hélice.
Proceso de Deshidratación La deshidratación del gas natural se define como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. La mayoría de los gases naturales, contienen cantidades de agua a la presión y temperatura los cuales son extraídos del yacimiento. En general, se puede señalar, que el contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que
16
Cortez Salas Willan provocaría obstrucciones de importancia Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratación y de extracción de gasolina. Deshidratación por Absorción. Este es uno de los procesos de mayor utilidad, en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo: 1.- Alta afinidad pon el agua, y ser de bajo costo, 2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo, 3.-Estabilidad para regeneración 4.- Viscosidad baja, 5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto, 6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural
Deshidratación del Gas Natural con Glicoles .- Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, pero los que más se utilizan en el proceso de deshidratación del gas natural son: 1.- Etilenglicol (EG) cuya Fórmula química es H0C2H40H, luego su peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), tiene su punto de congelamiento en 8 F 2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17 F 3.- Trietilénglicol (TEG) :Fórmula química es 0H(C2H40)3H. El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19 F 4.- Tetra etilenglicol (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, su peso molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22 F.
Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, con lo las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F, todo provoca que el uso de los glicoles en el proceso de deshidratación de gas natural, sea de mucha importancia, ya que es un proceso, que puede ser de alta eficiencia, siempre y cuando el proceso de maneje, dentro 17
Cortez Salas Willan de los parámetros operacionales establecidos, ya que caso contrario no se puede producir un proceso eficiente.
Torre de Absorción Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibrios dinámicos.
Deshidratación del Gas Natural por Adsorción Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas de la superficie sólida
Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms (3-10 A). Los tamices moleculares tienen una alta aplicabilidad, en el gas que servirá como materia prima para los procesos criogénicos. El proceso de deshidratación del gas natural, con el uso de tamices moleculares no es más que la fijación del vapor de agua a la superficie del cuerpo sólido, es decir remover el vapor de agua de la corriente de gas por medio del contacto con una superficie sólida, las moléculas de agua son atrapadas en la superficie debido a las fuerzas intermoleculares
GLP El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disuelto en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.
18
Cortez Salas Willan El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas menores de -40 ºC necesarias para recuperar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP.
Gasolina La gasolina es una mezcla de cientos de hidrocarbonos individuales desde C4 (butanos y butenos) hasta C11 La gasolina es una mezcla de hidrocarburos alifáticos obtenida del petróleo por destilación fraccionada, que se utiliza como combustible en motores de combustión interna con encendido por chispa convencional o por compresión
Métodos para reutilizar las aguas de formación Uno de los problemas más significativos durante la extracción de petróleo, es el agua de formacion presente en los yacimientos petroleros, y que sale a la superficie asociada con el cr udo. Es conocida también como agua de formación, y representa uno de los problemas que co n mayor dificultad enfrenta la industria petrolera.
En algunas operaciones petroleras, el agua de formación es “tratada” en tres piscinas abiertas colocadas en tres niveles descendentes, donde el agua llega mediante tuberías, bajo el presupuesto que en cada piscina las partículas de sal son retenidas por decantación. Con frecuencia se forman piscinas artificiales junto a las piscinas de formación, con altos conte nidos de petróleo. Una vez “purificada” el agua sale al ambiente pues es vertida a cuerpos de a gua aledaños. Sin embargo, es fácil observar que el agua de ríos y esteros cercanos a las piscinas deagua contienen importantes cantidades de hidrocarburos. Es fácil encontrar atrás de las estaciones petroleras pantanos creados por el vertimiento de las aguas de formación.
Otra forma de tratar las aguas asociadas es el confinamiento o reinyección. Esta puede ser inyección anular, en la que el agua se inyecta en la parte anular de los pozos (entre la tuber ía de revestimiento y la tubería de producción). El fluido se vierte en la primera zona permea ble, debajo de la tubería de revestimiento, cercana a la superficie. Puedes ser hecha también por evaporación , utilizada especialmente en zonas áridas, dond e se presenta una elevada transpiración que supera la precipitación. En estas zonas, el agua d e producción se deposita en hoyos para ser evaporadas, contaminándose las fuentes y corrien tes de agua subterráneas. La reinyección en pozos pone en riesgo de contaminación a los acuíferos, sobre todo cuando lo s pozos de reinyección no llegan al mismo estrato del que se extrajo el crudo, o la distancia de 19
Cortez Salas Willan acuíferos es menor de 10 Km. A pesar de ser más segura que las tecnologías descritas anterior mente, no es totalmente confiable porque: 1.Algunas formaciones no tienen la capacidad de albergar toda el agua que necesita confinarse 2.Estas formaciones pueden tener sellos lutíticos y arcillosos de baja permeabilidad pe ro volumétrica y estructuralmente discontinuos y con fallas 3.Como resultado de lo anterior, puede darse migración del agua hacia estratos superiores, lo q ue contaminaría los acuíferos subsuperficiales y hasta superficiales.
Luego de realizar un breve marco teórico, se procederá a describir en detalle el proceso del gas desde el ingreso a los colectores, hasta su debido almacenaje para su posterior transporte.
5.- Desarrollo
La planta de tratamiento de gas Vuelta Grande inicia con el Sistema de recolección, tanto de Sub Baja como de Súper Baja, las cuales se clasifican de acuerdo a las presiones de operación de los separadores con los que trabaja la planta de gas. Las líneas de recolecciones de sub baja trabajan con una presión de 220 PSIG Las líneas de recolecciones de Súper baja trabajan con una presión de 60 PSIG Cada uno de los colectores se caracteriza por tener dos líneas de recolección, cada una de estas de diámetros diferentes; la línea de mayor diámetro (denominada de grupo) recibe un conjunto de pozos de llegada; en contraste, la línea de menor diámetro (denominada de prueba) recibe un pozo, esta última se lo utiliza para la respectiva prueba de producción de un pozo. Las líneas de recolección están equipadas por un conjunto de válvulas, termómetros y manómetros
20
Cortez Salas Willan Sistema de Recolección El conjunto de estos colectores también está equipado con válvulas tipo Bettis que se encargan de cerrar las líneas de recolección cuando se presenta un paro de planta. La línea de recolección de alta y de Intermedia están actualmente fuera de servicio, ya que no se cuenta con ningún pozo que produzca a tales presiones. La línea de recolección de Súper Baja es una nueva implementación que se realizo en la Planta debido a la baja presión, producción y al declinación los pozos.
-Llegada de las líneas de producción de los pozos hacia los colectores
-Recolectores sub baja tanto de grupo como de prueba y su respectivo manómetro
21
Cortez Salas Willan -Colectores Súper baja tanto de grupo como de prueba y su respectivo manómetro
-Pozos de sub baja y súper baja
22
Cortez Salas Willan Seguidamente Las líneas de recolección tanto como de grupo como de grupo se dirigen hacia sus respectivos separadores, ya que las corrientes de entrada de los pozos tienen que ser separadas en una fase de gas, en una fase de hidrocarburos líquidos y una fase de agua que están clasificados de acuerdo a la presión y temperatura de entrada.
-Diagrama de flujo de colectores, separadores y compresores de la planta VGR
23
Cortez Salas Willan Separadores de Grupo Los separadores de grupo generalmente tienen una mayor capacidad en volumen de gases, puesto que estas tienen un diseño especial, ejemplo mayor espesor en la chapa de los separadores, para manejar la producción de varios pozos.
Separadores de Prueba En contraste a los separadores de grupo, los separadores de prueba tan solo pueden contener un volumen mínimo y solo se puede manejar la producción de un solo pozo por sistema.
Los separadores están equipados con controladores de nivel tanto para el agua como para el condensado, así mismo tienen medidores másicos de agua, condensado y gas, los cuales proporcionan parámetros de caudal, volumen acumulado y otros el tiempo real tanto en los separadores como en la sala de operaciones. A su vez estos separadores están equipados de manómetros y termómetros. Como muestra el diagrama anteriormente, el flujo de los colectores a sus respectivos separadores, a continuación se mostrara las características de operación para cada separador:
-Separador de prueba Sub baja 17.31
24
Cortez Salas Willan Presión (PSIG)
225
Temperatura (°F)
102
-Separador de grupo Sub baja V-203
Presión (PSIG)
221,7
Temperatura (°F)
96,5
La líneas de salida del gas de estos separadores de Sub baja, se dirigen hacia un depurador 17,50 Estos depuradores de gas, son implementados con el objeto de extraer pequeñas trazas de líquidos que el gas estuviera arrastrando. Todos los sistemas de la planta cuentan con un depurador a la salida de cada sistema de separación, para luego ser dirigidos a los sistemas de compresión.
25
Cortez Salas Willan -Depurador 17,50
-Separador de prueba Súper baja 17.23
26
Cortez Salas Willan Presión (PSIG)
60
Temperatura (°F)
104,06
-Separador de prueba Súper baja V-201
Presión (PSIG)
51
Temperatura (°F)
100,5
-Separador de grupo Súper baja V-204
27
Cortez Salas Willan Presión (PSIG)
50
Temperatura (°F)
75
Las salidas de gas de estos separadores se unen para ingresar al depurador 17,55, y posterior entrada a compresión.
-Depurador 17,55
Sistema de compresión Los compresores son máquinas que tienen por finalidad aportar una energía a los fluidos compresibles (gases y vapores) sobre los que operan, para hacerlos fluir aumentando al mismo tiempo su presión. Un compresor admite gas o vapor a una presión P1 dada, descargándolo a una presión P2 superior. La energía necesaria para efectuar este trabajo la proporciona un motor eléctrico o una turbina de vapor.
28
Cortez Salas Willan Cada compresor está equipado con un sistema de refrigeración (coolers), esto con la finalidad de enfriar el agua de refrigeración de los motores, y además de enfriar la descarga de gas de los compresores. Todos los compresores de la planta de tratamiento de gas están alimentados por gas combustible, que proviene de la misma planta. Estos a su vez cuentan con sus propios instrumentos de medición. A parte de estos instrumentos, se ha automatizado algunos parámetros que pueden ser captados en tiempo real en la sala de operaciones para su respectivo monitoreo, estos parámetros que se monitorean en sala son: -
Temperatura de succión.
-
Temperatura Inter etapa.
-
Temperatura descarga.
-
Presión succión.
-
Presión Inter etapa.
-
Presión Descarga.
-
Temperatura aceite de motor y compresor.
-
RPM.
-
Temperatura cilindros motor.
Clasificación de los Compresores Numeración
Categoría
12.5 L
Súper Baja Dresser Rand K
12.5 K
Súper Baja Dresser Rand L
12.5 I 12.5 H
Compresor
Dresser Rand AT Sub Baja
Caterpillar H
12.5 G
Caterpillar G
12.5 F
Caterpillar F
29
Cortez Salas Willan 12.5 E 12.5 D
Dresser E Sub baja
12.5 C
Dresser D Dresser C
El gas de Súper baja luego de salir del depurador17,55 entra a un sistema de compresión de primera etapa, que esta conformado por los compresores denominados K y L. los cuales entraran a una presión de entrada de 60 PSIG y saldrán a una presión de 220 PSIG.
-Compresor K y su correspondiente enfriador
-Compresor L y su correspondiente enfriador
30
Cortez Salas Willan El gas de salida de estos compresores (220PSIG) se une para entrar a un nuevo depurador 17,50 juntos con los gases de Sub baja.
Luego de la salida del depurador, los gases se dirigen a los compresores F G H y AT.
-Compresor F y su correspondiente enfriador
-Compresor G y su correspondiente enfriador
31
Cortez Salas Willan -Compresor H y su correspondiente enfriador
Los compresores Caterpillar F, G y H (Sub-baja) tienen a su vez un sistema extra de refrigeración, este sistema se denomina Evaporitico. El cual brinda un enfriamiento extra debido a la salida de altas presiones y temperatura de los compresores. Este enfriador evaporitico son instalaciones que ponen en contacto una corriente de aire (gas) con otra de agua para disminuir la temperatura del aire, aprovechando la energía absorbida por el agua en su proceso de evaporación. Consiste en enfriar la temperatura del aire (gas) utilizando agua para ello.
-Enfriador evaporitico
32
Cortez Salas Willan
La presión de descarga de estos compresores es de 1200 PSIG, que es la presión de operación de la planta. Por lo tanto el gas es dirigido a un separador 17,1
-Compresor AT
Este compresor tiene una presión de descarga de 550 PSIG, luego el gas ingresa a un depurador 17,41 para su posterior recompresion.
-Depurador 17,41
33
Cortez Salas Willan
El gas saliente de este depurador 17,41 ingresa a los compresores C, D, E los cuales tienen una presión de succión de 550 PSIG, y descargan a 1200 PSIG, que es la presión de operación de la planta para el posterior ingreso del gas hacia el separador 17,1
-Compresor C
-Compresor D
34
Cortez Salas Willan -Compresor E
El separador 17.1, es un separador trifásico donde converge todo el gas comprimido procedente de las etapas de compresión de sub-baja y súper-baja. Este separador está diseñado para una capacidad de 100 MMSCFD. Es un separador de alta presión (1210 PSIG a 100°F), su función es la de separar las corrientes de gas, agua y condensado.
-Separador 17,1
35
Cortez Salas Willan El gas proveniente del separador de alta presión 17,1 se dirige a un intercambiador de calor 16,26, esto con el objeto de mantener una temperatura adecuada para su tratamiento. -Intercambiador 16,26
Sistema de deshidratación El contenido de agua de los hidrocarburos gaseosos que son procesados a través del Sistema de Recuperación de GLP y gasolina, tiene que ser reducido a un nivel que prevenga la formación de hidratos cuando se llegue a la mínima temperatura de diseño de -95ºF, a la salida del turboexpansor. Motivo por el cual la Planta Vuelta Grande presenta un sistema de deshidratación de dos etapas, utilizando TEG (Trietilenglicol) en la primera etapa y Cribas moleculares en la segunda etapa, que provee el diseño más económico para este propósito.
36
Cortez Salas Willan -Diagrama de flujo 1era etapa deshidratación por absorción, con glicol
El gas que sale del intercambiador gas líquido 16.26 se dirige a la 1° etapa de deshidratación con glicol, ingresando por la parte baja de la torre contactora de glicol de 6 bandejas.
37
Cortez Salas Willan -Torre contactora
El glicol que se utiliza es el TEG (trietilenglicol), que contiene una pureza de 99.5% en peso. El glicol pobre (sin contenido de agua) ingresa por la parte alta del contactor a una temperatura de 100°F y sale por la parte inferior con una temperatura de 98°F. La diferencia de temperatura entre la temperatura de alimentación de gas y la temperatura de salida del glicol rico no debe ser ni mayor o menor a 15°F, esto con la finalidad de que el glicol trate de despojar el mayor volumen de agua de la corriente de gas. El contenido de agua de la corriente de gas a la salida del contactor alcance a valores menores de 7 lb de H2O por millón de pie cúbico de gas
Diseño de la Torre Contactora de Glicol Tipo
Vertical/6 bandejas
Dimensiones
54" ID - 17'6" TT
Presión operación
1430 PSIG - 88°F -- 1200 PSIG
Capacidad gas
85.8 MMSCFD--- 90 MMSCFD
Capacidad condensado
184.8 GPM --- 58 GPM
38
Cortez Salas Willan Capacidad agua
10 GPM -- 1 GPM
Calidad TEG
99 % PUREZA
Contenida de agua en el gas máximo
7 Lb./MMSCFD
Regenerador de Glicol capacidad
420 MBTU/HR
Propiedades del TEG Propiedades
Limites
Pureza, peso %
97,0 min
Dietilen glicol, peso %
2 máx.
Colas de glicol, peso %
1 máx.
Agua, peso %
0,05 máx.
Gravedad Específica a 20 °C 1,124 – 1,126 Color, APHA
25 máx.
Cenizas, peso %
0,01 máx.
Destilación a 760 mm Hg, °C 278 min. (IBP)
300 máx.
(DP) Apariencia
Clara incolora
pH
7,0 – 8,0
Información Adicional Estado físico
Líquido 39
Cortez Salas Willan Punto de Inflamación, °C
166,0
Viscosidad a 20 , cps
47,8
El glicol que se utiliza es el TEG (trietilenglicol), que contiene una pureza de 99.5% en peso. El glicol pobre (sin contenido de agua) ingresa por la parte alta del contactor a una temperatura de 100°F y sale por la parte inferior con una temperatura de 98°F. La diferencia de temperatura entre la temperatura de alimentación de gas y la temperatura de salida del glicol rico no debe ser ni mayor o menor a 15°F, esto con la finalidad de que el glicol trate de despojar el mayor volumen de agua de la corriente de gas. El contenido de agua de la corriente de gas a la salida del contactor alcance a valores menores de 7 lb de H2O por millón de pie cúbico de gas.
La zona de regeneración del glicol está compuesta por un calentador, intercambiadores de calor, filtros y un enfriador. El glicol rico se dirige a la parte superior de la torre de regeneración por donde ingresa a un serpentín, aquí el serpentín es bañado por corrientes de vapor de gas, es aquí donde se aumenta la temperatura, luego el glicol se dirige a un intercambiador de calor glicol rico-glicol pobre esto con la necesidad de aumentar más su temperatura, luego el glicol rico se dirige a un tanque reservorio Skimmer, donde pequeñas cantidades de hidrocarburos son separados del glicol rico por decantación a una presión de 80 PSIG, luego el glicol rico se dirige a un filtro de partículas esto con el propósito de extraer ciertos contaminantes que se pudieran encontrar en el glicol. Posteriormente el glicol pasa a un filtro de carbono para retener las moléculas de hidrocarburos que pudieran estar siendo arrastradas por el glicol. Al salir de estos filtros el glicol pasa por un segundo intercambiador de calor glicol rico-glicol pobre para aumentar su temperatura, al salir de este intercambiador, el glicol rico se dirige a la torre de regeneración, donde el glicol cae a un lecho metálico y posteriormente fluye hacia el calentador. Al tener el descenso del glicol, se tiene también el desprendimiento de los vapores de agua en estos lechos y otros que fluyen en contracorriente desde el calentador. En el calentador es donde el glicol rico recobra su pureza, el calor proporcionado es transmitido por líneas de aceite caliente. El calentador tiene dos cámaras, una donde se tiene la regeneración del glicol y otra donde se lo almacena. Por último este glicol regenerado pasa por dos intercambiadores glicol pobre-glicol rico, para disminuir su temperatura, pasando después por un enfriador (cooler), para pasar por último por la bomba de circulación, donde será impulsada hasta la parte superior de la torre contactora.
40
Cortez Salas Willan -Ciclo de regeneración del glicol rico y bombeo de glicol pobre
Por otra parte, el gas que sale del contactor llega hasta el filtro coalescente 17.8, donde se separa el gas y las pequeñas trazas de glicol arrastrada por esta corriente, esta separación produce dos fases inmiscibles usando la tensión interfacial del glicol y la diferencia de adherencia entre el glicol y el gas en un medio poroso particular. El gas sale de este filtro y se dirige hacia la 2° etapa de deshidratación; mientras el glicol extraído en estos filtros fluye a dos botas que se encuentran en la parte inferior de este filtro. El glicol recuperado se dirige a la zona de regeneración
-Filtro 17,8
41
Cortez Salas Willan 2da etapa de deshidratación por adsorción, cribas moleculares
El gas procedente de la 1° etapa de deshidratación se dirige hacia las cribas moleculares, para su respectivo tratamiento. En esta etapa de deshidratación, se cuenta con dos recipientes donde se encuentran las cribas moleculares, una de las cuales se encuentra en stand by y la otra se mantiene trabajando. El gas pasa por una de estas cribas, para el respectivo secado del gas, este método de secado se lo denomina adsorción por medio de sustancias sólidas. El sistema de secado es corriente abajo, y el sistema calentamiento y enfriamiento es corriente arriba, cada criba trabaja 12 horas.. El gas seco que se obtiene presenta un punto de rocío de -150°F, lo que indicaría que la presencia de agua en este gas seco es casi nula.
-Cribas moleculares
El sistema de regeneración de la criba molecular es de 12 horas de secado, 9 horas de las cuales es de calentamiento, esto con el fin de vaporizar el contenido de agua que se encuentra en los silicatos de la criba. Luego se tiene 3 horas de enfriado de la criba, esto para mantener
42
Cortez Salas Willan una temperatura adecuada al momento de poner en marcha a la criba, mientras que la segunda criba se encuentra en stand by. Para la regeneración de la criba se utiliza gas residual con un caudal de 5 MSCFD, el cual proviene de la salida del depurador 17.18 Este gas residual que regenera a la criba debe pasar previamente a un intercambiador de calor para aumentar su temperatura; cuando se requiere que la criba entre a su etapa de enfriamiento, el gas residual es desviado por otra línea by pass para que no ingrese a este intercambiador, y llegue a la criba con su temperatura normal. El gas seco de salida de la 2° etapa de deshidratación pasa por un filtro de polvo 17.11, donde se despoja los materiales sólidos que la corriente de gas estuviera arrastrando, entre estos sólidos se puede tener a los componentes de la criba molecular.
-Filtro 17,11
43
Cortez Salas Willan Sistema Criogénico -Proceso Criogénico del gas
44
Cortez Salas Willan Cundo el gas rico en licuables sale del filtro de polvo (17.11), este se dirige a dos intercambiadores de calor, el primero gas-gas (16.10) y el segundo gas-líquido (16.11). El objeto de estos intercambiadores es el de enfriar la corriente de gas que procede de la zona de deshidratación, esta temperatura se desciende de 90°F a -16°F.
-Intercambiadores gas –gas 16,10 y gas-liquido 16,11
El gas ingresa a un separador vertical (17.12) de alta presión, después de salir de los intercambiadores gas-gas y gas-líquido. En este separador se extrae aquellos hidrocarburos que se hayan condensado producto del enfriamiento y la alta presión (1178-1250 PSIG). El producto que se obtiene en el fondo de este separador es la mezcla de GLP y gasolinas, y se dirige en forma directa al separador de baja presión criogénico 17,26. En cambio, el gas enfriado sale por la parte superior del separador de alta presión y se dirige hacia los Turbo Expander o Válvula JT. 45
Cortez Salas Willan -Separador de alta presión 17,12
-Separador criogénico de baja presión 17,26
El gas procedente del separador de alta presión se dirige hacia el Turbo Expander para su respectiva expansión del gas. Se cuenta con dos Turbo Expander, uno de los cuales es el auxiliar del otro que se mantiene trabajando. El Turbo Expander tiene un funcionamiento de tipo centrífugo o flujo axial
46
Cortez Salas Willan Parámetros de Diseño del Turbo Expander EXPANSOR (2 Unidades)
COMPRESOR (2 Unidades)
Marca
Rotoflow
Presión diseño E/S
435/600 PSIG
Modelo
30-6E8C
Temp. diseño E/S
88/140 ºF
Capacidad
90 MMSCFD
Presión operación actual E/S
(337/463) PSIG
Presión diseño E/S
(1415/470) PSIG
Temp. operación actual E/S
(71/117) °F
Temp. diseño E/S
(5/-86) °F
Presión operación actual
(1182/368) PSIG
Temp. operación actual
(-11/-90) °F
RPM diseño/operación
30000/27000
La función principal del Turbo Expander es expandir el gas a un alta presión y baja temperatura (1182 PSIG a -11°F), para producir trabajo que generalmente es transmitido a un compresor centrifugo, la velocidad con la que opera el Turbo Expander es de 26000 rpm. Debido al trabajo que es extraído por el Turbo Expander del gas que tiene una alta presión, la expansión es isentrópica, producto del cual se obtiene un gas frío con baja presión y bajas temperaturas (-90°F), con presencia de hidrocarburos condensados debido a la caída de temperatura y la expansión generada. Estos hidrocarburos condensados se obtienen a una razón de 265 GPM.
-Turbo expander
47
Cortez Salas Willan Si no se contara con el normal funcionamiento de ambos Turbo Expander, se tiene la ayuda de una válvula JT (Joule Thompson) que se acciona automáticamente cuando se tiene un paro de los Turbo Expansores. En esta válvula se tiene la expansión del gas y la obtención de hidrocarburos condensables, sin embargo, la eficiencia de esta válvula es menor en comparación con el uso de los Turbo Expansores, lo cual se reduce la eficiencia entre un 40 a 50%. Esto quiere decir que se obtendría menores temperaturas para la condensación de licuables y presiones ligeramente elevadas.
-Válvula JT (Joule Thompson)
Una vez que el gas frío y los hidrocarburos condensados salen del Turbo Expander, estos se dirigen al separador horizontal (17.26) de baja presión a una presión de (356 PSIG a -90°F). En este separador de baja presión se separa el gas liviano (o residual) que está compuesto principalmente de metano y etano; en cambio, los licuables y gasolinas son separados junto con la mezcla de hidrocarburos líquidos que proceden del separador de alta presión. Los compuestos licuables (GLP) y gasolinas fluyen por una línea al intercambiador de calor gaslíquido 17,11 para el aumento de su temperatura, luego estos licuables fluyen como alimentación a la torre de-etanizadora.
Los licuables y gasolinas que fluyen del separador de baja presión llegan como alimento a la bandeja # 17 de la torre de fraccionamiento, la cual ingresa con una temperatura entre -3.76 a 5°F. Por la parte superior de la torre salen hidrocarburos en estado gaseoso con una temperatura de -30°F, las cuales se dirigen a un intercambiador de calor vapor-gas 16,26 con la finalidad de enfriar aun mas a esta corriente y condensar a aquellos hidrocarburos pesados. Posteriormente esta corriente de condensado y vapores pasan al condensador de reflujo y acumulador(17.27), en el cual se separan (a una presión de 407 PSIG) aquellos compuestos 48
Cortez Salas Willan gaseosos que salen del condensador y se empalman con aquella corriente de gas residual que sale del separador de baja presión (17.26). y se dirigen al intercambiador 17,10
-Intercambiador 16,26
Los líquidos que provienen de este condensador 17,27 se dirigen hacia una bomba de reflujo para ser impulsados a una presión de 407 PSIG, esta corriente llega hasta la parte superior por encima del último plato (# 25) de la torre con una temperatura de -50 a -60°F. La corriente de la línea de reflujo sirve para retener a aquellos compuestos hidrocarburíferos licuables y líquidos que quisieran salir por la parte superior de esta torre.
-Separador acumulador 17,27
49
Cortez Salas Willan Luego de la salida de este gas residual del intercambiador 17,10 se dirige hacia un intercambiador glp-gas 16,13 para realizar una transferencia de temperatura. Seguidamente este gas residual ingresa al tuboexpansor para su posterior salida a la línea de gas residual. Si el turboexpansor se encuentra sin operación, este gas residual saliente del intercambiador 16,13 ingresa directamente ala línea de gas residual.
-Intercambiador glp-gas 16,13
Los licuables y gasolinas provenientes del separador de baja presión (17.26) se dirigen hacia la torre de-etanizadora (17.13) Parámetro de Diseño ´Torre De-etanizadora´ Tipo
Vertical
Dimensiones
54" ID - 72" x 66' TT
Presión diseño
650 PSIG a (-75/300)°F
e r r o T
a r o d a z i - n e a D t e
) 3 1 . 7 1 (
Presión PSIG
347
Temperatura de alimento °F
-3.76
Temperatura de fondo °F
195
50
Cortez Salas Willan
r e ) l i 2 o 1 . b 6 e 1 R (
Temperatura de cabeza °F
-30
Temperatura de Salida °F
203
Nivel (%)
50
La función principal de esta torre de-etanizadora (que trabaja a 460 PSIG) es la de retener aquellos compuestos a partir de los propanos hacia a delante para su respectivo procesamiento, y dejar pasar a aquellos compuestos livianos (ej.: metano, etano)
-Torre deetanizadora
Por la parte inferior de la torre de de-etanizadora se tiene la salida de gasolinas y glp a una temperatura de 195°F que se dirigen hacia el reboiler (16.12). Es aquí donde se tiene el respectivo calentamiento de la corriente de hidrocarburos que viene de la torre de fraccionamiento. Los cuales retornan a la torre en forma de vapor a una temperatura de 220 a 230°F, esta línea se dirige hacia parte inferior de la columna. En la altura de la bandeja #19 se tiene un controlador registrador de temperatura que se encarga de mantener la transferencia de calor de la parte inferior y media de la columna con la parte superior de la misma. 51
Cortez Salas Willan Generalmente para una buena eficiencia de obtención de GLP la temperatura que se requiere es de 18 a 22°F.
-Reboiler 16,12
El reboiler (16.12), a su vez tiene otro compartimiento donde se almacena todos aquellos compuestos líquidos y licuables, los cuales se dirigen hacia un intercambiador de calor 16,14, y de aquí van hacia la torre de-butanizadora. La mezcla de licuables y gasolinas provenientes del reboiler (16.12) pasan por un intercambiador de calor líquido-líquido 16,14 para enfriar su temperatura de 200 a 180°F, para luego llegar como alimento a la bandeja #24 de la torre de-butanizadora. El principio de funcionamiento de la columna es similar a la anterior, tan solo cambia el tipo de reflujo, el cual llega a ser de tipo parcial. Sin embargo la función principal de la columna debutanizadora es de despojar de la corriente de alimento a todos los propanos y butanos de la mezcla hidrocarburífera.
52
Cortez Salas Willan Parámetro de Diseño Torre De-butanizadora Tipo
Vertical
Dimensiones
48" ID x 80' 6" TT
Temperatura de diseño °F
425
Presión diseño PSIG
325
) 4 1 . 7 1 ( e r r o T
) 5 1 . 6 1 ( r e l i o b e R
Presión PSIG
214
Temperatura de alimento °F
185
Temperatura de fondo °F
330
Temperatura de cabeza °F
158
Temperatura de salida
308
Nivel
65
-Torre de butanizadora
53
Cortez Salas Willan Por la parte superior de la columna salen los compuestos livianos (GLP) con trazas de gasolinas a una temperatura de 158°F, estas se dirigen hacia un cooler (Aero enfriador) donde su temperatura disminuye a 135°F para llegar por último al acumulador de-butanizador (17.15), donde se separa el GLP a una presión de 265 PSIG y una temperatura de 135°F. El GLP sale de este acumulador y se dirige a un intercambiador de calor GLP-gas 10,13 donde se enfría a 100°F y se dirige a almacenamiento a una presión de 140 a 150 PSIG.
-Aero enfriador Glp - Gasolina
-Acumulador 17,15
54
Cortez Salas Willan Las gasolinas que se obtienen en el acumulador (17.15), se dirigen a la bomba de reflujo, donde se le desplaza a la parte superior de la columna (a la altura del plato #36) a una presión de 270 PSIG. Este reflujo que se daba a la parte alta de la columna es con el propósito de evitar que líquidos pesados escapen con la corriente de GLP por la parte alta de esta columna, además ayuda a mantener una temperatura adecuada a esta sección de la torre. Por la parte inferior de la columna de-butanizadora (que trabaja con una presión de 215 PSIG) sale una línea con un alto contenido de gasolinas, esta línea se dirige a un reboiler (16.15), donde a los compuestos livianos se los vaporiza y se los envía a la parte inferior de la misma columna a una temperatura de 330°F. De este reboiler, sale también otra línea con gasolinas, la cual se dirige a un intercambiador de calor 16,14 para enfriar a la gasolina a una temperatura de 190 a 120°F, por último esta línea pasa por un cooler donde se lo refrigera aun más llegando a una temperatura de 96°F, donde pasa finalmente a su almacenaje.
-Intercambiador 16,14
La gasolina natural que se produce tiene de 10,6 a 10,8 en TVR, y el GLP que se obtiene presenta 157 de TVR.
55
Cortez Salas Willan Sistema de Gas residual Por otra parte el gas residual que sale del separador de baja presión (17.26), se dirige a un intercambiador de calor gas-gas 16,26 donde se calienta ligeramente, al salir del mismo se empalma con la línea de gas que proviene de la zona de-etanizadora, esta corriente de gas a una baja temperatura se dirige a un intercambiador de calor gas-gas (16.10) donde se caliente de -40 a 70°F. Luego esta misma corriente pasa por un segundo intercambiador de calor gas-GLP (16.15), para elevar su temperatura de 70 a 85°F. Por último, esta corriente de gas residual se dirige al Turbo-Compresor a una presión de 370 PSIG. Este compresor se caracteriza por ser de flujo axial. La presión de descarga del turbo compresor es de 463 PSIG. Si el turboexpansor se encuentra sin operación, este gas residual saliente del intercambiador 16,13 ingresa directamente ala línea de gas residual.
Esta corriente de gas residual, se dirige a un depurador horizontal de gas (17.16), para su respectiva compresión en las turbinas solar. Es decir, que el gas proveniente del turbo compresor se empalma con aquel gas que proviene de la regeneración de las cribas moleculares, esta corriente llega con una presión de 463 PSIG a 117°F a un depurador horizontal de gas (17.16), este depurador elimina aquellos residuos de aceite que pudiera acarrear el gas proveniente del turboexpansor o de otros equipos.
-Diagrama de Flujo Gas Residual
56
Cortez Salas Willan
-Depurador horizontal de gas (17.16)
Luego de pasar a este depurador, la corriente de gas se dirige a la succión de las turbinas Solar 12.2 y 12.3. Generalmente cuando se tiene altas temperaturas de ambiente, y la presión de succión de las turbinas es muy alta, parte de esta succión es direccionada hacia la batería, donde se cuenta con dos compresores que alivian la succión de las turbinas, y envían el producto al gasoducto.
Los compresores de las turbinas normalmente trabajan con una presión de succión de 463 PSIG a 109°F. La descarga del gas residual es de aproximadamente 1046 PSIG a 301°F, este gas residual es enfriado utilizando enfriadores y reduce su temperatura a 104°F. La turbina es alimentada con gas combustible a una presión de 184 PSIG y el aire comprimido para la combustión del gas ingresa al compresor a una presión de 100 PSIG, la explosión que se produce dentro la cámara de combustión genera la potencia que es transmitida al compresor en forma de trabajo. Los gases de combustión que se generan producto de esta combustión son las que causan esa potencia, alcanzando un valor de 14800 a 15000 rpm. Los gases de combustión salen a una temperatura de 1050°F esta temperatura que alcanza los gases de combustión, es aprovechada para el calentamiento del aceite de transmisión de calor.
57
Cortez Salas Willan
-Turbinas
Luego de la salida del gas residual de las turbinas, este ingresa a un depurador 17,18 , el cual remueve aquellos aceites que se pudieran acarrear en el gas a la salida de las turbinas.
-Depurador 17,18
58
Cortez Salas Willan
Luego el gas sale y esta listo para transportarlo al gaseoducto y entregado a YPFB transporte
-Línea de salida gasoducto
Sistema de Estabilización de condensado
La corriente de hidrocarburos líquidos proveniente de los separadores de entrada, tiene que ser estabilizada para cumplir con las especificaciones de presión de vapor del condensado. El área de estabilización de condensado está compuesta principalmente por la torre de estabilización (17.3), el tanque de alimento (17.19), el tanque auxiliar flash (17.24) y finalmente el condensado estabilizado que fue producido en la torre de estabilización. El condensado recuperado de los separadores de Sub-Baja y Súper-Baja, junto con el condensado que llega del campo San Roque al separador V-07 (actualmente este gas no esta llegando ala planta vuelta grande), pasan al Tanque de Alimento (17.19), donde se acumula todo el condensado recuperado de los separadores que es la etapa previa antes de dirigirse a la estabilización.
59
Cortez Salas Willan
-Diagrama de flujo Estabilización del condensado
Primeramente el condensado saliente de los separadores de súper baja se dirigen a otro separador 17,60. Posteriormente este condensado es mandado mediante bombas al tanque de alimento 17,19, donde se unen con el condensado proveniente de los separadores de sub baja presión. 60
Cortez Salas Willan
-Separador 17,60
En el Tanque o Separador de alimento el condensado es separado por la parte inferior del separador y se dirige hacia la torre de estabilización para su respectivo tratamiento.
-Tanque alimento 17,19
61
Cortez Salas Willan
Parámetros de Operación Tanque de alimento TANQUE DE ALIMENTO 17.19
Operación
Diseño
Presión PSIG
225
600
Temperatura °F
90
300
Por su parte el gas que se encuentra contenido en el tanque se en palma con el gas de salida de la torre de estabilización y se dirigen hacia la 1° etapa de compresión del Compresor de Baja presión. Así mismo el agua que se encuentra contenido en el Tanque de alimento es dirigido hacia el drenaje cerrado. Si por cualquier motivo la torre de estabilización no se encuentra en funcionamiento, el hidrocarburo líquido puede ser dirigido al tanque 17,2 donde se expande instantáneamente una cantidad suficiente de livianos deI hidrocarburo liquido para cumplir con las especificaciones. Los vapores del tanque no son recuperados y van al quemador.
La torre estabilizadora es una torre de fraccionamiento de ( 22 ) bandejas, la cuál despoja los hidrocarburos livianos del condensado para producir un producto de fondo que cumpla con las especificaciones de presión de vapor de 10 RVP. Las condiciones de operación de fondo de la torre estabilizadora son 235 PSIG y 356oF. La temperatura de operación en la parte superior de la columna es de 55 o f ,
62
Cortez Salas Willan
-Torre estabilizadora
Torre de Estabilización Gravedad (°API)
67,1
TVR (PSIG)
10,4
Presión Estable (PSIG)
205
Reflujo (%)
16,0
Temperatura de fondo (°F)
375
Temperatura de cabeza (°F)
160
El flujo de condensado que se dirige hacia la torre se divide en 2 flujos; uno que entra a la bandeja #22 con aproximadamente 88°F y el otro que pasa por un intercambiador 16,3 donde el condensado es calentado por intercambio de temperatura con el flujo de condensado estabilizado que sale del reboiler para entrar a la bandeja #12 con aproximadamente 237°F. Para poder mantener la temperatura de fondo de la torre esta cuenta con un reboiler que 63
Cortez Salas Willan calienta el flujo que sale por el fondo de la torre, por medio de un sistema de aceite caliente, y lo devuelve a la torre; el flujo de condensado ya estabilizado que rebalsa del reboiler vuelve entonces por al intercambiador de calor 16.3, luego ingresa hacia dos intercambiadores 16,25 y 16,26 donde el condensado estabilizado es enfriado para por último fluir al Sistema de Almacenamiento o los Tanques de Almacenamiento de Condensado.
-Intercambiador 16,3
-Intercambiador 16,25
64
Cortez Salas Willan -Intercambiador 16,26
Cabe mencionar también que el sistema de estabilización de condensado, cuenta con un tanque auxiliar flash, que es utilizado cuando por cualquier razón el Sistema de Estabilización se encuentra fuera de servicio, el hidrocarburo líquido del Tanque de Alimento 17.19, puede ser dirigido a través del Segundo Calentador de Condensado (16.5), y por la válvula de control de nivel, LV 134B, hacia el Tanque Auxiliar Flash (17.24). Se aumenta calor en el, Segundo Calentador de Condensado para subir la temperatura a 164°F utilizando el medio de calor. A medida que el líquido fluye a través de LV 134B, la presión es reducida de una presión de operación alterna de 255 PSIG en el tanque Alimento a una presión de 30 PSIG en el Tanque Auxiliar. Las temperaturas de operación alternas son 100°F en el Tanque Alimento y 125°F en el tanque Auxiliar. Se expanden instantáneamente suficientes vapores del líquido para obtener un producto condensado a especificación en el Tanque Auxiliar, pero con una recuperación menor a aquella obtenida del Estabilizador. Los vapores son descargados del Tanque Auxiliar al quemador. El tanque Auxiliar, 17.24, está protegido de sobre presurización por una válvula de alivio, la cual descarga vapores al quemador si se lo requiere. Posteriormente el condensado estabilizado fluye del tanque auxiliar flash hacia la pileta API y posteriormente fluye a los tanques de almacenaje de condensado que tienen una capacidad de 7000 Bbl Cada uno.
65
Cortez Salas Willan -Calentador de Condensado (16.5)
-Tanque Auxiliar Flash (17.24)
Consiste en la primera etapa del tratamiento del agua, su objetivo principal es recuperar el petróleo perdido por emulsión. Consta de dos o más canales que trabajan en paralelo, en donde el fluido ingresa y circula con la velocidad adecuada para favorecer la coalescencia de las gotas de hidrocarburo. El líquido que queda es agua con bajo contenido de hidrocarburos y otras impurezas. Ésta es retirada por una cañería inferior que conecta la pileta API con la planta de tratamiento.
66
Cortez Salas Willan Agua de formación Todas las aguas de formación provenientes del separador de súper baja V-204 son dirigidas al separador SKUT (S-01), donde se extrae pequeñas trazas de condensado que hubieran sido arrastradas por la corriente de agua. Las aguas de formación provenientes de los demás separadores de sub baja y súper baja, además de los fluidos provenientes del sistema de drenaje cerrado ingresan a la pileta API. Las piletas API conforman un sistema de tratamiento de efluentes donde el agua es purgada separando condensado, gas y agua. La planta de efluentes consta de este tipo de piletas donde los hidrocarburos son separados del agua y el barro mediante un proceso de sedimentación, y así es posible reutilizar el condensado. Su objetivo principal es recuperar el petróleo perdido por emulsión. Consta de dos o más canales que trabajan en paralelo, en donde el fluido ingresa y circula con la velocidad adecuada para favorecer la coalescencia de las gotas de hidrocarburo.
-Diagrama de flujo Agua de formación
67
Cortez Salas Willan El agua separada es bombeada a la salida de la línea de agua del Skut, las mismas se dosifican con productos químicos para el agua y posteriormente se van al TK de almacenamiento B-C que tiene una capacidad de 1000 Bbl cada uno, para luego ser succionado por una bomba con la cual se va a inyectarse al pozo VGR 6. Mientras el condensado recuperado es llevado al tanque auxiliar flash 17,24 para su posterior ingreso nuevamente al separador V-204
-Skut S-01
-Pileta api
68
Cortez Salas Willan -Tanques de almacenamiento de agua de formación
-Bomba de inyección de agua de formación a VGR-6
Químicos agregados al agua de inyección para su inyección
Para darle un adecuado tratamiento a las aguas de formación para su posterior inyección se requiere implementarles algunos productos químicos como los mencionados a continuación:
69
Cortez Salas Willan
PRODUCTOS
APLICACIÓN
PUNTO DE DOSIFICACION
WET Oil Inhibitor 202
Inhibidor de Corrosión
WET Oil Inhibitor 203
Secuestrante de Oxígeno
Entrada a Desgasificador Scud Salida del SCUD
WET Oil Biocide 701 *
Biocida 701
Entrada TK de Inyección
WET Oil Biocide 702 *
Biocida 702
Entrada TK de Inyección
WET Oil Biocide 703
Biocida
Shock A TKs. Inyección
WET Oil Biocide 705
Biocida
SHOCK a TK de Inyección
WET Oil Antiescale 101
Inhibidor de Incrustación
WET Oil break 1001
rompedor de emulsión
WET Oil break 1001
rompedor de emulsión
WET Oil Biocide 703
Bactericida
Entrada TK de Inyección Salidas de los Depuradores Descarga de los Compresores Piscina API
Total BBL inyectados al pozo VGR -6 (Promedio 500 Bbl)
70
Cortez Salas Willan Sistema de Almacenaje y transporte de condensado, GLP y gasolina
El condensado luego de su salida por estabilización es almacenado en unos tanques (A y C) de 7000 bbl de capacidad
-Tanques de almacenamiento de condensado
La gasolina al salir de su respectivo Aero enfriador es almacenado en unos tanques (B y D) de 7000 bbl de capacidad
-Tanques de almacenamiento de gasolina
71
Cortez Salas Willan -Tanques de almacenamiento de glp
En el transporte de estos tres productos que son el condensado, glp y gasolina, son enviados a la estación de tiguipa a través de un oleoducto de 6 pulg. De diámetro. Anteriormente se transportaba también el glp por medio de cisternas. La cantidad bombeada es dependiendo de los requerimientos de YPFB transporte o también de la capacidad de producción y de procesamiento del campo.
Análisis de laboratorio Cromatografía Se realiza diariamente el análisis de cromatografía a los pozos que se ponen a prueba en los diferentes sistemas de sub-baja y súper-baja, para verificar el comportamiento de producción de cada pozo.
72
Cortez Salas Willan -Equipo de cromatografía
Tabla de cromatografía
73
Cortez Salas Willan Salinidad del agua de pozos en prueba Otro análisis muy importante es la salinidad del H2O de los pozos que estén a prueba. Este análisis se realiza con el fin de comprobar si el H2O que tiene el pozo es de formación, o es H2O que se inyecta a los pozos cuando se realiza la perforación.
El procedimiento a seguir para la determinación de la salinidad del H2O de pozo es el siguiente: 1.- Tomar 10 ml de muestra en un Erlenmeyer de 250 ml 2.- Añadir 10 gotas de cromato de potasio al 50%. 3.- Poner a cero el micro bureta y verificar que no tenga burbujas. 4.- Titular con nitrato de plata (NO3 Ag 0,10 N). Utilizando el micro bureta de 10 ml hasta el cambio de color amarillo a rojo ladrillo. 5.- Anotar los ml gastados de (NO3 Ag 0,10N) Para calcular el contenido de sales en el agua de pozos después de haber realizado este procedimiento se debe utilizar la siguiente fórmula: Cl Na = ml gastados de (NO3 Ag) x 71 X 5 X 1,65 = ppm de Cl Na
Datos de salinidad
AGUA PRODUCIDA INTERM BAJA S-BAJA
SAL.(CLNA) 0 0 7095
PH 0 0 7.1
Súper baja
11106
7.1
74
Cortez Salas Willan Sistemas auxiliares
Aire de instrumentos
El aire de instrumento es un factor muy importante en esta planta ya que el mismo permite el normal funcionamiento de las válvulas. Este aire permite abrir y serrar las válvulas, sin este aire los instrumentos no funcionarían se pararían y perderían el control.
Generadores La Planta Vuelta Grande cuenta con su propio sistema de electricidad por lo que cuenta con cuatro generadores con diferentes voltajes
Estos generadores cuentan con un tablero que tiene un sistema de sincronismo para que se pueda conectar en paralelo. La planta VGR, cuenta con sistema de control automatizado desde el 2003. Con el cual se puede ver todo el manejo de la planta El sistema de control llamado el DCS es el que permite abrir o cerrar las válvulas en segundos. Los cuatro generadores antes mencionados son los que alimentan de energía la planta de gas y existen otros dos generadores para el área del campamento, el carguío, el almacén, el taller mecánico y otros servicios auxiliares con un voltaje de 220 VAC.
-Generadores
75
Cortez Salas Willan Aceite caliente El aceite caliente se lo obtiene de la misma planta de la descarga de las turbinas que esta a una temperatura de 1000°F y luego es almacenado en los cajones donde adquieren temperatura y de donde es distribuido para los diferentes equipos de la planta que requieran calor. El aceite caliente es un elemento muy importante para la planta ya que con este se pude mantener la temperatura en los rehervidores, intercambiadores y regenerador de glicol para no permitir la formación de hidratos en las tuberías ya que esta planta trabaja a muy bajas temperaturas.
Planta de tratamiento de agua La Planta de Tratamiento de Agua está compuesta de un filtro de arenas, filtro carbón, filtro de partículas, rayos ultravioleta, ablandador de zeolitas, y cloro o clorador. En los predios de la Planta Vuelta Grande se encuentran localizados 2 pozos productores de agua. El 1° pozo se encuentra cerca del almacén y el 2° pozo se encuentra cerca de la Planta de Agua. El agua del pozo que está cerca del almacén se dirige al Tanque auxiliar, de donde el agua sale por gravedad, peso y altura. El agua de los pozos pasa por una Planta de tratamiento, en el cual el agua se dirige al filtro de carbón, al filtro de partículas y hacia el filtro de arena y grava (grande a pequeña) donde se realiza la respectiva limpieza del agua. El agua pasa por rayos ultravioleta donde se desintegra y elimina las impurezas o microrganismos del agua, las impurezas que se salven se dosifican con cloro. El agua que se obtiene después de pasar por este tratamiento es agua potable, agua industrial y agua para purga de la propia planta de tratamiento. El agua potable que se obtiene se bombea con una bomba hacia el campamento. El agua industrial se bombea hacia la planta de procesos para su utilización en los equipos y en los tanques de la planta.
76
Cortez Salas Willan Planta de tratamiento de agua
Sistemas de seguridad A la entrada a la Planta Vuelta Grande se realiza una inducción de seguridad en la que se explica las normas de seguridad con las que cuenta la Planta, la OHSAS 18001 (Sistema de Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional) y la ISO 14001 de calidad. También se explica todos los riesgos y peligros que se pueden encontrar o estar sometidas todas las personas presentes en ella, ya que en esta planta se obtienen gases muy volátiles como el GLP, Gasolina, Condensado y el propio Gas que es muy peligroso si es que se encuentra al aire libre en el ambiente. La Planta Vuelta Grande cuenta con las siguientes áreas. • A la entrada de la planta se tiene la portería donde las personas que ingresan a realizar
algún tipo de trabajo deben ser registradas y contar posteriormente con su debido EPP. Posteriormente pasar al consultorio del doctor para realizarse la prueba de alcoholemia
-Portería
77
Cortez Salas Willan
La Planta Vuelta Grande cuenta con las siguientes políticas laborales: Política de Seguridad, Salud, y ambiente. Política de suspensión de la tarea. Política de alcohol y drogas.
Está planta también cuenta con sistemas contra incendios como ser extinguidores, los que están distribuidos por casi toda la planta, tanque de Agua con una capacidad de 14000 Bbl por cualquier incendio presentado, piletas de seguridad que se encuentran también distribuidas por casi toda la planta para ser utilizada ya sea en caso de incendios o por cualquier derrame de algún producto como condensado o gasolina.
Está planta cuenta con extinguidores de: Polvo químico Dióxido de Carbono Los de Manta El tanque de Espuma
-Extintores
78
Cortez Salas Willan
Una de las áreas más importantes de esta planta es el punto de encuentro que está localizado en casi toda la planta ya que esta posee varias puertas de escape.
-Puntos de encuentro
Casi por toda la planta se encuentra un botón rojo que encaso de emergencia se puede apretar el cual indica un paro de planta. El uso de este elemento solo está permitido por los operadores de la planta.
-Pulsadores de paro de planta
79
Cortez Salas Willan Análisis de Incidentes Un incidente es cualquier evento o situación que requiere que se movilice el personal de respuestas a incidente y / o de manejo de crisis. Generalmente los incidentes ocurren inesperadamente e interrumpen con las operaciones normales. La mayoría de los incidentes generan operaciones de respuestas dirigidos a proteger, la salud humana y la seguridad, al mismo tiempo que tratan de maximizar la protección del medio ambiente y minimizar los daños a la propiedad donde se realizan las operaciones.
Si ocurriera algún accidente en la planta en el cual se vería afectado el trabajador, o la persona que se encuentre en la planta, este será evacuado inmediatamente ya que se cuenta con un equipo MEDEVAC, (Ambulancia, Avión) el cual está disponible para cualquiera emergencia.
80
Cortez Salas Willan 6.- Conclusiones
Como resultado de la presente practica de campo realizada, es posible concluir que la planta Vuelta grande cuenta con un excelente sistema para el proceso de los hidrocarburos producidos de los diferentes pozos, comenzando desde el sistema de recolección de los hidrocarburos, seguido del sistema de separación tanto de los recolectores de sub baja como los de súper baja presión, Debido a que las presiones de surgencia son muy bajas, se tiene un buen diseño en el sistema de recompresion para elevar las presiones del gas y trabajar con los parámetros de operación de la planta. En el sistema de deshidratación del gas se cuenta con dos etapas, una de deshidratación por absorción que utiliza como componente primario el trietilenglicol, y la segunda etapa de deshidratación por adsorción donde se cuenta con el componente primario las cribas moleculares, lo que nos da como resultado un gas con mínimo volumen de vapores de agua y por lo tanto se impide las formaciones de hidratos que causan problemas en el proceso. También se tiene una alta eficiencia en el proceso criogénico, (pero se tiene mayor eficiencia cuando esta en operación el Turboexpander, que cuando esta en operación solo la válvula Joule Thompson) para obtener los productos tanto de glp, como de gasolina, y además de un condensado estabilizado para poder cumplir con los requerimientos necesarios por parte de YPFB para su posterior transporte en favor del abastecimiento del país.
7.- Recomendaciones Los pozos de Vuelta grande tienen mas de 20 años brindando hidrocarburos para el abastecimiento requerido, por ende se ha sufrido una declinación significativa en la producción. Si se desea mantener esta producción actual o un posible incremento se recomiendan trabajos de intervención de limpieza de los pozos, por una posible obturación de los mismos ocasionados por el mismo condensado o ya sea por otros materiales obturantes. Así mismo se recomienda implementar el sistema de bombeo Plunger Lift, para incrementar la producción, ya que se ha realizado este mecanismo de levantamiento a ciertos pozos y que han brindado buenos resultados de incremento de producción. Para ellos se deberá realizar un estudio económico para verificar la factibilidad de esta implementación que es el plunger lift.
81
