Ypfb Chaco

Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera

CAPITULO II Planta de procesamiento de Gas Natural – Campo Carrasco 1.

INTRODUCCIÓN.Este capítulo cuenta con el desarrollo de las Prácticas de Campo en la “Planta Procesadora de Gas –

Carrasco”, esta es una planta que recibe la producción de tres campos, los cuales producen específicamente Gas/Condensado; estos son El Campo Carrasco, Kanata y Bulo Bulo, este ultimo actualmente cuenta con pozos recientemente perforados y que serán explotados por Chaco; estos tres campos respectivamente se encuentran ubicados en el Bloque Chimore I, en el departamento de Cochabamba. En la Planta se desarrollan procesos para la obtención de gas natural residual o seco y productos terminados, tales como el GLP, gasolina natural y condensado, todos estos a partir del gas rico que se extrae de los yacimientos existentes en estos campos. A continuación veremos la información teórica y técnica en el

Proceso Productivo como de las

operaciones que se llevan a cabo dentro de sus instalaciones.

2.

UBICACIÓN La Planta Procesadora de Gas Carrasco se encuentra ubicada en la Provincia del mismo nombre del

departamento de Cochabamba, en la región tropical del departamento (conocida como el “Chapare”), a 174 Km. al Este de la ciudad de Cochabamba y a 230 Km. de la ciudad de Santa Cruz. La parte central del campo se encuentra aproximadamente a una altura de 320 m sobre el nivel del mar y a una presión atmosférica de 14.05 PSI.

Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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La Planta se encuentra a 7 Km. del pueblo de Entre Ríos por donde pasa la carretera asfaltada. El acceso a la Planta está habilitado todo el año, mediante un camino ripiado que se desprende de la carretera asfaltada que une el departamento de Santa Cruz con el departamento de Cochabamba. Por otro lado, el campamento también se encuentra ubicado dentro de la misma planta, pero distribuido adecuadamente para el descanso de los operadores y trabajadores, este cuenta con los servicios básicos y también con sectores para recreación. En la figura se observa el Mapa direccional de la Planta, desde la ciudad de Santa Cruz.


2


MAPA DIRECCIONAL SZC-CRC-BBL

191KM. 4KM. RIO BLANCO

RIO ICHILO 177KM. 8KM.

SANTA FE/5ta.TRANCA 118KM. 4KM.

35KM.

169KM. 8KM.

181KM. 4KM.

4ta.TRANCA 114KM. 7KM.

6ta. TRANCA 161KM.

PUERTO GRETHLEL (UMOPAR)

BULO BULO

120KM. 2KM. RIO YAPACANI

H 196KM. 1KM. PLANTA RIO CARRASCO IZOZOG 206KM. 6KM.

195KM. 14KM.

BUENA VISTA 99KM. 15KM.

108KM. 9KM.

SAN CARLOS RIO SAN MIGUELITO 84KM. 3KM. RIO PALOMETILLA 81KM. 3KM.

BATERIA BULO BULO

SANTA ROSA

13KM.

RIO HONDO 187KM. 6KM.

CRUCE SANTA ROSA 78KM.

RIO ICHOA 195KM. 4KM.

ENTRE RIOS 200KM. 4KM.

UMOPAR

C O C H A B A M B A

PORTACHUELO 65KM. 7KM.

PUENTE EISENHOWER 58KM. 4KM. 54KM. 7KM. 3ra. TRANCA

MONTERO 47KM. 4KM.

COCHABAMBA 43KM. 16KM. 2da. TRANCA

WARNES 27KM. 11KM. INFORMACION CAPITAL DE DEPARTAMENTO

16KM 3KM. 1ra. TRANCA

LOCALIDADES POBLADAS MAS IMPORTANTES

AEROPUERTO VIRUVIRU 13KM.

PUNTO DE LOCALIZACION

13KM.

DISTANCIA EXISTENTE EN KM.

DIFERENCIA DE DISTANCIA DE UN PUNTO A OTRO

SANTA CRUZ

TRANCAS

SANTA CRUZ

CARRETERAS PAVIMENTADAS

N

CARRETERAS DE RIPIO O TIERRA

kM. 0 PUENTE

W

E

AEROPUERTO RIO

S

CAMPO, BATERIA y PLANTA LIMITE DE DEPARTAMENTO

H

HELIPUERTO


3


3. 4.1.

GENERALIDADES DE LOS CAMPOS PRODUCTORES CAMPO CARRASCO El campo carrasco fue descubierto en 1991, mediante la perforación del pozo exploratorio CRC-X1,

que alcanzo la profundidad de 4770 m. Habiéndose comprobado la existencia de formaciones que contienen importantes volúmenes de gas y condensado, en las formaciones Devónico, se perforaron nuevos pozos. Inicialmente se explotó por agotamiento natural. A partir del 2.002 se inyecta gas a la formación. Se perforaron 12 pozos, 11 productores de petróleo y uno como Inyector de Agua de formación, muchos de ellos se ahogaron por elevado corte de agua de formación y actualmente se encuentran cerrados o intervenidos. La profundidad media es 4750 m. Formaciones productoras: Roboré I y II, Petaca y Yantata. Actualmente producen el CRC-7 y CRC-11.También se tiene el campo Carrasco Foot Wall, en este campo se tienen los siguientes pozos: CRC FW-1, CRC FW-2 y CRC FW-3 los cuales presentan daño a la formación debido a varias operaciones de reacondicionamiento (PerforacionTerminación); Inyector de agua: CRC-2 y CRC-12W. La producción media actual es, petróleo: 526 BPD, Gas: 9.5 MMPCD, Agua: 491 BPD. En la era de Y.P.F.B. se perforaron 10 pozos; de los cuales al pasar a manos de Chaco después de la Capitalización se encontraban 3 cerrados y 7 en producción de las formaciones Devonico, arenisca Robore I, Robore II y Yantata.

4.2.

CAMPO BULO BULO El Campo Bulo Bulo es considerado uno de los reservorios estratégicos. El desarrollo de este campo

se inició exitosamente durante el segundo semestre de 1998 con la perforación del pozo direccional BBL – 9, que alcanzó una profundidad de 5650 metros. Este pozo, en sus dos etapas de desarrollo y de exploración, completó la delineación de los reservorios Roboré I y Robore II, extendiéndose al reservorio Roboré III. En mayo del 2000 se inició la producción en el pozo Bulo Bulo 3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diarios de líquidos y 15 millones de pies cúbicos día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entró en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cúbicos de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento de gas en la planta Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima, es decir 70 millones de pies cúbicos por día. El Campo Bulo Bulo se explota por agotamiento natural; este campo se encuentra a unos 45 Km. de la Planta Carrasco, de donde el pozo a mayor distancia es el Pozo BBL-8; que esta situado a 47 Km. de la Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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Planta Procesadora de Gas. Toda la producción del Campo converge al Manifold; este no es más que un colector de pozos donde se encuentra el Separador V-100; en el cual se realizan las pruebas de producción respectivas; para luego ser transportado hasta CRC por una cañería de 12” de 28 Km de longitud. La producción desde el Manifold llega hasta Carrasco previamente pasando por el Slug Catcher y los separadores respectivos para luego incorporarse a la producción de Bulo Bulo en las instalaciones de la planta Carrasco. Todo este sistema es controlado desde el DCS de Carrasco. En la actualidad son solo 7 pozos productores en el Campo Bulo Bulo uno de ellos con doble terminación; estos son el BBL-2, BBL-3; BBL-8, BBL-9, y el BBL-11LC, BBL-11LL (ahogado), BBL-13, BBL14LC y BBL-14LL. Las formaciones productoras son Roboré I y III. Sin embargo, actualmente se tiene en perforación el BBL-10, el cual se espera aporte con 10 MMPCD de gas. La producción media actual es, petróleo: 1493 BPD, Gas: 49.5 MMPCD, Agua: 449 BPD, GLP: 225.8 MCD, Gasolina: 320 BPD.

4.3.

CAMPO KANATA En 1997, información sísmica de la zona Chimore I (sísmica 2D) fue reprocesada y reinterpretada por

YPFB CHACO S.A., Como parte de los trabajos llegando a definirse con mejor claridad la configuración estructural del Anticlinal de Kanata, producto de este estudio se logra proponer la perforación de un pozo exploratorio denominado Pozo KNT–X1, el cual tiene la finalidad de investigar los reservorios de las formaciones Petaca (Terciario) y Yantata (Cretácico). De esta manera se perforo el Pozo KNT-X1 llegando a una profundidad final de 4050 m. con los cuales se alcanzo parte superior de la Formación Ichoa, entrando de esta manera a las reservas hidrocarburíferas de los reservorios Petaca y Yantata. Inmediatamente a la perforación el pozo ingreso a producción en la Planta Carrasco. El fluido se transporta mediante una cañería de 3”, de aproximadamente 6.5 Km. llegando hasta el colector de Carrasco. Actualmente al campo Kanata cuenta con la siguiente distribución: Kanata Norte, con 3 pozos; Kanata Sur, con 2 pozos; Kanata este con un pozo y el Kanata Foot Wall, con 2 pozos. La producción media actual es, Petróleo: 326 BPD, Gas: 8.5 MMPCD, Agua: 83 BPD, GLP: 64.3 MCD, Gasolina: 78 BPD.


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4.

INSTALACIONES Dentro de la Instalaciones, la planta dispone de 2 campamentos: aproximadamente a 300 m. se

encuentra el Campamento Nº 1, donde se hospedan el personal de YPFB CHACO y TRANSREDES, allí se encuentra el Comedor, Sanidad, Portería, Salas de Recreación y deportes. El Campamento Nº 2 se encuentra próximo a la Planta, en el límite nor-este en el cual se hospedan personal de COBEE, Visitantes y personal de YPFB CHACO, el mismo presenta una Sala de Recreación. La Planta de Procesos esta instalada en la parte más alta (topográficamente) del campo, en un área aproximadamente de 22.000 m.²; la planta de amina esta ubicada en el área sur-este de la misma planta. Se incluye en éstas instalaciones la Planta Criogénica, Planta de Amina, Sistemas de Separación, Sistemas de Colección, Sistemas de Deshidratación, Sistemas de Compresión de Gas Residual, para al Gasoducto y a Pozos Inyectores, Sistemas de Almacenamiento de condensado y otros sistemas auxiliares para un buen procesamiento del gas natural. En la parte oeste se tiene el Área de Almacenamiento y Carguío de GLP a cisternas. Son 14 tanques horizontales, de 100 MC cada uno.


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Al Sur se tiene el Slug Catcher de Bulo Bulo, además de los tanques de almacenamiento y bomba de inyección de agua de formación al Pozo CRC-12W.

5.

EMPRESAS DE SERVICIOS Dentro de las instalaciones se encuentran operando otras Empresas, con personal, equipo e

instalaciones propias, una de estas empresas es YPFB TRANSPORTES la cual se encarga de recibir el gas residual y el condensado que produce y procesa YPFB Chaco y que inyecta al gasoducto de Alta, para que YPFB TRANSPORTES se encargue de transportar el Gas al Brasil(en el caso del gas seco) y por otro lado el Condensado y la Gasolina Natural procesado y estabilizado por YPFB Chaco, es entregado también para su posterior bombeo a Santa Cruz (Refinería de Palmasola). Existe también operando en las Instalaciones de la Planta Carrasco; la Planta Termoeléctrica la cual recibe parte del gas residual que procesa Chaco. Por último también se encuentran otras empresas, Empresas de Servicios que trabajan para YPFB Chaco; tal es el caso de Nuevo Cero Dragón, CIS Catering, etc.

6. 8.1.

CARACTERIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN PRODUCTOS


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La planta procesadora de Gas Carrasco procesa Gas Natural, y como productos secundarios, produce hidrocarburos líquidos; tales como el GLP o Gas Licuado de Petróleo; el Condensado y la Gasolina Natural. La gasolina natural es recuperada del procesamiento del gas natural en la Planta Criogénica, y el Condensado es separado físicamente del Gas Húmedo en el Área de Separación, tanto el condensado como la Gasolina Natural se juntan y se almacenan en los tanques de almacenamiento. Otro líquido producto de la separación de los fluidos de pozo es el Agua, el cual es pre-tratado antes de ser reinyectado a la formación.

A. PROCESO PRODUCTIVO DEL GAS. El gas proveniente de los separadores se acondiciona primeramente en una Planta de Amina con capacidad de 70 MMPCD, con el objetivo de eliminar el CO2, esto con el objeto de cumplir las especificaciones para el gas de venta. Posteriormente el Gas se deshidrata, esto mediante dos procesos, un proceso químico (Absorción) y un proceso físico (Adsorción) luego se extraen los componentes licuables (Gasolina natural y GLP) en una Planta Criogénica de 70 MMPCD de Capacidad; para posteriormente El gas Residual ser entregado a las Termoeléctricas de Valle Hermoso y de Bulo Bulo y al Gasoducto de Alta al Brasil, quien lo transporta hacia los centros de consumo nacional ó internacional. Una parte de éste gas es inyectado a los Pozos para el proceso de GLS. B. PROCESO PRODUCTIVO DE CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL. Producto del proceso del gas natural se obtiene la gasolina natural que junto a la producción del condensado, se estabiliza, almacena y mide en tanques, todo esto de acuerdo a la fiscalización de YPFB TRANSPORTES para luego ser transportado a Santa Cruz a la correspondiente refinería.

C. PROCESO DE CARGUÍO DE GLP. También producto del proceso del gas natural este es almacenado, medido y transportado mediante camiones cisternas a los centros de consumo del país.

D. PROCESO DE TRATAMIENTO DEL AGUA DE FORMACIÓN. El agua de formación producto de la separación es recolectada en la piscina API, filtrada, tratada con los correspondientes compuestos químicos para luego almacenarla y re-inyectarla a la formación, en pozos como el CRC-12W. A continuación en la siguiente tabla se observa la producción promedio de los distintos productos que se elaboran en la Planta.


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PRODUCCIÓN PROMEDIO DE LA PLANTA CARRASCO PRODUCTO/CAMPO

CARRASCO

BULO BULO

KANATA

12931

98624

8600

418

3097

1360

Gasolina Natural (BPD)

45

160,6

0

GLP (MCD)

98

468

0

Agua (BPD)

647

183

8

Gas (MPCD) Petróleo (BPD)

Fuente: Elaboración Propia

8.2.

PROCESO PRODUCTIVO La planta procesadora de gas natural Carrasco tiene una capacidad para procesar 80 MMSCFD, la

cual cuenta con los siguientes Sistemas de producción: • Sistemas de Recolección • Sistema de Separación • Sistema de Remoción de CO2 ( Planta de Amina) • Sistema de Deshidratación por Glicol • Sistema de Deshidratación por Cribas Moleculares. • Sistema de Fraccionamiento Planta Criogénica (Turbo Expansor) • Sistema de Almacenamiento y Entrega de Productos • Sistema de Estabilización de Condensado • Sistema de Inyección de Agua • Sistema de Inyección de Gas

8.2.1. DIAGRAMA DE BLOQUES Y PROCESO DE LA PLANTA CARRASCO A continuación tenemos dos diagramas, el primero muestra en bloques que muestra el proceso completo en la planta procesadora de gas y el otro que muestra un plano de las instalaciones y equipos con las que cuenta la planta procesadora.


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8.3.

SISTEMA DE RECOLECCIÓN (POZOS Y COLECTORES)


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8.3.1. POZOS El gas para proceso proviene de los campos Carrasco, Bulo Bulo y Kanata, actualmente se tiene los campos Carrasco CRC, Carrasco Foot Wall CFW, campo Kanata Sur KNT, Kanata Norte KNN, el campo Kanata Foot Wall KFW el campo Kanata este KNE y el campo Bulo Bulo. Actualmente en el campo Carrasco solo se cuenta con los pozos CRC-7 y CRC-11, además de producir del campo Carrasco Foot Wall el que cuenta con los pozos CFW-1, CFW-2 y CFW-3. Sin embargo también se tiene al CRC-12W y CRC-2W que sirven para inyección de agua. ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO CARRASCO POZO

ANTES

AHORA

FORMACIÓN

CRC - X2

Reinyección Agua

Reinyección Agua

Yantata-Roboré I

CRC - X7

Productor

Productor

Roboré I y III

CRC - X11

Productor

Productor

Roboré I y III

CRC - X12

Reinyección Agua

Reinyección Agua

CFW - 01

Productor

Productor

Petaca

CFW - 02

Productor

Productor

Yantata

CFW - 03

Productor

Productor

Yantata


El campo Bulo Bulo es un campo que tiene pozos de intermedia existe el BBL-2, BBL-3, BBL-8, BBL11LC y BBL-11LL (ahogado), el BBL-13 y el BBL-14LC y BBL-14LL (pozos nuevos). Sin embargo actualmente se realiza la perforación del pozo BBL-10, el cual pronto formará parte del campo. ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO BULO BULO POZO

ANTES

AHORA

BBL - 02

Productor

Productor

FORMACIÓN Cajones

BBL - 03

Productor

Productor

Roboré I

BBL - 08

Productor

Productor

Roboré I

BBL - 09 BBL - 11 LC

Productor

Productor

Roboré III

Productor

Productor

Roboré I y III

BBL - 11 LL

Productor

Productor

Roboré I y III

BBL - 13

Productor

Productor

Yantata

BBL - 14 LC

Productor

Productor

Cajones

BBL - 14 LL

Productor

Productor

Yantata


El campo Kanata Sur se tiene el pozo KNT-4H, el campo Kanata Norte tiene 3 pozos el KNN-1, KNN 3c (intermedia) y el KNN-4H, en el campo Kanata Foot Wall se tiene el pozo KFW-1 de baja presión (con instalación de GLS) y el KFW-2 (de intermedia).


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El campo Kanata Este tiene dos pozos el KNE-1 de muy baja presión (separado a 140 psi) y el KNE-2 que fue improductivo, el campo Kanata es el último Campo en integrarse a la Producción de la Planta Carrasco, actualmente cuenta con los siguientes pozos: ESTADO DE LOS POZOS EN EL CAMPO KANATA POZO

ANTES

AHORA

FORMACIÓN

KNN - X1

Productor

Productor

Petaca

KNN - X3

Productor

Productor

Petaca

KNN - 4H

Productor

Productor

Yantata

KNT - X1

Productor Productor

Productor Productor

Yantata Yantata

KNT - 4H KFW - 01

Productor

Productor

Petaca

KFW - 02

Productor

Productor

Petaca

KNE - 01

Productor

Productor


Cada pozo entra en prueba de producción dos veces por mes para conocer su comportamiento en cuanto a producción de gas, agua, petróleo, arrastre de arena, y sobre la base de las pruebas, se realizarán cambios del número de choque para mejorar la producción. También se cuenta con un sistema de tratamiento e inyección de agua. En este recorrido diario se va a tomar lecturas de las presiones de cada pozo que esta en producción y los de prueba.

8.3.2. EQUIPOS SUPERFICIALES DE PRODUCCIÓN Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales. El objetivo de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los separadores gas petróleo. Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes: a) Árbol de Navidad o cabezales de pozo. b) Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga. c) Estrangulador de flujo o choque superficial. d) Sistema de Seguridad Hibbs. e) Manifold de control. f)

Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado.

g) Plantas de gas para yacimientos gasíferos.


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8.3.2.1.

CABEZAL DE POZO Son denominados también como válvulas de surgencia instalados en boca de pozo, ensamblados

sobre las cabezas de las cañerías guía intermedia y de revestimiento a través de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como las cabezas, las bridas, niples, adaptadores y los colgadores de tuberías para permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo. Sus funciones principales son: a) Facilitar a través de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación programada. b) Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descontrol en la etapa de producción o cuando se presenta reventamientos de cañería en cualquier nivel encima del productor. c) Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería. d) Regular los caudales de producción, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en diferentes tipos de terminaciones de pozos. e) Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de temperatura en el pozo. CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD. La clasificación esta basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos: a) Árbol de Navidad para terminación simple. Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero. b) Árboles de Navidad para terminaciones dobles. Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos. Considerando lo anterior, en la siguiente gráfica observamos las características que tienen cada uno de los cabezales y también su origen de procedencia:


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KANATA

CARRASCO

POZOS PRODUCTORES

CK

P surg

P linea

CABEZAL

CRC - X7

34

540

470

Cameron 3 1/8"

CRC - X11

40

560

490

Cameron 3 1/8"

CFW - 01

30

220

190

CFW - 02

24

1500

770

Cameron 3 1/8"

CFW - 03

20

1270

760

Cameron 2 9/16"

KNN - X1

20

390

220

MMA 2 1/16"

KNN - X3

24

720

500

MMA 2 1/16"

KNN - 4H

16

1270

500

MMA 3 1/16"

KNT - X1 KNT - 4H

18 40

1550 280

490 270

Cameron 3 1/16" MMA 3 1/8"

KFW - 01

24

267

210

Cameron 3 1/8"

KFW - 02

12

780

505

Cameron

KNE - 01

Libre

190

160

MMA 3 1/8"

BULO BULO

BBL - 02 BBL - 03 BBL - 08 BBL - 11 LC BBL - 13 BBL - 14 LC BBL - 14 LL Fuente: Elaboración Propia

8.3.2.2.

LÍNEAS DE FLUJO Y DE RECOLECCIÓN

8.3.2.3.

ESTRANGULADORES DE FLUJO O CHOKE Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida

principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad. Existen dos tipos de choke: a) Los choques positivos, denominados también chokes fijos, porque para cambiar su diámetro durante las pruebas de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la necesidad de cerrar pozo a través de la válvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables, desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro. b) Chokes variables, denominados también chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensión no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro. 8.3.2.4.

SISTEMA DE SEGURIDAD HIBBS


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Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida principal y la línea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos de pozo por el árbol de navidad. El HIPPS es un equipo que se emplea en los pozos de producción para accionar las válvulas neumáticas automáticas de seguridad y cerrar el mismo cuando se tiene alta/baja presión de línea o cabeza de pozo. PARTES PRINCIPALES DEL HIPPS 1. Indicador DE presión válvula Sub-superficial (SCSSV) 2. Indicador de presión válvula Master (SSV) 3. Indicador de Presión Válvula Wing (SDV) 4. Indicador de presión de ESD principal 5. Indicador de presión de línea SECUENCIA DE CIERRE 1. Presionar Boton SDV (3) 2. Presionar Boton SSV (2) 3. Presionar Boton SCSSV (1) SECUENCIA DE APERTURA (ARMAR HIPPS) 1. Jalar Boton SCSSV (1) 2. Jalar Boton SSV (2) 3. Jalar Boton SDV (3) En el caso que se requiera realizar una revisión de Choke o se necesita cerrar el pzo para algún trabajo que no sea de emergencia, se debe cerrar solamente la válvula SDV (3) para no tener cierra total del mismo y así también poder registrar la presión que pueda acumularse en cabeza de pozo. 8.3.2.5.

MANIFOLD DE CONTROL (COLECTORES) Los fluidos que son producidos de los distintos campos salen a superficie, entonces, a través de las

líneas de recolección son dirigidos a los colectores, estos colectores representan un sistema de válvulas o manifold de control que permite direccionar el flujo, los distintos pozos vienen

diferentes presiones que

pueden clasificarse en pozos de baja, intermedia o alta presión.


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El Colector de Carrasco cuenta con 8 líneas individuales de producción y prueba. El colector tiene los siguientes accesorios en las líneas de los pozos, una válvula de producción en grupo de bloqueo manual, una válvula de producción de prueba (individual) de bloqueo manual, una válvula check e

Indicadores de

temperatura y presión. La línea de producción del colector es de 6”, y la línea de Prueba es de 4”, en la línea de salida de los colectores tienen válvulas principales de bloqueo manual; las líneas de flujo de fluidos de salida del colector de producción y de prueba van a conectarse a los separadores de alta presión o primera etapa. Entre los distintos colectores tenemos: • Colector Kanata Norte. El cual controla el flujo de los pozos: KNN-1, KNN-4H y KNN3; de donde es direccionado al • Colector Kanata Sur. A este colector va el flujo del colector norte y los pozos KNT-4H y KNT-01. A este colector también llegaba el flujo del colector de Kanata Foot Wall pero al tener un solo pozo llega solo al colector. El campo Kanata Norte formado por los pozos KNN-1, KNN-3 y el KNN-4H se unen a un solo colector. Hay una línea de 3” que empalma a una línea de 6”, esta llega a la planchada norte por donde se prueban los pozos, de aquí puede derivarse los pozos a prueba, esto hacia el colector sur. En el compresor 9 hay una línea de gas residual que sale de la descarga y viene a la línea de 3”, este compresor cuenta con un cabezal de inyección que sale por la línea de 6” y esa línea de inyección es utilizada para el gas lift con esa línea se inyecta al CFW-1, KNT-4H y del cual también se inyectará al KFW-1, entonces el gas antes de ser inyectado pasa por un filtro a través de una línea de 3”, luego hacia un depurador (que atrapa líquidos) y a su salida hay dos opciones, la primera que manda el KFW1 (recientemente adecuado para GLS) y la otra línea para el KNT-4H, donde a la altura del colector se une a la línea del KNT-3 (antigua línea de producción de ese pozo) que sirve para llevar el gas lift al pozo, la línea de gas lift no se une con la línea de prueba de los pozos de Kanata Norte, estas son independientes. Ahora tenemos el colector sur aquí llegan las acometidas de Kanata y de aquí se diversifica el flujo y así dirigirlo a donde se requiera, por la línea de 3” viene el KFW-2 y ahí tiene su receptor de chancho y también para el KFW-1 , la línea de 4” (de baja) por donde viene el KNN-1C llega a este colector el cual tiene la opción de conectarse hacia el spull, donde se unen la líneas de los pozos KFW-1 y el KNT-4H por sus líneas independientes, estos dos se unen al cabezal de 4” de donde vuelven al colector donde también hay una “t” que permite unirse con el KNN-1C y de este punto van (línea de 4”) al sep V-08 pasando primero por el colector de carrasco en planta. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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Cuando se quiere probar uno de los pozos del norte se pasa por la línea de inyección de 3” y va por esa línea hasta la planta en el tren reprueba V-02 y V-04, cualquiera que sea KNN-1C, KNN-3C y el KNN4H, los demás pozos KFW-1, KFW-2 y KNT-1 KNT-4H entran al colector. Cada uno tiene su línea, estos tienen la opción de mandarlo a grupo 6”, a prueba 3” o cuando deplete a la línea de baja línea de 4”, pueden ser mandados a esas líneas el KNT-1, KFW-2 y el KNT-4H, esa es la acometida que es una derivación del KNN de 4” que ingresa al colector por si se quiere mandar el KNN-1C y no se quiere despresurizar ,entonces se lo manda por su línea y se lo manda a purga y se debe aislar el otro flujo para obligar que el pozo ingrese por la otra línea. Estos campos tenían líneas independientes de 6“, la línea de primera es la línea de 6 norte, al final del mismo iba la línea final de 6 sur, esta tenia una línea independiente hasta la planta, pero como todos los pozos han depletado y actualmente tienen presiones intermedias, la línea del sur esta cerrada, la única que esta abierta es le de 6 norte la cual cuenta con una derivación que tiene un by pass, este tiene la finalidad de que lo que entra al colector sur KNT-1 y KFW-2, se conectan al by pass uniéndose al KNN3C y KNN-4H para fluir los cuatro pozos al slug catcher de Kanata (considerando que Bulo Bulo y Kanata tienen diferentes Slug Catchers). El by pass puede ser usado también como un punto de muestreo de kanata gral. • Colector Bulo Bulo. A este colector llegan todos los pozos del campo, sin embargo, los pozos BBL11LC, BBL-13 y BBL-14LC y BBL-14LL tiene un colector propio del cual son dirigidos al colector principal de Bulo Bulo, el que además cuenta con el separador de planchada V-100. Como se dijo anteriormente, los pozos de Bulo Bulo pasan por un colector que se tiene en el campo (manifold) donde existe un separador de planchada, cuando se requiere probar un pozo se lo hace en este separador de donde se lo deriva de la línea de grupo de 12” a una línea de separación de 8” separándolo en gas, condensado y agua, a la salida del mismo, estas líneas se vuelven a unir a las líneas de grupo de las que se derivaron, los pozos van por líneas independiente, luego entran al spull de grupo y luego van al separador de prueba y luego estas se unen y nuevamente se envía por las líneas de grupo a la planta, este llega al slug catcher, que amortigua y reduce la velocidad con la que llega el flujo de Bulo Bulo y luego al V-400. Por otra parte el Colector del campo Bulo Bulo no se encuentra en la Planta Carrasco propiamente si no en la cercanías de los pozos de Bulo Bulo, aproximadamente a una distancia lineal de 28 Km. de la Planta Carrasco. Este Colector tiene 7 líneas de recolección cada una con un diámetro de 6”, Este colector puede ser operado manualmente en el campo o también automáticamente desde la sala de control de la Planta


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Carrasco mediante el sistema de telemetría, con el cual se puede abrir, cerrar pozos y cambiar chokes a los mismos desde la sala DCS de la Planta Carrasco. Los parámetros que se controlan son: –

Datos de operación (presiones, temperaturas, flujos, niveles)

–

Apertura y cierre de choques

–

Cierre de pozos a control remoto (desde Carrasco)

–

Cambio de pozos en prueba de Producción, en el Manifold

–

Parámetros de control de Prueba de Producción.

• Colector Carrasco Foot Wall. Al cual llega el flujo de los pozos CFW-01, CFW-02 y CFW-03, del cual es enviado al colector principal en planta. El colector de Carrasco Foot Wall entra al tren del V-01 y V-08 por la línea de grupo de intermedia, el CFW-1 al ser pozo de baja presión va a la línea de 3” e ingresa a una cámara y luego al colector donde entra al mismo tren de baja presión de Kanata 4” donde llegan el KNN-1C, KNT-4H y KFW-1, la línea de gas lift que llega al colector sur de donde toma el KNT-4H y KFW-1 tiene una derivación de 2” que ingresa al espacio anular del pozo donde se tienen válvulas reguladoras de caudal y presión y también el Choke regulable de gas lift para el pozo CFW-1, por otro lado se cuenta con la línea de 4” para que sirva como línea de intermedia (pero aun no tiene llegada a la planta), aunque cuenta con la línea de grupo y la de prueba. Los pozos que llegan por su propia línea a la planta son el CRC-7, CRC-11 y el KNE-1. A. SLUG CATCHER. Que cumple la función de amortiguar el caudal con el que llegan los diferentes pozos antes de ingresar a proceso, debido a que cada pozo ingresa a diferentes caudales se requiere que todos “igualen” en presión al ingreso al proceso. Considerando esto en Carrasco se tienen dos, el Slug Catcher de Bulo Bulo, que maneja el flujo de todos los pozos de este campo y el Slug Catcher de Kanata que maneja el flujo de los pozos de Kanata.

8.4.

SISTEMAS DE SEPARACIÓN Sabemos que un separador es un cilindro de acero que se utiliza para disgregar a la mezcla de fluidos

que llegan del pozo, separándolos en sus componentes básicos, gas, petróleo y agua. Considerando esto tenemos separadores bifásicos (que separan dos fases) y trifásicos (que separan las tres fases). Por otra parte debemos considerar cual es el principio de separación que es el choque, la redirección y el tiempo de residencia los cuales garantizan una buena separación de los fluidos. La planta cuenta con dos sistemas de separación, Separadores de grupo o producción y separadores de prueba para pozos individuales. Debido que los campos Carrasco, Bulo Bulo y Kanata son de diferentes Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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presiones en los reservorios de Gas/Condensado de alta y baja presión; se a diseñado la separación en dos etapas que operan a una determinada presión cada separador, para obtener la máxima recuperación de hidrocarburos líquidos del fluido del pozo. De ahí que el proceso de separación, es separación trifásica (petróleo, agua y gas) para tal efecto se cuenta con separadores de grupo de alta presión (1160 psig), de intermedia (400 psig) y baja presión (200 psig), como así también se tiene un separador de alta y otro de baja para pruebas de los distintos pozos.

8.4.1. SEPARADORES DE PRODUCCIÓN Todos los fluidos (agua, condensado y gas) del colector llegan al separador de grupo de alta presión (separación de primera etapa), donde se separa el líquido y gas (separación instantánea). Aquí podemos considerar que si bien los separadores de primera etapa son trifásicos para tener mejor eficiencia se los utiliza como separadores bifásicos. En esta primera etapa el líquido sale por la parte inferior y se dirige al separador de baja producción, y el flujo de gas sale por la parte superior y se dirige hacia la planta de tratamiento de amina o sistema de deshidratación de glicol. Entre otras características de este separador podemos decir que cuenta con una línea de eliminación de arena y componentes sólidos.

A. CARÁCTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES CARACTERÍSTICAS DE UN SEPARADOR PARÁMETRO

SEP. ALTA

SEP. BAJA

Tipo de Separador

Trifásico

Trifásico

Presión de Diseño

1440 psi

250 psi

Presión de Operación Diámetro Caudal de Operación Temperatura de Diseño

1150 - 1250 psi

200 psi

54" ID x 15" - 0" s/s

54" ID x 15" - 0" s/s

70 MMPCD max.

70 MMPCD max.

100 °F - 120 °F

90 °F - 110 °F

El separador cuenta con los siguientes accesorios de operación: • Válvula de alivio • Válvula disco de rotura. • Válvula control de nivel • Indicadores de presión, temperatura y nivel. • Válvula de seguridad a la entrada del separador mariposa. • Drenaje de sólidos. • Drenaje de agua.


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• Válvula control de nivel de liquido (agua +petróleo) fishers. • Válvula control nivel de agua. • Alarma de alto nivel (HIL) monitoreada en el DCS. Durante el proceso de separación debe controlarse el nivel de agua y petróleo, esto a través del visor con el que cuenta cada separador. Otros datos de importancia también son, la presión estática y diferencial, temperaturas, nivel del petróleo y agua en los tanques de almacenamiento, entre otros y los que permitirán realizar el cálculo de la producción diaria de petróleo, gas y agua. El agua sale del separador y se dirige hacia el tanque de almacenamiento para la inyección de la misma a un pozo de agua, previamente su tratamiento para que se evite el daño a la formación, el petróleo se junta con el extraído del separador de grupo baja y se dirigen hacia la torre de estabilización, el gas se junta con el resto de gas de grupo de baja y se dirige a la succión del compresor de baja o de tres etapas, el compresor 5. Los gases de alta presión ingresan a la planta de amina, mientras que los gases de baja presión van a la segunda etapa del compresor 5 para luego juntarse con los de alta antes de ingresar a las Cribas Moleculares, el petróleo es conducido a la torre estabilizadora, y el agua a la piscina API. El compresor 5 está destinado para la compresión de gases en forma interna a la planta.


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De Acuerdo a la anterior gráfica se observa, el flujo proveniente de los pozos de Bulo Bulo llegan al Slug Catchaer, del cual pasan al V-400 (sep. De alta), luego descargan al V-03.

8.5.

SISTEMA DE REMOCIÓN DE CO2, PLANTA DE AMINA El propósito de la planta de amina es eliminar el CO2 del gas; la corriente de gas proveniente de los

pozos contiene aproximadamente un 5% de CO2, lo cual es de consideración en el poder calorífico del gas y también como corrosión de los equipos en las plantas e industrias en presencia de agua. El gas proveniente de los separadores es de aproximadamente 80 MMPCD, de este total solamente ingresa a la planta de amina 15 MMPCD, esto debido a que con el proceso se busca reducir el contenido de CO2 para cumplir con los parámetros específicos de venta del gas. Considerando esto el gas entra a una Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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presión 1175 Psig y una temperatura de aproximadamente 130 °F. La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa inicial es de 1.55 % molar. La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 % molar en dióxido de carbono. Para la absorción se pone en contacto una solución de dietanolamina (DEA) al 40 % (donde se tiene 40% de DEA y 60% de Agua Desmineralizada), a la salida de la torre contactora la Amina Rica (AR o Amina Carbonatada) es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua. Caudal de amina: 197 GPM Caudal de gas: 15 MMPCD

8.5.1. PLANTA DE AMINA, ABSORCIÓN DE CO2 El gas de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan hidrocarburos líquidos o gotas de agua arrastradas por el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos. A la salida del filtro la corriente pasa al intercambiador de calor E-211, donde el gas se precalienta absorbiendo el calor de la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La temperatura asciende hasta 130 °F. En la torre contactora de amina T-203, el gas se pone en contacto con la solución AP (Amina Pobre). La corriente de gas ingresa por la parte media de la torre a una presión y temperatura adecuada y comienza su viaje a la parte superior de la torre, por otro lado la AP ingresa por la parte superior para ponerse en contracorriente y de esta forma absorber el CO2. La temperatura de entrada de la solución a la torre contactora (T-203) es superior en un rango de 10 a 15° F por sobre la temperatura del gas; una vez que el gas llega a la parte superior este queda libre de CO2, entonces esta listo para mezclarse nuevamente con la corriente de gas. La AP absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa y convirtiéndose en AR. La torre contactora posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y temperatura: •

Presión: 1166 Psi.

•

Temperatura Amina: 110 °F

•

Temperatura gas: 90 °F


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A la salida de la torre el gas ya libre de CO2 pasa al intercambiador E - 211, donde baja su temperatura con la corriente de alimentación y a continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de Amina que pudiera haber arrastrado el gas.

8.5.2. REGENERACIÓN DE AMINA RICA Luego de haber removido el CO2 de la corriente de gas la AR se calienta hasta 148°F en el fondo de la torre el valor normal de trabajo de la presión diferencial oscila entre 0.6 y 0.9 psi. El nivel de AR en la torre (30%) es controlado para evitar que exista una sobre alimentación de gas en caso de bajo nivel de torre o alta presión del flash tank. A la salida de la torre, la solución de AR reduce su presión desde 1200 psi hasta 80 psi para ingresar al flash tank V-208, donde la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan llevándose consigo una pequeña cantidad de gas acido hacia el sistema de venteo. La amina rica del V-208 pasa a través del filtro de sólidos F-208 para remover partículas del tamaño de 5 micrones, se precalienta en el intercambiador AR/AP E-202 hasta 210°F, de donde pasa al tope de la torre regeneradora T-206 en donde la AR se desprende del CO2 por la corriente de vapores calientes generados en el reboiler de aminas E-207 (a 242°F). Esta temperatura es lograda por la circulación de 1400 GPM de aceite caliente a 350°F. Los productos de cabeza de la torre (a 205°F) son enfriados en el condensador de reflujo AC-215 hasta 100°F para condensar la corriente de vapor, dicho producto en mayor cantidad es agua que se colecta en el acumulador de reflujo V-216 de donde es bombeado por las P-217 A/B las cuales elevan su presión de 7.5 psi a 68 psi necesarios para ingresar 13 GPM a la torre regeneradora. El gas ácido del acumulador es enviado a venteo. El acumulador cuenta con un demister a fin de minimizar perdidas de amina en el tope. La AP regenerada en la torre circula por el reboiler E-207 y luego por el intercambiador E-202 donde se enfría de 242°F a 180°F para acumularse en el tanque de amina T-205 el cual posee un tiempo de retención de 20 min, para estabilizar el producto. La solución es bombeada con las bombas booster (P-202 A/B) pasando por el aeroenfriador de AP (AC-209) en donde se enfría hasta 115°F, dicha temperatura es mantenida siempre por encima del gas para evitar condensación de hidrocarburos en la torre (T-203). A la salida del AC-209 una pequeña corriente es conducida a través de los siguientes filtros F-212 A/B de sólidos y F-214 de carbón activado, para remover partículas en suspensión, amina degradada, hidrocarburos y carbón activado. La amina pobre es entonces bombeada con las bombas de carga (P-201 A/B) hacia la torre contactora (T-203) a una presión de 1250 psi para completar el circuito de amina. Luddy Pilar Huarcacho Huarachi

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230

H - 240

P - 202 A/B

AC-209

420 GPM 85 #

PECO 19 ELM. 5 MC.

MOTOR 50 HP

BOMBAS CENTRIF. 410 GPM 11 ETAPAS 3600 RPM

F -212A

P - 201 A/B AMINA POBRE

FE

F - 214

F - 212B

MOTOR WAUKESHA 496 HP 1800 RPM

20 - 30 GPM

AP. T 120 °F P - 95 PSIG

P - 219 25 GPM

V - 204-208-216

2000 GAL.

T - 178 °F

P - 218 A/B 25 GPM 50 #

UNION 1800 RPM 420 GPM

BOMBAS 1116 GPM MOTOR 50 HP

V - 220

TK - 219

200 BBLS.

150 BBLS.

TK M.CALIENTE P-24 PSIG T 228°F

T-216 E-207

MOTOR 5 HP

TK - 205

F-208-212-214


TK. DRENAJE

MOTOR 2 HP

TK - 221

PECO 19 ELM. 5 MC. PECO 21 ELM.

FVC - 230

ACEITE MEDIO CALIENTE 345 °F

TORRE CONTACTO AMINA 20 PLATOS

AGUA DESMIRALIZADA 5.5 PH

FVC - 201B BY-PASS

TORRE REGENERADOR AMINA 20 PLATOS

VENTEO (CO2 A ATM.) 1,100 MMPCD

DPT 203

GAS SALIDA T 130°F 1175 PSIG

AMINA 85% PUREZA (DIETALONAMINA)

PCV - 216 FE

FVC - 201A

FIT

V - 204

MOTRO 5 HP

203

LCV - 207

P - 217 A/B

36" IDX10' 1350 # 11 F. PECO 1 MC.

LCV - 203

AR. P - 80 PSIG T - 138 °F

E - 202 F - 208 425 GPM

A QUEMADOR

ALIVIO

AR. P - 80 PSIG T - 205 °F

LCV - 216

LCV - 208 SP. 244 °F

PCV - 208

V - 208 T - 138°F P - 80 PSIG

P - 11 PSIG TF - 243 °F

T - 243 °F P - 11 PISG

T - 206

T - 203 AMINA REGENERADA ( POBRE) DRENAJE V - 03 Ó API

E - 207

25


F - 210

SDV - 208

BOMBA 36 GPM 3600 RPM

FCV - 207

FCV- 203 GAS ENTRADA( CO2 3.586%)

AMINA RICA

GAS SALIDA ( CO2 1.95%)

GAS ENTRDA T 100 °F 1180 PSIG

SDV- 210

LCV- 204

V - 216 DEPURADOR

AR. P - 80 PSIG T - 205 °F

TORRE T - 138 °F P - 1180 PSIG

E - 210

AP. P - 11 PSIG T - 242 °F

AMINA RICA: CONC. 32%, SAT.0.35%, PH 9.6

SDV- 212

PECO 51 ELM. 5 MC.

HACIA REBOILER E - 207

AMINA POBRE:CONC. 34%, SAT. 0,035%, PH 10.8

HACIA EL CALENTADOR H - 240

201

AP. P - 8 PSIG T - 180 °F

GAS SALIDA ( CO2 0.25%) T 110°F 1170 PSIG

AC - 215

Universidad Mayor de San Andrés Practicas Profesionales Ingeniería Petrolera NOMBRE

TAG

CARACTERISTICAS

Filtro Separador

F-210

36" ID x 10', 1350 psig y 200°F 1.0 Micrones Filtro de Elementos

Atrapar líquidos y particulas solidas llevadas de la entrada.

Intercambiador GasGas

E-211

24" D x 8' 1350 Psig 200°F

Calentar gas para que entre al contactor y enfriar el gas que sale del contactor, para condensar cualquier líquido que lleva el gas dulce

Torre Contactora Amina

T-203

5' ID x 62' 1350 Psig 200°F Maneja entre 20-60 MMPCD

Quitar el CO2 de la corriente de gas esto por la absorción que hace la amian en la torre

Depurador de Gas Dulce

V-204

48" ID xx 8' 1350 Psig 200°F Maneja entre 20-60 MMPCD

Recolectar agua y amina que se condensa del gas dulce que sale de la torre contactora de amina

Tanque de Flash

V-208

78" ID x 24' Destilar y separar HC que la amina haya 175 Psig 250°F Flujo de amina entre 140- absorbido y proveer capacidad de 410 gpm compensación para el sistema

Filtro de Sólidos para AR

F-208

24" OD x 5' 175 Psig 250°F Cap. 425 GPM 5 Micrones Filtro de Elementos

Quitar mecánicamente los sólidos suspendidos que obstruirán los equipos

Intercambiador AP/AR

E-202

175 Psig 350°F 304-SS Tubes

Enfriar AP que sale del rehervidor y calentar AR que sale del tanque de flasheo

Torre de Regeneración de Amina

T-206

66" ID x 56' Flujo:140-410 gpm 50 Psig 350°F C/W (20) nutter 304-SS Trays

Calentar AR para vaporizar el CO2 y expulsarlo por el tope de la torre

Condensador de Amina

AC-215

10 psig Temp de Entrada 213 °F y Temp de Salida 130 °F

Enfriar vapor caliente y rico que sale de la torre y condensar cualquier líquido llevado a vapor

Acumulador de Reflujo

V-216

48" ID x 8' S/S Flujo:20-36 gpm liq/3,3 MMPCD CO2 10 psi y 130 °F

Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de amina

Bombas de Reflujo de Bombas centrífugas verticales que P-217 A/B Amina descargan de 16-36 gpm y 50 psi Rehervidor de Amina

Tanque Pulmón de Amina

E-207

TK-205

Filtro de Sólidos

AC-209

Separar el CO2 y cualquier gas restante de la corriente de amina

30" ID x 60" ID x 30' TS/S TS: 250 Psig 475°F SS: 50 Psig 350°F

Calentar la AR a través de aceite caliente para poder realizar la separación del CO2

200 Bbl Capacidad API 12F W elded Steel Tank Diseño Atmosférico Nivel:30-35%

Para almacenar AP que se utiliza en el sistema de absorción de CO2, compensador en el sistema

Bombas Booster para Bombas centrífugas Flujo: 420 gpm, P-202 A/B Amina Pe:100 psig – 80 psig y Ts: 150 ºF Aero Enfriador de Amina

PROPÓSITO

Te:205 ºF y Ts:120-140 ºF, Pop: 100 psi en condiciones normales

16" ID x 3'-11 1/2" T:138 ºF 200 Psig Pdif: 5 - 25 psi F-212 A/B Cap. 40 USGPM 10% de flujo por el sistema 5 Micron

Succionar del tk de compensación y descargar a las bombas de alta presión para amina que pasan por un enfriador Enfriar AP antes de ir a la torre contactora para una distribución adecuada de temperatura Filtrar la amina para que el sistema de amina funcione de manera uniforme y sin obturaciones

42" OD x 7' - 5" F/S 200 Psig 250°°F Cap. 40 USGPM

Quitar contaminantes orgánicos solubles como ácidos y trazas de los hidrocarburos líquidos

P-201A/B

Bombas Centrífugas de 11 etapas 3600 RPM Cap. 410 USGPM 1225 Psig Ps:85 psig Pd: 1150 psig

Entregar amina a la torre de contacto para absorber el co2 de la corriente del gas en la entrada

Bombas de Sumidero para Amina

P-219

Pd: 85psi Flujo:25 gpm Debe tener un nivel adecuado para bombear y después pararlo.

Bombear la amina del sumidero nuevamente al sistema de amina

Bomba de Transferencia de Amina

P-218 A/B

Flujo:25 gpm y Pd: 50 psi línea de desvío de 2 plg

Transferir amina desde el almacenaje hasta el tanque de compensación para amina TK-205

Filtro de Carbón

F-214

Bombas de Carga para Amina


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8.6.

SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN, PLANTA DE GLICOL La eliminación del agua contenida en el gas, se efectúa con un proceso muy generalizado,

denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua, como son por ejemplo los alcoholes. En el primer caso se trata de poner el gas en contacto con el glicol para que este se quede con el agua y luego se regenere el glicol para su reciclaje. Entonces, en primer lugar es importante conocer en que magnitud la corriente de gas contiene agua, se determinará la cantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo, es mediante la lectura del punto de rocío o dew point del gas, (este viene a ser el momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos). El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte, está regido por normas de asociaciones internacionales y por convenios entre empresas. De todas formas se pueden tomar valores conocidos como un límite máximo de 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos de gas.

El glicol es un producto químico orgánico, de la familia de los alcoholes, que naturalmente tiene gran avidez por el agua; es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para estos procesos de deshidratación, porque además son muy estables, con una elevada temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos en contacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas. Existen tres compuestos glicoles muy utilizados, el etilenglicol, el dietilenglicol y el trietilenglicol. La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol, es de 165°C (328°F) y para el trietilenglicol este valor es de 205°C (404°F), temperaturas que deben respetarse rigurosamente en la operación cuando se regenera el glicol, porque de no ser así se degradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente. La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98,5% y el estado óptimo de máximo rendimiento es de 99,5. En el caso que tuviera 98,5%, el 1,5% restante será contenido de agua, con la consecuencia de la disminución, en la misma medida, de la capacidad de absorción. 8.6.1.1. Absorción Física por Torre de Contacto.-


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La puesta en contacto del gas a deshidratar con el absorbente, requiere de un recipiente denominado “torre de contacto”, que por conveniencia operativa se construye con el aspecto de un separador bifásico vertical, como se observa en la figura siguiente. Su tamaño estará en función del volumen de gas a tratar, del diseño interior y de la cantidad de agua a extraer; en definitiva el tamaño determinará el tiempo de contacto glicol - gas. En algunos casos, la torre dispone de un sector inferior que cumplirá la función de depurador de la corriente de gas de entrada, a fines de asegurar la eliminación de líquidos en el flujo de contacto. En la siguiente figura se puede observar un esquema simplificado de un diagrama de flujo de una planta de tratamiento de gas por glicol por absorción en torre de contacto. 8.6.1.2.

Sistema de Deshidratación por Glicol – Carrasco.-

El gas que sale de la planta de amina es transportado a la torre de absorción de glicol T-01 (donde se lectura y controla diariamente presión y temperatura de la torre Contactara) en la cual se produce una deshidratación del gas hasta cierto grado. El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado, regenerado en los tanques de calentamiento y vaporización a 350°F y bombeado a la torre por la bomba TD-30 (verificar la presión de descarga de la bomba). El gas parcialmente deshidratado debe pasar por el separador V-05 el cual separa partes de glicol que pudo arrastrar el gas. Luego ingresa a un proceso de adsorción con sólidos de alúmina silicatos, como son el separador de criba molecular V-250, y las Cribas moleculares secantes V-251, V-252 estas dos trabajan de forma alternada es decir durante la adsorción de la V251, la V-252 ésta en deshidratación, la deshidratación comprende etapas de regeneración con gas residual caliente, enfriamiento, presurización, despresurización y stand-by. El gas libre de agua es filtrado separando hidrocarburos líquidos en los filtros F253, F-254. l gas caliente empleado para la regeneración de las Cribas moleculares V-251 y V-252 es enfriado en el AC-256 y regenerados en el V-255, el agua separada se drena a la piscina API y los gases van a los compresores # 1, 2, 3, 4 y 6.


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El sistema de deshidratación de glicol, planta carrasco cumple con el objetivo de eliminar en parte las moléculas agua arrastrada en forma de partículas pequeñas en el gas, que a continuación describimos.

8.6.1.3.

Equipos, instrumentos y Parámetros de Operación.TORRE CONTACTORA DE GLICOL (T-01).-

Propósito y descripción.- El gas de los separador de producción y de prueba de alta presión o de la salida de la planta de amina fluye a la torre de contacto gas/ glicol para ser deshidratado. El propósito de la torre de contacto es quitar el agua de la corriente de gas, esto se logra al circular glicol caliente en contra flujo del gas. El glicol entra por la parte superior de la torre, por encima de la bandeja # 1 y se esparce hacia abajo por los vertederos de las bandejas siguientes realizando un contacto directo con el gas que fluye por el interior de la torre; El gas entra por la parte inferior de la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas realizando un contacto intimo con el glicol, formando una unión química leve entre el glicol y el agua. El gas deshidratado que sale de la torre de contacto fluye a través del permutador (intercambiador) de color, y de ahí al depurador de glicol (separador final) en la salida de la torre de contacto, y luego al ingreso a la planta criogénica. Control e instrumentación.Indicador local de presión. Indicador local de nivel. Válvula de alivio. Líneas de drenaje de glicol y de hidrocarburos. Funcionamiento.- En condiciones normales de operación La típica presión y temperatura del gas de ingreso a la torre de contacto son de 1150 psig y 100ºf. El contenido de agua de la corriente de gas saturada en estas condiciones es 57 libras/mmscf a la entrada de la torre contactora. La típica presión y temperatura del gas de salida en la depuradora de glicol en la salida de la torre de contacto es 1145 psig y 91ºF. El punto de rocío del gas de salida de la torre de contacto, medido en la depuradora de glicol de salida con un analizador de punto de rocío, es (según se informa) 32 a38ºf.


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La corriente de gas es deshidratada a un nivel de contenido de agua de 7–8 libras/MMscf, en una presión de 1145 psig, el punto de rocío sería 35ºf. Estos números de punto de rocío son consistentes con las operaciones en la torre de contacto. Esta información indica, la torre de contacto está haciendo un buen trabajo de deshidratar la corriente de gas. PROCESO DEL SISTEMA DE TRIETILEN-GLICOL.Propósito y descripción.- El flujo del glicol magro (puro) de la unidad de regeneración pasa a través de un permutador de color antes de entrar a la torre de contacto. Después de pasar por la torre de contacto, el glicol saturado de agua retorna al patín de regeneración. En el patín de regeneración la corriente de glicol saturado con agua pasa a través de un filtro a filtrarse y prosigue por la columna del alambique para su regeneración. Después de pasar por la columna del alambique el glicol puro fluye al rehervidor donde se completa el proceso de regeneración. El glicol magro (puro) entonces sale del rehervidor para ser almacenado y enfriado en el acumulador. Desde el acumulador, el glicol regenerado magro se bombea otra vez hacia la torre de contacto. Se utilizan bombas marca “Unión”, operadas con motores eléctricos para la circulación del glicol. Para que el glicol tenga una vida larga y sin problemas en el proceso, es necesario conocer algunos problemas principales que se presentan en el control del glicol: A.- oxidación. B.- descomposición térmica. C.- variación del PH. D.- contaminación con sal. E.- presencia de hidrocarburos líquidos. F.- acumulación de barro. Formación de espuma. Para realizar el control del glicol es necesario realizar un control de rutina y proveer información para determinar las condiciones del glicol. Estos análisis pueden ser: A.- medición del PH. B.- determinación del contenido de sal. C.- determinación de la presencia de HCB líquidos.


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D.- determinación del contenido de sólidos. E.- determinación de la pureza del glicol. Control e instrumentación.Indicador local de presión Indicador local de temperatura. Indicador de diferencial de presión del filtro. Flujo de glicol En condiciones normales de operación la actual taza de flujo de circulación glicol es 8,25 GPM (galones por minuto) (11.880 galones/día). La temperatura del glicol puro (magro) en la descarga de la bomba es 235 ºf con una presión de 1160 psig. Generalmente se mantiene la temperatura del rehervidor en 350ºf, pero tiene un rango de300 a 385ºf. Pureza del glicol 98 % y PH 7.2 – 7 5 tomados de la descarga de la bomba, Además cuando se sube la temperatura del rehervidor, es importante controlar la temperatura del glicol magro que entra en la torre de contacto para asegurar que se mantenga en aproximada mente 15 grados f por encima de la temperatura del gas de ingreso a la torre, no se utiliza antiespumantes, no se observa perdidas considerables de glicol en la torre contactora. Las pérdidas de glicol. 5,3 galones día están en el nivel que normalmente se esperaría. Se calcula que las pérdidas deben ser 0,1 galones por mmscf de gas, o 5,5 gal dia de gas en una taza de 55 – 60 MMSCFD. El diseño de la torre de contacto y la unidad de regeneración, por medio de BS&B en Londres.

Estos dibujos muestran la configuración interna de la torre de contacto que consiste de cinco bandejas de burbujeo espaciados cada 27 plg. El espesor de del casco de la torre de contacto es de 1y5/8 pulgadas. El rehervidor y el acumulador son de 36” OD x14 4 cada uno. El rehervidor tiene una línea interna de gas deslizante mientras el acumulador tiene una bobina precalentadora interna de gas combustible y una bobina precalentadora de glicol puro. Análisis del sistema Actualmente con una taza de gas de ingreso de 55 - 60 mmscfd y un contenido de ingreso de agua a la torre contactora de 57 libras de agua por mmscf, para llegar a un contenido de agua de 7 libras agua por mmscf en el gas en la salida de la torre,


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se debe remover 2750 libras de agua por día. Típicamente, la taza de circulación deseada para el glicol es 3 galones de glicol por libras de agua removida. El resultante requeridos de glicol serían 8250 galones día o 5,7 GPM. La calidad de 97 – 98 % de pureza del glicol. La única filtración del glicol consiste en un filtro tipo sock ubicado en la línea de retorno del glicol puro y en un filtro en la succión de la bomba para remover sólidos. Filtro de carbón de madera PECO 10 5 44 o igual, diseñado para 16 gpm de capacidad de

SEPARADOR FINAL (V-05).Propósito y descripción.- El separador final, es un depurador horizontal de glicol y de hidrocarburos líquidos, cumple la función de separar el glicol y hidrocarburo arrastrados por el gas.

Controles e instrumentación.Indicador local de presión. Indicador local de temperatura. Indicador de nivel local.

Funcionamiento.- En condiciones de operación de 1145 psi temperaturas de acuerdo al contacto de la torre y del intercambiador, el gas del separador final sale por la parte superior y se dirige hacia la planta criogénica. Los líquidos se drenan por la parte inferior, que son recuperados en tambores o drenados en el separador de baja de producción. 8.6.2. SISTEMA DE DESHIDRATACION POR TAMICES MOLECULARES.8.6.2.1.

Sistema de Deshidratación por Sólidos

El sistema de deshidratación por tamices moleculares, para remover las moléculas de agua del gas de entrada a la planta, está diseñados dos torres de proceso de adsorción o reactivación. Los tamices moleculares son cristales que están formados por silicio de aluminio producidos sintéticamente (cerámica sintética) con moléculas de sodio (Na) en los vértices de los cristales, que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del gas. El tamiz tiene afinidad con el agua


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debido a su polaridad que tiene y se reactiva removiendo las moléculas de agua y volviendo a su estructura cristalina normal. 8.6.2.2.

Procesos de Adsorción.-

En general éste tipo de instalaciones están equipadas inicialmente con un separador de entrada, utilizado para interceptar y separar los líquidos presentes en el flujo, evitando inconvenientes en el proceso que puedan reducir la capacidad del adsorbente. La corriente principal de gas pasará por una de las dos Torres de Secado, tomando contacto con el desecante que permitirá la remoción de los vapores de agua. Otro flujo de reciclo o regeneración, pasará a contracorriente por la segunda Torre, donde el agua adsorbida en el ciclo anterior por la misma, será barrida por el gas caliente (generalmente un 10% de la corriente principal, y entre 350° F a 450°F, dependiendo del tipo de desecante utilizado) hacia un enfriador y un posterior separador del agua condensada. Alternativamente entonces, una Torre está adsorbiendo los vapores de agua del flujo principal, mientras en la otra se está regenerando el desecante

a principal diferencia, radica en el punto dónde se toma el gas para el flujo de regeneración. Controladores cíclicos o temporizadores, permiten el cambio automático de las torres según un programa horario establecido. Basados en las características y métodos mencionados, son dos las variables generalmente utilizadas por aspectos prácticos y económicos. 8.6.2.3.

Equipos, instrumentos y Parámetros de Operación.-

DEPURADOR FILTRO (V-250).Propósito y descripción.- El separador filtro de la entrada a la planta criogénica, esta diseñado para separar sólidos, líquidos y glicol arrastrados en el gas. Este depurador tiene dos niveles de separación, un nivel superior filtro de 0.3 micrones y nivel inferior filtro de 20 micrones. El propósito del depurador es impedir que se arrastre contaminantes a la unidad de deshidratación de tamices moleculares.


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Control e instrumentación.Indicador local de temperatura. Indicador local de presión. Indicador local de nivel. Transmisor de alto y alto nivel al DCS. Válvulas de drenaje y de alivio. Transmisor de presión, temperatura, flujo y punto de rocío al DCS. Funcionamiento.- Durante las operaciones normales de operación se debe controlar la presión de 1250 psi, 110 ºf, nivel flujo, punto de rocío y diferencial de presión 10 a 15 psi máximos en condiciones de operación. DESHIDRATACION POR TAMICES MOLECULARES (V-251, V-252).Propósitos y descripción.- Los tamices moleculares (pelotas de cerámica) están formados por capas de diferente diámetro en la torre, ordenadas y separados por mallas; los de mayor diámetro se encuentran en la parte superior y inferior, que sirven para distribuir el gas uniforme por todo el absorbente, y los de menor diámetro se encuentran en la parte central de la torre que cumplen como absorbente. En el interior de la torre esta formado por tres capas en orden de tamaño. 1. - pelotas de cerámica de 1/2plg. 2. - pelotas de cerámica de 1/8 plg. 3. - paletas de cerámica de 1/ 4 plg. 4. - tamiz absorbente molecular 4 a La vida útil del tamiz molecular esta en función del número de regeneraciones y del control de contaminante. Contaminantes: Aceite de lubricación compresores, condensado o ceras del gas de alimentación, glicoles, aminas, oxigeno y sólidos.

Control e instrumentación.Indicador local de presión de entrada y salida. Indicador local de temperatura de entrada y salida. Transmisor de temperatura al DCS de entrada y salida. Transmisor de diferencial de presión alta y baja al DCS. Válvulas de alivio.


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Funcionamiento.- En operaciones normales del proceso de adsorción o reactivación del tamiz cumple dos ciclos de deshidratación. CICLO DE ADSORCIÓN.Las torres en el periodo de adsorción manejan un caudal de gas de 70 mmpcd ,8.3 lb de agua por 100 lb de tamiz molecular; el gas ingresa a la torre con un contenido de 7 – 8 lb de agua por mmpcd de gas, punto de rocío de 30 a 45 ºf y sale por debajo de 1 ppm de agua en el gas y punto de rocío de – 100 a - -165 ºf , presión de 1250 psi y 100 ºf máximo. Actualmente con 53 –60 mmpcd, 1130 psi 100 ºf y sale menor a un ppm de agua en el gas, punto de rocío de -138 ºf. El gas seco se dirige hacia los filtros secos de polvo .y prosigue su curso hacia el área criogénico. CICLO DE REGENERACION.En el periodo de regeneración el calor hace que las moléculas de agua si existen sean liberadas de las cerámicas activa. Este calor es requerido más o menos de 1800 btu/lb de calor, comparado con el calor del agua de 1000 btu/lb. Para lograr el buen secado del tamiz es necesaria una adecuada temperatura y distribución uniforme del gas en el periodo de regeneración. Las temperaturas actuales de operación son de 450 a 480 ºf a la salida de los deshidratadores, para llegar a estas temperaturas el gas es calentado a 550 ºf en el calentador suficiente como para calentar todo el sistema de regeneración (cañerías, recipientes, bolas de cerámica y tamiz molecular). Los contaminantes durante el periodo de regeneración reaccionan formando coque, polvo del tamiz, taponamiento por sólidos, canalizaciones, degradación termal que reducen la capacidad y la vida útil del tamiz. En el periodo de regeneración se utiliza de 3.5 mmpcd de gas para liberar el agua del tamiz y de 4.5 mmpcd para enfriamiento de la criba, suficiente como para que ingrese la torre al periodo de adsorción.

El gas de regeneración es tomado del gas residual de la salida del aereoenfriador AC270 y 271 y pasa por un compresor centrifugo (K-257) para comprimir y elevar presión para vencer las perdidas en las líneas y equipos, e ingresa por la parte inferior de la torre a regenerar previamente calentado en un calentador (H-277) a baño de sal (baño maría), y


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sale por la parte superior de la torre para continuar el flujo por un aereocondeasador (AC256), donde condensa todo el agua asociado en el gas y se separan en un depurador filtro seco de un micrón (V-255), el agua es drenado hacia la piscina API o a los tanques de almacenamiento para su inyección a la formación; y el gas nuevamente es asociado al gas residual de la succión de los compresores. COMPRESOR (H-257).En las operaciones del compresor de gas de regeneración se deben controlar e instrumentos de control: Transmisor de bajo flujo al DCS Transmisor de baja presión al DCS. Indicador local de presión. Alarma de paro del compresor. Control de flujo desde la sala de operaciones. CALENTADOR (H-277).Es un calentador de gas indirecto a baño de sal, y se controla los siguientes: Temperatura del cuerpo del calentador. Válvulas del quemador principal y del piloto. Alarma de paro de alta temperatura. AEREOCONDENSADOR (AC-256).Control de velocidad alta y baja velocidad. Alarma de paro del aerocondensador. Alarma de alta temperatura. DEPURADOR FILTRO DE POLVO SECO (V-255).Este filtro cumple la función de depurar el agua y los tamices arrastrados en el gas de regeneración. Tiene los siguientes instrumentos de control. Indicador local de temperatura. Indicador local de presión. Transmisor de diferencial de presión. Válvulas de drenaje y de alivio. Transmisor alto nivel alarma al DCS. La secuencia de tiempo de operación en las Cribas es:


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A.- tiempo de adsorción ------------------------------- 20 hrs. B.- tiempo de despresurización ---------- ------------ 25 min. C. - tiempo de regeneración --------------------------- 8 hrs. D. - tiempo de enfriamiento --------------- ------------ 5 hrs. E - tiempo de presurización -------------- ------------ 25 min. F. - tiempo de estandby -------------------- ------------ 6 hrs. G. - tiempo de apertura y cierre de válvulas --------- 10 min. Funcionamiento.En condiciones normales de operación, el filtro debe manejar 70 mmpcd, presión de 1250 psi y presión diferencial de 15 psi máximo; unas ves que la presión diferencial a alcanzado 15 psi se debe hacer el respectivo cambio de flujo del gas por el otro depurador y proceder a cambiar el filtro obturado. El flujo de gas deshidratado, de la salida de los filtros secos se dirige hacia el área criogénica (intercambiadores de calor).

8.6.3. PLANTA DE GLICOL, DESHIDRATACIÓN POR ABSORCIÓN 8.6.4. PLANTA DE GLICOL B&SB 8.6.5. PLANTA DE GLICOL NATCO 8.6.6. PLANTA DE GLICOL PROPAK 8.7.

ghrt

8.7.1. SISTEMA DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS PLANTA CRIOGENICA.8.7.1.1.

Proceso de Fraccionamiento.-

Con respecto al petróleo cualquier mezcla de gas configura un fluido muy liviano. A su vez, al comparar los diversos componentes que integran la mezcla de gas, tendremos desde los componentes más livianos, como el metano y el etano, hasta los más pesados, que pasan a formar la gasolina blanca. Analicemos ahora el conjunto de torres que conforman la planta de fraccionamiento. En la primera columna, en la cual entra la mezcla de gas natural, podríamos producir metano y etano (que saldría por el tope de la primera torre) dejando el propano y lo componentes más pesados para que salgan por el fondo de esa primera torre.


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En la segunda torre, podríamos retirar por el tope el propano, sacando por el fondo los componentes más pesados. En la tercera columna separaríamos el butano de la gasolina. Y si el mercado lo permite, pudiéramos incluir una torre adicional para separar el butano entre sus dos componentes (isobutano y normal butano). El metano y el etano se lo venden por tuberías, para satisfacer la demanda energética de gas natural. En ese caso se requiere del tendido de las tuberías necesarias para conducir el producto. El propano, se lo vende en garrafas en estado puro, para atender la demanda de aquellos lugares hasta donde no lleguen las tuberías. Este producto también se puede utilizar en sustitución de la gasolina de motor. Algunas veces se prepara una mezcla de propano y butano para venderlo como LPG. La gasolina blanca tiene múltiples usos, pero, se convierte en gasolina de motor al mezclarla tetraetilo de plomo o MTBE (metil-ter-butil-éter). De esa manera habremos satisfecho la demanda de productos energéticos de uso común en el mercado internacional. 8.7.1.2.

Torres de Fraccionamiento.-

Es cada uno de esos cilindros verticales, altos y de gran diámetro, que suelen configurar el entorno de una Planta Fraccionadota. Aunque tal cosa no se descubre a simple vista, están organizados para sacarle al petróleo los diferentes componentes, desde los más livianos hasta los más pesados. Cada una de las torres se encarga de retirarle una porción a la cadena de hidrocarburos. Al comienzo saldrán los más livianos y, progresivamente, los pesados; hasta dejar los bitúmenes pastosos que ya no aceptan mayores cortes. Con el gas natural ocurre lo mismo, pero en este caso se trata de la separación de los integrantes más livianos de la cadena de hidrocarburos. ¿Cómo se produce el fraccionamiento dentro de la torre? Lo primero que se debe aclarar es que, interiormente, la torre tiene una presión más o menos estable en toda su longitud. La única diferencia de presión que hay entre el tope y el fondo es debido al peso propio de los fluidos. En cambio la temperatura del tope es mucho más baja que la del fondo de la torre. Aquí está la clave de la separación. Imaginemos que colocamos una porción


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de gasolina en un recipiente abierto, de inmediato se empezarán a desprender los componentes más volátiles y, obviamente, los vapores empezarán a ascender. Cuando se trata de una columna fraccionadora la parte liviana se irá al tope de la torre mientras que la porción pesada quedará en el fondo. Imagínese ahora que la torre está llena con una serie de platos igualmente distanciados entre el tope y el fondo, de tal manera que los líquidos vayan cayendo, de uno a otro plato, hasta llegar al fondo. Obviamente, en cada uno de esos recipientes habrá burbujeo y desprendimiento de la porción más volátil. Por cuanto hay líquidos que entran a la torre de manera continua a la altura del plato de carga, ubicado en su zona media, los platos de burbujeo estarán siempre llenos y existirá en equilibrio una porción de vapor que, desde cada plato, asciende hacia el tope, así como, una porción de líquidos que baja hasta el fondo de la columna. Existe también la zona superior, que se llena de líquido gracias al reflujo, también en estado líquido, que entra al primer plato para completar la operación. Así que, con este aporte, todos los platos de la torre estarán llenos de líquido y, al entrar en contacto con los vapores que suben, garantizarán el equilibrio termodinámico en cada una de las etapas o platos de burbujeo. Si ahora recordamos que la temperatura del fondo es la más alta, con respecto al tope, será fácil entender que, dentro de la torre, existe un gradiente de temperatura. Es decir que, desde el tope hacia el fondo, la temperatura en cada plato es cada vez más alta. Eso permite que los fluidos se vayan evaporando a medida que descienden. Es fácil aceptar que las porciones más pesadas necesiten de mayor temperatura para evaporarse. De esa manera la torre irá estratificando los fluidos en función de sus respectivos puntos de burbujeo. Los más pesados hacia el fondo y los más livianos en los platos del tope. Así, en el caso de las refinerías si se tratara de producir un fluido liviano (una gasolina, por ejemplo) habría que sacarla de los platos del tope, mientras que, un aceite pesado, habría que obtenerlo de los platos del fondo. El operador podrá decidir de qué plato debe retirar un determinado producto para satisfacer los requerimientos de algún comprador. 8.7.1.3.

Planta Criogénica – Carrasco.-

La moderna planta turbo expansora criogénica de carrasco, puede recuperar propano por encima del 95% y 100 % de la gasolina natural de la alimentación del gas natural. Es importante la eficiencia de la integración del calor entre el gas de


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admisión y el gas residual para la refrigeración, que nos permite mejorar el intercambio de temperatura y mejorar la eficiencia termodinámica del proceso para la recuperación de líquidos. En esta planta turbo expansora también los adelantos del software de simulación de proceso y los ingenieros de proceso han contribuido a la eficiencia termodinámica para la recuperación de líquidos. En la planta también cuenta con un bypass del turbo expansor, Válvula JT (efecto de Julio Thompson) significa que los parámetros de operación son diferentes que por turbo expansor que explicaremos mas adelante. En esta planta se produce la separación del metano, condensando los hidrocarburos más pesados a bajas temperaturas.

El gas proveniente de los filtros F-253/254 ingresan por un sistema de intercambiadores gas / gas E-260A/B, estos gases ingresan al separador V-261, el cual trabaja a una temperatura de -7°F, del separador V-261 los líquidos son transportados pasando por el intercambiador E-261 a la torre desetanizadora a la altura del plato #18, los gases a baja temperatura (próximo a 0°F) salen por la parte superior, enfrían el reflujo en E-267 y se dividen, una parte va directamente al separador de baja temperatura DHX T-264 (controlar la temperatura, diferencia de presión) y la otra va al turbo-expansor donde se produce una caída de la presión y temperatura (hasta de -90°F, para luego juntarse nuevamente antes de ingresar al separador DHX T-264.De este separador los hidrocarburos líquidos son bombeados por las Bombas P-265A/B a la torre T-263 (controlar nivel, presión, temperatura de fondo, temperatura del plato #20) previo se divide para pasar por el intercambiador E267, el gas sale por la parte superior de la columna y conducido para aprovechar su baja temperatura en los intercambiadores E-262, E-260B, E-260A, finalmente son conducidos al turbo compresor K-269 para luego dividirse su flujo a los compresores # 1,2,3,4,6, quemador, y para gas combustible para generador, compresor, horno. Los gases que salen por la parte superior de la desetanizadora son enfriados en los intercambiadores E-267 y E-262 y conducidos al plato #1 del separador DHX T264, para los líquidos superiores se cuenta con un sistema de aceite caliente en el rehervidor de reflujo E-278 y los líquidos de fondo son depositados en el separador V-266 y transportados a la Desbutanizadora.


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8.7.1.4.

Equipos, instrumentos y Parámetros de Operación.INTERCAMBIADORES DE CALOR G/G (E-260 A/B Y G/L E-261 A).-

Propósito y descripción.- El gas de admisión es subenfriado en los intercambiadores con el gas residual frío y liquida frío del separador de la entrada al turbo expansor para condensar los componentes de mayor peso molecular como la gasolina natural recuperado de la corriente de carga del gas natural. De acuerdo a esta explicación podemos decir que los intercambiadores gas/gas y gas /líquidas son planchas de doble paso donde se efectúa el enfriamiento el gas de admisión y precalentamiento del gas residual en contra corriente. Control e instrumentación.Indicadores de temperatura de entrada y salida local. Indicadores de temperatura en el DCS. Válvulas manuales de control. Funcionamiento.- Los intercambiadores deben manejar 70 mmpcd y presión 1350 psi máximos. El gas de admisión entra por la carcasa del intercambiador, y el gas residual frío por los tubos. El gas de la carga se dirige al separador de alta presión a la entrada del turbo expansor. SEPARADOR DE ALTA PRESION (V-261).Propósito y descripción.- Los líquidos condensados por enfriamiento en los intercambiadores del gas de admisión son recuperados en el separador de alta presión de la criogénica, con el objetivo de enfriar más el área criogénica. Vale hacer notar que si el gas es más macro o seco se enfría mas el gas en la entrada al expansor, si el gas es más rico se necesita una refrigeración externa para enfriar. Control e instrumentación.Indicador local de presión y temperatura. Transmisor de presión y temperatura al DCS. Válvula de control de nivel y de alivio. Funcionamiento.- El líquido sale por la parte inferior del separador y va a intercambiar calor una parte del gas de admisión y continua su flujo hacia el cuello de la desetanizadora. El gas sale por la parte superior, se dirige a la entrada del expansor o J.T. Las condiciones de operación de 1350 psi 70 mmpcd,- 20 ºF condiciones actuales de operación de 1100 psi –10 ºF y 52 mmpcd.


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TURBO EXPANSOR (E-268) -COMPRESOR (E-269).Propósito y descripción.- Los expansores son turbinas centrifugas con alabes angulares diseñados para el tipo de gas a procesar y recuperar los gases licuables de mayor peso molecular por expansión del gas, este proceso es iso-entropico a entropía constante, es un proceso irreversible. Control e instrumentacion.Válvulas de control ON –OFF de entrada al expansor 268 A/B y 269 Válvula de control de presión de entrada al expansor PC- 268B. Programa lógico de control PLC. Bombas de aceite P-272 A/B. Aéreo enfriador AC-272. Gas de sello expansor – compresor. Válvula de control de temperatura de gas de sello. Panel de control local del expansor –compresor. Control de vibración y temperatura en el MCC-100. Alarma de paro en el DCS del turbo expansor. Válvulas de control manual de entrada y salida del expansor. Válvulas de drenaje del expansor- compresor. Válvulas de alivio. Paro de emergencia del turbo expansor. Funcionamiento.- El gas subenfriado es enviado al expansor con una presión de 1100 psi, temperatura de –15 ºF donde se expande isoentrópicamente, y sale con una presión de 320 psi y temperatura de –95 ºF en condiciones normales debe operar de 50- 70 mmpcd de gas en proceso. Se conoce con sistema criogénico, porque las temperaturas son menores a –60 ºF el cual esta operada por él turbo expansor, el descenso de temperatura es por la caída de presión del alimento y salida del turbo. VALVULA JT (PCV-268 A).La válvula J.T. es un bypass del turbo expansor; cuando se requiere realizar mantenimiento o se presenta algún problema del turbo expansor la planta criogénica sé operada por la válvula J.T.


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Propósito y descripción.- La válvula J.T. es un proceso de expansión a entalpía constante. El enfriamiento es menor y porcentaje de recuperación, de los hidrocarburos líquidos, la caída de presión es menos. Control e instrumentación.Control de operación desde el DCS. Válvulas de control manual. Funcionamiento.- El gas subenfriado es enviado a la válvula J.T. con una presión de 1100 psi, temperatura de 0 ºF a 20ºF donde se expande a entalpía constante, y sale con una presión de 430 psig y temperatura de –48ºF a -60 ºF en condiciones normales de operación de 50- 70 mmpcd de gas en proceso. El gas procesado de la salida del turbo expansor y la válvula J.T. se dirige al separador de baja más conocido como DHX. SEPARADOR DE BAJA DHX (V-264).Propósito y descripción.- Uno de los procesos más eficaces para la recuperación de propano, es la concentración y atención en el separador de salida del expansor, parece lógico concentrar la atención en esta área de la planta a fin de reducir las perdidas de líquidos en el vapor del gas residual. El separador de salida del expansor es una torre recontactora con pocas bandejas. Donde la mayor parte del propano contenido en la fase de vapor se recupera por el reflujo de la cima de la torre, este reflujo consistente de los vapores de la cima de la Desetanizadora y el intercambio de calor con los líquidos de fondo de la DHX, en los intercambiadores de la cima de la torre, aprovechando al máximo el intercambio de energía entre la corriente caliente y fría. La flexibilidad del funcionamiento para la máxima recuperación de propano es el manejo de válvulas de modo que pueda controlar las temperaturas en los intercambiadores de la cima de la torre, entre el rechazo de la Desetanizadora y el flujo del líquido del fondo de la DHX. Y el gas residual. Cabe hacer notar que las plantas convencionales la recuperación de líquidos son máximas hasta el 85% como Vuelta Grande; actualmente en la planta carrasco recupera del 94% al 96% de propano. También quiero hacer notar que la presión diferencial de torre a torre debe existir de 5 a 50 psig de diferencia. Control e instrumentación.-


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Indicador local de presión y temperatura. Indicador local de presión diferencial. Indicador local de nivel. Transmisor de nivel al DCS. Transmisor de presión y temperatura al DCS. Funcionamiento.- El líquido sale por la parte inferior de la torre recontactora y es bombeado por bombas de reflujo (P-265 A/B) a la cima de la Desetanizadora, que pasa por el intercambiador de la cima de la torre(E-267)para intercambiar calor con el rechazo de la Desetanizadora, controlada por una válvula automática(TIC-267) de control de temperatura, una parte del líquido pase por el intercambiador y otra directo a la torre Desetanizadora. En condiciones normales de operación con turbo expansor de gas residual de 48 - 57 mmpcd, temperatura de –90 ºF a –95ºF, presión de 320, presión diferencial de 1.7 psi, factor de recuperación de 94% a 96% de propano. En condiciones de operación de la planta criogénica por la válvula J.T. temperatura de –48 ºF a –60 ºF, presión de 435 psig a 430 psig. El factor de recuperación es de 55% a 60%. Los líquidos recuperados del separador de alta y de la DHX se dirigen a la Desetanizadora, anteriormente mencionados. El gas de salida, por la cabeza de la torre recontactora (DHX) gas residual, pasa por el intercambiador de la cima de la torre (E-262) para intercambiar calor con el gas de rechazo de la Desetanizadora, este gas de rechazo de la Desetanizadora es controlado por una válvula automática de control de temperatura (TIC-262) para controlar la eficiencia del intercambio de calor; una parte del gas de rechazo pasa por el intercambiador y otra directo, donde se juntan en la entrada de la torre DHX. La salida del gas residual del intercambiador E-262 se dirige hacia los intercambiadores de entrada a la planta criogénica para intercambiar (E-260 A/B) con el gas de admisión a la planta criogénica, y posteriormente dirigirse hacia el booster compresor. INTERCAMBIADORES E-267 Y E-262.Los intercambiadores son para optimizar la recuperación de líquidos entre el gas caliente y frío, nos ayuda a recuperar los líquidos de la fase vapor del gas residual en la DHX. Una característica singular de la Desetanizadora es que se pierde un 5% de propano, recuperado en la DHX, también sin el reflujo del rechazo de la


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Desetanizadora que ingresa a la cabeza de la DHX se perdería aproximadamente un 10 % de propano, quiere decir que el reflujo del rechazo de la Desetanizadora nos ayuda a recuperar un 10 % de propano. Continuamos con el gas residual de la salida del intercambiador E- 260 A/B. BOOSTER COMPRESOR (K-269).Propósito y descripción.- El compresor es centrifugo con alabes angulares diseñados para comprimir el gas residual a la presión de succión de los compresores residuales, al igual que el expansor es un proceso isentropico a entropía constante. El principio fundamental es ganar la energía del expansor para comprimir el gas residual y al mismo tiempo frenar la aceleración del expansor. El turbo expansor – compresor están comunicados por un eje de transmisión en el cual el gas de entrada al expansor entra en una dirección y el gas residual en otra dirección al compresor. Para que no exista comunicación de flujo de fluidos entre el compresor y el expansor, cuenta con sellos de gas residual caliente de la descarga de los compresores de 90ºF a 130ºF en dos puntos de la turbina (expansor – compresor) con una presión de 500psig a 600psig. En el centro de los puntos de gas de sello se tiene circulación de aceite. Este aceite cumple la función de refrigerar y lubricación al eje de transmisión del expansor compresor, para no afectar con elevadas temperaturas los sistemas de transmisión e instrumentación de la turbina, el aceite es bombeado por bombas P-272 A/B a la turbina, este aceite caliente circula por un enfriador AC-272 para enfriar y continuar su ciclo por filtros hacia el reservorio de aceite y continuar el ciclo de refrigeración. El expansor tiene drenajes de líquido de los cojinetes y un indicador de temperatura gas de sello para comprobar la circulación de gas. El turbo expansor compresor tiene un sistema de control local programado PLC, programa lógico de control con parámetros definidos de operación el cual recibe señales de transmisión desde diferentes puntos del expansor compresor y analiza las condiciones de operación y envía la señal de paro en caso de parámetros fuera de su programa, así mismo cuenta con un panel de control de operaciones donde se puede verificar las condiciones de operación. El programa PLC tiene un enlace de control con el programa DCS (sala de control) de donde se pude parar y arrancar el turbo o controlar a media carga de acuerdo a los parámetros de operación; Para la puesta en marcha del turbo expansor


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primeramente se debe preparar en el programa PLC y posteriormente dar la señal de arranque desde el DCS, o también se puede arrancar localmente desde el PLC. En caso de emergencia cuenta con paro de emergencia operado en el PLC. Control y instrumentacion.Válvula de seguridad ON OFF. Válvula bypass del compresor. Programa lógico de control PLC. Bombas de aceite P-272 A/B. Aéreo enfriador AC-272. Gas de sello expansor – compresor. Válvula de control de temperatura de gas de sello. Panel de control local del expansor –compresor. Control de vibración y temperatura en el MCC-100. Alarma de paro en el DCS del turbo expansor.. Válvulas de drenaje del expansor- compresor. Válvulas de alivio. Funcionamiento.- El gas residual de la salida de la DHX se dirige hacia el booster compresor una presión de 310 psig, temperatura de acuerdo a la temperatura ambiente de donde se comprime isoentrópicamente a una presión de 405 psig – 430 psig o presión de succión de los compresores residuales y temperatura de 120ºF a 145ºF en condiciones normales de operación de 48 - 60 mmpcd de gas residual. El gas de la salida del booster compresor se dirige hacia la succión de los compresores residuales previamente enfriado en los aéreo enfriadores AC-270-71. A una temperatura de 70ºF a 100ºF.


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Ypfb Chaco

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