Practicas de Campo Planta de Procesamiento de Gas

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.)

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA UNIVERSIDAD AUTÓNOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”

CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

PRÁCTICAS DE CAMPO CA MPO PROFES PROFESION IONA A L ES EN LA PLANT PLA NTA A DE TRATA TRATAMI MIENT ENTO O DE GA GA S (P.T.G.) – COLPA Y CAMPO DE PRODUCCION COLPA. Presentado por:

Nicolás Rodrigo Aguirre Zenteno Supervisión a cargo de:

Ing. Arnulfo Romero

Octubre/Noviembre de 2013

Nicolas Aguirre Zenteno

1


Agradecimientos El agradecimiento mayor es a mis padres que me dieron su apoyo desde mis primeras etapas de la vida hasta la fecha y sé que seguirán a mi lado en todas las decisiones que tome personal y profesionalmente de aquí en aquí en adelante.

A la Universidad “Gabriel Rene Moreno” a través de los diferentes catedráticos que me enseñaron desde los conceptos más básicos hasta los más técnicos y complejos de esta profesión para que haya podido tener las herramientas necesarias para poder desenvolverme idóneamente en la realización de las labores de las prácticas profesionales y de las labores de la industria.

A la empresa Petrobras Argentina S.A. que me dio la oportunidad primera de poder conocer de cerca las operaciones de trabajo de mi profesión y saber de esta forma el ámbito de trabajo que me espera durante mi vida profesional activa.

Un agradecimiento al Ing. Arnulfo Romero de la empresa Petrobras Argentina por su colaboración y guía durante las semanas de prácticas.

A todo el personal de Operadores DCS, operadores de Planta, operadores de Pozos, Mecánicos, Instrumentistas y todo el personal en general por explicarme de manera desinteresada las operaciones que se realizan a diario en la PTG Colpa. ‐


2


Índice Contenido PRÁCTICAS DE CAMPO PROFESIONALES EN LA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS (P.T.G.) – COLPA Y CAMPO DE PRODUCCION COLPA. ................................................................ ................................................................1 1 Agradecimientos ........................................................................................................................................... ...........................................................................................................................................2 2 1. Objetivos ................................................................................................................................................... ...................................................................................................................................................9 9 1.1 Objetivos Generales ............................................................................................................................ ............................................................................................................................9 9 1.2 Objetivos Específicos........................................................................................................................... Específicos...........................................................................................................................9 9 2. Introducción .............................................................................................................................................. ..............................................................................................................................................9 9 2.1 Resumen histórico .............................................................................................................................. ..............................................................................................................................9 9 2.2 Localización del Campo Colpa........................................................................................................... Colpa ...........................................................................................................10 10 2.3 Descripción General .......................................................................................................................... ..........................................................................................................................11 11 3. Desarrollo................................................................................................................................................ Desarrollo ................................................................................................................................................11 11 3.1 Sistema de producción de petróleo y gas ......................................................................................... .........................................................................................11 11 3.1.1 Pozos, sistema de recolección y Gas lift ........................................................................................ ........................................................................................11 11 3.1.1.1 Fuentes de Producción ........................................................................................................... ...........................................................................................................11 11 3.1.1.2. Pozos Surgentes ..................................................................................................................... .....................................................................................................................12 12 3.1.1.3 Gas Lift .................................................................................................................................... ....................................................................................................................................13 13 3.1.1.4 Distribuidor de Gas Lift ........................................................................................................... ...........................................................................................................14 14 3.1.1.5 Calentadores ........................................................................................................................... ...........................................................................................................................15 15 3.1.1.6 Arbolitos de producción:......................................................................................................... producción:.........................................................................................................15 15 3.1.1.7 Tipos de Arbolitos: .................................................................................................................. ..................................................................................................................16 16 3.1.1.8 Estranguladores ...................................................................................................................... ......................................................................................................................16 16 3.1.1.9 Líneas de Venteo..................................................................................................................... Venteo .....................................................................................................................17 17 3.1.1.10 Colectores de Campo: ........................................................................................................... ...........................................................................................................17 17 3.1.1.11 Trampas de agua:.................................................................................................................. agua: ..................................................................................................................18 18 3.1.1.12 Moto compresores: .............................................................................................................. ..............................................................................................................19 19 3.2 Planta de Gas. ................................................................................................................................... ...................................................................................................................................20 20 3.2.1 Sistema de recolección .............................................................................................................. ..............................................................................................................21 21


3

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.2 Sistema de Separación: ..............................................................................................................22 3.2.2.1 Sistema de Separación de Caranda........................................................................................23 3.2.2.2 Sistema de separación Media .................................................................................................24 3.2.2.3 Sistema de Separación de Baja ...............................................................................................24 3.2.2.4 Separador Vertical ..................................................................................................................25 3.2.2.5 Separador de ensayo: .............................................................................................................26 3.2.2.6 Procedimiento para probar un pozo.......................................................................................26 3.2.3 Sistema de depuración...............................................................................................................27 3.2.4 Sistema de Compresión .............................................................................................................28 3.2.4.1 Sistema de Compresión de Baja .............................................................................................29 3.2.4.2 Sistema de compresión de Media e Intermedia:....................................................................30 3.2.4.3 Sistema de compresión de alta (Caranda) ..............................................................................33 3.2.4.4 Sistema de Compresión del ciclo propano: ............................................................................34 3.2.5 Sistema de Deshidratación: .......................................................................................................35 3.2.5.1 Filtro Coalescedor: ..................................................................................................................35 3.2.5.2 Torre Contactora.....................................................................................................................35 3.2.5.3 Intercambiador Gas Glicol Pobre:...........................................................................................36 ‐

3.2.5.4 Depurador: ..............................................................................................................................36 3.2.5.5 Regeneradora de Glicol:..........................................................................................................37 3.2.5.5.1 Tanque de Flasheo: ..............................................................................................................37 3.2.5.5.2 Filtro de Paño y Filtro de carbón activado: ..........................................................................37 3.2.5.5.3 Bombas Booster y Kim Ray ..................................................................................................38 ‐

3.2.5.6 Parámetros de funcionamiento del Sistema de deshidratación.............................................38 3.2.5.7 Circuito del Gas para deshidratar y del Glicol.........................................................................39 3.2.6 Sistema de Proceso del gas........................................................................................................39 3.2.6.1 Circuito del gas........................................................................................................................40 3.2.6.2 Parámetros de funcionamiento del Proceso de Gas ..............................................................41 3.2.7 Circuito de Propano: ..................................................................................................................42 3.2.7.1 Tanque de Surgencia...............................................................................................................42 3.2.7.2 Válvula JT: ...............................................................................................................................43


4

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.7.3 Economizador .........................................................................................................................43 3.2.7.4 Chiller: .....................................................................................................................................44 3.2.7.5 MC 07:.....................................................................................................................................44 ‐

3.2.7.6 Depurador de propano: ..........................................................................................................44 3.2.7.7 Coolers de Propano:................................................................................................................45 3.2.7.8 Circuito del ciclo de propano: .................................................................................................46 3.2.7.9 Parámetros de funcionamiento del proceso de Propano.......................................................46 3.2.8 Sistema de Estabilización ...........................................................................................................47 3.2.8.1 Torres de estabilización ..........................................................................................................47 3.2.8.2 Equipos del sistema de estabilización.....................................................................................48 3.2.8.3 Tanque de alimento: ...............................................................................................................48 3.2.8.3.1 Parámetros de funcionamiento: .........................................................................................49 3.2.8.4 Intercambiador Gasolina Gasolina: ........................................................................................49 ‐

3.2.8.4.1 Parámetros de Funcionamiento: .........................................................................................49 3.2.8.5 Torre Estabilizadora: ...............................................................................................................50 3.2.8.5.1 Parámetros de Funcionamiento: .........................................................................................51 3.2.8.6 Intercambiador GLP Gasolina .................................................................................................51 ‐

3.2.8.7 Tanque de reflujo:...................................................................................................................51 3.2.8.7.1 Parámetros de funcionamiento ...........................................................................................52 3.2.8.8 Tanque Hidrocarburo o Tanque Oleoducto ............................................................................52 3.2.8.8.1 Parámetros de funcionamiento. ..........................................................................................53 3.2.8.9 Aero enfriadores .....................................................................................................................53 3.2.8.9.1 Control de funcionamiento:.................................................................................................53 3.2.8.10 Hornos de Gasolina ...............................................................................................................53 3.2.8.10.1 Parámetros de funcionamiento del horno. .......................................................................54 3.2.8.11 Tanque Bota:.........................................................................................................................54 3.2.8.12 Bombas de reflujo .................................................................................................................55 3.2.8.13 Bombas de gasolina ..............................................................................................................55 3.2.8.14 Descripción del Circuito de Estabilización ............................................................................56 3.2.9 Sistema de Fraccionamiento......................................................................................................56


5

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.9.1

Equipos del sistema de Fraccionamiento ...........................................................................56

3.2.9.2 Torre Desetanizadora: ............................................................................................................56 3.2.9.3 Torre Despropanizadora: ........................................................................................................57 3.2.9.4 Reboilers .................................................................................................................................57 3.2.9.5 Aeroenfriadores ......................................................................................................................58 3.2.9.6 Parámetros de funcionamiento del sistema de Fraccionamiento..........................................58 3.2.9.7 Tanques de almacenamiento de GLP y Propano ....................................................................58 3.2.9.7.1 Parámetros de Funcionamiento y Estructurales de los tanques .........................................59 3.2.10 Tanques de Almacenamiento de Petróleo Crudo/Condensado. .............................................60 3.2.10.1 Parámetros Estructurales de los tanques 1 y 2.....................................................................60 3.2.11 Sistema de Generación de energía eléctrica. ..........................................................................61 3.2.11.1 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 1 ...................................................61 3.2.11.2 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 2 ...................................................61 3.2.11.3 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 3 ...................................................62 3.3 Laboratorio........................................................................................................................................63 3.3.1 Cromatografía de gases: ............................................................................................................63 3.3.1.1 Pasos para el análisis Cromatográficos...................................................................................64 3.3.1.2 Resultados típicos obtenidos del cromatógrafo .....................................................................65 3.3.2 Medición del TVR del Crudo/Condensado.................................................................................66 3.3.2.1

Pasos para la medición del TVR ..........................................................................................66

3.3.3 Medición del Punto de Rocío .....................................................................................................67 3.3.4 Control de calidad del glicol.......................................................................................................67 3.3.4.1 Procedimiento:........................................................................................................................67 3.3.5 Control del agua refrigerante. ...................................................................................................68 3.4 Entrega de Productos finales (Crudo, GLP, Gasolina y Gas)..............................................................69 3.4.1 Entrega de Crudo/Condensado y Gasolina ................................................................................69 3.4.1.1

Procedimiento para la entrega de Crudo/condensado y Gasolina de los tanques: ........... 69

3.4.2 Entrega de GLP...........................................................................................................................70 3.4.2.1 Medidor Másico ......................................................................................................................70 3.4.2.2 Manguera Ecualizadora ..........................................................................................................70


6

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.4.2.3 Medición del nivel de los tanques de GLP ..............................................................................71 3.4.3 Entrega de Gas ...........................................................................................................................72 3.5 C.S.M.S. .............................................................................................................................................72 3.5.1

Política de Seguridad, Medio Ambiente y Salud de la empresa Petrobras.........................72

3.5.2 Sistema de Seguridad.................................................................................................................73 3.5.2.1 Sistema de red de contra incendio .........................................................................................73 3.5.2.1.1 Tanque de Agua ...................................................................................................................73 3.5.2.1.2 Hidrantes de agua ................................................................................................................74 3.5.2.1.3 Monitores.............................................................................................................................75 3.5.2.1.4 Rociadores............................................................................................................................76 3.5.2.1.5 Detectores de Fuego y Gas ..................................................................................................76 3.5.2.2 Extintores ................................................................................................................................77 3.5.2.3 Señalética:...............................................................................................................................77 3.5.2.4 Infraestructura de Seguridad ..................................................................................................79 3.5.2.5 Paro de Emergencia ................................................................................................................80 3.5.2.6 Válvulas de Seguridad y discos de ruptura .............................................................................80 3.5.3 Medioambiente .........................................................................................................................80 3.5.4 Salud...........................................................................................................................................81 3.5.5 Medidas de seguridad al momento de cargar un cisterna ........................................................82 3.6 Diagrama de Flujo ........................................................................................................................83 3.7 Inyección de agua de producción .................................................................................................84 3.7.1 Planta de inyección ....................................................................................................................84 3.7.1.1 Circuito de las instalaciones....................................................................................................84 3.7.1.2 Tanque de Acumulador...........................................................................................................84 3.7.1.3 Tanques...................................................................................................................................85 3.7.1.4 Filtros de Grava .......................................................................................................................86 3.7.1.5 Pileta API .................................................................................................................................86 3.7.1.6 Tanque de Inyección ...............................................................................................................87 3.7.1.7 Bombas de inyección ..............................................................................................................88 3.7.2 Análisis Químico.........................................................................................................................88


7

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.8 Planta Potabilizadora de agua (PPA).............................................................................................90 3.8.1 Dosificador de cloro ...................................................................................................................91 3.8.2 Filtro de arena............................................................................................................................91 3.8.3 Filtro de Carbón Activado ..........................................................................................................91 3.8.4 Ablandador.................................................................................................................................91 3.9 Operaciones de Trabajo ................................................................................................................92 3.9.1 Maniobras de Pozos...................................................................................................................92 3.9.2 Intervención del pozo CLP 24 ....................................................................................................95 ‐

3.10 Capacitaciones ............................................................................................................................97 4. CONCLUSIONES ...............................................................................................................................98 5. RECOMENDACIONES.......................................................................................................................98 6. BIBLIOGRAFIA..................................................................................................................................98


8


1. Objetivos 1.1 Objetivos Generales ‐

Dar cumplimiento a la materia PET 244 (Practicas Petroleras) de la malla curricular de la ‐

carrera de Ing. Petrolera

1.2 Objetivos Específicos ‐

Llevar a la práctica los conocimientos adquiridos durante los años de formación dentro de la universidad

‐

Conocer de cerca el ámbito de trabajo de la industria petrolera referida a la producción de hidrocarburo y comienzo de procesamiento del gas natural.

‐

Adquirir la mayor cantidad de conocimiento y experiencias del trabajo en la PTG Colpa. ‐

2. Introducción Las prácticas se realizaron desde el 21 de Octubre de 2013 hasta el 21 de Noviembre del mismo año en el campo Colpa.

2.1 Resumen histórico1 El campo Colpa fue descubierto por la Bolivian Gulf Oil Company en octubre de 1960. Fue esta misma empresa la que se ocupó de desarrollar y explotar dicho campo hasta octubre de 1969, fecha en la que el Gobierno Boliviano mediante la promulgación de un Decreto Supremo de Nacionalización revierte al estado los campos Colpa, Caranda y Rio Grande. La producción masiva de petróleo de estos campos se inicia en Septiembre de 1966 con un caudal inicial de 15.000 BPD, alcanzado su máxima producción en Octubre de 1967 con aproximadamente 37.000 BPD. En 1969 los campos Colpa y Caranda quedan a cargo de YPFB y son operados por 20 años. En este periodo destaca el hecho vinculado a la explotación de Colpa y el inicio de la exportación de gas a la República de Argentina en mayo de 1972. El contrato de exportación exige una producción de 200 MMPCD, de los cuales 160 MMPCD correspondían a Colpa. Para este efecto YPFB tuvo que instalar en dicho campo una Planta de Procesamiento de Gas, fue instalada en los años 60 por la empresa Gulf Oil Company para adecuar el punto de rocío del gas (Dew Point) con una capacidad de 100 MMPCD. Al inicio de los años 70, YPFB incorporo una fraccionadora de GLP al sistema de producción de Propano y modificó los parámetros operativos del proceso para producir GLP. 1

Resumido y redactado de “Practicas Petroleras” Aut. María Tatiana Chavarria y “Practicas Petroleras” Aut. Juan Gabriel

Gutiérrez


9

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) En abril de 2001 Pérez Compac cambia su razón social a Pecom Energía S.A. y encamina sus esfuerzos hacia la reparación y perforación de nuevos pozos. Finalmente, en septiembre de 2002, Petrobras Brasileños (PETROBRAS) adquiere el 56% del paquete accionario de Pecom Energía S.A., iniciando actividades en campo Colpa Caranda bajo el nombre de Petrobras Energía S.A. desde el 18 de Septiembre de 2003. El año 2003, Petrobras Energía S.A., realiza en tres pozos del campo Colpa, reparaciones a objetivos gasíferos y siete intervenciones menores en pozos de Caranda y Colpa con equipo de Coiled Tubing. A fines del año del 2004 a abril del 2005 se reparó un total de cinco pozos con objetivos gasíferos y tres intervenciones menores con equipo de Coiled Tubing. A fines del 2005 – 2006, se perforo un pozo en el campo Colpa y dos en Caranda y se reparó seis pozos en el campo Colpa. A partir de la nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058 (mayo de 2005) se tiene la obligación a migrar a una de las tres modalidades de contrato contempladas, operación, producción compartida o asociación. Actualmente la empresa PERES COMPANY, empresa que evoluciona con el nombre de PETROBRAS ENERGIA S.A. cuya dependencia es de argentina, hoy esta empresa es operadora de los campos COLPA y CARANDA y maneja el 49% de las acciones, el resto 51% lo maneja YPFB y fiscaliza la producción. De acuerdo al último contrato esta empresa tiene vigencia en el país hasta el año 2029. PETROBRAS ENERGIA S.A. Trabaja con las siguientes empresas de servicio: HANOVER (EXTERRAN). Realiza operaciones y mantenimiento de planta. IST (Ingeniería en Servicios Técnicos). Realiza mantenimiento del campo, soldadura. SERVIPETROL. Realiza construcciones civiles y soldadura. SERMIR. Empresa encargada de la alimentación y limpieza del personal. SAN ANTONIO más conocida como (PRIDE). Es la empresa contratada para las perforaciones e intervenciones de pozos. Y otras empresas como EQUIPETROL trabajos de Slik Line, etc. ‐

‐

‐

‐

‐

‐

2.2 Localización del Campo Colpa El campo Colpa se encuentra en la provincia Ichilo del departamento de Santa Cruz distante a 50 Km al Noreste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, a 23 km de la carretera Nacional 4 entre la ciudad de Santa Cruz y la ciudad de Warnes.

Fig.1 Imagen satelital del campo Colpa y Caranda (Internet)


10


2.3 Descripción General La planta de Tratamiento de gas Colpa recolecta el gas de todo el campo Colpa así como también del campo Caranda para su compresión final (a presión de planta) la cual es aproximadamente de 920 Psi continuar con los diferentes procesos; los cuales se pueden citar como: ‐

Sistema de Recolección

‐

Sistema de Separación

‐

Sistema de Compresión

‐

Sistema de deshidratación

‐

Sistema de enfriamiento

‐

Sistema de Separación de licuables

‐

Sistema de Estabilización

‐

Sistema de Producción de GLP

‐

Sistema de Producción de Gasolina

‐

Sistema de almacenamiento y despacho de productos finales

3. Desarrollo 3.1 Sistema de producción de petróleo y gas 3.1.1 Pozos, sistema de recolección y Gas lift 3.1.1.1 Fuentes de Producción El campo Colpa cuenta con 60 pozos perforados de los cuales 5 son pozos que producen petróleo con gas en solución, 14 producen gas (incluyendo el 24 recientemente intervenido), 1 es pozo inyector de agua de producción y el resto son pozos cerrados

Fig. 2 Diagrama de pozos del campo Colpa (Fte. PESA)


11

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.1.1.2. Pozos Surgentes El número de pozos activos llega a variar ya que algunos permanecen cerrados hasta acumular la presión necesaria para poder fluir hasta la planta este tiempo varía desde algunas horas hasta varios días según el pozo. Algunos ejemplos de pozos productores del campo Colpa


12



13

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.1.1.3 Gas Lift Cuando el pozo no tiene la presión necesaria para poder surgir hasta superficie se implementa un sistema de levantamiento artificial, en el caso del campo Colpa existe para los pozos de petróleo el sistema de gas lift, el cual no es más que un sistema por el cual a través del espacio anular entre la cañería y la tubería de producción se inyecta gas para alivianar la columna de petróleo y de esta manera pueda llegar a superficie con una densidad menor y una viscosidad reducida. Los pozos que usan este método son: ‐

CLP 9

‐

CLP 54 LL

‐

CLP 55

‐

CLP 41 (intermitente)

3.1.1.4 Distribuidor de Gas Lift

Fig. 22 y 23 distribuidor de gas lift. El gas que se distribuye para el gas lift llega completamente tratado y con la presión de planta (950 Psi)

Fig. 24 Estranguladores regulables Los estranguladores regulables del distribuidor de gas lift sirven para poder regular la entrada de gas y de esta forma poder inyectar gas a diferentes presiones a los diferentes pozos con GLS, con el caudal óptimo de inyección previamente calculado para cada pozo, se regula la entrada de gas al espacio anular de estos.


14


Fig. 25 Válvulas de muestra para medir la diferencia de presión Mediante la apertura de estas válvulas se marca en la cartilla de medición la diferencial de presión, esta diferencial de presión es la entregada para llegar al caudal óptimo.

3.1.1.5 Calentadores Fig. 26 calentadores de gas Los calentadores de gas son usados para calentar el gas de inyección de GLS para evitar que se formen hidratos en las líneas de inyección, van previamente al distribuidor de gas lift.

3.1.1.6 Arbolitos de producción: Son un conjunto de válvulas entre ellas dos tronqueras o maestras y una de maniobra ubicada en la parte superior por la cual se puede realizar operaciones como la de slik line, una válvula lateral donde se conecta la línea de producción que va hasta la planta, todas las válvulas son accionadas por volante vertical.

Fig. 27 Arbolito de producción típico


15

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.1.1.7 Tipos de Arbolitos: Entre los tipos de arbolitos están: ‐

De Brida

‐

De Grampas

Fig.28 Arbolito de Bridas

Fig. 29 Arbolito de Grampas

3.1.1.8 Estranguladores Los estranguladores o Chokes son los encargados de reducir el flujo hacia la línea están entre el la válvula lateral del arbolito y la línea que va hasta planta, estos chokes tienen diferentes diámetros interiores para poder reducir el flujo según sea necesario se miden en n/64“

Fig. 30 chokes de diferentes diámetros en almacén


16

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Fig. 31 y 32 Operación de cambio de choke para maniobrar el pozo. Estos estranguladores son fijos ya que una vez instalados no se puede

cambiar

el

diámetro de flujo, los estranguladores regulables

son

los

vistos en la Fig.24

3.1.1.9 Líneas de Venteo Es una línea de tubería instalada en la línea de producción la cual termina en una tubería vertical de 2mts aprox. Mediante la cual se purga la presión del pozo cuando se hace cambio de choke o maniobra del pozo, mediante esta tubería fluye el pozo cuando está cerrada la línea a la planta por algún motivo.

Fig.33 Línea de venteo se encuentra a varios metros del árbol de producción y tiene un área de seguridad alrededor

3.1.1.10 Colectores de Campo: El colector de campo es un conjunto de válvulas donde terminan las líneas individuales de cada pozo para juntarse en una sola línea que transportara el HCB hasta la PTG. Los colectores de campo se encuentran fuera de la planta y son instalados en lugares específicos del campo para aumentar la eficiencia de ductos esto debido a la cercanía entre pozos que están distantes de la PTG.

Fig. 33 Colector de campo, se puede observar que también hay una instalación exclusiva para prueba de pozo en caso de que quiera hacerse prueba de algún pozo específico. (Las válvulas del medio son de prueba y las del extremo son de producción)


17


Fig. 34 Diagrama del colector de campo

3.1.1.11 Trampas de agua: Las trampas de agua son espacios donde se almacena el agua que trae la corriente de GLS para evitar que entre al sistema pozo, el agua cae por gravedad a la trampa, cada cierto tiempo se debe drenar esta trampa para dejar espacio a nuevos fluidos, el agua drenada entra por una línea del colector de campo que la envía con el flujo de hidrocarburo a la planta.

Fig.36 Diagrama de la trampa de Líquido del GLS

Fig.35 Línea con grampas amarillas Muestra la línea de salida del drenaje De la trampa de agua al colector


18

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.1.1.12 Moto compresores: Debido a que muchos de los pozos de gas no tienen la presión suficiente para llegar a planta, se han instalado varias motos compresores los cuales reúnen la producción de 2 o más pozos y aumenta su presión para descargarlo luego al colector de campo

Moto compresor

Presión Succión PSI

Presión Descarga PSI 110 131 140

27 12 38

MC 1005 MC 1006 MC 1008 ‐ ‐ ‐

Caudal Entrega MPCD 488/500 306 458

Fig. 37 Motocompresor 1006

Fig. 38 Descarga y Succión del MC.

Succión Descarga

Descarga

Succión

Fig. 39 Motor del MC.

Fig. 40 Compresor del MC


19


Fig. 41 Depurador de Gas en la succión

Fig. 42 barriles de descarga Para evitar que liquido entre al motocompresor el equipo cuenta con un depurador o separador de fases que separa el gas del líquido, el líquido luego es descargado en unos barriles Azules; en este caso tanto el mantenimiento, movilización de los motocompresores y la deposición de los fluidos líquidos separados Son realizados por la empresa HOERBIGER Los motocompresores trabajan con una velocidad de 1800/1900 RPM, con una presión de motor de 35 Psi, una presión de compresor de 44 Psi y una temperatura de 170°F/79°C

3.2 Planta de Gas. También conocida como batería de producción la planta de tratamiento de gas (PTG) es un conjunto de sistemas hasta llegar al producto final que es la producción de gas a la condiciones establecidas por YPFB para ser transportado hasta Rio Grande, la producción de HCB líquido para su eventual bombeo a la refinería de Palmasola y finalmente la producción de GLP que es vendida a los proveedores como Flamagas para su distribución a la población en general. Una vez el hidrocarburo surge de la subsuperficie ya sea que vaya al colector de campo directamente o mediante motocompresores termina llegando a la PTG. Para resumir podemos decir que la PTG se compone de los sgtes: Sistemas relacionados entre sí como un gran conjunto de sistemas: Sistema de recolección Sistema de separación Sistema de Almacenamiento de líquidos Sistema de Depuración del gas Sistema de compresión Sistema de deshidratación


20

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Sistema de Proceso de enfriamiento del gas (Dew Point) Sistema de Separación en frio o separación Final Sistema de Estabilización de Licuables Sistema de fraccionamiento de GLP Sistema de Producción de gasolina Sistema de almacenamiento de GLP Sistema de ESD (Emergency Shut Down) Paro de Emergencia Sistema de Generación de energía eléctrica (Generadores) Sistema DCS (Distributed Control System)

3.2.1 Sistema de recolección El sistema de recolección está constituido por los manifold, los cuales son los colectores de media y baja, los cuales trabajan a diferentes presiones según los pozos que envían su producción a estos puntos. El colector ya sea de media o baja tiene dos sistemas uno es el de producción y el otro es el de ensayo, mediante el cual se puede probar la producción de un pozo solo, sin interferir la producción de los demás pozos.

Fig. 43 Diagrama del colector de baja. El colector de baja donde llega la mayoría de los pozos trabaja con una presión promedio de 80 Psi, una temperatura de flujo de 81 F y maneja un caudal de aprox. 6.2 MMPCD/ 6.8 MMPCD

Fig. 44 Colector de baja


21


Fig. 45 Diagrama del colector de media y Baja El colector de media trabaja con una presión promedio 220/240 Psi y maneja un caudal de aproximadamente 2.1/2.3 MMPCD a una temperatura de 83 F, en el sistema de este colector llegan pozos que van al sistema de baja mediante el separador vertical, este subsistema del colector trabaja con la misma presión del colector de baja que es de 80/85 Psi pero maneja un caudal de 1.4/1.9 MMPCD A este colector también llega el gas del campo Caranda, ya que este campo cuenta con un sistema de compresión la presión de la línea del colector correspondiente a Caranda es de 450/490 Psi a una temperatura de 80/85 F y llega con un caudal promedio de 8.65 MMPCD.

Fig. 46 Colector de media donde también hay subsistema de baja y de Caranda

3.2.2 Sistema de Separación: Ya que el fluido que sale del yacimiento es una mezcla de varios componentes en diferentes estados de materia (gas y liquido) además de muchas veces acarrea solidos como arena de la misma formación es importante hacer la separación primaria y


22

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) fundamental en los separadores para poder separar en las distintas fases el fluido que sale del yacimiento y ya paso por los colectores.

Fig. 47 Conjunto de separadores de Caranda y Media

Stand By de Sep. Media

Separador de Caranda Separador de Media

Stand By de Sep. Caranda

3.2.2.1 Sistema de Separación de Caranda En el separador de Caranda trabaja con una presión promedio de 450 Psi y un caudal de 8.7 MMPCD aprox. en promedio a una temperatura de 83 F. Este separador es bifásico lo cual significa que separa líquidos (petróleo crudo y agua) y gas, el líquido se va al sistema de separador de baja y el gas continua el recorrido al sistema de compresión Este separador cuenta con un separador en Stand By que además funciona como separador de ensayo para los pozos que están en el sistema de media presión.

Entrada de gas Caranda

Fig. 48 Separador de Caranda

Salida de gas Caranda


23

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.2.2 Sistema de separación Media En el separador de media el cual trabaja con una presión de 220/240 Psi pasan el hidrocarburo de los pozos CLP 2 y CLP 4 y maneja un caudal 2.1/2.5 MMPCD en promedio. Este separador es también bifásico donde el líquido (petróleo crudo y agua de formación) pasan al sistema de separación de baja. Este separador cuenta también con otro en Stand By el cual funciona en caso que el primer separador entra en mantenimiento o reparación, previo al separador existe un desarenador.

Fig. 49 Separador de Media

Salida de gas

Entrada de Fluido

Salida de líquido a separador de baja

3.2.2.3 Sistema de Separación de Baja Este separador es el receptor de la mayoría de los pozos del campo Colpa además de los líquidos del separador de Media ya que es un separador trifásico donde se separa primariamente el gas, el petróleo crudo y el agua, este último se va a la PIA (Planta de Inyección de Agua), y el crudo va directamente a los tanques de almacenamiento. Este separador cuenta también con un desarenador previo para atrapar la arena de formación que llega de los pozos que atraviesan zonas no muy consolidadas. La presión de trabajo tiene un promedio de 80/85 Psi a una temperatura de 80 F y al ser receptor de la mayoría de los pozos maneja el mayor caudal de todos los separadores con un promedio de 6.7 MMPCD

Fig. 50 Desarenador del separador de Baja


24


Discos de Seguridad Entrada de Fluido

Salida De gas

Salida de agua

Fig. 51 Separador trifásico de Baja

Salida de Gas

Salida de Crudo Salida de Agua a PIA Salida de crudo hasta tanques de almacenamiento

Fig. 51 salidas del separador de Baja

3.2.2.4 Separador Vertical El separador vertical es Bifásico y está instalado para los pozos CLP 49, CLP 29 y CLP 50 este separador también es considerado de baja ya que trabaja con una presión de 78/82 Psi a una temperatura de promedio de 78 F y maneja un caudal promedio diario de 1.4 MMPC


25


Salida de Gas a compresión de baja

Entrada de Fluido de los pozos Designados a esta sección

Salida de líquidos directamente a Tanques de almacenamiento

Fig.52 Separador Vertical

3.2.2.5 Separador de ensayo: También llamado separador de prueba o separador volumétrico, tiene la función principal de contabilizar el volumen de crudo, gas y agua está aportando un pozo en específico, las pruebas se hacen a diario y dependen del cronograma de ensayos se tengan sobre los pozos; este separador cuenta también con un desarenador previo para evitar la entrada de arenas de formación. Cuenta con contabilizadores de 1 barril de capacidad tanto de crudo como de agua, una vez el recipiente se llena automáticamente se drena y el reloj marca 1 barril más, la prueba se hace por 24 horas o en su defecto por una cantidad determinada de horas que luego se hace la proporción a 24 horas para saber la entrega del pozo en un día.

3.2.2.6 Procedimiento para probar un pozo. a) Abrir el pozo a ensayo en el colector mediante su válvula de prueba fija b) Cerrar el pozo a producción para que todo la producción vaya al separador volumétrico c) Esperar un tiempo determinado para que tanto las líneas comprometidas como el separador purguen el fluido de la prueba anterior d) Cerear los relojes a cero a una hora determinada para que empiece a contabilizar la producción e) Purgar los recipientes de 1 barril tanto de agua como de crudo f) Controlar el tiempo de prueba g) Correlacionar la producción a 24 horas para tener la producción diaria del pozo


26


Entrada de fluido del pozo a probar Salida del gas Recipiente de 1 barril contabilizador de agua Recipiente de 1 barril contabilizador de crudo Relojes contabilizadores Salida de Crudo a TK’s de almacenamiento Salida de agua a PIA

Fig. 53 Separador de Prueba o Volumétrico

3.2.3 Sistema de depuración Una vez que el hidrocarburo ha sido separado en sus diferentes fases (gas, crudo y agua) el gas aun con ciertas cantidades pequeñas de agua pasa por los diferentes depuradores de gas que existen en la P.T.G. previo a la entrada a los compresores, es decir que el sistema de baja tiene un depurador independiente del depurador del sistema de media presión y diferente a la vez del depurador del gas que llega de Caranda a re comprimirse para llegar a la presión de planta, cada depurador funciona en estos casos con las presiones de las corrientes de gas a las cuales sirven. El depurador no es más que un dispositivo que atrapa partículas de líquidos en pequeñas cantidades suspendidas en la corriente de gas. Esta depuración es de todas formas necesarias ya que es la etapa previa a la compresión, y como se sabe el líquido es un fluido incompresible además de que el líquido podría malograr el normal funcionamiento de los compresores parándolos o dañar los cilindros de los compresores. El líquido atrapado es reinsertado a la corriente de líquidos hasta llegar a los tanques de almacenamiento. Salida de Gas depurado Entrada de gas para depurar

Entrada de gas para depurar Salida de líquido a los tanques Salida del líquido atrapado

Fig. 54 Depurador del sistema media Fig. 55 Depurador del sistema de baja


27

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Para una mayor eficiencia de los depuradores algunos sistemas como el de baja tienen Aero enfriadores para poder condensar la mayor cantidad de vapores en suspensión en la corriente del gas para que sea más fácil de separar.

Entrada del gas al aeroenfriador

Salida del aeroenfriador

Fig. 56 Aeroenfriador del sistema de baja Previo al depurador de baja (Fig. 55)

3.2.4 Sistema de Compresión Una vez existe fluido en estado gaseoso en la corriente en los diferentes sistemas de presiones pasan a los Motocompresores; los cuales tienen la función principal de aumentar la presión hasta llegar que todo el gas de producción llegue a la presión de planta que es de 950 Psi. En la P.T.G. existen 10 motocompresores (MC), siendo el MC 01 y el MC 03 de baja, el MC 04, MC 05, MC 8 de media, el MC 06 y el MC 07 del ciclo de propano y finalmente el MC 02, MC 09 y el MC 10 son los motocompresores del gas de Caranda. ‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

Circuito de enfriamiento Con agua de refrigeración Pistones del motor Cigüeñal Cilindros del compresor

Fig. 57 Motor del Motocompresor

Fig. 58 Compresor del Motocompresor

Existe un área específica de la PTG para lo concerniente a la refrigeración, en esta área están los Aero enfriadores que enfrían el agua que sale de los motores con una presión inducida por 4 bombas triplex encendidas intermitentemente, además de existir un tanque pulmón de agua para poder almacenar cierta cantidad de agua para su eficiencia.


28


La presión del agua en esta etapa varía entre 12 a 25 Psi, siendo la temperatura de entrada 155/165 F y la de salida de 110/120 F

Fig. 59 Aero enfriador De agua del Motor en el motocompresor

Fig. 60 bombas de agua del sistema de refrigeración. Adicionalmente a esto los motores cuentan con el aceite lubricante el mismo usado como aceite lubricante de los compresores (SAE 40) ‐

Fig. 61 Ojo de buey para saber El nivel de aceite de lubricación Sistema de compresión de baja

3.2.4.1 Sistema de Compresión de Baja En esta etapa la presión del gas aumenta de una media de 80 Psi a 220/230 Psi, el gas que entra en la succión de los MC 01 y MC 03 es el gas del separador de baja y de la separación flash del separador del regenerador de glicol, así como también del separador vertical. ‐

‐

Estos Motocompresores son de una sola etapa (entra a una presión y el compresor solo descarga a una presión única que puede ser variable pero solo una a la vez) Previo a la succión el gas pasa por un depurador y luego de la compresión pasa por unos enfriadores los cuales les baja la temperatura ya que esta aumento debido a la compresión, para luego pasar a un depurador de media antes de entrar a los siguientes motocompresores. Parámetros de funcionamiento de los MC 01 y MC 03 (datos puntuales en un determinado momento): ‐


‐

29

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Parámetro Presión del agua de refrigeración del Motor Temperatura del agua de refrigeración del Motor Presión del aceite del Motor Temperatura del aceite del Motor Velocidad Angular del Motor Temperatura del aceite del Compresor Presión del aceite del Compresor Temperatura del cilindro # 1 Temperatura del cilindro # 2 Temperatura del cilindro # 3 Temperatura del cilindro # 4 Presión de Succión del Compresor Presión de descarga del Compresor

Magnitud 21 Psi 169 F 46 Psi 177 F 823 RPM 149 F 50 Psi 213 F 213 F 217 F 226 F 77 Psi 225 Psi

Fig. 62 MC‐01

Fig.63 MC‐03

3.2.4.2 Sistema de compresión de Media e Intermedia: En esta sección comprende los MC 04, MC 05 y el MC 08, en esta etapa se comprime el gas que llega del separador de media juntamente con el gas que sale de la descarga de los MC 01 y MC 03; la presión de succión es de aprox. 220/230 Psi y la de descarga es de 950/970 Psi (Presión de planta) ‐

‐

‐

‐

‐

Cabe aclarar que el MC 04 y el MC 05 son de 2 etapas, esto quiere decir que el gas que entra a 220 Psi sale a una etapa intermedia 450/460 Psi para luego pasar por el depurador de intermedia y volver a entrar a la segunda etapa del MC 04 o el MC 05 sea cual sea el caso y salir con la presión de planta. ‐

‐

≈

‐

‐

Durante la etapa intermedia (entre 1era y 2da etapa del MC 04 y MC 05) el gas ‐


‐

30

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) previamente de entrar al depurador de intermedia entra a un aeroenfriador debido al aumento de la temperatura por efecto de la compresión del gas; a la salida de la etapa final el gas nuevamente entrara a otro aeroenfriador que soporta la presión a la cual ya se encuentra en ese momento que es la presión de planta. El MC 08 sin embargo es de una sola etapa que eleva la presión del gas de 220 a 950/970 Psi, este MC tiene un sistema de refrigeración de tipo ventilador independiente a los otros MC; además de tener depuradores a la descarga del gas a presión de planta. ‐

Parámetros de funcionamiento de los MC 04 y MC 05 (datos puntuales en un determinado momento): ‐

Parámetro Presión del agua de refrigeración del Motor Temperatura del agua de refrigeración del Motor Presión del aceite del Motor Temperatura del aceite del Motor Velocidad Angular del Motor Temperatura del aceite del Compresor Presión del aceite del Compresor Temperatura del cilindro # 1 Temperatura del cilindro # 2 Temperatura del cilindro # 3 Temperatura del cilindro # 4 Presión de Succión del Compresor 1era etapa Presión de descarga del Compresor 1era etapa Presión de descarga del Compresor 2da etapa Presión de descarga del Compresor 2da etapa

‐

Magnitud 21 Psi 166 F 52 Psi 177 F 818 RPM 149 F 56 Psi 208 F 184 F 174 F 202 F 218 Psi 446 Psi 438 Psi 976 Psi

Parámetros de funcionamiento del MC 08 (datos puntuales en un determinado momento): ‐

Parámetro Presión del agua de refrigeración del Motor Temperatura del agua de refrigeración del Motor


Magnitud 20 Psi 172 F

31

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Presión del aceite del Motor Temperatura del aceite del Motor Velocidad Angular del Motor Temperatura del aceite del Compresor Presión del aceite del Compresor Temperatura del cilindro # 1 Temperatura del cilindro # 2 Presión de Succión del Compresor Presión de descarga del Compresor

52 Psi 175 F 962 RPM 149 F 50 Psi 196 F 234 F 218 Psi 981 Psi

Fig. 64 MC‐04

Fig. 65 MC‐05

Radiador del Enfriamiento

sistema de Depuradores

Fig. 66 MC‐08


32

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.4.3 Sistema de compresión de alta (Caranda) En este sistema de compresión se comprime mediante el MC 02, el MC 09 y el MC 10 el gas que llega de Caranda pasando de 460/470 Psi a 960/970 Psi (presión de planta) estos compresores son de una sola etapa, sin embargo cuentan con 2 líneas de descargas y una diferencia de presión entre ellas de 10/20 Psi. ‐

‐

‐

≈

Al igual que los otros compresores una vez que el gas sale comprimido pasa por un aeroenfriador para bajarle la temperatura. Parámetros de funcionamiento de los MC 02, MC 09 y el MC 10 (datos puntuales en un determinado momento) ‐

Parámetro Presión del agua de refrigeración del Motor Temperatura del agua de refrigeración del Motor Presión del aceite del Motor Temperatura del aceite del Motor Velocidad Angular del Motor Temperatura del aceite del Compresor Presión del aceite del Compresor Temperatura del cilindro # 1 Temperatura del cilindro # 2 Presión de Succión del Compresor Presión de descarga 1 del Compresor Presión de descarga 2 del Compresor Fig. 67 MC‐02

‐

‐

Magnitud 21 Psi 160 F 51 Psi 177 F 813 RPM 144 F 39 Psi 196 F 188 F 462 Psi 967 Psi 976 Psi

Fig. 68 MC‐


33


Fig. 69 MC‐09

3.2.4.4 Sistema de Compresión del ciclo propano: Los compresores comprometidos para el circuito cerrado del ciclo de propano son el MC 06 y el MC 07; sin embargo el MC 06 se encuentra en desuso actualmente, funcionando solamente el MC 07. ‐

‐

‐

‐

Este compresor comprime el gas propano en dos etapas; en una primera etapa el MC 07 succiona el gas propano en dos etapas de la sgte. manera: ‐

El MC 07 succiona el gas proveniente del depurador de propano a una presión promedio de 6 – 10 Psi y la descarga a 70 Psi ‐

En la segunda etapa se succiona el gas propano que sale del Economizador a una presión de 60 65 Psi y el gas de la descarga de la primera etapa para descargar todo en la segunda etapa a una presión de 150 Psi (más detalles en la sección de circuito de propano). ‐

Fig.70 MC‐06 (desuso)

Fig.71 MC‐07


34

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.5 Sistema de Deshidratación: Este es uno de los procesos más importantes que hay en la PTG, ya que el sistema de deshidratación por Glicol permite capturar y separar de la corriente de gas todo vapor de agua que podría quedar. La importancia de este proceso es para: 1. 2. 3. 4. 5.

Evitar la formación de hidratos (debido al vapor de agua y bajas temperaturas) Alcanzar las especificaciones del gas de venta, a fin de cumplir contrato Aumentar el poder calorífico del gas de venta. Evitar el congelamiento de ductos Evitar la corrosión de las líneas

Todo el proceso de deshidratación se realiza con un líquido viscoso, inodoro, incoloro llamado Tri etilen Glicol el cual es un líquido muy higroscópico (absorbente de vapor de agua), es capacidad que tiene este alcohol le da la posibilidad de absorber todo el vapor de agua que podría llegar a tener la corriente de gas. El sistema de deshidratación en la PTG cuenta con: 1 2 3 4

Filtro Coalescente Torre TEG Depurador Regenerador de Glicol

3.2.5.1 Filtro Coalescedor: Es un dispositivo que se encuentra previo a la torre contactora, en este dispositivo se filtran las partículas de aceite que podría arrastrar la corriente de gas mediante el mecanismo físico de la gravedad entre los componentes. No solamente las partículas liquidas de hidrocarburo más pequeñas son removidas sino también las partículas sólidas, evitando de esta manera una posible contaminación del glicol, ya que esto podría ocasionar un efecto de espuma. En el momento del cambio de los cartuchos una vez llega a una presión de aproximadamente 9 – 11 Psi de diferencial, se realiza un by pass directamente a la torre contactora.

3.2.5.2 Torre Contactora Es el dispositivo más importante de la deshidratación ya que en este lugar se da el contacto íntimo entre la corriente de gas y la de glicol pobre (puro) para luego el glicol atrape las partículas de vapor de agua en suspensión. La torre está formada por platos de los cuales entra el gas desde abajo y en


35

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) contracorriente viene el glicol desde arriba para el contacto. Salida de gas deshidratado Entrada de glicol pobre a la torre Intercambiador gas – glicol pobre

Entrada de gas hidratado

Fig. 72 Torre Contactora

3.2.5.3 Intercambiador Gas‐Glicol Pobre: Luego de la salida de gas de la torre contactora, esta corriente de gas pasa por un intercambiador de calor con el glicol pobre que está a punto de entrar, esto debido a que el glicol pobre está entrando con una temperatura muy alta debido al horno del regenerador y para poder tener una deshidratación lo más óptima posible la diferencial de temperatura entre el glicol pobre y el gas en el momento del contacto íntimo no debe ser mayor de 10 F.

3.2.5.4 Depurador: Luego del intercambiador la corriente pasa por un depurador el cual tiene la función principal de remover algunas partículas de glicol que podría estar acarreando la corriente de gas en este caso ya deshidratado.

Fig. 73 Depurador de gas (Después de la torre contactora) Salida de gas depurado Entrada de gas al depurador


36

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.5.5 Regeneradora de Glicol: Es un dispositivo correspondiente a la corriente de glicol en el que sencillamente se regenera el glicol rico (Glicol con agua en solución) en glicol pobre (Glicol con 99.5 de pureza), este regenerador está a la vez compuesto de varias partes entre ellas:

3.2.5.5.1 Tanque de Flasheo: En esta parte hay una separación de un posible hidrocarburo que esta juntamente con la corriente de glicol, el gas recolectado se va a la etapa de compresión de baja.

Fig. 74 Tanque de Flash

3.2.5.5.2 Filtro de Paño y Filtro de carbón activado: Estos dos dispositivos son usados para poder remover algunas partículas sólidas que se encuentran en la corriente de glicol con el fin de aumentar la eficiencia del trabajo del glicol y evitar posibles daños de las bombas tanto Kimray como la Booster.

Fig.75 Filtro de paño

Fig. 76 Filtro de Carbón activado Horno de regeneración de glicol: En esta sección el glicol rico entra a un horno donde debido a la evaporación del agua (100 C) el glicol queda libre de toda contaminación para volver a atrapar vapor de agua en la contactora. Ya que la temperatura de ebullición del glicol es de 285 C por lo que no hay problema con la temperatura, el horno es un equipo que funciona con gasolina y de esta forma logra evaporar el agua hasta los 100 C


37


Fig. 77 Horno de regeneración Del glicol con las chimeneas por Donde sale el agua ya separada Del glicol

3.2.5.5.3 Bombas Booster y Kim‐Ray Son las bombas encargadas de aumentarle presión al fluido en este caso al glicol. El glicol debe estar sin ningún gas en solución ya que esto podría provocar una cavitación que es el momento en que gas entra a una bomba para ser comprimida.

Fig. 78 Bomba Kim‐Ray

Fig. 79 Bomba Booster

3.2.5.6 Parámetros de funcionamiento del Sistema de deshidratación Parámetro Δ temperatura Temperatura de entrada de gas

Magnitud

Presión de entrada de gas

950/960 F


21.4 F 95 F

38

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Temperatura de salida de gas de la torre Caudal de entrada de glicol pobre

117 F

Temperatura de trabajo del regenerador Agua en la corriente de gas Nivel en el tanque de flash Presión de trabajo del regenerador Δ Presión del regenerador entrada‐ salida Caudal de gas que entra a la torre TEG

386 F

5.32 GPM

0.04 Lb/MPC 45/55 Cm 1000 Psi 0.2/0.5 25/29 MMPCD

3.2.5.7 Circuito del Gas para deshidratar y del Glicol El circuito de la deshidratación por glicol: Una vez que el gas fue debidamente comprimido a la presión de planta mediantes los diferentes compresores pasa por los aeroenfriadores para disminuir la temperatura debido a la disminución de volumen producto de la compresión, luego de esta etapa entra al filtro coalescedor, para luego pasar a la torre contactora de gas glicol, a continuación pasa por el intercambiador gas glicol pobre. ‐

‐

El gas ya deshidratado pasa por un depurador para sacar el vapor de agua que no haya podido atrapar la corriente de glicol; el gas luego de esto continúa su recorrido a su debido proceso posterior. El glicol rico va hasta el regenerador de glicol, en el cual pasa primeramente por el separador Flash para luego pasar al horno de glicol; el vapor de agua se desprende y se va por evaporación, el glicol que ahora es glicol pobre nuevamente entra a un filtro de paño para filtrar todas las partículas sólidas y luego pasa a un filtro coalescedor para eliminar cualquier vestigio de hidrocarburo pesado en suspensión. Una vez el glicol ya se regenerador debidamente (99.7 pureza teórica) pasa por las bombas booster o Kimray las cuales las bombean nuevamente hasta la torre contactora.

3.2.6 Sistema de Proceso del gas Al ser la PTG Colpa una planta de Dew Point es importante que el gas llegue a las condiciones necesarias para que se puedan llegar a las especificaciones. ‐

Y para esto el principal objetivo de este sistema es el de bajar mediante enfriamiento por propano la temperatura del gas y de esta forma separar los licuables a fin de


39

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) producir GLP para su respectiva venta posterior, además de sacar todos los licuables y pesados de la corriente de gas que va directamente hasta Rio Grande a fin de evitar pérdidas por no separación al estado Boliviano y a la empresa. ‐

En esta sección están comprometidos: 1 2 3 4

Intercambiador Gas Gas Chiller Separador final o Separador frio Tanque alimento. ‐

3.2.6.1 Circuito del gas El proceso del gas comienza una vez este haya sido deshidratado para llegar a las especificaciones necesarias de venta, entra inicialmente al intercambiador de Gas Gas donde en este paso disminuye la temperatura gracias al contacto con el gas seco frio sin licuables que sale del separador final, de esta manera aumenta la eficiencia del proceso ya que se aprovecha la baja temperatura del gas a la salida del separador final. Esta es una etapa previa al enfriamiento en el chiller; una vez sale la corriente del intercambiador entra al chiller, es en este paso cuando el gas se enfría gracias a la contracorriente de propano frio que disminuye la temperatura haciendo que mediante contacto indirecto baje drásticamente la temperatura. ‐

Con la temperatura baja los componentes más pesados empiezan condensarse y es en este momento cuando entra la corriente de gas al separador final o separador frio aquí se separan el Hcb líquido (componentes del gas condensado) con los hidrocarburos más livianos que necesitan temperaturas criogénicas para condensar y que en esta etapa están todavía en estado gaseoso. En el separador los licuables salen por la parte inferior y entran en la fase de Estabilización para luego entrar a la fase de producción de GLP que será explicado más adelante. El gas de la salida del separador final entra nuevamente al intercambiador Gas Gas para enfriar al gas que esta al comienzo del proceso, para aumentar de esta forma la eficiencia del proceso. ‐

Fig. 80 Intercambiador Gas‐Gas (Donde comienza el proceso de Dew Point y salida del gas a Gasoducto)


40


Fig. 81 Chiller

Fig. 82 Separador final o Separador Frio (Donde se separan los licuables del gas seco)

3.2.6.2 Parámetros de funcionamiento del Proceso de Gas Parámetro Δ Presión del Chiller Temperatura a la entrada al Chiller Nivel de propano en el Chiller Temperatura fondo del Separador Final Presión de la corriente de gas entrada Separador final Nivel en el Separador final Presión a la salida del intercambiador hacia Venta

Magnitud 0.1/5 Psi 79 F 45/60 % 45 F 950/960 F 30 % 950/980 Psi

Cuando la diferencial de presión en el sistema es muy grande se debe realizar una maniobra de rutina diaria para poder disminuir esa diferencial el cual consiste en cerrar


41

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) el paso del gas hacia el chiller de manera que vaya directamente al separador, en este momento al ser la temperatura de mayor magnitud que lo normal derrite los formaciones de hielo de las secciones más angostas y de esta manera disminuye la diferencial de presión

3.2.7 Circuito de Propano: El fin principal de este sistema es el de disminuir la temperatura del gas de modo que sea más fácil la separación de los licuables del gas. El principio del enfriamiento por propano es la caída de presión desde una muy grande de tal forma que disminuye la temperatura considerablemente. Los componentes comprometidos en este sistema son: 1 2 3 4 5 6 7

Tanque de Surgencia Válvula JT Economizador MC 07 Chiller Depurador de Propano Coolers de propano ‐

3.2.7.1 Tanque de Surgencia Es un tanque que almacena el propano en esta etapa el propano se encuentra en estado líquido a alta presión. Desde este tanque se suministra el propano a todo el sistema

Salida de C3

Entrada de C3 Fig. 83 Tanque de Surgencia Vista trasera

Fig.84 Tanque de Surgencia vista delantera


42

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.7.2 Válvula JT: Esta válvula funciona con el efecto de joule Thompson el cual por definición dice: es el proceso en el cual la temperatura de un sistema disminuye o aumenta al permitir que el sistema se expanda libremente manteniendo la entalpía constante. ‐

Es en esta parte donde la presión baja considerablemente con una entalpia constante para que de esta forma disminuya drásticamente la temperatura.

Fig. 85 Válvula Joule ‐ Thompson A la salida del tanque de surgencia

Fig.84 Válvula JT a la entrada al chiller

3.2.7.3 Economizador El economizador no es más que un dispositivo que separa el líquido que todavía podría quedar de la corriente de gas que ya paso por la válvula JT y mandar el gas a la compresión y el líquido al chiller para enfriar al gas mediante otra entrada de válvula JT

Fig. 85 Economizador Salida del gas a la segunda etapa de compresión del MC 07 ‐

Entrada de propano al economizador

Salida del propano al Chiller


43

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.7.4 Chiller: El chiller no es más que un intercambiador de calor en el cual el propano sustrae calor al gas ya que el propano se encuentra a temperaturas muy bajas.

Salida de propano Salida de gas (Frio)

Entrada de gas

Fig. 86 Diagrama del chiller Entrada de propano

Fig. 87 Chiller

. 86 Diagrama del chiller

El propano que entra en estado líquido (por estar con muy bajas temperaturas) sale en estado gaseoso a la primera etapa del compresor.

3.2.7.5 MC‐072: El motocompresor es el encargado de aumentar la presión al gas de propano para que luego con presión alta pueda entrar nuevamente al tanque de surgencia.

3.2.7.6 Depurador de propano: El depurador es un equipo que evita que el propano en estado líquido que todavía pueda existir luego de la salida del chiller cuando gano temperatura procedente del gas convirtiendo al propano de estado líquido a estado gaseoso. En caso de que propano en estado líquido entre al depurador existe un mecanismo de calentamiento por calor para llevar todo el líquido a estado gaseoso y de esta forma solo permitir el paso de gas propano al MC 07. ‐

2

Para mayor referencia sobre el funcionamiento del MC 07 ver en la parte de Motocompresores


‐

44


Fig. 88 Depurador de propano Salida del gas al MC 07 ‐

Entrada de gas al depurador

3.2.7.7 Coolers de Propano: Los coolers de propano tienen la finalidad de enfriar el propano con la presión que tiene al salir del compresor a fin de bajarle la temperatura para que pueda condensarse y pasar en estado líquido al tanque de surgencia, para luego comenzar el ciclo nuevamente.

Fig. 89 Paso del Propano por El cooler

Fig. 90 Coolers


45

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.7.8 Circuito del ciclo de propano: EL circuito de propano comienza en el tanque de surgencia, en este punto el propano se encuentra en estado líquido, luego el propano pasa por la válvula Joule Thompson donde la presión baja considerablemente y la temperatura baja de manera drástica. ‐

El fluido luego de pasar por la válvula de JT va hasta el Economizador donde la parte gaseosa del propano entra a la segunda etapa de compresión del MC 07 y la parte liquida sale del economizador y va hasta la válvula JT en la entrada al chiller. ‐

El propano líquido que se encuentra en la entrada del chiller entra a este enfriando a la corriente de gas y debido a este proceso aumenta su temperatura convirtiendo al propano líquido en propano gaseoso. El propano en estado gaseoso sale del chiller luego de haber enfriado a la corriente de gas natural y va hasta el depurador donde el poco propano líquido se convierte en gas (mediante calentamiento por calor por llama) para que todo el propano en estado gaseoso entre a la primera etapa del MC 07. ‐

Ahí mismo en el MC 07 sale de la primera etapa y se encuentre con el gas previo que entro del economizador en la segunda etapa, sale todo el gas propano de la segunda etapa y va a parar al aeroenfriador. ‐

En el aeroenfriador o cooler el propano en estado gaseoso se condensa a la misma presión y entra al otro extremo del tanque de surgencia donde todo el proceso comienza de nuevo.

3.2.7.9 Parámetros de funcionamiento del proceso de Propano Parámetro Presión en tanque de surgencia Presión después de la válvula J‐T Temperatura en el fondo del economizador Nivel del economizador Temperatura en la salida del chiller Nivel del Chiller Presión en el depurador de Propano Horas Funcionamiento Aeroenfriador MOE‐ 020 Horas Funcionamiento Aeroenfriador MOE‐ 021


Magnitud 150.4 Psi 57.1 Psi 52.8 F 40 % 79 F 41 % 7.2 Psi 31127 Hrs. Hasta 21/11/13 32337 Hrs. Hasta 21/11/13

46

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Horas Funcionamiento Aeroenfriador MOE‐ 022 Horas Funcionamiento Aeroenfriador MOE‐ 023

31998 Hrs. Hasta ese momento 39819 Hrs. Hasta ese momento

3.2.8 Sistema de Estabilización Una vez separado los hidrocarburos pesados luego del separador final pasan al sistema de estabilización donde se producen los productos finales que van a la venta en el caso del GLP o que simplemente se van nuevamente al tanque de almacenamiento como son las gasolinas que se mezclan con el petróleo crudo para su bombeo final.

3.2.8.1 Torres de estabilización En la PTG Colpa existen dos torres de estabilización de las cuales está en funcionamiento solo una, la función principal de esta torre de estabilización o torre fraccionadora es de separar selectivamente los componentes más livianos por encima de la torre y los más pesados por debajo, esto debido a la gravedad especifica que tiene que cada uno de los componentes. Esta columna de estabilización tiene forma cilíndrica vertical de gran diámetro y de altura considerable. En el interior de la torre se tiene: 1. Una presión más o menos estable en toda su longitud. 2. La única diferencia de presión que hay entre el tope y el fondo es debido al peso propio de los fluidos. 3. La temperatura del tope es mucho más baja que la del fondo de la torre. Toda esa separación es posible gracias al sistema de circuito cerrado de gasolina caliente que calienta el fondo de la torre aumentando la temperatura de los componentes para que puedan disgregarse de la cadena de hidrocarburos más grande, por tanto la temperatura en el fondo de la torre es mayor que en el tope a pesar de que la presión se mantiene imperceptiblemente invariable debido al propio peso de los fluidos. La estabilización consiste esencialmente en volatilizar los componentes más livianos del condensado para que quede solamente gasolina (C5+) los componentes más livianos (C4 C3 C4) pasan por los Aero enfriadores que se encargan de condensarlos a estado líquido, parte de este flujo va como reflujo nuevamente a la torre de estabilización para enfriar la cabeza de la misma y la otra parte del flujo se va a las torres de fraccionamiento para la producción de GLP para la venta final. ‐

‐


47

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.2 Equipos del sistema de estabilización Entre los equipos comprometidos en el sistema de estabilización tenemos: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Tanque de alimento La torre estabilizadora Tanques de reflujo Aero enfriadores Hornos de gasolina Intercambiador Gasolina Gasolina Intercambiador GLP Gasolina Tanque hidrocarburo Tanque Bota Bombas de reflujo Bombas de gasolina ‐

‐

3.2.8.3 Tanque de alimento: El tanque de alimento es un tanque cilíndrico horizontal donde llegan todos el flujo que sale del separador final o separador frio, es aquí donde comienza el sistema de estabilización, por la parte superior son expulsados los gases de cabeza, los cuales se van al sistema de compresión de media presión (220) para comenzar todo el proceso nuevamente, por lo general estos gases son de baja densidad que son desprendidos del condensado que está a baja temperatura del separador final. A este tanque también llega el condensado que se almacena del tanque bota, el cual sale del separador de Caranda. Ya que aquí es el comienzo del proceso de estabilización la gasolina se encuentra desestabilizada (volátil)

Fig.91 Tanque de Alimento


48

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.3.1 Parámetros de funcionamiento: Parámetro Temperatura del flujo Presión de Funcionamiento Nivel de funcionamiento

Magnitud 37.3 F 345 Psi 78%

3.2.8.4 Intercambiador Gasolina‐Gasolina: En esta parte del sistema existe un intercambio de calor entre la gasolina no estabilizada que sale del tanque de alimento y la gasolina ya estabilizada producida por la torre estabilizadora. El objetivo fundamental de esta etapa es que aumentar la temperatura de la gasolina no estabilizada y aumentarla gracias a la gasolina estabilizada que sale del fondo de la torre, de esta manera hay un aumento en la eficiencia del sistema ya que se aprovecha el calor cedido de la gasolina estabilizada para que no sea muy moroso el aumento de la temperatura posteriormente en la torre, además de que los componentes más livianos vayan desprendiéndose y evaporándose.

Fig. 92 Intercambiador Gasolina‐Gasolina

3.2.8.4.1 Parámetros de Funcionamiento: Parámetro Temperatura de entrada de Gasolina No estabilizada Temperatura de salida de Gasolina No estabilizada Temperatura de entrada de Gasolina Estabilizada


Magnitud 45 49 F ‐

150 F 340 350 F ‐

49

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.5 Torre Estabilizadora: Como mencionamos anteriormente este dispositivo tiene una forma cilíndrica vertical y es aquí verdaderamente donde se realizan los procesos de separación o fraccionamiento. El flujo entra por medio de tres entradas que se encuentra a un lado de la torre y a medida que van separándose van cayendo al fondo en caso de que sea gasolina ya estabilizada o gas volátil (GLP) por la cabeza de la torre, además esta torre tiene una entrada para el reflujo de GLP que llega del tanque de reflujo.

Fig. 93 Torre de Estabilización

Entrada del Fluido a la torre

Entrada de Gasolina de Estabilización (circuito cerrado) D Salida de la Gasolina de Estabilización (Circuito Cerrado)

Fig. 94 Torre de estabilización


50

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.5.1 Parámetros de Funcionamiento: Parámetro Temperatura en la cabeza de la torre Temperatura en el fondo de la torre Presión dentro de la torre

Magnitud 150 155 F 340 350 F 246.3 Psi. ‐ ‐

3.2.8.6 Intercambiador GLP‐Gasolina Este dispositivo sirve para aumentar la eficiencia al sistema mediante la transferencia de calor del GLP que sale de la cabeza de la torre de estabilización a una temperatura de 150 155 F para calentar a la gasolina NO estabilizada antes de su entrada al tanque de alimento el cual se encuentra a temperaturas muy bajas ya que está a la salida del separador Frio o separador Final. ‐

tiene el mismo objetivo que el otro intercambiador que es de calentar a la gasolina no estabilizada y hacer que aumente su temperatura para que de esta forma empiece a desprender los gases más livianos antes de su entra a la torre.

Fig. 95 Intercambiador GLP‐Gasolina No estabilizada.

3.2.8.7 Tanque de reflujo: Una vez que el GLP no fraccionado sale de la cabeza de la torre de estabilización una parte se va al sistema de fraccionamiento para poder producir GLP para la venta, mientras que otra parte vuelve como reflujo a la cabeza de la torre, esto para poder disminuir en caso de que sea necesario la temperatura de la cabeza de la torre para que de esta forma no se vayan con el flujo de GLP componentes más pesados que tienen un valor comercial mayor.


51


Fig. 96 Tanques de Reflujo.

Por supuesto que este GLP que pasa por este tanque de reflujo no es de buena calidad ya que contiene grandes cantidades de etano y pesados como pentanos y hexanos, así que no es apto para la venta, sin embargo como su nombre lo indica vuelve como reflujo a la torre; este tanque también tiene el sistema de marginación de los gases de cabeza, los cuales son los gases que se desprenden de la fase liquida y se van por la cabeza del tanque al sistema de compresión de media presión (220 Psi) juntamente con los gases de cabeza del tanque de alimentación. Este sistema de reflujo consiste en dos tanques uno en funcionamiento y otro en Stand By. ‐

3.2.8.7.1 Parámetros de funcionamiento Parámetro Presión de Operación Temperatura de Operación Nivel de Operación

Magnitud 239 Psi 81 F 42 %

3.2.8.8 Tanque Hidrocarburo o Tanque Oleoducto En este tanque llega la gasolina ya estabilizada que sale del sistema de estabilización una vez ya fueron separados los componentes más volátiles (C2 – C3 – C4) Este es el último paso de la gasolina antes de ir a los tanques de almacenamiento donde son depositados juntos con el hidrocarburo líquido que sale del separador de baja presión y el separador de baja presión vertical. F

Fig. 97 Tanque Oleoducto


52

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.8.1 Parámetros de funcionamiento. Parámetro Presión de Operación Nivel de Operación

Magnitud 42 F 45 %

3.2.8.9 Aero enfriadores Una vez que sale el GLP de la torre estabilizadora y luego de pasar por el tanque de reflujo el flujo pasa por los Aero enfriadores los cuales tienen el objetivo de condensar lo más que se pueda el GLP para poder ayudar en el enfriamiento en la cabeza de la torre estabilizadora además de poder condensar los hidrocarburos más pesados que tiene (C3 y C4) para que sea más fácil la producción de GLP en el sistema de fraccionamiento.

Fig. 98 Aero enfriadores del sistema de Estabilización

3.2.8.9.1 Control de funcionamiento: Parámetro Horas de funcionamiento MOE‐012 Horas de Funcionamiento MOE‐013

Magnitud 27097 Hrs. Hasta 21/11/13 31585 Hrs. Hasta 21/11/13

3.2.8.10 Hornos de Gasolina Los hornos de Gasolina tiene la principal función de calentar mediante calor por fuego indirecto la gasolina que entra por la base de la torre de estabilización a fin de que esta gasolina haga desprender los componentes más livianos de la gasolina no estabilizada que entra por el cuerpo de la torre, cabe aclarar que esta gasolina de calefacción es un circuito cerrado que comprende las bombas de gasolina Los hornos de gasolina tienen formas rectangulares cubicas y son alimentadas mediante el mismo gas de producción de la PTG CLP para el encendido de las llamas de las hornillas. ‐


53

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.10.1 Parámetros de funcionamiento del horno. Parámetro Temperatura del flujo a la salida del horno Temperatura en la chimenea del horno Temperatura antes de entrar a la torre de Estabilización Temperatura de paro de emergencia del horno Diferencial de presión en la válvula check antes de la entrada al horno

Fig. 99 Hornos de Gasolina

Magnitud 356 F 491 F 344 F 650 F 7.2” H2O

Fig. 100 Entrada de gas a las hornillas

Fig. 101 Vista inferior del Horno (parte inferior De las hornillas)

Fig. 102 Vista del interior del horno, a través de la escotilla de la parte frontal del mismo. Horno en funcionamiento

3.2.8.11 Tanque Bota: El tanque bota es un dispositivo de forma cilíndrica horizontal donde llegan los líquidos procedentes del separador de alta presión que corresponde al fluido de Caranda, ya que Caranda es un campo donde existe sistema de separación y de deshidratación, el líquido en esta parte no es muy abundante, a pesar de ser el producto de todo el campo Caranda.


54

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) El condensado de este tanque pasa inmediatamente al tanque Alimento para realizar el mismo proceso que el resto del condensado.

Fig. 103 Tanque Bota

3.2.8.12 Bombas de reflujo Para aumentar la presión de bombeo al sistema del fluido de reflujo se encuentran instaladas dos bombas eléctricas.

Fig. 104 Bombas del tanque de reflujo

3.2.8.13 Bombas de gasolina Al igual que las bombas de reflujos las bombas de gasolina tienen la función principal de aumentar la presión de flujo de la gasolina que va en el circuito de calefacción del fondo de la torre estabilizadora.

Fig. 105 Bombas del circuito de gasolina.


55

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.8.14 Descripción del Circuito de Estabilización El circuito del sistema de estabilización se puede decir que comienza en el intercambiador Gasolina(Condensado) No estabilizado‐GLP de ahí pasa al tanque de alimento a donde viene también el condensado del tanque Bota, una vez allí van al intercambiador gasolina (No estabilizada)‐gasolina (estabilizada) donde aumentan la temperatura gracias a la gasolina estabilizada que sale de la torre estabilizadora, luego del intercambiador van directamente a la torre estabilizadora donde se separan los componentes más livianos gracias al calor cedido por el circuito cerrado de gasolina de calefacción; el condensado liviano del tope de la torre se va al aeroenfriador para condensarse lo más posible y de ahí va al intercambiador Gasolina(Condensado) No estabilizado‐GLP para ceder aún más calor al condensado frio (Gasolina no estabilizada) que está llegando del separador final, de esta etapa el GLP pasa al tanque de reflujo donde una parte se divide para ir como reflujo a la cabeza de la torre estabilizadora y otra parte va al sistema de fraccionamiento (producción de GLP), el condensado pesado de la parte inferior de la torre (gasolina estabilizada) va al tanque oleoducto para luego pasar finalmente a los tanques de almacenamiento.

3.2.9 Sistema de Fraccionamiento Este sistema es donde se produce, almacena y despacha el GLP producido, es por tanto la última etapa de todo el proceso de la planta de PTG CLP. ‐

El principio de producción de GLP es similar a la de una torre fraccionadora, el Condensado de baja densidad entra al sistema y se desprende mediante calor los componentes más livianos.

3.2.9.1 Equipos del sistema de Fraccionamiento 1 2 3 4 5 6

Torre Desetanizadora Torre Despropanizadora Reboilers Tanques de almacenamiento de GLP Tanque de almacenamiento de propano Aeroenfriadores

3.2.9.2 Torre Desetanizadora: Equipo que tiene el objetivo de separar el etano (C2) de la corriente de GLP, mediante calor. El GLP entra primeramente al reboiler de la torre desetanizadora para luego entrar a la torre desetanizadora donde mediante mecanismos físicos de gravedad, densidad y


56

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) punto de ebullición el etano se desprende subiendo a la parte superior de la torre el resto de GLP (C3 C4) se encuentran en la parte inferior de la torre. ‐

El etano que sale por la cabeza de la torre va luego al sistema de compresión de baja para comenzar todo el proceso nuevamente.

3.2.9.3 Torre Despropanizadora: Como vimos anteriormente el propano es usado en el sistema de refrigeración de DEW POINT, es por eso que el caso que el nivel de propano sea bajo en el tanque de surgencia (Circuito de Propano) o en algún caso peculiar se requiera propano para la venta, se activa esta torre que tiene el mismo principio que la torre desetanizadora, simplemente que una vez ya desprendido el etano, el GLP pasa por el reboiler de la torre despropanizadora para entrar luego a la torre misma y de esta manera por gravedad y densidad en los platos que se encuentran instalados en la torre se desprende el propano de la corriente, quedando el butano solo como compuesto.

Torre desetanizadora Torre Despropanizadora

Fig. 106 Torre despropanizadora Desetanizadora

3.2.9.4 Reboilers Los reboilers son dispositivos de transferencia de calor en los cuales pasa una corriente de gasolina caliente y cubre indirectamente en contra corriente al GLP que entra por él, de esta manera el GLP aumenta de temperatura para poder separar sus componentes más livianos. La gasolina caliente de los reboilers está compuesta por un circuito cerrado que luego de perder calor en los serpentines del reboiler va hasta los hornos de gasolina donde regenera su calor perdido.


57


Fig. 107 Reboiler De la desetanizadora

Fig.108 Reboiler de la despropanizadora

3.2.9.5 Aeroenfriadores Ya que el producto que sale de la torre desetanizadora está en estado gaseoso, es necesario que pasen por los aeroenfriadores a fin de que puedan ser almacenados en estado líquido y de esta forma puedan ser mejor manejados.

Fig. 109 Aeroenfriadores del sistema De fraccionamiento.

3.2.9.6 Parámetros de funcionamiento del sistema de Fraccionamiento Parámetro Presión a la salida de etano Temperatura reboiler torre desetanizadora Temperatura reboiler torre Despropanizadora Presión TK reflujo del propano Temperatura TK reflujo del propano Temperatura de la torre despropanizadora

Magnitud 213 Psi 149 F 203 F 240 Psi 84.4 F 124 F

3.2.9.7 Tanques de almacenamiento de GLP y Propano Los tanques de almacenamiento de GLP están compuestos por 3 tanques en forma de Zeppelin (cilíndricos horizontales).


58


El tanque N 1 corresponde al tanque de propano Los tanques N 2, N 3, N 4 corresponden a los tanques de almacenaje de GLP ‐

‐

‐

‐

3.2.9.7.1 Parámetros de Funcionamiento y Estructurales de los tanques Parámetro Capacidad TK N‐1 Capacidad TK N‐2 Capacidad TK N‐3 Capacidad TK N‐4 Altura total TK N‐1 Altura total TK N‐2 Altura total TK N‐3 Altura total TK N‐4 Temperatura promedio TK N‐1 Temperatura promedio TK N‐1 Temperatura promedio TK N‐1 Temperatura promedio TK N‐1 K Factor eficiencia entrada descarga N‐1 K Factor eficiencia entrada descarga N‐1 K Factor eficiencia entrada descarga N‐1 K Factor eficiencia entrada descarga N‐1

Magnitud

a la tubería de

28000 litros = 176.11 Bbls 60000 Litros = 377.39 Bbls 60000 Litros = 377.39 Bbls 100000 Litros = 628.98 Bbls 1830 mm = 183 cm 2750 mm = 275 cm 2750 mm = 275 cm 2640 mm = 264 cm 84 F 81 F 76 F 82 F 0.508

a la tubería de

0.503

a la tubería de

0.67

a la tubería de

0.58

Fig.110 Tanques de Almacenaje de GLP y Propano

TK N 4 ‐

TK N 1 ‐


TK N 2 ‐

TK N 3 ‐

59

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.10 Tanques de Almacenamiento de Petróleo Crudo/Condensado. Tanto la producción de hidrocarburos líquidos del separador de baja como la gasolina estabilizada que sale del tanque oleoducto producto del sistema de estabilización llegan tanto al tanque 1 como al tanque 2 Como medida de seguridad ambos tanques cuentan con fosas de contención los cuales tienen una profundidad de aprox. 1.8 Mts

3.2.10.1 Parámetros Estructurales de los tanques 1 y 2 Parámetro Diámetro TK ‐1 Diámetro TK ‐2 Altura TK‐1 Atura TK ‐2 Capacidad TK‐1 Capacidad TK‐2

Magnitud 11.7 Mts 7.75 Mts 7.4 Mts 6.64 Mts 5000 Bbls = 794.93   2000 Bbls = 317.97  

Fig. 111 Tanque 1

Fig. 112 Tanque 2 Fosa de Contención


60

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.2.11 Sistema de Generación de energía eléctrica. En la PTG Colpa existen tres generadores que trabajan alternadamente en la mayoría de los casos o simultáneamente los tres al mismo tiempo dependiendo de la necesidad para la producción de energía eléctrica para los sistemas de: ‐

7 8 9 10 11 12

Funcionamiento de todas las bombas eléctricas de la PTG y la Base Sistema de iluminación y Seguridad. Sistema de Red contra incendios Funcionamiento de todos los servidores DCS y servidores de seguridad Alimentación a la red eléctrica general de la planta y Bases (220 V) Funcionamiento de los ROCS

3.2.11.1 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 1 Parámetro Horas de Funcionamiento Velocidad del motor Presión del aceite de lubricación Temperatura del agua de refrigeración Corriente generada Fase A Corriente generada Fase B Corriente generada Fase C Voltaje generado Fase A Voltaje generado Fase B Voltaje generado Fase C Frecuencia de Generación Factor de Potencia del generador Potencia Activa Potencia Reactiva Potencia Aparente Energía Generada

Magnitud 6849 Hrs. 900 RPM 35.8 Psi 154 F 99 A 102 A 99 A 478 V 479 V 478 V 60 Hz 0.97 80 KW 83 KVAR 19 KVA 7369 KW/Hr.

3.2.11.2 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 2 Parámetro Horas de Funcionamiento Velocidad del motor Presión del aceite de lubricación Temperatura del agua de refrigeración Corriente generada Fase A Corriente generada Fase B Corriente generada Fase C


Magnitud 21239 Hrs. 901 RPM 40.2 Psi 165 F 93 A 98 A 96 A

61

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Voltaje generado Fase A Voltaje generado Fase B Voltaje generado Fase C Frecuencia de Generación Factor de Potencia del generador Potencia Activa Potencia Reactiva Potencia Aparente Energía Generada

476 V 477 V 478 V 60 Hz 0.97 79 KW 82 KVAR 20 KVA 5440 KW/Hr.

3.2.11.3 Parámetros Operacionales y de entrega del Generador 3 Parámetro Horas de Funcionamiento Velocidad del motor Presión del aceite de lubricación Temperatura del agua de refrigeración Corriente generada Fase A Corriente generada Fase B Corriente generada Fase C Voltaje generado Fase A Voltaje generado Fase B Voltaje generado Fase C Frecuencia de Generación Factor de Potencia del generador Potencia Activa Potencia Reactiva Potencia Aparente Energía Generada

Magnitud 20257 Hrs. 901 RPM 48.4 Psi 164 F 94 A 92 A 91 A 479 V 476 V 478 V 60.1 Hz 0.97 74 KW 76 KVAR 19 KVA 5430 KW/Hr.

POTENCIA TOTAL = Potencia Activa 1 + Potencia Activa 2 + Potencia Activa 3 POTENCIA TOTAL = 233 KW

Fig. 113 Sala de Generadores


62


Fig. 114 Panel de control De los 3 generadores

Fig. 115 Sistema de refrigeración de los generadores

3.3 Laboratorio Dentro de los análisis cotidianos de laboratorio que se realizan están:

3.3.1 Cromatografía de gases: Los siguientes análisis cromatográficos se realizan cotidianamente al gas en la PTG CLP: ‐

1 2 3

Corriente de Baja Presión Separador de Baja (una vez cada día y otra cada noche) Corriente de Separador Vertical (una vez cada día y otra cada noche) Corriente de Presión Media – Separador de Media (una vez cada día y otra cada noche) 4 Corriente de Caranda –Separador Caranda –Separador de Caranda (una vez cada día y otra cada noche) 5 Corriente del separador de Prueba Pozo de ensayo (una vez cada día y otra cada noche) 6 GLP en la fraccionadora (2 veces en el día y 2 veces en la noche) 7 Tanques de GLP N 2 (Una vez cada 24 Hrs. En la madrugada) 8 Tanques de GLP N 3 (Una vez cada 24 Hrs. En la madrugada) 9 Tanques de GLP N 4 (Una vez cada 24 Hrs. En la madrugada) 10 Corriente de Etano de la torre desetanizadora (Una vez por semana) 11 Corriente del gas de cabeza (Una vez por semana) 12 Corriente del gas de proceso (Una vez por semana) ‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐

‐


63

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.3.1.1 Pasos para el análisis Cromatográficos 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Ubicar el punto de medición donde circula el gas a ser analizado Vaciar la bomboneta (cilindro pequeño capaz de almacenar gas a altas presiones para muestreo) a fin de expulsar el gas almacenado anteriormente Sellar con teflón tape el pico de la bomboneta a fin de evitar fugas Colocar la bomboneta en pico de medición de la corriente de gas Abrir las válvulas del pico de la corriente. Esperar unos segundos hasta que purgue el interior de la bomboneta con el gas a ser analizado Cerrar las válvulas de la bomboneta Cerrar la válvula del punto de medición del gas Llevar la bomboneta al cromatógrafo Ingresar al software del cromatógrafo (ChemStation) Insertar la bomboneta en el pico del cromatógrafo Ingresar al software datos de la muestra (GLP; gas seco; nombre; fecha; método; hora Pulsar el comando RUN METHOD en la computadora Abrir la válvula de la bomboneta despacio y solo un poco Pulsar en el cromatógrafo START Esperar unos 10 minutos hasta que el software entregue los resultados ‐

Fig. 116 Bomboneta Durante la Purga (Sep. Caranda)

Fig. 117 Bomboneta durante su llenado (Corriente del separador de baja)


64


Fig. 118 Bomboneta Insertada en El cromatógrafo Fig. 119 Apretando “Start”

3.3.1.2 Resultados típicos obtenidos del cromatógrafo Gases de Producción

Parámetro C1 C2 C3 I‐C4 N‐C4 I‐C5 N‐C5 C6 C7+ N2 CO2 Grav. Esp. PoderCalorífico (BTU/P) GLP (Bbl/MMPC) Gasolina (BBL/MMPC) Temp Línea (F) Presión De Línea (Psi) Caudal MMPCD

Sep. Caranda

Sep. Vertical

Sep. Media

Sep. Baja

81.82 7.72 3.68 0.68 1.33 0.55 0.36 0.35 0.301 1.235 1.955 0.715 1178.3

85.75 7.91 2.205 0.576 0.8 0.484 0.265 0.5151 0.864 0.584 0.0442 0.689 1198.3

86.47 7.283 2.647 0.47 0.894 0.3756 0.29 0.3714 0.52 0.4054 0.271 0.676 1174

86.655 6.648 2.297 0.392 0.797 0.308 0.251 0.3527 0.587 1.237 0.473 0.672 1149.2

39.3 14.8 80 467

24.9 21.5 81 81

27.7 15.4 82 218

24 15 83 85

8.9

1.3

2.1

6.5


65

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Gas GLP

Parámetro C2 C3 I‐C4 N‐C4 I‐C5 N‐C5 % Molar Grav. Espec. TVR (PSI)

GLP(Torre de fraccionamiento) 2.478 43.1 15.53 34.12 4.34 0.42 100 0.544 132

3.3.2 Medición del TVR del Crudo/Condensado El Tension Vapor Raid (TVR) sirve como parámetro para saber la estabilidad de un hidrocarburo líquido, conociendo de esta forma la presión que ejerce el vapor que emana debido al gas tiene en solución. Es un factor determinante para el bombeo hasta la refinería por parte de YPFB Transporte ya que el valor máx. Permitido en la norma no debe ser mayor a 12 Psi.

3.3.2.1 Pasos para la medición del TVR 1 2 3 4 5 6 7

colocar un serpentín metálico dentro de un envase de plástico colocar hielo en el envase a fin de que el serpentín se enfríe lo máximo posible conectar un extremo del serpentín a la toma muestra del tanque donde está el fluido a analizar abrir la válvula del punto de muestra y que vaya pasando por el serpentín lentamente llenar recipiente del agarramuestra de TVR colocar el agarramuestra en baño maría a 100 F = 37.77 C esperar que vaya marcando el manómetro la presión, se debe agitar regularmente el agarramuestra


66


Fig. 120 Agarramuestra Manómetro

Recipiente donde Se almacena el crudo

agarramuestras

Fig. 121 Baño María donde se coloca el agarramuestra

el

3.3.3 Medición del Punto de Rocío Esta medición se realiza por parte de YPFB Transporte con el siguiente procedimiento: 1 2 3 4 5

Se va al punto de toma de muestra en el intercambiador Gas Gas Se toma una muestra en el Bureau of Mines, el cual es una cámara con un vidrio en la parte frontal y una entrada de propano Se aplica propano al Bureau of Mines Se espera hasta que empiece a formarse la primeras gotas de líquido en el vidrio Se anota la temperatura al cual sucedió el fenómeno de condensación. ‐

Mientras menor sea el punto de rocío mayor es la recolección de condensado que se recupera en el sistema, o sea que el gas de venta es más seco.

3.3.4 Control de calidad del glicol El glicol usado para la deshidratación debe ser medido en su calidad periódicamente para que de esta manera se pueda tener un proceso deshidratador óptimo.

Las propiedades que se miden son: 1 2 3

Densidad del glicol rico y pobre PH del glicol rico y pobre Temperatura de las muestras

3.3.4.1 Procedimiento: 1 2

Se toma muestra aprox. 500 ml del glicol rico en el regenerador antes de la entrada al horno. Se toma muestra aprox. 500 ml de glicol pobre en el regenerador después de la


67


3 4 5 6 7

salida del horno. Se lleva a laboratorio las muestras. Se espera que las muestran lleguen a temperatura ambiente para evitar errores en el control. Se colocan las muestras en probetas diferentes. Se coloca el termo densímetro y se mide temperatura y densidad. Se coloca unos 50 ml de muestra de cada glicol en diferentes vasos, y se mide el PH, el cual debe ser invariable ya que el glicol rico solo tendría que tener vapor de agua y el glicol es químicamente neutro por naturaleza.

Fig. 122 Toma de muestra Glicol Pobre

Fig. 123 Toma de muestra de glicol Rico

3.3.5 Control del agua refrigerante. Es importante que el agua de refrigeración tanto de los compresores como de los generadores se encuentre en buena calidad, lo cual significa que tanto la densidad, la dureza del agua y el contenido de solido sea el mínimo para evitar problema en el sistema de refrigeración de los diferentes equipos.

Fig.124 muestra de Agua de refrigeración Fig. 125 equipo para medir la dureza, Densidad, contenido de sólido.


68


Fig. 126 Medición De PH de la muestra

3.4 Entrega de Productos finales (Crudo, GLP, Gasolina y Gas) 3.4.1 Entrega de Crudo/Condensado y Gasolina Como se vio anteriormente, todo el hidrocarburo líquido tanto el que sale de los separadores de baja, de prueba así como la gasolina estabilizada que sale del sistema de estabilización llegan tanto al TK 1 como al TK 2, y desde ahí es donde se bombea al oleoducto el producto final. ‐

‐

Este proceso se realiza con bombas boosters y una bomba centrifuga la cual manda el producto a un caudal de 375 BPD y una presión de 150 Psi.

3.4.1.1 Procedimiento para la entrega de Crudo/condensado y Gasolina de los tanques: 1 Cerrar la entrada al tanque de donde se bombeara el producto (esto a fin de que los 2 3 4

5

6 7

cálculos de volúmenes entregados sean los más precisos) Medir la altura actual del crudo y del agua en el tanque Sacar una muestra con el saca muestras, para el análisis de densidad, temperatura, contenido de sólido (no debe ser mayor a 1%), y TVR (no debe ser a 12 Psi). Realizar los cálculos del volumen con el que cuenta el tanque antes del bombeo con la altura; esto se realiza mediante tablas donde se encuentra detallado cm a cm el volumen que ocupa en lts. un líquido dentro de cada tanque; pero para esto se debe usar un factor de corrección que está en función de la gravedad específica corregida a 60 F. Una vez se tienen los volúmenes de agua y petróleo se comienza a bombear, calculando la capacidad de bombeo de la bomba con el tiempo para evitar bombear agua al oleoducto. Se para el bombeo y se mide nuevamente el volumen real, actual y corregido del tanque. Toda la producción del campo mientras tanto se almacena en el otro tanque el cual no está siendo bombeado


69

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.4.2 Entrega de GLP3 El GLP producido por la planta Colpa es almacenado en los tanques Zeppelin cilíndricos horizontales N 1; N 2; N 3, para ser despachado mediante cisternas de diferentes empresas que llevan el producto al comprador que es la empresa Flamagas. ‐

‐

‐

Entre los tanques de almacenamiento y el surtidor de entrega de GLP al cisterna existe:

3.4.2.1 Medidor Másico Este dispositivo controla la masa y la densidad del GLP entregado, conformado por dos tubos en forma de U los cuales se mueven gracias a unas bobinas instalas en su interior, al pasar el GLP se genera una flexión en los mismos que hace variar la diferencia de tiempo de oscilación entre las bobinas, todo el cálculo de volumen de GLP se realiza en función del tiempo de oscilación de estas bobinas.

Fig. 1274 Medidor Másico

3.4.2.2 Manguera Ecualizadora Iguala la presión entre el cisterna y el tanque de almacenamiento en la fase gaseosa El operador debe realizar en todo momento todo el proceso de llenado de la cisterna: 1 2 3 4 5 6

3 4

Coordinar con el DCS el tanque de donde saldrá el producto Abrir la válvula del cisterna Abrir la válvula de brazo cargo Programar el volumen de carga Arrancar bomba de transferencia Abrir lentamente la válvula de la manguera de ecualización, para evitar brusca diferencial de presión.

Las medidas de seguridad de la operación de carguío de GLP en el punto de CSMS Informe Prácticas Profesionales Ing. Química María Tatiana Chavarría


70

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 7

Alcanzado el nivel o volumen requerido en el cisterna el sistema de carga se detiene automáticamente, posteriormente procederá al cierre de todas las válvulas del sistema de carga. 8 Se debe desconectar el brazo de carga y la manguera igualadora de presión del cisterna. 9 Tomar los datos (Carga total en Kilogramos y densidad promedio), y los datos de presión, temperatura y porcentaje de llenado del cisterna, posteriormente se cerrará la puerta de la caja de las bocas de carga y se precintará. 10 Se debe llenar boleta de despacho, con todos los datos y hacerla firmar al conductor del cisterna 11 Finalmente autorizar el despliegue del cisterna fuera de la zona de la planta

Fig. 128 Cisterna en la zona de carga Con todas las medidas de seguridad

Fig.129 Operador de Planta cargando Los datos de carga en el Dan Load (Programador de carga)

3.4.2.3 Medición del nivel de los tanques de GLP El proceso es el siguiente: 1 2 3 4

Se observa el nivel de líquido en visor lateral del tanque Se mide con cinta métrica el nivel observado Con la gravedad específica, la temperatura y la presión del tanque se encuentra mediante tablas el factor de corrección Se ingresa a la tabla de volúmenes del tanque en cuestión y con el nivel de dato y el factor de corrección se halla el volumen real y actual del tanque.


71

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.4.3 Entrega de Gas5 El gas seco que se produce en la PTG Colpa se envía directamente al gasoducto el cual se encuentra a 20 mts. de la PTG, a pesar de ser enviado directamente el productor debe estar dentro de los parámetros de venta: ‐

1 2 3 4

Porcentaje máx. de agua en la corriente Porcentaje máx. de licuables en la corriente (condensado) Porcentaje min. de poder calorífico No estar menos del caudal mínimo diario

El reporte de todos estos parámetros se entrega cada mañana en un informe junto con el volumen de gas perdido (maniobras, quemadores Flare, fugas, etc.) a las 6:00 am al fiscal de YPFB para su archivo y control. ‐

Producción, Uso y Dispendio del Gas Gas Combustible (Planta y Base) Gas Lift Gasoducto YPFB Transporte Total Producido

Caudal (MPCD) 668 3099 16462 20229

3.5 C.S.M.S. EL CSMS (Calidad, Seguridad, Medio Ambiente y Salud) es una parte importante del sistema de gestión que maneja la empresa Petrobras Argentina en la Planta de tratamiento de Gas de Colpa.

3.5.1 Política de Seguridad, Medio Ambiente y Salud de la empresa Petrobras6

2 3

4

1 Educar, capacitar y comprometer a los empleados con los aspectos de SMS, involucrando a proveedores, comunidades, órganos competentes, entidades representativas de los trabajadores y demás partes interesados. Estimular el registro y tratamiento de los aspectos de SMS y considerar en los sistemas de SMS y reconocimientos el desempeño de SMS. Actuar en la promoción de la salud, en la protección del ser humano y del medio ambiente mediante la identificación, control y monitoreo de los riesgos adecuando la seguridad de los procesos a las mejores prácticas mundiales y manteniéndose preparado para emergencias. Asegurar la sustentabilidad de los proyectos, emprendimientos y productos a lo largo de su ciclo de vida, considerando los impactos y beneficios en las dimensiones económicas, ambientales y sociales.

5

La tabla de Producción, Uso y Dispendio del gas cambia incesantemente cada 5 segundos aproximadamente; pero los datos se mantienen próximos. 6 Texto extraído del cuadro de “POLITICA DE SEGURIDAD MEDIOAMBIENTE Y SALUD” de la empresa Petrobras


72

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Directrices: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Liderazgo y Responsabilidad Conformidad legal Evaluación y gestión de riesgos Nuevos emprendimientos Operaciones y mantenimiento Gestión de cambios Adquisición de bienes y servicios Capacitación, educación y concientización Gestión de informaciones Comunicación Contingencia Relación con la comunidad Análisis de accidentes e incidentes Gestión de productos Proceso de mejora continua

3.5.2 Sistema de Seguridad El sistema de seguridad consta de: 1 2 3 4 5 6 7 8

Sistema de red contra incendios (Tanques, mangueras, extintores, etc.) Señalética Instalación de infraestructura de seguridad (Pasamanos, barras de seguridad, muros de contención, etc.) ESD (Emergency Shut Down) Paro de emergencia. Discos de rupturas y válvulas de alivio de los diferentes equipos de la PTG Detectores de Humo y Fuego Quemador de gas Alarmas.

3.5.2.1 Sistema de red de contra incendio Este sistema es el principal para la mitigación de incendios que puedan suceder dentro de la planta.

3.5.2.1.1 Tanque de Agua Tanque cilíndrico vertical con una capacidad de 5000 bbls, los cuales provienen de los pozos someros de agua que mediante bombas llenan el tanque de agua. Este tanque está conectado directamente a las bombas de agua los cuales le dan la potencia necesaria para llegar a todos los puntos del campo; y alimentar durante más de 2,5 horas a los tres hidrantes de largo radio de alcance.


73


Fig. 130 Tanque de agua Para el sistema de red contra Incendios como también para El uso doméstico de la PTG P

Fig. 131 Bombas Joke que dan la potencia Al agua para su alcance máximo

3.5.2.1.2 Hidrantes de agua La planta cuenta con 7 hidrantes, los cuales tienen una altura de aproximadamente 1.6 mts. y cerca de ellos se encuentra disponibles acoples y mangueras las cuales pueden ser conectadas a las diferentes boquillas del hidrante, para activarlo solo se necesita abrir la válvula y dirigir la manguera al objetivo que se quiera llegar. Además existen hidrantes los cuales pueden funcionar conjuntamente con espumas las cuales se conectan a los hidrantes y ayudar a evitar la propagación de fuego.

Fig. 132 Hidrante con 4 boquillas Diferentes en diferentes posiciones.


74


Fig. 133 Mangueras disponibles Para conectar a los Hidrantes

Fig. 134 Diagrama del sistema de red contraincendios

3.5.2.1.3 Monitores Al igual que los hidrantes los monitores están conectados al sistema de red contraincendios, estos dispositivos se pueden mover en todas las direcciones y le dan facilidad para dirigir el chorro de agua a la dirección deseada

Fig. 135 Monitor de agua


75

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.5.2.1.4 Rociadores Los rociadores son dispositivos instalados fijamente que se activan automáticamente cuando los sistemas de detección de humo y fuego se activan. Estos rociadores pueden esparcir agua sobre un gran área pero fijos.

Fig. 136 Rociador en la sala de Compresores Líneas de rociadores

Fig. 137 líneas de rociadores en los tanques de GLP

3.5.2.1.5 Detectores de Fuego y Gas Los detectores se activan automáticamente cuando existen fugas de gas o existe humo

Fig. 138 Diagrama del detector de gases en la sala de generadores

Fig. 139 Diagrama de los detectores de gases en la sala de compresores


76

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.5.2.2 Extintores Los extintores son clasificados según su capacidad y según el agente químico que usan para eliminar el fuego: 1 2 3 4

Capacidad 30 Lb. 150 Lb. 350 Lb. 30 Lb. 30 Lb. 30 Lb.

Fig. 140 Extintor PQS

Polvo químico seco PQS Dióxido de Carbono CO2 Espuma Halotron

Cantidad

Tipo

36 11 1 3 1 4

PQS PQS PQS CO2 Espuma HALOTRON

Fig. 141 espumígeno móvil

3.5.2.3 Señalética: Como medida de seguridad dentro de las instalaciones de la planta así como también dentro de las inmediaciones de la base, almacén y otros, existen una serie de letreros que indican el uso de EPP mínimo y necesario, así como también señales que indican puntos de reunión y letreros de precaución momentáneos así como también señales de diferentes riesgos propios de cada sector de la planta; es una obligación obedecerlos y hacer obedecer estas señales a fin de evitar accidentes personales, ambientales o materiales.


77


Fig. 143 uso de un equipo específico en un área determinada de la plata

Fig. 142 Indicación de uso de EPP y no uso De celular y fumar

Fig. 144 Riesgo aislado De una zona especifica De la planta

Fig. 145 Señal temporal de precaución

Fig. 146 Punto de reunión (Base)

Fig. 147 Indicación de los riesgos permanentes de un área


78

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Fig. 148 Pizarra del personal que se encuentran dentro de la planta y funciones en caso de emergencia; en caso de emergencia se tomara lista de la pizarra, se debe anotar al entrar y borrarse al salir de la planta. Instalaciones de seguridad personal

3.5.2.4 Infraestructura de Seguridad Todos los equipos de la planta cuentan con pisos antirresbaladizos, pasamanos, escalinatas de seguridad y barras de contención, así también como barreras de seguridad.

Fig. 149 Pasamanos

Fig. 150 Barras de seguridad

Fig. 151 Pasamanos y gradas


79

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.5.2.5 Paro de Emergencia La PTG cuenta con interruptores de paro tanto local como centralizado en la sala de control, desde ahí se puede parar los diferentes sistemas en caso de emergencia, además que existe controles para parar las toda la planta en su conjunto.

Fig. 152 Botones de paro de emergencia Local

Fig. 153 Botones de paro central en la sala de control.

3.5.2.6 Válvulas de Seguridad y discos de ruptura Todos los equipos donde circule gas en cualquier proceso cuentan con el disco de ruptura y la válvula de alivio para que se activen en el momento que la presión aumente a niveles por encima del máximo establecido; estas válvulas se activan automáticamente.

Fig. 154 Válvula de alivio y Discos de ruptura

3.5.3 Medioambiente La mayoría de las acciones a favor del medioambiente se basan en la prevención y el evitar cometer ciertas acciones que dañen, temporal o permanentemente a ella; evitar derramar hidrocarburos en el suelo, evitar incendios, evitar la contaminación química


80

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) del agua, evitar derramar agua de formación en el ambiente, etc. Todo depende de nosotros. Como medida medioambiental en la PTG Colpa se hace una clasificación de los residuos para poder separar y realizar una disposición final adecuada ‐

Fig. 155 Separación de residuos (Almacén)

Fig. 156 Separación de residuo (PIA)

3.5.4 Salud En cuanto a la prevención de problemas de salud, el personal de los trabajadores cuenta con una alimentación de buena calidad y muy higiénica, además de que existe una lista del personal con sus principales alergias y en caso de que sean diabéticas o no para el suministro de medicamentos en cierto caso. En la PTG existe un equipo material de primeros auxilios que consta de botiquines completos, camillas y ambulancia en caso de que sea necesario transportar alguna personal a la ciudad lo más antes posible.

Fig. 158 Botiquín de primeros auxilios Fig. 157 Camilla de primeros auxilio


81

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.5.5 Medidas de seguridad al momento de cargar un cisterna7 Camión cisterna 1

La velocidad máxima no debe ser mayor a 20 km/h. En los sitios de carga deberán circular a paso de hombre.

2

Deberá contar con extintores antes de ingresar a la planta de tratamiento de gas de Colpa y sus alrededores

3

Durante toda operación de carga la unidad motriz deberá permanecer acoplada a la cisterna.

4

Las válvula de carga deberá estar cerrada y precintada a fin de evitar desvío del producto a otros destinos

Conductor de la cisterna 5

Deberá permanecer en los lugares asignados para la espera de los turnos de carga.

6

No deberá encender fuego en el interior de la cabina (Ej. fumar o calentar bebidas o comidas).

7

Antes de ingresar a cargar deberá contar con la autorización del operador DCS y solo podrá ingresar un camión a la vez al recinto de carga.

8

El camión deberá estar orientado hacia la salida de las instalaciones que siempre deberá estar libre durante la carga.

9

Cuando se encuentre ubicado en el sitio para la carga deberá detener el motor, retirar llave de contacto, accionar el interruptor para cortar la corriente, poner la palanca de cambios en punto muerto, aplicar freno de mano y colocar cuñas en las ruedas. Posteriormente deberá depositar la llave en el lugar asignado por el responsable de la carga.

10 Durante la carga deberá estar en el lugar asignado (sala de control). 11 Deberá firmar y recibir el remito de la carga que contará con los datos del despacho de GLP.

Deberá suspender las operaciones cuando: 12 Se presenten tormentas eléctricas. 13 Exista incendio, pérdidas o derrames de producto. 14 La iluminación no es la adecuada. 15 Falte el operador. 16 Ejecución de trabajos/tareas de mantenimiento que pudieran producir puntos de ignición o que genere cambios en las condiciones normales de operación. 17 Deberá conectar el brazo de carga y la manguera igualadora de presión a las válvulas correspondientes de la cisterna.

7

Medidas de seguridad de la empresa Petrobras para el carguío de GLP a los cisternas


82


3.6 Diagrama de Flujo El siguiente diagrama representa todos los sistemas involucrados en el proceso del gas natural de la PTG CLP desde los colectores hasta la entrega de los diferentes productos para la venta. ‐


83


3.7 Inyección de agua de producción 3.7.1 Planta de inyección Toda el agua de producción, así como el agua servida del tanque de agua de la red contra incendio, entran a la planta de inyección (PIA) donde son analizadas, tratadas hasta que se encuentre sin sólidos y de baja dureza para luego ser almacenados antes de ser inyectado a la arena receptora del pozo CLP 07 ‐

Diariamente se raliza una inyección de 300 a 400 bbls. De agua tratada.

3.7.1.1 Circuito de las instalaciones

Fig. 159 Diagrama de la planta de Inyección

3.7.1.2 Tanque de Acumulador Este tanque es el primer punto de llegada del agua tanto de los tanques de almacenamiento, de los separadores de baja (incluyendo el de ensayo) así como también el agua almacenada en la cámara donde se encuentra aguas servidas de cocinas y baños y pluviales.


84


Fig. 160 Tanque Acumulador

3.7.1.3 Tanque s A la salida del tanque acumulador el líquido entra en los tanques Skimmer donde existe una separación por gravedad y densidad, efectuándose una separación primaria del agua con el posible hidrocarburo que haya llegado con la corriente de agua.

Fig. 161 Tanque Skimmer (1)

El aceite (HCB) sale por la parte superior del tanque skimmer para ingresar al tanque de petróleo, el cual se encuentra entre los dos tanques Skimmer.

Fig. 162 Tanque de Petróleo


85

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) El agua luego de la separación del tanque Skimmer pasa a los tanques de agua, esta agua todavía tienen rastros de sólidos en suspensión (borra) lo cual lo impide de inyectar directamente al pozo inyector.

3.7.1.4 Filtros de Grava En esta parte del sistema se atrapa los sólidos de mayor diámetro en suspensión de la corriente de agua, arcillas y partículas de solidos no disueltas en el agua. En estos filtros además se retienen los floculos del agua tratada previamente en el tanque de la pileta API

Fig. 163 Filtros de grava

3.7.1.5 Pileta Pileta API API En este tanque abierto de capacidad de 1000 bbls es donde llega el agua sin sólidos en suspensión pero no tratado, todavía con sólidos disueltos que le dan una turbidez considerada, para lo cual se debe tratar con diferentes productos químicos que en este caso los proporciona la empresa de productos químicos Bolland Es importante que en este tanque exista la menor cantidad de oxígeno para que el agua se lo mas pura posible.

Nombre Biocidas Bactericidas

Producto BX – BX – 225 BX – BX – 500 BX 836 IC – IC – 540 SO – SO – 4345

Función Hongos, levaduras. bacterias

‐

Inhibidores Secuestrante de oxigeno Floculantes

FBS – FBS – 1401

FBS – 2000


Inhibidor de incrustaciones Secuestrante de oxigeno Crear la floculación para la facilidad de separación

Dosificación Lt Lts/Día 3 1 0 0.5 3.5 0.35

7

86


Fig. 164 Pileta donde se agrega Los diferentes químicos Floculos se depositan En la parte superior

q

Fig. 165 Bombas dosificadoras de químicos a la corriente

Fig. 166 Almacén de productos químicos Bolland

3.7.1.6 Tanque de Inyección A este tanque llega el agua ya tratada para ser inyectada de forma definitiva al CLP 07, este tanque tiene una capacidad de 264 BBls con una capacidad de 0.64 Bbls/cm ‐


87


Fig. 167 Tanque de inyección

3.7.1.7 Bombas de inyección La PIA cuenta con dos diferentes bombas para la inyección de agua al CLP 07, una es una bomba triplex de simple acción y otra bomba Stork la cual tiene una potencia mayor que la triplex ‐

Fig. 168 Bomba Stork

Fig. 169 bomba Triplex

3.7.2 Análisis 3.7.2 Análisis Químico El análisis de agua de inyección se la realiza todos los días previos al bombeo al tanque De inyección


88

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) Se realiza los siguientes análisis: • Sólidos en suspensión (no más de 20 mg/l) • Cantidad de hierro (menor a 5mg/l) • Determinación del PH (de 7.5 a 8). En caso de que el agua no cumpla con estas características se vuelve a tratar esta agua para que alcance estos valores y pueda ser inyectada al pozo.

Fig. 170 Muestra del agua de inyección

Fig. 171 Filtro Coalescente a la entrada a la PIA Fig. 172 Filtros de arena

Fig. 173 Cisterna cargando agua tratada


Fig. 174 Panel de control de las bombas de la PIA

89


Fig. 175 Vista Panorámica de la Planta de inyección de Agua.

3.8 Planta Potabilizadora de agua (PPA) La importancia de producir agua potable el consumo recae en la importancia de mantener la salud del personal de toda la planta, el proceso se resume simplemente en el llenado de un tanque con el agua de pozos someros de agua que se instalan en el tanque de agua de la red contra incendios, una vez el agua llega a la PPA se eliminan los agentes patógenos y luego se hace el tratamiento químico para purificarlo mediante filtros que están colocados consecuentemente, los medios filtrantes están compuestos por arena sílice, carbón activado y resina de intercambio catiónico.

Fig. 176 Diagrama de la PPA


90

U.A.G.R.M. –Prácticas de Campo Profesionales en Planta de  Tratamiento de Gas – Colpa (Petrobras Argentina S.A.) 3.8.1 Dosificador de cloro Es un paso antes de la entrada del agua a los filtros, el cloro tiene la finalidad de desinfectar el agua eliminando las bacterias patógenas propias del agua no potable, esta clorificación es regulable mediante la válvula de salida del dosificador.

3.8.2 Filtro de arena Este es el primer filtro por donde pasa el agua reteniendo las partículas mayores, como restos de sedimentos, solidos etc. El agua entra por la parte superior y sale por la parte inferior del filtro. Este filtro funciona con arena sílice y como soporte grava o cuarzo

3.8.3 Filtro de Carbón Activado Este filtro se encarga de filtrar los sedimentos más finos que pudieron quedar de la corriente de agua, además de retener el cloro que no haya podido ser disuelto.

3.8.4 Ablandador En esta parte del sistema se trata de eliminar la mayor cantidad de componentes que le dan dureza al agua, estos son los iones calcio y magnesio.

Fig. 177 Planta Potabilizadora de agua

Fig. 178 Tanque de recepción de agua a tratar en la PPA


91


3.9 Operaciones de Trabajo 3.9.1 Maniobras de Pozos. La optimización de la producción de pozos es una labor primordial dentro de las operaciones del campo Colpa, es por eso que los operadores de pozos deben diariamente maniobrar los pozos donde la producción tiende a declinar por motivos de ahogamiento por agua o por condensado dentro de la columna de gas que se mueve a través de la tubería de producción. Los fluidos líquidos ya sea agua en algunos pozos o condensado en otros pozos dificultan el transporte de gas por la sarta de tubería, por lo cual es importante maniobrar los pozos, en algunos casos (Ej. CLP 29, CLP 58) las maniobras son prácticamente diariamente, sin embargo existen pozos que no fueron maniobrados durante mucho tiempo, debido obviamente a que no presentan problemas de producción. Para poder constatar declinación de un pozo debido al sistema pozo, se lo dispone en el área de ensayo para la cuantificación de producción.

Procedimiento para la maniobra de pozos. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Notificar al DCS sobre la maniobra a realizar Cerrar el pozo desde árbol de producción Cerrar la salida de producción a planta Desfogar cabeza de producción Abrir el porta choque (En caso de que tuviera Choque) Sacar el choque respectivo (En caso de que tuviera Choque) Cerrar el Porta choque Abrir la salida de producción hacia la línea de venteo Abrir el pozo a producción Esperar entre 2 a 3 horas que drene la mayor cantidad de agua o condensado con apertura libre (sin choque) por la línea de venteo Cerrar el pozo. Desfogar cabeza de producción Cambiar el flujo de producción desde línea de venteo a planta Abrir el porta choque Colocar el choque respectivo Cerrar el porta choque Notificar al DCS que se abrirá pozo a producción a planta Abrir el pozo a producción Cuantificar producción perdida durante la maniobrar a fin de pasar en el reporte diario


92


Fig. 179 CLP‐23 durante maniobra Por ahogamiento de condensado.

Fig. 180 CLP‐54 durante maniobra Por ahogamiento de agua

Fig. 181 Manómetro para medir La presión de salida en el Árbol de producción

A continuación se muestra la tabla del estado de pozos al cierre del día 30 de Octubre de 2013, los datos cambian constantemente y deben ser reportados cada que vez que un pozo entra en ensayo y/o maniobra.


93

Practicas de Campo Planta de Procesamiento de Gas

Recommend Documents